Relazione e bilancio d`esercizio 2012 - e

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Relazione e Bilancio
di esercizio di
Enel Distribuzione SpA
al 31 dicembre 2012
al
Indice
Organi sociali .............................................................................................. 1
Relazione sulla gestione ............................................................................. 3
L’esercizio 2012 in sintesi ............................................................................................................... 4
Quadro normativo e tariffario ....................................................................................................... 8
Andamento operativo ..................................................................................................................... 15
Investimenti ....................................................................................................................................... 28
Politica ambientale .......................................................................................................................... 29
Risorse umane .................................................................................................................................. 34
Risultati economico-finanziari ..................................................................................................... 39
Prevedibile evoluzione della gestione....................................................................................... 51
Altre informazioni............................................................................................................................. 53
Proposte all’Assemblea .................................................................................................................. 55
Bilancio d’esercizio ................................................................................... 56
Prospetti contabili .................................................................................... 57
Conto Economico ............................................................................................................................. 58
Prospetto dell’utile complessivo rilevato nell’esercizio ...................................................... 59
Stato Patrimoniale ........................................................................................................................... 60
Prospetto delle variazioni di patrimonio netto ...................................................................... 61
Rendiconto finanziario .................................................................................................................... 62
Note di commento .................................................................................... 63
Informazioni sul Conto Economico ............................................................................................ 91
Informazioni sullo Stato Patrimoniale .................................................................................... 104
Impegni contrattuali e garanzie ............................................................................................... 139
Informativa sulle parti correlate .............................................................................................. 140
Attività e Passività potenziali..................................................................................................... 143
Fatti di rilievo intervenuti dopo la chiusura dell’esercizio............................................... 145
Compensi alla Società di Revisione......................................................................................... 145
Attività di direzione e coordinamento .................................................................................... 146
Corporate governance ............................................................................ 147
Relazioni ................................................................................................. 149
Relazione della Società di Revisione....................................................................................... 150
Relazione del Collegio Sindacale .............................................................................................. 152
Organi sociali
Consiglio di
Amministrazione
Collegio Sindacale
Società di
Revisione
Presidente
Paolo Andrea Colombo
Presidente
Giovanni Ferreri
Reconta Ernst
Young SpA
Amministratore Delegato
Livio Gallo
Sindaci effettivi
Raffaella Pagani
Giancarlo Russo Corvace
Consiglieri
Anna Brogi
Andrea Angelino
Francesco Buresti
Luigi Ferraris
Raffaella Poggi d’Angelo
Bernardo Quaranta
Sindaci supplenti
Sabina Staffa
Alberto Gusmeroli
Relazione e Bilancio di Enel Distribuzione SpA al 31 dicembre 2012
1
&
2
Relazione sulla gestione
3
L’esercizio 2012 in sintesi
Il mercato elettrico nel 2012
L’anno 2012 è stato caratterizzato da una riduzione della richiesta di energia elettrica in Italia,
che è stata pari a 325,3 TWh, con una riduzione del -2,8% rispetto al 2011 (334,6 TWh dato
aggiornato).
La produzione netta nazionale ha avuto un decremento del 2,3%, passando da 291,4 TWh (dato
2011 aggiornato) a 284,8 TWh, con un incremento della produzione interna da fonte
fotovoltaica (+72%), eolica (+34%) ed una riduzione della produzione da fonte geotermica (1%), idroelettrica (-8%) e termoelettrica (-6%); le importazioni di energia elettrica sono
diminuite del 5%.
Enel Distribuzione SpA ha distribuito ai clienti finali 238,2 TWh (pari a circa l’80% del mercato)
a fronte di 245,6 TWh nel 2011 (dato aggiornato).
Dati di sintesi
Per la definizione dei criteri di determinazione dei successivi indicatori di performance si rinvia
alla successiva sezione “Risultati economico - finanziari”.
Milioni di Euro
DATI ECONOMICI
2012
2011
Restated
Margine trasporto energia
4.731
4.624
Margine operativo lordo
4.098
4.116
Ammortamenti complessivi
Risultato operativo
(974)
3.124
Proventi/(Oneri) finanziari netti
Utile dell'esercizio
(343)
1.625
2012
DATI PATRIMONIALI E FINANZIARI
(886)
3.230
(175)
1.831
2011
Restated
Capitale investito netto
11.180
11.134
15.019
14.509
Patrimonio netto
5.179
8.845
Indebitamento finanziario netto
6.001
2.289
Cash Flow da attività operativa
3.026
3.446
Investimenti in immobilizzazioni
1.429
1.305
di cui:
Immobilizzazioni materiali
PERSONALE (NUMERO AL 31.12)
N°18.309
4
N°18.637
Eventi di rilievo del 2012
Gennaio
Operazioni societarie
In data 18 gennaio 2012, in esecuzione dell’accordo sottoscritto il 16 novembre 2010 con SEL
Società Elettrica Altoatesina S.p.A. (“SEL” riconducibile, per una quota del 94%, alla Provincia
Autonoma di Bolzano), in base al quale Enel Distribuzione aveva conferito il ramo di azienda
relativo alle attività di distribuzione di energia elettrica nel territorio della Provincia di Bolzano in
favore della SELNET S.r.l. e aveva contestualmente ceduto in favore di SEL una quota di
partecipazione del 90% nella SELNET stessa, Enel Distribuzione ha esercitato il diritto di vendita
(opzione Put), previsto nel suddetto accordo, della quota da essa posseduta in SELNET S.r.l.,
pari al 10% del capitale sociale, al prezzo di euro 8 milioni. A seguito del trasferimento di tale
quota, SEL S.p.A. è diventata socio unico di SELNET S.r.l.
Febbraio
Partecipazione alla gara per l’Expo Milano 2015
Il Consiglio di Amministrazione di Enel Distribuzione del 15 febbraio 2012 ha approvato la
presentazione di un offerta per la partecipazione alla gara bandita da Expo 2015 SpA per la
selezione del Partner Ufficiale di Smart Energy partner in grado di fornire le risorse, le
tecnologie e le competenze relative al proprio settore per la realizzazione della Smart City Expo
della esposizione Universale che si terrà a Milano nel 2015. L’evento avrà la durata di sei mesi.
Enel Distribuzione, tenuto conto della valenza e dell’importanza dell’evento, ha valutato di
partecipare alla gara in argomento, presentando un’offerta avente ad oggetto la progettazione
e realizzazione di una Smart Grid per la distribuzione elettrica all’interno dell’area espositiva. Il
sistema proposto monitorerà e gestirà i carichi e i consumi di tutte le utenze per assicurare la
miglior gestione efficiente possibile e per integrare i sistemi di mobilità elettrica, le soluzioni di
illuminazione pubblica sostenibili nonché gli impianti di generazione distribuita e lo stoccaggio
(storage) di energia: tali impianti saranno destinati ad alimentare tutte le utenze del sito
espositivo.
Marzo
Protocollo d’intesa con il GSE SpA in materia di iniziative di utilità sociale
Il Consiglio di amministrazione ha approvato la stipula del protocollo s’intesa con il GSE SpA per
un progetto di utilità sociale al fine di promuovere l’istallazione di impianti tecnologici in grado di
sensibilizzare all’uso efficiente e razionale delle risorse energetiche, affinché i soggetti
beneficiari possano accedere alle più evolute tecnologie della sostenibilità e delle reti intelligenti
di distribuzione (Smart Grid) , nonché partecipare alla condivisione di una responsabile cultura
ambientale.
5
Aprile
Distribuzione di un dividendo straordinario in favore dell’Azionista unico Enel
S.p.A.
Ad aprile 2012 l’assemblea dei soci di Enel Distribuzione S.p.A. ha deliberato la distribuzione di
un dividendo straordinario in favore dell’Azionista unico Enel S.p.A. per un importo pari ad euro
3.400 milioni mediante l’utilizzo della “Riserva da riduzione del Capitale Sociale” e delle “Altre
Riserve”.
Finanziamenti con la società Enel Finance International N.V.
In data 18 aprile 2012 ed in data 26 ottobre 2012 Enel Distribuzione SpA ha sottoscritto con la
società Enel Finance International N.V. due contratti di finanziamento di durata decennale, per
un importo di euro 3.500 milioni e di euro 2.000 milioni, con un tasso fisso rispettivamente pari
al 6,30% ed 5,70%, erogati nei mesi di aprile ed ottobre 2012.
Maggio
Brasile, a Búzios arrivano i primi contatori intelligenti
A Búzios, il laboratorio a cielo aperto delle Smart Grids del Gruppo Enel in America Latina, la
partnership tra Enel Distribuzione SpA e Landis+Gyr Equipamentos de Medição Ltda ha dato vita
a un contatore intelligente basato sul protocollo aperto Meters and More, compatibile con la
tecnologia Enel e idoneo alle caratteristiche della rete elettrica brasiliana. I primi 217 smart
meters, che consentono ai cittadini di avere consapevolezza dei propri consumi con vantaggi
economici e ambientali, vengono installati nelle case dei clienti di Ampla residenti a Búzios e
provati sul campo nell’ambito del progetto Cidade Inteligente Búzios.
Luglio
Finanziamento dalla Banca Europea degli Investimenti
In data 25 luglio 2012 Enel Distribuzione SpA ha firmato con la Banca Europea per gli
Investimenti il contratto di finanziamento per complessivi euro 380 milioni. Tale finanziamento,
a copertura degli investimenti connessi ad interventi di efficientamento della rete elettrica
nazionale per il periodo 2012-2014, avrà scadenza 2032. Il finanziamento ad un tasso pari
all’Euribor più uno spread di 155 punti base è assistito da una parent company guarantee
rilasciata da Enel SpA ed è stato erogato nel mese di settembre 2012 per euro 300 milioni e nel
mese di dicembre 2012 per euro 80 milioni.
Novembre
Búzios, la prima smart city dell’America Latina
Il 21 novembre 2012 è stato inaugurato ufficialmente alla presenza delle autorità del Brasile il
Centro di monitoraggio e Controllo di Cidade Inteligente Búzios, la prima città intelligente
dell’America Latina. Questa iniziativa punta a provare in condizioni reali le tecnologie per le reti
intelligenti del Gruppo Enel e, facendo perno sulla diffusione dei contatori intelligenti, è
finalizzata a realizzare un modello di centro urbano energeticamente sostenibile. Per il progetto
Cidade Inteligente Búzios è previsto un investimento di oltre euro 15 milioni, in parte finanziati
dall’Autorità Brasiliana per l’Energia (ANEEL).
6
Dicembre
Operazioni di cessione ad alcune banche dei crediti commerciali
Alla fine di ogni trimestre del 2012 Enel Distribuzione ha effettuato operazioni di cessione dei
crediti commerciali (per fatture emesse e per fatture da emettere) verso alcuni grandi clienti
(trader), nella forma pro-soluto, prevalentemente senza notifica ai debitori ceduti. In
particolare, alla fine dei quattro trimestri dell’anno 2012, Enel Distribuzione ha ceduto crediti
commerciali (per fatture emesse e da emettere) rispettivamente per euro 487,6 milioni, per
euro 657,0 milioni, per euro 707,1 milioni e per euro 752,5 milioni. Le controparti finanziarie
sono state UniCredit Factoring, Mediofactoring, Barclays Bank e Ifitalia (quest’ultima solo nelle
cessioni degli ultimi due trimestri).
7
Quadro normativo e tariffario
Normativa nazionale
Il 22 giugno 2012 è stato emanato il decreto legge n. 83, convertito con la Legge n.134 del 7
Agosto 2012 -“Misure urgenti per la crescita del Paese”.
La legge contiene disposizioni volte a favorire lo sviluppo della mobilità mediante veicoli a basse
emissioni, inclusi i veicoli a trazione elettrica (articoli da 17 bis a 17 terdecies).
La legge prevede che il Governo adotti entro 6 mesi dalla data di entrata in vigore della legge di
conversione un Piano nazionale per le infrastrutture di ricarica. Il Piano dovrà prevedere, tra
l’altro, l’introduzione di procedure di gestione del servizio di ricarica basate sulle peculiarità del
contatore elettronico, con particolare attenzione all’assegnazione dei costi di ricarica al cliente
che l’effettua.
L’Autorità per l’Energia Elettrica e il Gas, secondo le indicazioni del Governo, dovrà adottare
tariffe incentivanti per il servizio di ricarica dei veicoli elettrici e disposizioni per il riconoscimento
e recupero dei costi sostenuti al fine di favorire un’adeguata diffusione dei sistemi di ricarica su
tutto il territorio nazionale.
E’ previsto uno stanziamento per lo sviluppo delle infrastrutture pari a euro 20 milioni per l’anno
2013, euro 15 milioni per ciascuno degli anni 2014 e 2015; sono inoltre previsti incentivi
all’acquisto di veicoli a basse emissioni (compreso l’auto elettrica) pari a euro 50 milioni per
l’anno 2013 e euro 45 milioni per ciascuno degli anni 2014 e 2015.
Inoltre, nel corso del 2012 sono stati emanati i decreti attuativi del decreto legislativo n. 28
emanato il 3 Marzo 2011 recante l’attuazione della direttiva 2009/28/CE sulla promozione
dell'uso dell'energia da fonti rinnovabili (pubblicato nella Gazzetta Ufficiale n. 71 - Suppl.
Ordinario n. 81).
Il decreto definisce il quadro istituzionale nonché gli strumenti, i meccanismi e gli incentivi
necessari per il raggiungimento degli obiettivi entro il 2020 in termini di consumi di energia
elettrica da fonti rinnovabili.
In particolare si segnala:
•
il riconoscimento di una maggiorazione della remunerazione del capitale investito per i
distributori di energia elettrica che effettuano interventi di ammodernamento delle reti
secondo i concetti di “smart grid”: prioritariamente sistemi per il controllo, la regolazione e
la gestione dei carichi e delle unità di produzione, ivi inclusi i sistemi di ricarica delle auto
elettriche;
•
il riordino del sistema dei certificati bianchi, prevedendo, tra l’altro, il riconoscimento degli
interventi di efficientamento delle reti elettriche per il raggiungimento degli obiettivi di
efficienza energetica in capo ai distributori. Sono attesi i decreti attuativi da parte del
Ministero dello Sviluppo Economico;
8
•
la costruzione e l’esercizio di impianti di produzione di energia da fonte rinnovabile
attraverso procedure amministrative semplificate, accelerate, proporzionate sulla base di
specifiche caratteristiche degli impianti.
In particolare, il 5 Luglio 2012 è stato emanato il Decreto Ministeriale sull’Incentivazione della
produzione di energia elettrica da impianti solari fotovoltaici (c. d “Quinto Conto Energia”).
Il Decreto definisce il nuovo sistema di incentivi per la produzione di energia fotovoltaica per gli
impianti entrati in esercizio a partire dal 27 Agosto 2012 e fino al raggiungimento di un limite di
costo cumulato annuo pari a euro 6,7 miliardi.
Rispetto al cd. IV conto energia (decreto del 5 maggio 2011) sono state riviste al ribasso le
tariffe incentivanti riconosciute.
Per quanto riguarda il meccanismo di accesso agli incentivi è prevista un’ammissione diretta per
specifiche categorie di impianti (tra cui si segnalano gli impianti di potenza non superiore a 12
kW, gli impianti integrati con caratteristiche innovative e a concentrazione) ed un accesso previa
iscrizione in appositi registri per gli altri impianti, la cui richiesta deve essere formulata al GSE,
cui spetta il compito di formare la relativa graduatoria.
Inoltre, il 6 luglio 2012 è stato emesso il Decreto Ministeriale sull’incentivazione della
produzione di energia elettrica da impianti a fonti rinnovabili diversi dai fotovoltaici (Attuazione
dell’art. 24 del decreto legislativo 3 marzo 2011, n. 28).
Il Decreto prevede l’incentivazione della produzione di energia elettrica da fonte eolica,
idraulica, geotermica, biogas, gas di discarica e residui da processi industriali, biomassa e
bioliquidi
.
E’ prevista una riduzione degli incentivi e le seguenti principali novità:
-
imposizione di un tetto massimo del costo cumulato per tutte le tipologie di impianti
fissato a 5,8 miliardi di euro l’anno;
-
l’introduzione dei registri per gli impianti di potenza non superiore a 5 MW (10 MW nel
caso di fonti idroelettriche, 20 MW per fonti geotermoelettriche);
-
l’introduzione delle procedure d’asta al ribasso per gli impianti con potenza superiore a 5
MW (10 MW nel caso di fonti idroelettriche 20 MW per fonti geotermoelettriche).
Il 28 dicembre 2012 è stato emanato il Decreto Ministeriale sulla Determinazione degli obiettivi
quantitativi nazionali di risparmio energetico, che devono essere perseguiti dalle imprese di
distribuzione dell’energia elettrica e il gas per gli anni dal 2013 al 2016 e per il potenziamento
del meccanismo dei certificati bianchi.
Il Decreto stabilisce, in primo luogo, gli obiettivi nazionali di efficienza energetica e gli obblighi
quantitativi che devono essere perseguiti dai soggetti obbligati, ossia le imprese di distribuzione
di energia elettrica e gas con più di 50.000 clienti finali.
Per i distributori di energia elettrica sono previsti i seguenti obiettivi in termini di milioni di
certificati bianchi (TEE): 3,03 per il 2013; 3,71 per il 2014; 4,26 per il 2015 e 5,23 per il 2016.
Gli obblighi fissati risultano particolarmente sfidanti per i distributori, nelle attuali condizioni di
mercato.
9
Il nuovo decreto prevede che la copertura dei costi sia effettuata secondo criteri stabiliti
dall’Autorità dell’energia elettrica e il gas in misura tale da riflettere l’andamento dei prezzi di
mercato, con la definizione di un valore massimo di riconoscimento.
E’ esclusa la cumulabilità tra il sistema dei Titoli di Efficienza Energetica e gli incentivi pubblici
(tranne alcune specifiche eccezioni). In particolare, si segnala che i TEE non sono più cumulabili
con la misura della detrazione fiscale del 55% prevista fino al 30/6/2013.
Sono stati inoltre previsti meccanismi di flessibilità, per il conseguimento dell’obbligo: nei
prossimi due anni (2013 e 2014) il soggetto obbligato (distributore) dovrà conseguire almeno
una quota del proprio obbligo annuale pari al 50% per non incorrere in sanzione, con la
possibilità di compensare l’eventuale inadempienza nel successivo biennio.
Il 28 dicembre 2012 è stato emanato il Decreto Ministeriale sull’Incentivazione della produzione
di energia termica da fonti rinnovabili ed interventi di efficienza energetica di piccole dimensioni.
Il decreto si rivolge a pubbliche amministrazioni e soggetti privati e prevede incentivi per
l’isolamento termico degli edifici, le caldaie a condensazione, le pompe di calore sia per
climatizzazione che per il riscaldamento di acqua sanitaria, il solare termico, la climatizzazione
rurale con biomasse.
Il decreto prevede la non cumulabilità con gli altri incentivi statali tra cui anche il sistema dei
Titoli di Efficienza Energetica.
Entro 90 giorni, l’Autorità dovrà definire tariffe specifiche per l’utilizzo delle pompe di calore
elettriche.
Il sistema degli incentivi verrà gestito dal GSE con il supporto di Enea.
E’ previsto uno stanziamento massimo per gli incentivi di 900 milioni di euro annui (200 milioni
di Euro per le pubbliche amministrazioni e 700 milioni di Euro per i soggetti privati).
Provvedimenti dell’Autorità per l’Energia Elettrica e il Gas
Testo Integrato Trasporto e Testo Integrato Misura
Con deliberazione 199/11 l’Autorità per l’Energia Elettrica e il Gas ha emanato il “Testo integrato
delle disposizioni dell’Autorità per l’Energia Elettrica e il Gas per l’erogazione dei servizi di
trasmissione e distribuzione dell’energia elettrica, per il periodo 2012-2015 (TIT)”, nonché ha
introdotto per la prima volta il “Testo integrato delle disposizioni per l’erogazione del servizio di
misura dell’energia elettrica, per il periodo 2012-2015 (TIME)”.
La regolazione dei servizi di trasmissione, distribuzione e misura per il nuovo periodo di
regolazione 2012-2015 presenta elementi di sostanziale continuità con il precedente periodo:
•
il capitale investito riconosciuto (CIR), relativo alle immobilizzazioni nette dell’attività di
distribuzione e di misura, nel nuovo periodo regolatorio viene determinato in coerenza con
le modalità di aggiornamento annuale adottate nel precedente periodo di regolazione;
•
la remunerazione del capitale investito riconosciuto per le attività di distribuzione e misura è
fissata al 7,6%, per gli investimenti effettuati fino al 31 dicembre 2011 e all’8,6% per gli
investimenti successivi al 31 dicembre 2011 (nel precedente periodo 2008-2011 la
10
remunerazione riconosciuta per l’attività di distribuzione è stata pari al 7% e per l’attività di
misura al 7,2%);
•
la remunerazione del capitale investito sarà aggiornata dall’Autorità entro il 30 novembre
2013, al fine di tener conto della variazione del tasso di rendimento delle attività prive di
rischio nel periodo novembre 2012 – ottobre 2013 (BTP decennale benchmark rilevato dalla
Banca d’Italia);
•
i costi operativi riconosciuti in tariffa sono soggetti ad un fattore di riduzione annuale reale
(X-factor) pari al 2,8% per le attività di distribuzione e al 7,1% per le attività di misura (nel
precedente periodo 1,9% per le attività di distribuzione e 5% per le attività di misura);
•
per alcune tipologie di investimento (trasformatori a basse perdite MT e BT, investimenti di
rinnovo e potenziamento delle reti in media tensione nei centri storici, investimenti di
potenziamento delle capacità di trasformazione delle cabine primarie in area ritenute critiche
per effetto delle generazione distribuita, definite ai sensi del TICA, ecc.) viene riconosciuta
una maggiore remunerazione del capitale investito (+1,5%);
•
le tariffe di distribuzione da applicare ai clienti finali sono fissate dall’Autorità, fermo
restando un vincolo complessivo sui ricavi tariffari che ciascun esercente consegue dal
servizio di distribuzione.
Il TIT e il TIME del periodo 2012-2015 ha previsto, tra l’altro, i seguenti meccanismi di
perequazione o di integrazione dei ricavi tariffari da applicare alla fine di ciascun anno. Più
specificamente:
•
un meccanismo di perequazione dei ricavi relativi al servizio di distribuzione, per garantire la
copertura dei ricavi riconosciuti per ciascuna tipologia di clientela a partire dai ricavi
conseguiti applicando le tariffe fissate dall’Autorità per l’Energia Elettrica e il Gas (tariffe
obbligatorie per i clienti non domestici e tariffa obiettivo D1 per i clienti domestici);
•
un meccanismo di perequazione dei ricavi ottenuti dall’applicazione delle tariffe D2 e D3 le
tariffe fissate dall’Autorità per l’Energia Elettrica e il Gas ai clienti domestici;
•
un meccanismo di integrazione dei ricavi a copertura degli oneri sostenuti dai distributori
per lo sconto sulla fornitura di energia elettrica riconosciuto ai dipendenti ed ai pensionati;
•
un meccanismo di perequazione dei costi di trasmissione, volto alla compensazione degli
•
un meccanismo di rimborso forfetario a copertura del costo residuo non ammortizzato dei
squilibri fra i costi di trasmissione sostenuti dal distributore e i ricavi di trasmissione;
misuratori elettromeccanici sostituiti con i misuratori elettronici ai sensi della deliberazione
296/06.
L’Autorità non ha invece confermato i meccanismi di perequazione a garanzia del ricavo da
contributi per il servizio di connessione erogato a favore dei clienti finali, di perequazione dei
costi di distribuzione in alta, media e bassa tensione e di perequazione dei costi commerciali
sostenuti dai distributori per i clienti in bassa tensione, avendo incluso nelle tariffe di riferimento
i ricavi derivanti da tali meccanismi.
11
Testo Integrato delle Connessioni
Con deliberazione 199/11 l’Autorità per l’Energia Elettrica e il Gas ha emanato il Testo integrato
delle disposizioni dell’Autorità per l’Energia Elettrica e il Gas delle condizioni del servizio di
connessione, per il periodo 2012-2015 (TIC). Il nuovo TIC non ha introdotto sostanziali
modifiche rispetto al precedente periodo di regolazione.
Testo Integrato Vendita
Il Testo Integrato della Vendita (TIV), stabilisce, tra l’altro, le modalità attraverso cui le imprese
distributrici devono regolare:
•
le partite economiche relative all’approvvigionamento dell’energia elettrica utilizzata ai
consumi propri di distribuzione e di trasmissione;
•
la differenza tra le perdite effettive e le perdite standard riconosciute sulla rete di
distribuzione (c.d. delta perdite).
In merito al secondo punto, il TIV prevede uno specifico meccanismo di perequazione a
regolazione del valore della differenza tra le perdite effettive e le perdite standard, definite
queste ultime mediante l’applicazione all’energia elettrica immessa e prelevata di fattori di
perdita standard. Tale meccanismo ha la finalità di incentivare ciascuna impresa di distribuzione
al contenimento delle perdite. Attraverso questo meccanismo di perequazione, la differenza
(positiva o negativa) tra le perdite effettive e le perdite standard, valutata al prezzo medio
nazionale dell’energia elettrica, è posta in capo alle imprese distributrici.
Relativamente alle perdite di rete, con deliberazione n.52/11, l’Autorità per l’Energia Elettrica e
il Gas ha avviato un procedimento per la valutazione e l’adeguamento dei fattori di perdita
standard.
Per l’anno 2012, in via transitoria, l’Autorità ha aumentato le perdite standard riconosciute sulle
linee di distribuzione di media tensione dall’1,5% al 2,2% e ha ridotto, dal 1° luglio, le perdite
riconosciute per l’energia immessa dai produttori sulla rete di bassa e media tensione,
rispettivamente dal 10,8% al 5,1% e dal 4,7% al 2,4%.
Per l’anno 2013, sempre in via transitoria, con deliberazione n. 559/12, l’Autorità ha ridotto le
perdite riconosciute sulle linee di media tensione dal 2,2% a 1,6%, lasciando invariate le perdite
riconosciute per l’energia immessa dai produttori.
Con la medesima deliberazione, l’Autorità per l’Energia Elettrica e il Gas ha introdotto, per il solo
anno 2012, un meccanismo di compensazione tra i distributori, volto ad attenuare gli effetti del
meccanismo di perequazione del delta perdite definito dal TIV. Il meccanismo trasferisce parte
del premio dovuto alle imprese che hanno perdite effettive inferiori alle perdite standard a
riduzione della penale dovuta dalle imprese distributrici che hanno, invece, perdite effettive
superiori alle perdite standard.
12
Testo integrato delle connessioni attive
La deliberazione 99/08 e successive modifiche ed integrazioni ( “Testo integrato delle condizioni
tecniche ed economiche per la connessione alle reti elettriche con obbligo di connessione di terzi
degli impianti di produzione di energia elettrica”) definisce le modalità procedurali e le condizioni
tecnico economiche per la connessione alle reti elettriche con obbligo di connessione di terzi di
impianti di produzione di energia elettrica. Rispetto lo scorso anno non sono state introdotte
sostanziali modifiche.
Continuità e qualità del servizio
Con deliberazione 198/11 l’Autorità per l’Energia Elettrica e il Gas ha emanato il “Testo integrato
della qualità dei servizi di distribuzione e misura dell’energia elettrica per il periodo di
regolazione 2012-2015”, che persegue i meccanismi di misurazione ed incentivazione al
miglioramento della qualità del servizio:
•
la regolazione generale della durata media cumulata delle interruzioni per cliente BT;
•
la regolazione individuale del numero di interruzioni lunghe per cliente MT;
•
la regolazione generale del numero medio per cliente BT delle interruzioni lunghe e
brevi;
•
la regolazione individuale del numero di interruzioni prolungate ed estese per cliente BT
ed MT.
Per le due regolazioni generali, un meccanismo progressivo ha fissato gli obiettivi da
raggiungere in ciascun anno (obiettivi tendenziali) e alla fine della regolazione (obiettivi di
riferimento) per ciascuna area territoriale provinciale; agli esercenti viene quindi assegnato un
premio (ovvero una penale) qualora facciano meglio (peggio) dell’obiettivo annuale.
In particolare, la regolazione si prefigge da un lato un miglioramento continuo attraverso il
raggiungimento di valori obiettivo prefissati con target annuali di area, dall’altro la garanzia del
mantenimento dei livelli obiettivo dove questi sono stati già raggiunti.
La regolazione individuale per i clienti MT ha previsto che siano poste a carico dei distributori
penalità o indennizzi automatici qualora gli utenti subiscano in un anno un numero di
interruzioni superiore allo standard prefissato (6, 9 o 12 interruzioni in relazione al grado di
concentrazione del territorio).
Nell’ambito della regolazione individuale per i clienti MT è stato inoltre definito per il ciclo 20122015 un incentivo in capo ai distributori per la riduzione del numero di utenti MT con numero di
interruzioni superiore ai livelli specifici.
La regolazione delle Interruzioni “Prolungate o Estese” prevede un rimborso forfettario per i
clienti MT e BT nel caso subiscano interruzioni di durata superiore a un livello standard (da 8 a
16 ore in relazione al grado di concentrazione del territorio). Gli oneri per i rimborsi erogati ai
suddetti clienti sono posti a carico dei distributori, per le interruzioni a loro imputabili, ed a
carico di un fondo di solidarietà, per quelle attribuibili a cause di forza maggiore. Il fondo è
alimentato dai clienti finali, dalle imprese distributrici e dall’impresa di trasmissione.
13
Per quanto riguarda la qualità dei rapporti commerciali tra i consumatori e le imprese, la
deliberazione ha confermato un sistema di standard di qualità specifici (garantiti al singolo
cliente) e generali (garantiti in media al complesso dei clienti).
Si rinvia alle apposite note di commento per l’analisi degli effetti economici e patrimoniali
derivanti dalla normativa sulla continuità e qualità del servizio.
14
Andamento operativo
Premessa
Enel Distribuzione SpA si rivolge a circa 31,7 milioni di clienti del mercato finale (libero, di
salvaguardia e di maggior tutela) ai quali ha distribuito nel 2012 complessivamente 238,2 TWh
(245,6 TWh dato aggiornato 2011). Si registra una riduzione dell’energia distribuita del -3,0%
rispetto all’anno precedente in coerenza con la riduzione della domanda di energia elettrica in
Italia, che nel 2012 è stata pari a 325,3 TWh rispetto ai 334,6 TWh dell’anno precedente (dato
aggiornato 2011).
La liberalizzazione del mercato elettrico (8,1 milioni di clienti al Mercato Libero e di Salvaguardia
a fine 2012, con un incremento del 16% circa rispetto al 2011) ha generato un forte impulso
alla dinamica della clientela di Enel Distribuzione SpA, con il passaggio, nel corso del 2012, di
circa 1.269 mila ulteriori clienti dal mercato di maggior tutela al mercato libero. Nel corso
dell’anno 2012 si è registrato anche un numero significativo di passaggi dal mercato libero al
mercato di maggior tutela (circa 272 mila clienti), nonché tra le società di vendita del mercato
libero (circa 1.486 mila clienti).
Nel 2012 è proseguita la notevole richiesta di connessioni dei produttori alle reti di distribuzione:
161 mila attivazioni nel 2011 e 141 mila nel 2012 per una potenza complessiva installata pari a
circa 23 GW (4,7 GW nel 2012).
Gestione della Rete Elettrica
Qualità del servizio
Nel corso del 2012 Enel Distribuzione SpA ha continuato ad effettuare interventi sulle reti di
distribuzione finalizzati al miglioramento della qualità secondo gli indirizzi dell’Autorità per
l’Energia Elettrica e il Gas, che prevedono un progressivo allineamento della qualità del servizio
ai migliori standard europei nonché una riduzione del divario tra le diverse aree geografiche del
Paese.
I dati di continuità del servizio per l’anno 2012, come di consueto, saranno comunicati entro il
31 marzo 2013 all’Autorità per l’Energia Elettrica e il Gas e solo successivamente al
completamento delle procedure di verifica potranno essere consolidati per l’assegnazione dei
premi e delle penalità.
Sulla base dei dati provvisori attualmente disponibili, per il 2012 è atteso, rispetto ai livelli
raggiunti nel 2011, un lieve peggioramento dell’indicatore di durata media cumulata delle
interruzioni lunghe per cliente BT, dovuto agli eventi meteo eccezionali delle nevicate di febbraio
2012, ed un miglioramento del numero medio delle interruzioni lunghe e brevi per cliente BT.
15
Interventi sulle reti di distribuzione
La consistenza delle reti di distribuzione al 31 dicembre 2012 è la seguente:
La strategia di intervento sulla rete di Enel Distribuzione SpA è focalizzata su tre direttrici
principali: lo sviluppo tecnologico dei nuovi componenti, volto a limitare l’insorgere di condizioni
di guasto, nonché l’innovazione di sistema, indirizzata a contenere gli effetti degli eventi di rete
sulla clientela connessa, e infine la manutenzione mirata, per prevenire il verificarsi di guasti,
indirizzata dall’analisi delle condizioni di esercizio della rete.
Rientrano nello sviluppo tecnologico dei componenti l’utilizzo esclusivo del cavo aereo sulle linee
MT, la standardizzazione di quadri MT compatti in gas e, più in generale, tutti i piani e gli
interventi volti al superamento dell’isolamento in aria.
Rientrano nell’innovazione di sistema i grandi programmi quali la messa a terra del neutro
mediante impedenza con installazione delle “Bobine di Petersen”, che consente di contenere le
correnti di guasto monofase a terra e conseguentemente gli effetti di tali guasti, e l’automazione
delle cabine MT/BT, la cui combinazione permette l’individuazione e la selezione automatica dei
soli tronchi in guasto, allo scopo di limitare i disservizi in termini di tempo ed area interessata. A
fine 2012 la percentuale di rete MT esercita a neutro compensato con Bobina di Petersen è pari
al 78% del totale, mentre la percentuale di linee MT automatizzate ha raggiunto il 72%.
Rientrano nella manutenzione mirata i sistemi di gestione, gli applicativi informatici di supporto
e le analisi dei dati di esercizio che permettono di ridurre le spese di manutenzione su guasto e
di concentrare gli sforzi sulle attività di manutenzione preventiva, focalizzata sulla qualità del
servizio.
L’esperienza già maturata da Enel Distribuzione SpA nel campo dell’automazione di rete e
l’introduzione di dispositivi innovativi per l’individuazione e la selezione dei guasti lungo la linea
costituiscono, insieme alla realizzazione di una infrastruttura di comunicazione a banda larga ed
“always on”, i presupposti per la realizzazione dei sistemi di distribuzione del futuro.
Nel corso del 2012 sono stati inoltre avviati importanti progetti per la misura ed il controllo da
remoto dei produttori connessi sulla rete di Enel Distribuzione (Generazione Distribuita)
nell’ottica della gestione della “rete attiva” e delle future “Smart Grids”.
16
Generazione Distribuita
Nel corso del 2012 si è registrato un ulteriore significativo incremento della generazione
distribuita connessa alla rete di Enel Distribuzione. Sono stati connessi alla rete di Enel
Distribuzione circa 141 mila impianti, per una potenza di circa 4,7 GW di cui il 93% in MT - BT,
così ripartita tra le principali fonti:
•
fotovoltaico: 3.420 MW circa;
•
eolico: 300 MW circa;
•
gas di discarica e biomasse: 236 MW circa;
•
biogas: 465 MW circa;
•
idraulica: 142 MW
I grafici seguenti indicano la situazione attuale delle connessioni complessivamente attivate per
livello di tensione.
(~ 63 % FV)
NUMERO
CONNESSIONI
500.000
(~ 99 % FV)
25.000
400.000
20.000
300.000
15.000
200.000
10.000
100.000
5.000
0
POTENZA
CONNESSA [MW]
0
Ante
2007
2007
2008
2009
2010
BT
MT
AT
2011
2012
Ante
2007
2007
2008
BT
2009
MT
2010
2011
2012
AT
Allo stato attuale risalta la quantità di generazione distribuita connessa alle reti MT e BT di Enel
Distribuzione, pari a circa 19 GW.
L’impatto della generazione distribuita, già nel corso del
2012, è stato notevole anche sulle modalità e i criteri di esercizio e gestione della rete, che si
stanno rapidamente modificando per effetto della
trasformazione della rete da “passiva” in
“attiva”.
Le nuove disposizioni dell’Autorità per l’Energia Elettrica e il Gas, approvando gli Allegati A70 e
A72 del Codice di Rete di Terna, hanno introdotto nel corso del 2012 le prescrizioni per gli
impianti di generazione distribuita al fine di garantire la sicurezza del Sistema Elettrico
Nazionale.
In particolare sono stati introdotti criteri e procedure per il distacco di generazione distribuita in
condizioni di emergenza del Sistema Elettrico.
In tale scenario, Enel Distribuzione ha avviato importanti interventi sulla rete, come già
evidenziato a conclusione del paragrafo precedente, per consentire la piena applicazione delle
disposizioni sopra citate.
17
Gestione operativa
Eccellenza operativa
Il 2012 è stato caratterizzato da un impegno costante che ha garantito, nell’ottica del
miglioramento continuo, l’eccellenza operativa dei processi aziendali, trovando riscontro negli
ottimi risultati ottenuti con i progetti Zenith.
Nel 2012, è stata completata la fase di design ed individuata la road map di implementazione
del Progetto Rete e Territorio, che ha permesso di individuare ulteriori margini di efficienza e di
miglioramento dei processi aziendali.
Il processo “Gestione del Credito Trasporto Energia Elettrica” ha avuto un’ ottima performance
nel corso del 2012.
Per quanto riguarda la “Gestione della Cientela”, è proseguito il miglioramento della
performance mediante un insieme di iniziative rivolte a rafforzare e consolidare il miglioramento
continuo sui processi commerciali. L’indice di servizio è passato dallo 0,19% del 2011 allo
0,14% nel 2012.
L’indice di servizio produttori è rimasto sostanzialmente invariato al 99,7% nonostante
l’aumento del 67% del numero di eventi soggetti a scadenza regolatoria. Le pratiche gestite
sono aumentate del 29%.
Altra iniziativa di rilievo è il “Work Force Management”(WFM), che nel corso degli anni passati
ha dotato le squadre operative di tablet PC allo scopo di informatizzare ed efficientare le attività
operative sul campo, quali la programmazione e l’assegnazione dei lavori, nonché la riduzione
delle attività di back office e di personale. Complessivamente vi sono 5.300 mezzi operativi con
allestimento WFM, mentre a fronte di 5.650 tablet PC in dotazione alle squadre Enel, oltre a 300
in dotazione alle imprese.
A tale riguardo nel 2012 è stato avviato il progetto relativo al WFM di seconda generazione:
l’attuale parco tablet del WFM verrà progressivamente sostituito con Smartphone Android e
l’allestimento WFM dei mezzi operativi verrà sostituito (a fine leasing) con un nuovo kit
semplificato, a basso costo, di più semplice installazione, ma funzionalmente analogo al
precedente. Nel 2012 sono state effettuate 80 sperimentatori e con 10 mezzi operativi.
Nel 2013 questo sistema entrerà gradualmente in esercizio sull’intero territorio nazionale.
Fra le iniziative di rilievo, sinergica al progetto WFM, va citata l’Assegnazione Dinamica Lavori
(ADL) che nel 2012 ha visto consolidare l’esercizio sulle 387 Unità Operative presenti sul
territorio nazionale della nuova modalità di gestione di programmazione ed assegnazione
ottimizzata dei lavori alle squadre ENEL.
Tale applicazione, permette di ottimizzare il carico dei lavori assegnati alle formazioni operative
sul territorio suddividendo l’impegno delle risorse da allocare ai lavori affidati, proponendo
all’operatore il percorso stradale ottimale, fornendo in tempo reale la gestione del lavoro
assegnato alle squadre delle singole Unità Operative.
Le potenzialità e sinergie di ADL e WFM hanno consentito nel corso del 2012 di avviare il piano
di riduzione e smaterializzazione dei documenti consegnati alle squadre e di miglioramento del
processo di consuntivazione. Tale iniziativa è cardine per la seconda fase del progetto ADL, la
versione Dinamica, avviata nel corso del 2012 su 14 Unità Pilota per verificarne e consolidarne
18
modalità e logiche. Tale versione, obiettivo finale del progetto, si propone di gestire in modalità
semi-automatica il processo di programmazione ed assegnazione sulle Unità Operative: il roll
out è previsto nel corso del 2013.
Telegestore
Il Telegestore, il sistema integrato di misura e gestione a distanza dei contatori elettronici di
Enel Distribuzione SpA, con circa 34,6 milioni di contatori installati, contribuisce in maniera
determinante al raggiungimento di un’alta qualità del servizio commerciale con bassi
costi
operativi.
Attraverso le funzionalità del Telegestore (tra cui la rilevazione dei consumi e la gestione del
contratto a distanza), Enel Distribuzione SpA sta fornendo il proprio contributo allo sviluppo di
un mercato elettrico più efficiente e concorrenziale.
Nel corso del 2012 sono state eseguite con successo da remoto circa 398 milioni di teleletture,
circa 4 milioni di operazioni di variazione contrattuale (es. nuovi contratti, cambi potenza), circa
3,5 milioni di operazioni legate alla gestione dei clienti morosi e circa 3 milioni di switching. Nel
corso dell’anno sono stati sostituiti con altrettanti misuratori elettronici 250 mila misuratori
tradizionali con contratto attivo.
In Spagna nel 2012 è proseguita la fornitura del Sistema di Telegestione a Endesa Distribuciòn
SA, iniziata nel 2010 (a seguito del contratto firmato a fine 2009). In particolare, nel corso del
2012 Enel Distribuzione SpA ha fornito 1.846.620 contatori monofase, 242.400 contatori
polifase e 10.872 concentratori. Grazie a queste attività Endesa si è posizionata in Spagna come
l’azienda leader per lo Smart Metering.
Sempre nella penisola iberica è proseguita la fornitura, iniziata nel 2010, a EON Spagna,
consegnando nel 2012 149.580 contatori monofase e 6.750 contatori polifase.
A seguito della aggiudicazione a Enel Distribuzione SpA di una gara internazionale per la
fornitura all’Ente Elettrico Montenegrino (EPCG) di 175.000 contatori, facendo seguito alla prima
consegna di 9.000 contatori avvenuta a fine 2011, sono stati consegnati nel corso del 2012
18.000 contatori monofase, 86.754 contatori polifase e 1.092 concentratori. Il completamento
della fornitura avverrà nel corso del 2013.
In
Romania
all’inizio
dell’anno
sono
stati
definiti
accordi
preliminari
che
preludono
all’installazione di contatori intelligenti basati sulla tecnologia di Enel Distribuzione SpA sulle reti
gestite dal Gruppo Enel nel paese.
Nuove iniziative
SMART METERING
Nel 2012 l’Associazione Meters and More (di cui Enel Distribuzione SpA è cofondatrice insieme
a Endesa Distribución SA) per la diffusione a livello internazionale e la standardizzazione nei
paesi dell’Unione Europea del protocollo aperto del Gruppo Enel, è arrivata a contare 33 adesioni
con l’ingresso di nuovi importanti membri tra i quali, in qualità di Full Members, General Electric,
E.ON e Renesas.
E’ inoltre proseguita da parte del CENELEC l’analisi del protocollo Meters and More come
possibile standard di riferimento europeo per le soluzioni di smart metering; su richiesta del
19
CENELEC le specifiche del protocollo Meters and More presentate per la standardizzazione sono
state estese per supportare il data-model COSEM. Una prima fase si è conclusa con l’invio di
commenti da parte CENLEC, recepiti i quali ci si attende l’approvazione del protocollo.
Nel luglio 2012 ha avuto inizio il progetto Meter–ON, finanziato nell’ambito del VII Programma
Quadro della Comunità Europea, con l’obiettivo di supportare l'implementazione di soluzioni di
smart metering a livello europeo. A partire dalla raccolta di informazioni sulle esperienze di
maggior successo e l’analisi delle condizioni che ne hanno permesso lo sviluppo, il progetto si
propone di fornire a tutti gli stakeholder e policy-maker raccomandazioni inerenti la rimozione
delle barriere di natura tecnica e normativa che ostacolano l'adozione di tecnologie di smart
metering in Europa. Enel Distribuzione SpA partecipa nel progetto come terza parte
dell’associazione EDSO for Smart Grids.
Si segnalano i seguenti principali progetti:
Smart info
Sulla base dell’esperienza maturata fin dall’avvio del progetto Contatore Elettronico, nel 2011
Enel Distribuzione SpA ha consolidato lo sviluppo dell’Enel Smart Info, il dispositivo finalizzato
ad abilitare l’erogazione di servizi informativi sui consumi energetici e di controllo carichi ai
clienti finali. L’obiettivo è quello di realizzare un dispositivo, che, installato in ambito domestico,
renda disponibili ai clienti i dati rilevati dal Contatore Elettronico per abilitare funzionalità mirate
all’incremento della consapevolezza sui consumi energetici e all’efficienza energetica, con il fine
ultimo di promuovere un comportamento attivo dei clienti nel mercato dell’energia.
Il decreto legge 115 del 2008 prevede che l’Autorità per l’Energia Elettrica ed il Gas abbia il
compito di definire le regole secondo le quali i distributori potranno mettere a disposizione dei
clienti strumenti atti a consentire il monitoraggio dei consumi.
Nel 2009, Enel Distribuzione SpA ha avviato un progetto denominato “Energy@Home” che
coinvolge Telecom Italia, Elettrolux e Indesit che ha come obiettivo la definizione di una
piattaforma per l’erogazione di servizi di efficienza energetica mediante controllo dei più
importanti carichi domestici. Tale progetto ha portato alla definizione di un protocollo di
comunicazione che mira a diventare uno standard. Per tale motivo i partner del progetto stanno
per avviare un’associazione per manutenere e promuovere questo protocollo, affiliando aziende
che possano contribuire allo sviluppo del mercato.
Nel corso del 2012 è stato avviato di un field test che coinvolge un campione di clienti con
l’obiettivo di quantificare i potenziali impatti che i servizi abilitati hanno sui consumi energetici.
SMART GRID
Enel Distribuzione SpA svolge a livello europeo un ruolo di condivisione di best practices e
partecipa alla definizione di strategie di lungo termine per l’introduzione massiva delle
tecnologie Smart Grids sulla rete elettrica europea.
Nel 2010 Enel ha consolidato la sua leadership a livello europeo guidando EDSO for Smart
Grids, l’associazione dei distributori europei per lo sviluppo delle reti intelligenti, di cui ha la
Presidenza. Grazie a numerose nuove adesioni, EDSO for Smart Grids al 2012 riunisce 31
membri tra distributori elettrici e associazioni del settore. EDSO for Smart Grids, insieme
all’associazione delle società di trasmissione (ENTSO-E) e alla Piattaforma Tecnologica Europea
delle Smart Grids, è uno dei tre partner industriali che - all’interno dello Strategic Energy
20
Technology Plan - partecipa attivamente all’iniziativa EEGI (European Electricity Grid Initiative),
un programma di ricerca e sviluppo per le reti intelligenti che prevede investimenti per 2 miliardi
di euro in progetti dimostrativi.
Si segnalano i seguenti principali progetti:
Advanced
A dicembre 2012 si è svolto il kick-off del progetto Advanced (Active Demand Value ANd
Consumer Experience Discovery) di cui Enel Distribuzione SpA è coordinatore. Presentato
nell’ambito della call FP7 ENERGY.2012.7.1.3, il progetto, della durata di 2 anni, coinvolge
importanti distributori in Europa (Enel, ERDF, RWE e Iberdrola) insieme ad altri partner, tra cui
figurano istituti di ricerca, società di consulenza e ricerche di mercato e un aggregatore per la
demand response. L’obiettivo del progetto è quello di sviluppare un piano di azione per
implementare la domanda attiva in Europa, sfruttando i dati e i risultati dei progetti dimostrativi
in corso in Europa, tra cui il progetto Enel Info+ ad Isernia.
Address
Enel Distribuzione SpA ricopre il ruolo di coordinatore di “ADDRESS”, progetto promosso da un
consorzio europeo composto da 25 membri tra aziende elettriche, aziende manifatturiere e
centri di ricerca e finanziato dalla Unione Europea nell’ambito del Settimo Programma Quadro.
Scopo del progetto è sviluppare la “domanda attiva”, cioè la partecipazione dei piccoli e medi
consumatori di energia elettrica al mercato dell’energia, nonché l’offerta di servizi correlati ai
diversi attori del sistema elettrico.
Nel corso del 2012 sono proseguiti i tre progetti pilota dimostrativi in Francia, Spagna ed Italia
che consentiranno di verificare operativamente quanto definito nell’ambito del progetto. In Italia
Enel Distribuzione ha curato lo sviluppo del Medium Voltage Control Center, che implementa le
nuove funzionalità utilizzate dal distributore per l’esercizio della rete elettrica in presenza di
“domanda attiva”. Nello scenario sviluppato da ADDRESS il distributore svolge un doppio ruolo:
fornisce servizi essenziali per l’implementazione della domanda attiva in sicurezza (controllando
che non si verifichino sovraccarichi sulla rete) ed inoltre utilizza la domanda attiva come
opportunità/riserva di energia per migliorare l’esercizio della rete elettrica.
Progetto Isernia
E’ in fase avanzata di sviluppo il progetto “Isernia” (CP - Carpinone), incentivato dalla AEEG a
seguito della delibera 39/10 e successive. Si tratta di realizzare una “demonstration” in campo
reale dell’ architettura base delle Smart Grid di Enel Distribuzione per il prossimo futuro.
Il test comprende: la gestione dei generatori distribuiti allacciati sulla rete di Media Tensione
(MT), la sperimentazione di un dispositivo di Accumulo MT (Storage), una stazione di ricarica
ottimizzata per veicoli elettrici, un campo prova esteso (8000 clienti) del dispositivo Smart Info
(terminale utente per ricevere dati di consumo dal proprio contatore elettronico) per
l’abilitazione di applicazioni demand response.
In particolare, molte delle funzionalità innovative saranno possibili grazie ad un sistema di
comunicazione di tipo “always on”, che da un lato possiede un’alta capacità di trasporto delle
informazioni (broadband) e dall’altro ha tempi di latenza molto bassi.
21
Il progetto terminerà nel primo semestre del 2014, con alcune prove di esercizio effettivo dei
sistemi costituenti la demonstration. Nel 2012 sono state effettuate attività di messa a punto
dell’ Energy Storage Systems, già installato nel 2011, avviata la costruzione di alcune tratte in
fibra ottica per la comunicazione con gli impianti di produzione, contattati i produttori privati per
acquisire la loro disponibilità a partecipare alla sperimentazione, avviata la distribuzione gratuita
del dispositivo Smart Info ai clienti coinvolti nel progetto.
Grid4eu
Nel 2012 si è concluso il primo anno del progetto GRID4EU, iniziato a novembre 2011 e
finalizzato alla dimostrazione su larga scala di soluzioni avanzate di Smart Grids per l’Europa. Il
progetto, che coinvolge un consorzio di 27 partner provenienti da 12 paesi europei e di cui Enel
Distribuzione SpA ha la direzione tecnica, costituisce un primo importante passo per l'attuazione
della roadmap tracciata dalla EEGI (European Electricity Grid Initiative). GRID4EU, di durata
quadriennale, prevede lo sviluppo integrato di progetti dimostrativi in sei paesi europei con
l’obiettivo di rimuovere le barriere che ostacolano le reti di distribuzione nell’accogliere la
generazione distribuita, di supportare l’efficienza energetica, di abilitare e integrare l’active
demand e i nuovi utilizzi dell’energia elettrica. In particolare, Enel Distribuzione SpA ha avviato
il suo progetto dimostrativo in Emilia-Romagna, nella zona di Forlì-Cesena, con un investimento
previsto complessivo di euro 8,2 milioni. Il dimostrativo di Enel Distribuzione SpA ha l’obiettivo
di massimizzare l’integrazione della generazione da fonti rinnovabili connessa alla rete di media
tensione, aiutando la rete di distribuzione a diventare più forte e flessibile. Il dimostrativo
interesserà in particolare due cabine primarie, CP “Quarto” e CP “Cesena Ovest”, e la relativa
rete MT sottesa. Circa 35.000 clienti BT beneficeranno della sperimentazione, sebbene non
coinvolti direttamente. Il 2012 è stato dedicato prevalentemente alla fase di redazione delle
specifiche dei dispositivi che verranno realizzati e installati entro il 2014. Nel progetto
dimostrativo a Forli-Cesena è stata avviata la redazione delle specifiche e della documentazione
di progetto, che comprende il piano di implementazione e gestione dettagliato, la definizione
dell’architettura del nuovo sistema e la definizione di KPI per misurare le perfomance. Inoltre,
sono state avviati le attività di analisi e i lavori in sito propedeutici alla fase d’installazione. A
livello d’intero consorzio, sono state prodotte le linee guida per il coordinamento tecnico dei sei
dimostrativi e un piano di gestione della qualità per impostare i principi e la metodologia da
seguire.
Grid+
Con lo scopo di dare supporto alla gestione e alla pianificazione dell’iniziativa European
Electricity Grid Initiative (EEGI), nel triennio 2012-2014 è stato lanciato ad ottobre 2011 il
progetto Grid+, che coinvolge un consorzio composto da EDSO for Smart Grids ed ENTSO-E, in
collaborazione con Centri di ricerca e università. Il progetto, di durata triennale, copre diverse
aree critiche con riferimento ai progetti dimostrativi Smart Grids sulla rete di trasmissione e
distribuzione dell’energia elettrica:
•
mappatura ed identificazione di progetti Smart Grids di particolare interesse per
l’EEGI
•
elaborazione e validazione di Key Performance Indicators (KPIs)
•
knowledge sharing
•
finanziamento di progetti Smart Grids
22
•
elaborazione e pubblicazione del nuovo piano di ricerca ed innovazione dell’EEGI per
le Smart Grids (EEGI Research and Roadmap 2013-2022).
Enel Distribuzione SpA partecipa nel progetto GRID+ come terza parte dell’associazione EDSO
for Smart Grids.
Reservices
Ad Aprile 2012 ha avuto inizio il progetto Reservices, finanziato nell’ambito del programma
Intelligent Energy Europe (IEE), con l’obiettivo di analizzare la fornitura di servizi ancillari da
fonti di energia rinnovabile (fotovoltaico ed eolico) alla rete di trasmissione e distribuzione
dell’energia elettrica. A partire da un’analisi tecnico-economica di differenti casi di studio in
Spagna, Italia, Germania e Portogallo, il progetto RESERVICES ha l’obiettivo di fornire proposte
di policy e raccomandazioni in merito ai futuri codici di rete e mercato dei servizi ancillari da
fonti di energia rinnovabile. Il progetto, della durata di 18 mesi, coinvolge un consorzio
composto da importanti associazione europee (EPIA, EWEA, EDSO), centri di ricerca, università
e aziende operanti nel settore dell’energia rinnovabile.
Progetto Storage
Oltre all’Energy Storage System (ESS) già installato presso la sede della Zona di Isernia
(progetto deliberazione AEEG n.39/10), Enel Distribuzione ha lanciato un progetto più ampio di
sperimentazione che prevede il test in campo di ESS installati presso le Cabine Primarie più
critiche dal punto di vista dell’energia prodotta dalla generazione distribuita a queste sottese.
Nel 2012 è stata avviata l’attività d’installazione di 3 ESS nelle regioni Puglia, Calabria e Sicilia e
già nel 2013 è prevista la installazione delle apparecchiature presso i siti individuati. Gli ESS,
che utilizzano batterie agli ioni di Litio, verranno utilizzati per sfruttare al meglio la produzione
da fonti rinnovabili ed evitare problemi e congestioni alle reti sulle quali insiste la produzione
distribuita.
MOBILITA’ ELETTRICA
Nel 2012 è proseguito in Italia l’impegno di Enel Distribuzione SpA per la
realizzazione e
promozione di infrastrutture di ricarica e l’ideazione di servizi a supporto dello sviluppo della
mobilità elettrica.
La tecnologia di Enel Distribuzione SpA è stata adottata da altri distributori (ACEA, Hera, Deval),
aziende Automobilistiche (Toyota) e Car Rental (Hertz).
Il Protocollo d’intesa tra Enel e la Regione Emilia Romagna (il primo progetto europeo di mobilità
elettrica su scala regionale), basato sull’interoperabilità tecnologica delle infrastrutture di
ricarica sulle reti dei distributori presenti sul territorio (Enel ed Hera), è stato esteso a nuovi
Comuni. Rivolgendosi ai cittadini di Bologna, Rimini, Reggio Emilia, Piacenza, Ferrara, Ravenna,
Forlì, Cesena (rete Enel) e Modena, Imola (rete Hera), il progetto consente a chi possiede un
veicolo elettrico di ricaricare indifferentemente sulle infrastrutture installate in tutte queste città
utilizzando un’unica card e un unico contratto di energia.
Enel, Roma Capitale e Acea hanno invece sottoscritto un protocollo d’intesa per lo sviluppo della
mobilità elettrica nell’area metropolitana della Capitale: l’intesa siglata prevede l’installazione a
Roma di 200 colonnine di ricarica per veicoli elettrici, cento di Enel e cento di Acea, dotate di
23
una tecnologia in grado di garantire l’interoperabilità sia tra le Pole Station delle due aziende,
sia con i punti di ricarica già installati da Enel nell’ambito del precedente progetto e-mobility
Italy.
Nel corso del 2012 Poste Italiane ha installato oltre 400 stazioni di ricarica basate sulla
tecnologia di Enel Distribuzione SpA.
A Perugia è in corso il completamente della rete di ricarica pubblica realizzata da Enel
Distribuzione SpA nell’ambito dei progetti pilota dell’AEEG (Autorità per l'Energia Elettrica e il
Gas).
Nell’ambito delle iniziative per la candidatura della città di Bari come Smart City europea,
l’intervento di Enel Distribuzione SpA prevede l’installazione di una rete di 50 infrastrutture di
ricarica multivendor in sede pubblica, la prima del Mezzogiorno. Anche a Genova, Smart City
candidata, Enel Distribuzione SpA sta realizzando una rete di ricarica, in particolare orientata
allo sviluppo di un servizio di car sharing elettrico destinato ai cittadini della città ligure.
In Spagna, grazie alla rilevante presenza di Endesa, il Gruppo Enel si pone come pioniere e
promotore dei servizi innovativi a favore della mobilità elettrica sfruttando il know how e
l’esperienza maturati in questo campo. Enel Distribuzione SpA nel 2012 ha messo a disposizione
delle differenti società di Endesa la propria infrastruttura di ricarica intelligente, corredata del
sistema di gestione (Electric Mobility Management System - EMMS) e adattata alle esigenze del
contesto spagnolo.
Enel Distribuzione, inoltre ha collaborato con Endesa per sviluppare una soluzione di ricarica
rapida in corrente continua (DC) a completamento del proprio catalogo di infrastrutture per la
mobilità sostenibile.
In Romania Enel Distribuzione SpA sta stipulando accordi di collaborazione con case
automobilistiche (Toyota, Renault) per la promozione della mobilità sostenibile nel paese e sta
installando le prime infrastrutture pubbliche per la ricarica elettrica. Il 12 dicembre 2012, in
occasione del lancio ufficiale della Toyota Prius Pug-in Hybrid, è stata inaugurata in Romania la
prima stazione di ricarica pubblica di Enel Distribuzione SpA.
Nei paesi dell’America Latina (Brasile, Cile, Colombia), infine, si registra interesse crescente per
la mobilità sostenibile. Enel Distribuzione SpA sta promuovendo in questi paesi le tecnologie già
sperimentate in Europa.
Per quanto riguarda i progetti Europei per lo sviluppo della mobilità elettrica, nel progetto
Internet of Energy, finanziato dalla Comunità Europea nell’ambito del programma Artemis,
Enel Distribuzione ha completato la definizione delle specifiche per lo sviluppo di una soluzione
re ingegnerizzata della stazione di ricarica in corrente alternata che implementa tra l’altro la
comunicazione tra auto e colonnina, in conformità alle ultime versioni degli standard
internazionali.
Il progetto Green Emotion avviato a Marzo 2011 vede impegnate le principali utilities,
municipalità, car manufacturers e aziende ICT allo scopo di definire una piattaforma per la
ricarica dei veicoli elettrici di riferimento per tutta l’Europa e che sia interoperabile. Tale
piattaforma dovrà supportare servizi base e a valore aggiunto tra cui il roaming dei contratti in
modo che il cliente possa ricaricare allo stesso modo in qualsiasi punto di ricarica in qualunque
24
punto nel continente europeo mantenendo un contratto di servizio con il suo fornitore preferito.
A tal fine, Enel Distribuzione ha promosso un modello in cui l’infrastruttura di ricarica, operata in
modo esclusivo dal distributore, possa garantire in modo nativo l’interoperabilità necessaria per
abilitare il roaming. Nel 2012 sono stati completati gli sviluppi sul sistema EMM (Electric Mobility
Management) che consentiranno i servizi di smart charging finalizzati a consentire la gestione
delle ricariche in modo che siano minimi gli impatti sulla rete elettrica e si ottimizzi
l’integrazione di energia prodotta da fonti rinnovabili. Enel Distribuzione oltre ad essere
responsabile del progetto dimostrativo in Italia, è anche coordinatore di tutte le regioni europee
in cui sono attivi dimostrativi sulla mobilità elettrica e che possono contribuire attivamente a
questo progetto.
Il 2012 è stato inoltre l’anno di avvio di altre due importanti cooperazioni su progetti
internazionali relativi alla mobilità: i progetti MOBINcity e Unplugged. MOBINcity, in
partnership con l’Università La Sapienza, svilupperà algoritmi di ottimizzazione dei processi di
ricarica in sinergia con i requisiti emersi in Green eMotion con l’obiettivo di ridurre il Time To
Market dei servizi Smart Charging forniti dall’infrastruttura Enel Distribuzione. Le funzionalità
sviluppate andranno a potenziare il sistema EMM per il controllo centralizzato dell’infrastruttura
di ricarica per i veicoli elettrici e ad ampliare l’offerta di servizi a valore aggiunto per il cliente
finale. Nel progetto Unplugged, in partnership con Endesa, verrà condotta una analisi di
fattibilità tecnico-economica relativamente all’integrazione della tecnologia di ricarica induttiva o
contact-less all’interno del modello di business del distributore per l’infrastruttura di ricarica, in
analogia al pilota sperimentale condotto in Italia secondo deliberazione AEEG n.242/10.
Iniziative in America Latina
Nel corso del 2012 è continuato l’impegno di Enel Distribuzione SpA per lo sviluppo delle Smart
Grids in America Latina, in stretta sinergia con Endesa e le società del Gruppo che operano nel
business della distribuzione (Ampla, Chilectra, Codensa, ecc.).
L’obiettivo è mettere a fattor comune l’esperienza maturata in Europa nello sviluppo e
nell’applicazione di tecnologie all’avanguardia - anche mediante la partecipazione ai programmi
europei di ricerca - per adattare al contesto sudamericano le soluzioni di successo che già
operano su milioni di clienti del vecchio continente: dai contatori intelligenti all’automazione di
rete, dalle infrastrutture per la ricarica dei veicoli elettrici all’integrazione delle rinnovabili e
all’illuminazione pubblica efficiente.
In quest’ottica, nel corso del 2012 sono stati pianificati progetti pilota per l’automazione della
rete elettrica in Cile, Colombia e Brasile.
In questi paesi Enel Distribuzione SpA sta inoltre promuovendo le proprie soluzioni tecnologiche
per la mobilità elettrica. In particolare, in Colombia Enel Distribuzione SpA sta supportando
Codensa in un progetto di trasporto pubblico sostenibile, che prevede tra l’altro una iniziativa di
“taxi elettrici” in collaborazione con le istituzioni e le cooperative di taxi di Bogotà e il Ministero
dei Trasporti colombiano.
In Cile, Chilectra ha adottato il sistema di gestione remota delle stazioni di ricarica di Enel
Distribuzione SpA (EMMS), che rappresenta il centro nevralgico per il monitoraggio della
diffusione della mobilità elettrica. Al momento, sono operativi a Santiago i primi 6 punti di
25
ricarica basati sulla tecnologia di Enel Distribuzione SpA. La mobilità elettrica e l’infrastruttura
del Gruppo sono inoltre al centro delle iniziative di Smart Cities promosse in collaborazione con
Enel Distribuzione SpA da Ampla in Brasile, a Búzios, e da Chilectra a Santiago del Cile.
Importanti prototipi di città intelligenti hanno visto la luce durante 2012 in Brasile e in Cile.
In Brasile Enel Distribuzione SpA sta supportando Ampla nella progettazione e realizzazione
della prima Smart City del Gruppo in America Latina, Cidade Inteligente Búzios. Grazie a questo
progetto - che prevede un investimento di oltre 15 milioni di euro, in parte stanziati dall’Autorità
Brasiliana per l’Energia (ANEEL) - il municipio di Armação dos Búzios nello stato di Rio de
Janeiro sta diventando un modello di gestione energetica sostenibile.
Nel mese di maggio sono stati installati nelle case dei cittadini di Búzios i primi 217 Smart
Meters realizzati da Enel in partnership con Landis e Gyr Brasil. Grazie a questi contatori
intelligenti, che rappresentano la prima realtà operativa che sperimenta in condizioni reali la
telegestione, i cittadini di Búzios avranno la possibilità di acquisire consapevolezza sui propri
consumi e di sfruttare le tariffe differenziate risparmiando sul conto della luce. Inoltre, famiglie
e piccole imprese potranno diventare prosumer (produttori e consumatori) di energia installando
piccoli impianti di produzione da fonti rinnovabili, come il sole e il vento. Al termine della fase di
start-up, il progetto di telegestione con tecnologia Enel sarà esteso a tutti i 10 mila clienti di
Ampla residenti a Búzios.
Per migliorare la qualità del servizio al cliente, il progetto prevede inoltre il rinnovamento della
rete elettrica e un pilota per sperimentare le tecnologie di automazione di rete, provate con
successo in Italia. La progettazione di apparecchiature customizzate per le condizioni di rete
brasiliana è stata realizzata nel corso del 2012 mettendo a frutto know-how ed esperienza del
team congiunto Enel-Endesa.
Dall’inizio del 2012 il Lago Usina e le strade principali della città sono illuminati efficientemente
da 60 LED Archilede, dotati di telecontrollo e forniti dal team di Enel Sole. Il nuovo sistema di
illuminazione pubblica intelligente sta già garantendo un notevole risparmio energetico e
consentendo una miglior tutela della sicurezza degli abitanti di Búzios.
Il 21 novembre alla presenza delle Autorità Brasiliane è stato inaugurato ufficialmente il Centro
di Monitoraggio e Ricerca di Búzios dove i ricercatori possono analizzare i dati relativi
all’andamento del progetto, mentre per i visitatori è possibile osservare da vicino come operano
le nuove tecnologie. Il Centro è anche un esempio di edificio intelligente, alimentato da pannelli
solari e da un generatore eolico da 6 kW.
Infine, i cittadini di Búzios possono usufruire di 2 stazioni di ricarica per auto elettriche che
saranno gestite da Ampla attraverso l’innovativo Electric Mobility Management System (EMMS)
sviluppato da Enel Distribuzione SpA e già operativo in Italia, Spagna e Cile. Ampla sta anche
utilizzando biciclette elettriche per realizzare interventi presso i propri clienti.
Il progetto Cidade Inteligente Búzios nel 2012 ha ricevuto alcuni prestigiosi riconoscimenti
internazionali. A luglio, KPMG ha selezionato Bùzios tra i migliori 10 progetti nella categoria
“Infrastruttura di energia in ambito urbano” nell’ambito dello studio “Infrastructure 100: World
Cities Edition”. Nel mese di settembre, la conferenza internazionale DistribuTECH Brasil 2012 ha
assegnato a Cidade Inteligente Bùzios il premio “Progetto dell’anno” nella categoria “Small
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Smart City”, per la capacità di coniugare tecnologie di avanguardia con le nuove tendenze del
mercato elettrico che favoriscono la partecipazione dei clienti e la salvaguardia dell’ambiente.
In Cile alla fine del 2012 Chilectra, in collaborazione con Enel Distribuzione SpA, ha avviato lo
start-up del progetto Smart City Santiago. A Santiago, nell’area Ciudad Empresarial Huechuraba
(un polo industriale appartenente a un gruppo privato di imprenditori) sta sorgendo il primo
prototipo di città intelligente del paese con l’obiettivo di dimostrare l’applicabilità delle soluzioni
tecnologiche di avanguardia del Gruppo Enel e il loro tangibile contributo in termini di efficienza
energetica e riduzione delle emissioni di CO2. Il 13 agosto è stato firmato un Memorandum of
Understanding da Cristián Fierro, Direttore Generale di Chilectra, e Jorge Labra, Direttore
Generale di Ciudad Empresarial, che ha dato l’avvio ai lavori per la realizzazione della Smart
City cilena.
27
Investimenti
Investimenti tecnici
Gli investimenti tecnici realizzati nel corso del 2012 si riferiscono essenzialmente alle richieste
dei clienti o terzi e alla qualità del servizio e agli adeguamenti alle prescrizioni e tecnologici.
Per quanto riguarda gli investimenti relativi alla richiesta dei clienti, il decremento rispetto al
2011, pari a euro 9 milioni, deriva essenzialmente dai minori investimenti per connessioni clienti
ed impianti di generazione. In particolare, nel 2012 sono state effettuate circa 141 mila
connessioni alla rete di Enel Distribuzione SpA (contro le 161 mila del 2011) per complessivi 4,7
GW (10,0 GW nel 2011), di cui 4,6 GW da fonti rinnovabili. La riduzione di tali investimenti è
stata solo in parte compensata dai maggiori investimenti in potenziamento e nuove costruzioni
di impianti primari per adeguamento al carico.
Gli investimenti in qualità del servizio ed altro risultano in aumento di euro 128 milioni rispetto
all’esercizio precedente. Gli investimenti in qualità sono finalizzati al miglioramento e al
mantenimento dei livelli di qualità raggiunti, coerentemente con gli indirizzi dell’Autorità per
l’Energia Elettrica e il Gas che prevedono il riconoscimento di premi a fronte di miglioramenti
conseguiti ovvero di penali in caso di mancato rispetto degli obiettivi minimi. Gli interventi sono
effettuati attraverso un approccio selettivo basato su principi di risk-based asset management e
sulla valutazione economica dei costi rispetto ai benefici attesi in termini di continuità del
servizio. Gli investimenti in adeguamenti alle prescrizioni e gli adeguamenti tecnologici sono
volti al contenimento dell’impatto ambientale ed all’implementazione di soluzioni innovative
nella costruzione dei nuovi impianti finalizzate al miglioramento dell’efficienza operativa.
Gli investimenti in contatori elettronici (inclusi gli apparati di teletrasmissioni) risultano
sostanzialmente in linea rispetto all’esercizio precedente. Al 31 dicembre 2012 risultano
installati circa 34,6 milioni di contatori elettronici.
28
Politica ambientale
Nel 2012 Enel Distribuzione SpA ha mantenuto attiva la certificazione del Sistema di Gestione
Integrato per l’Ambiente, la Qualità e la Sicurezza e la Salute sul Lavoro, in conformità agli
standard di riferimento (UNI EN ISO 14001, UNI EN ISO 9001 e OHSAS 18001). Inoltre ha
ottenuto la Certificazione ISO 50001, relativa al Sistema di Gestione dell’Energia, con l’obiettivo
di supportare l’organizzazione a perseguire, con un approccio sistematico, il miglioramento
continuo della propria prestazione energetica. Quest’ultima certificazione si va ad integrare nel
Sistema di Gestione Integrato.
Il Sistema di Gestione garantisce, tra l’altro, il continuo controllo di tutti gli aspetti ambientali
significativi connessi alle attività di progettazione, realizzazione, gestione e manutenzione della
rete elettrica ed è applicato su tutto il territorio nazionale includendo sia l’organizzazione,
costituita dalla Sede Centrale e da 11 Distribuzioni Territoriali di Rete (DTR), sia gli impianti,
costituiti da oltre 1 milione di km di elettrodotti e da più di 400.000 cabine di trasformazione.
L’attività di Enel Distribuzione SpA è improntata secondo i principi di seguito elencati:
•
ricercare
l’ottimizzazione
economicamente
sostenibile
dei
processi
aziendali,
compatibilmente con la salvaguardia dell’ambiente, della sicurezza e salute dei
lavoratori, la razionalizzazione del consumo energetico;
•
stabilire e perseguire obiettivi per il miglioramento delle prestazioni, con l’applicazione
delle migliori tecnologie disponibili;
•
valorizzare e arricchire il patrimonio di esperienze e conoscenze attraverso la
•
adottare
formazione continua del personale e la disponibilità delle informazioni;
un
orientamento
al
cliente
teso
al
raggiungimento
della
sua
piena
soddisfazione;
•
promuovere ad ogni livello (personale, imprese appaltatrici, terzi) il senso di
responsabilità verso l’ambiente, la sicurezza e salute sul lavoro, l’efficienza energetica;
•
istituire canali di comunicazione con i clienti, i fornitori e il pubblico per rendere
trasparente la politica e la gestione degli aspetti di qualità, sicurezza e ambiente,
efficienza energetica;
•
utilizzare i migliori fornitori e sollecitare il loro coinvolgimento nel raggiungimento degli
obiettivi della Divisione Infrastrutture e Reti (di cui Enel Distribuzione fa parte);
•
ottemperare alle disposizioni delle norme tecniche e legislative applicabili;
•
collaborare con le autorità e con gli organismi qualificati per favorire interventi di
valorizzazione dell’ambiente e di tutela della sicurezza e salute dei lavoratori;
•
verificare periodicamente i principi della politica e la gestione dei processi della Divisione
Infrastrutture e Reti, in coerenza con gli obiettivi e gli indirizzi del Gruppo.
In coerenza con i principi e gli obiettivi strategici, nel corso del 2012 sono proseguite le azioni
volte al contenimento dell’impatto sull’ambiente delle reti elettriche attraverso:
•
studi accurati dei tracciati delle linee elettriche;
•
soluzioni tecnologiche innovative nella costruzione dei nuovi impianti;
•
utilizzo esclusivo della soluzione in cavo per la costruzione delle linee di bassa tensione
ed estensione dell’impiego del cavo per le linee di media tensione;
29
•
specifiche di approvvigionamento orientate ad apparecchiature isolate in SF6 sigillate o
con tasso di perdita controllato e attenzione al recupero/riciclo del gas;
•
eliminazione progressiva delle apparecchiature in olio contaminato da PCB, in anticipo
rispetto alle scadenze previste dalla legislazione;
•
attenta gestione dei rifiuti attraverso l’implementazione di supporti informatici,
l’ottimizzazione dei contratti d’appalto e l’impegno al recupero;
•
attuazione, in collaborazione con le amministrazioni competenti e di controllo, dei
decreti ministeriali 29 maggio 2008 relativi alla determinazione delle fasce di rispetto e
alla misura e valutazione dell’induzione magnetica degli elettrodotti;
•
controllo delle eventuali situazioni di interferenza degli elettrodotti con riferimento ai
campi elettrici e magnetici di cui alla Legge 36/2001 e DPCM 8 luglio 2003;
•
continuo monitoraggio delle criticità ambientali ed effettuazione delle visite di
sorveglianza su tutto il territorio.
Risparmio energetico negli usi finali
Insieme alla sicurezza degli approvvigionamenti e alla riduzione delle emissioni climalteranti,
l’efficienza energetica rappresenta oggi in Italia una priorità della strategia energetica nazionale.
Anche la nuova direttiva europea sull’efficienza energetica conferma che essa è un elemento
imprescindibile per raggiungere gli obiettivi fissati dal Pacchetto Clima Energia per tutta l’Unione
Europea.
Strumento cardine per il perseguimento di questi obiettivi in Italia sono i Certificati Bianchi. Ai
sensi del Decreto Bersani, le imprese distributrici hanno l’obbligo di raggiungere obiettivi di
efficienza energetica negli usi finali dell’energia. A tal fine è stato istituito, a partire dal 2005, un
sistema regolatorio che ha posto in capo ai distributori l’obbligo di conseguire obiettivi di
efficienza e di risparmio energetico, raggiungendo entro il 2012 un risparmio nazionale annuo
cumulato di 6 milioni di tonnellate equivalenti di petrolio (TEP) (DM 20/07/2004 e DM
21/12/2007), da conseguire con riduzioni di energia primaria negli usi finali. Con decreto del 28
dicembre 2012 sono stati fissati gli obiettivi dal 2013 al 2016, sempre più ambiziosi e sfidanti.
Il meccanismo costituito si basa sull’acquisizione da parte dei distributori di “Titoli efficienza
energetica” (c.d. TEE o certificati bianchi): un TEE è un certificato che attesta il conseguimento
di un risparmio energetico pari a 1 TEP. I TEE sono emessi dal Gestore dei Mercati Energetici a
favore dei soggetti che hanno conseguito i risparmi energetici prefissati. L’emissione dei TEE
viene effettuata a valle di una certificazione da parte dell’Autorità per l'Energia Elettrica e il Gas
dei risparmi conseguiti.
Dall’entrata in vigore del nuovo decreto del 28 dicembre 2012 l’attività di gestione, valutazione
e certificazione dei risparmi è trasferita dall’AEEG al Gestore dei Servizi Energetici.
Per adempiere agli obblighi e ottenere il risparmio energetico prefissato i Distributori possono:
•
attuare progetti a favore dei consumatori finali che consentano il riconoscimento dei
TEE; i progetti possono essere realizzati direttamente, tramite società controllate,
attraverso società titolate ad operare nei settori dei servizi energetici (le cosiddette
ESCO - energy services companies), tramite i soggetti che ai sensi dell’art 19 comma 1
della legge n.10/91 hanno l’obbligo di nomina dell’energy manager, ovvero tramite le
imprese operanti nei settori industriali, civile, terziario, agricolo trasporti e servizi
pubblici, compresi gli Enti pubblici, purchè provvedano alla nomina dell’energy manager
30
o si dotino di un sistema di gestione dell’energia certificato in conformità alla norma ISO
50001
•
acquistare i TEE da soggetti terzi: la compravendita può avvenire tramite contratti
bilaterali o in un mercato apposito istituito e regolato dal Gestore dei Mercati Energetici.
Entro il 31 maggio di ogni anno, i distributori obbligati devono dimostrare di aver conseguito il
loro obiettivo specifico annuale, nella misura minima del 60%, consegnando all’ Autorità per
l'Energia Elettrica e il Gas Titoli di Efficienza Energetica equivalenti, in volume e tipologia, a tale
obiettivo.
A fronte dei costi sostenuti per il conseguimento di tali obiettivi, è prevista l’erogazione ai
Distributori di un contributo tariffario. Con deliberazione 12/11 l’Autorità per l’Energia Elettrica e
il Gas ha stabilito un valore del contributo tariffario per l’obbligo 2011 pari a 93.68 euro/TEP e
per l’obbligo 2012 pari a 86,98.
Enel Distribuzione SpA, ricoprendo circa l’85% dell’obbligo nazionale per il settore elettrico,
svolge un ruolo di primo piano nel mercato dei Titoli di Efficienza Energetica.
Enel Distribuzione SpA ha consegnato all’Autorità per l'Energia Elettrica e il Gas i Titoli di
Efficienza Energetica necessari al conseguimento del 100% per gli anni dal 2005 al 2009.
Relativamente all'obbligo 2010, la Società aveva consegnato a maggio 2011 all’Autorità per
l'Energia Elettrica e il Gas 1.078.250 Titoli di Efficienza Energetica, conseguendo il 52%
dell’obiettivo specifico.
Con deliberazione 81/11, pubblicata il 4 agosto 2011, l’Autorità per l’Energia Elettrica e il Gas
aveva avviato un procedimento nei confronti di Enel Distribuzione SpA e altri operatori per
l’accertamento di violazioni dell’obbligo di efficienza energetica per l’anno 2010 e l’irrogazione di
relative sanzioni amministrative pecuniarie.
Con deliberazione 366/12 l’Autorità ha disposto, a seguito della memoria presentata da Enel
Distribuzione, l’archiviazione del suddetto procedimento sanzionatorio.
A maggio 2012 Enel Distribuzione ha consegnato all’Autorità per l'Energia Elettrica e il Gas
2.655.024 Titoli di Efficienza Energetica, conseguendo il 62% dell’obiettivo specifico 2011 e
coprendo interamente l’inadempienza del 2010.
Al 31 dicembre 2012 la società ha provveduto ad acquistare ulteriori 676 mila titoli annuali,
nonché ha stipulato ulteriori contratti bilaterali e operazioni di compravendita, collaborazioni con
imprese e associazioni di categoria per la promozione di progetti di efficienza energetica, con
l’obiettivo di adempiere i suoi obblighi di efficienza energetica.
In particolare, nel corso del 2012, Enel Distribuzione, allo scopo di massimizzare gli sforzi volti
al raggiungimento dell’obiettivo specifico, ha lanciato un’offerta al pubblico tramite un portale
web dedicato rivolgendosi a tutti coloro che realizzano e sostengono i costi relativi a interventi di
efficienza energetica, prevalentemente realizzati nel settore residenziale, incentivati con tale
meccanismo. L’iniziativa prevede che l’aderente all’offerta fornisca ad Enel Distribuzione dati
anagrafici e informazioni tecniche sull’intervento, nonché apposita documentazione attestante la
sua corretta realizzazione e la conformità alle specifiche tecniche previste dalla regolazione di
settore per la presentazione di progetti da parte di Enel Distribuzione al fine dell’ottenimento dei
corrispondenti Titoli di Efficienza Energetica.
In caso di approvazione dei progetti presentati, Enel Distribuzione riconoscerà all’aderente in
un’unica soluzione iniziale un corrispettivo economico commisurato al riconoscimento tariffario
ottenuto nell’arco dell’intera vita utile del progetto, al netto dei costi sostenuti per lo sviluppo,
gestione, promozione del progetto.
31
Cambiamento del trattamento contabile dei Titoli di Efficienza Energetica in
applicazione allo IAS 8
Nel 2012 Enel Distribuzione in applicazione allo IAS 8 ha modificato il trattamento contabile dei
Titoli di Efficienza Energetica (TEE).
Fino al 2011, Enel Distribuzione ha considerato i Titoli di Efficienza Energetica come beni
utilizzati nell’ambito del proprio processo produttivo, rilevando a Conto Economico i relativi costi
al momento del loro utilizzo ai fini dell’adempimento dell’obbligo normativo.
Tale trattamento contabile si basava sulle caratteristiche patrimoniali dei certificati di efficienza
energetica, considerati come attività dalle quali erano attesi in futuro flussi di benefici
economici.
In particolare, i certificati di efficienza energetica derivanti da progetti pluriennali, sviluppati
internamente o acquistati, erano classificati nell’ambito delle attività immateriali, cioè attività
non monetarie identificabili prive di consistenza fisica (IAS 38 Attività immateriali), ed
ammortizzati in funzione del loro utilizzo ai fini dell’adempimento dell’obbligo.
I costi di acquisto dei singoli certificati di efficienza energetica, invece, erano classificati
nell’ambito dei costi operativi dell’esercizio, in quanto tali certificati rappresentavano fattori
produttivi che esaurivano la propria utilità in un ciclo produttivo (l’utilizzo ai fini dell’obbligo era
contestuale all’acquisto).
Il contributo ricevuto da CCSE era rilevato come un contributo pubblico monetario in conto
esercizio, secondo quanto previsto dallo IAS 20 Contabilizzazione dei contributi pubblici e
informativa sull’assistenza pubblica.
Ai fini di una migliore rilevazione e rappresentazione dei Titoli di Efficienza Energetica nel
proprio bilancio, nell’esercizio 2012 Enel Distribuzione ha modificato il trattamento contabile
applicato ai Titoli di Efficienza Energetica.
A differenza del precedente trattamento contabile, le nuove modalità di rilevazione contabile si
basano sugli aspetti economici e sulla finalità del meccanismo dei Titoli di Efficienza Energetica,
che di fatto rappresenta un sistema che obbliga le società di distribuzione a conseguire obiettivi
di risparmio energetico e, quindi, a sostenere dei costi aggiuntivi per l’acquisto o lo sviluppo
interno dei certificati necessari all’adempimento delle proprie quote di obbligo.
In particolare, in base al nuovo trattamento contabile, il costo relativo ai certificati di efficienza
energetica (prodotti internamente e/o acquistati) rappresenta per le società obbligate un onere
di sistema, in quanto connesso all’adempimento di uno specifico obbligo normativo di settore
che impone il raggiungimento di un obiettivo di risparmio energetico mediante la consegna,
all’AEEG, di un determinato numero di certificati commisurato all’obiettivo stesso.
A fine periodo contabile, i costi sostenuti per l’acquisto o la realizzazione interna di progetti
pluriennali sono sospesi dal Conto Economico, relativamente alla quota di certificati di efficienza
energetica non destinati ad essere utilizzati per l’adempimento dell’obbligo del periodo, e rilevati
nell’ambito delle altre attività correnti o non correnti (risconti attivi).
Di conseguenza, le società obbligate rilevano a Conto Economico il costo complessivo per
l’adempimento dell’obbligo del periodo contabile di riferimento nell’ambito degli altri costi
operativi (Oneri diversi di gestione), rilevando per competenza il costo relativo al deficit dei
Titoli di Efficienza Energetica non disponibili alla fine del periodo stesso (net liability approach).
In base al nuovo trattamento contabile il contributo ricevuti da CCSE continua ad essere rilevato
come un contributo pubblico monetario in conto esercizio, secondo quanto previsto dallo IAS 20
Contabilizzazione dei contributi pubblici e informativa sull’assistenza pubblica.
32
Tale trattamento contabile risulta coerente con l’ “accounting policy” adottata dal Gruppo Enel
per la rilevazione di altre tipologie di certificati ambientali (es.: certificati verdi, quote di
emissioni inquinanti).
Come richiesto dal principio contabile IAS 8, le modifiche intervenute nei criteri di
contabilizzazione dei Titoli di Efficienza Energetica hanno comportato la rideterminazione delle
voci economiche e patrimoniali considerate al 31 dicembre 2011 (Restatement).
In particolare, l’applicazione retrospettiva al 1° gennaio 2011 di tali modifiche ha comportato la
rideterminazione di talune voci del Conto Economico 2011 e dello Stato Patrimoniale 2011 con il
dettaglio di seguito esposto:
33
Risorse umane
Organizzazione
Nel corso dell’esercizio 2012, la struttura organizzativa di Enel Distribuzione non ha subito
modifiche. In particolare sono stati costituiti:
•
Team divisionale per il Progetto “Rete elettrica e territorio”, con lo scopo di ridefinire
l’assetto organizzativo territoriale della rete elettrica di Enel Distribuzione, secondo i
principi della “Lean Organization”;
•
Organismo di Vigilanza di Enel Distribuzione, in sostituzione del Compliance Officer
monocratico e in attuazione del Modello di Organizzazione e Gestione ex Dlgs n° 231
(DO n° 271 del 28/02/2012);
•
Team divisionale per la fase 3 del Progetto One Company, con l’obiettivo di ridisegnare i
processi divisionali in coerenza con i nuovi processi di Gruppo, definiti da Holding nella
fase precedente (DO n° 298 del 05/10/2012).
Consistenze
Come evidenziato nella tabella di seguito riportata, la consistenza del personale al 31 dicembre
2012 di Enel Distribuzione SpA è pari a 18.309 unità, con una riduzione netta di 328 unità
rispetto al 31 dicembre 2011.
Sviluppo e Formazione
Nel corso del 2012 sono realizzate le seguenti principali iniziative di sviluppo e formazione:
•
iniziative formative dedicate a operai e impiegati assunti in apprendistato su tematiche
tecnico specialistiche e trasversali e corsi di formazione e accompagnamento al ruolo di
tutor;
•
formazione sulle tematiche di salute e sicurezza dei lavoratori ed iniziative di
accompagnamento
all’introduzione
delle
nuove
prescrizioni
integrative
per
la
prevenzione del rischio elettrico (PRE) e sul ruolo del “preposto”;
•
corsi di formazione tecnico-specialistica e di processo, aggiornamenti sull’evoluzione dei
sistemi per la gestione della misura e della fatturazione del trasporto e sulle attività di
verifica dei complessi di misura;
•
formazione e affiancamento sull’integrazione AT-MT-BT;
34
•
iniziative di accompagnamento all’introduzione del sistema ADL;
•
iniziative formative sulla valutazione degli investimenti;
•
iniziative di team building e team integration;
•
formazione linguistica in aula e a distanza;
•
campagna di formazione a distanza “Unbundling in Enel Distribuzione SpA”;
Accanto alle iniziative della Divisione Infrastrutture e Reti (di cui Enel Distribuzione fa parte)
sono state realizzate le seguenti iniziative istituzionali, coordinate da Enel SpA:
•
iniziative di formazione manageriale;
•
campagna formativa Post Performance Review e neo valutatori;
•
formazione nuovi gestori di risorse (New Supervisor Training Program);
•
iniziative dedicate ai neoassunti (JET International e Welcome to Enel);
•
campagne di formazione a distanza su “Codice Etico”, “CSR” e “Il Decreto 231”.
Relazioni industriali
Il 1° febbraio 2012, in attuazione dell’accordo sindacale nazionale del 20 dicembre 2011 sul
premio di risultato del Gruppo Enel, è stata definita una nuova «Metodologia generale» per la
incentivazione della produttività, qualità, redditività delle unità produttive di Enel Distribuzione.
A partire dal 2012 la gestione del processo di assegnazione e consuntivazione avverrà con un
maggior coinvolgimento del livello territoriale.
Il 16 marzo 2012 sono stati sottoscritti con le organizzazioni sindacali nazionali dei lavoratori del
settore elettrico accordi collettivi per il riconoscimento del contributo del personale, tecnico e
operativo, delle Unità Operative Reti di Enel Distribuzione alla implementazione delle innovazioni
tecnologiche e di processo e al miglioramento della qualità, produttività ed efficacia del servizio
elettrico. Più in particolare, sono state delineate opportunità di crescita professionale per le
persone alle quali è affidato il ruolo di «Capo Unità Operativa Rete» nelle Unità operative di
maggiori dimensioni nelle quali risultano consolidate nuove modalità di funzionamento
operativo; e per gli operai in possesso dei requisiti previsti per la qualifica di «Elettricista
polivalente di distribuzione». È stato inoltre previsto, in favore di un certo numero di operai che
hanno accettato di diventare tecnici, un graduale percorso di crescita professionale che li
porterà,
a
scadenze
prefissate,
all’acquisizione
della
qualifica
di
«Assistente
rete
di
distribuzione». È stato infine previsto un premio aggiuntivo in favore degli operai abilitati
all’esecuzione di verifiche che forniscano il loro apporto al conseguimento degli obiettivi di
recupero energia. Le Parti hanno concordato di proseguire la discussione in sede tecnica per la
verifica delle condizioni tecniche e organizzative per il riconoscimento di evoluzioni riferite ad
altre figure professionali.
Nel corso del 2012 l’Organismo Bilaterale Salute e Sicurezza di Enel Distribuzione si è riunito
periodicamente per l’esame congiunto di iniziative, attività e progetti finalizzati a migliorare la
sicurezza del personale o rilevanti a questo scopo; quali, ad esempio, le nuove Prescrizioni
35
Integrative per la Prevenzione del Rischio Elettrico (PRE) e relative iniziative formative; la
revisione della istruzione operativa sulla figura del «Preposto», anche in relazione all’avvio
dell’assegnazione dei lavori tramite sistema ADL, e relative iniziative formative, il corso di
formazione per il personale impiegato in attività di verifica dei misuratori di energia elettrica, la
seconda fase della sperimentazione del nuovo dispositivo di sicurezza per gli operai,
l’effettuazione del primo test in campo del sistema che fornisce agli operai un supporto
nell’utilizzo dei dispositivi di sicurezza individuali.
Nel secondo semestre del 2012 si è riunita la Commissione Tecnica per l’esame dei riflessi sui
processi operativi e sul personale delle innovazioni oggetto di sperimentazione nell’ambito del
progetto
Work
Force
Management
denominato
“WFM
di
seconda
generazione”
e
del
rinnovamento dei mezzi e delle tecnologie del parco auto di Enel Distribuzione. A partire dal
2013 su tutte le nuove vetture del parco auto di Enel Distribuzione verranno installate
apparecchiature
che,
mediante
geolocalizzazione
dell’autovettura
e
identificazione
del
conducente, consentono non solo di migliorare la efficienza e la qualità del servizio e la gestione
degli automezzi aziendali, ma anche un significativo miglioramento della sicurezza e dei servizi
di soccorso e assistenza al conducente. Il 14 dicembre 2011 sono stati esaminati i risultati della
sperimentazione e, in vista dell’avvio in esercizio, sono state confermate, ai sensi e per gli
effetti dell’art. 4 della legge n. 300 del 1970, le previsioni di cui all’accordo sindacale Enel
Distribuzione – organizzazioni sindacali del 13 marzo 2008.
Il 18 dicembre 2012 sono stati completati gli adempimenti sindacali necessari, ai sensi dell’art.
4 della L. 300 del 1970, per l’avvio in esercizio al 1° gennaio 2013 del sistema di registrazione
delle chiamate in arrivo al numero verde del servizio di segnalazione guasti di Enel
Distribuzione, in adempimento agli obblighi posti in carico ai distributori dall’Autorità per
l’Energia Elettrica e il Gas.
Nel corso del 2012 si è provveduto, a livello regionale, ad avviare la fase di rinnovo degli accordi
collettivi regionali per il rimborso delle spese sostenute dai dipendenti del Gruppo Enel in
situazione di trasferta. Sono state sottoscritte intese per il personale con sede di lavoro in
Calabria, Puglia, Basilicata, Veneto e Friuli Venezia Giulia, Emilia Romagna e Campania.
Sicurezza sul lavoro
L'anno 2012 è stato caratterizzato dall’ulteriore consolidamento delle molteplici iniziative
finalizzate alla tutela della salute e della sicurezza sul lavoro, per il perseguimento dell'obiettivo
aziendale "Zero Infortuni".
In particolare, si è continuato a dare un forte impulso, durante l’anno, all’attività formativa. Alla
formazione condotta con metodiche di tipo “tradizionale”, riguardante gli aspetti di sicurezza
durante le attività lavorative sugli impianti elettrici, si è aggiunta ed implementata presso
diverse unità organizzative, una formazione di tipo “innovativo”, basata sull’applicazione dei
principi della psicologia comportamentale e condotta con metodologie didattiche attive.
In tale ambito si pone il progetto innovativo “La formazione va in teatro e mette in scena la
sicurezza”, lanciato in via sperimentale nel 2007, è stato esteso nelle Distribuzioni Territoriali
Rete Calabria, Lombardia, Puglia e Basilicata di Enel Distribuzione SpA, in continuità con quanto
36
realizzato negli anni precedenti, con l’obiettivo di sensibilizzare le risorse sui temi della
sicurezza. L’approccio metodologico utilizzato, legato alla tecnica della rappresentazione
teatrale, ha previsto attività di laboratorio teatrale per tutti i capi squadra ed eventi finali che
hanno coinvolto tutto il personale operativo e tecnico.
Nel corso dell'anno si è dato un ulteriore impulso all’applicazione della specifica procedura del
Sistema di Gestione aziendale inerente la segnalazione ed analisi dei mancati incidenti (near
miss), con l’obiettivo di far emergere i comportamenti errati, per analizzarne le cause e favorire
una riflessione comune al fine di individuare e ridurre i comportamenti a rischio.
Nei mesi di settembre - ottobre 2012 è stata organizzata la quarta edizione di "Contractors
Safety Day", ossia giornate di incontro con i rappresentanti di tutte le imprese appaltatrici, per
un loro coinvolgimento sugli aspetti di sicurezza e per esaminare l'andamento degli infortuni
nell'ultimo quinquennio, nell'ambito degli appalti. In tale occasione è stato distribuito il pocket
book sulle 5 Regole d’oro per la prevenzione del rischio elettrico, allo scopo di sensibilizzare
ulteriormente i dipendenti delle imprese al rispetto delle regole di base per lavorare in sicurezza
sugli impianti elettrici. Ciò è stato il naturale proseguimento dell’analoga iniziativa intrapresa a
favore del nostro personale operativo.
Sempre nei riguardi delle imprese appaltatrici sono stati organizzati ulteriori percorsi
informativi/formativi
rivolti
al
personale
delle
imprese,
con
il
coinvolgimento
di
una
Commissione costituita da Enel Infrastrutture e Reti e da un organismo di rappresentanza delle
stesse imprese. Nel corso del 2012 le giornate formative hanno interessato diverse Direzioni
Territoriali.
Nel mese di novembre 2012, sono stati organizzati ulteriori incontri a livello territoriale con le
imprese, finalizzati a momenti di confronto sulle esperienze, sui risultati conseguiti in termini di
sicurezza nonché su alcuni infortuni particolarmente significativi. Tali incontri, organizzati in
forma di workshop, hanno previsto la presenza di un “animatore” Enel, con il compito di
stimolare i partecipanti a fornire pareri e osservazioni in merito agli eventi infortunistici
condivisi.
Le imprese appaltatrici sono state coinvolte anche nel progetto “Safety coaching”, allargato alle
DTR Campania, Toscana e Umbria e Sardegna, ideato per fornire loro strumenti di
miglioramento delle performances, in termini di sicurezza e qualità del lavoro e al fine di
aumentare la sensibilità sui temi della sicurezza e rendere maggiormente efficaci le interazioni
Enel-Imprese.
Tra le iniziative volte ad incrementare la sicurezza dei lavoratori delle Unità Operative di Enel
Distribuzione SpA si è invece ritenuto utile dotare il personale operativo di un nuovo dispositivo
di sicurezza personale aggiornato a valle di una precedente sperimentazione, che consente di
attivare volontariamente una richiesta di soccorso. Inoltre, al verificarsi di particolari condizioni,
indicative di una situazione che necessita di soccorso quali un malore o una caduta (“uomo a
terra”), il dispositivo attiva automaticamente una richiesta di soccorso al Centro Operativo,
presidiato 24 ore su 24.
Nel corso del 2012 è stato finalizzato il progetto avviato nel 2011 in collaborazione con la
DuPont, con l’obiettivo di valutare il livello aziendale di cultura della sicurezza ed identificare le
aree più critiche su cui avviare iniziative di miglioramento che hanno coinvolto tutte le DTR ed
hanno portato ad un intervento più efficace sugli aspetti della comunicazione su temi della
sicurezza.
Dal 2012 è stato avviato anche in Enel Distribuzione il progetto “One Safety”, iniziativa unica di
Gruppo, da implementare secondo un approccio omogeneo in tutte le Divisioni/Countries e
37
caratterizzato da un forte commitment del CEO e focalizzato sul potenziamento della leadership
nella sicurezza del management e sulla promozione di comportamenti sicuri e responsabili.
Scopo del progetto è quindi quello di osservare i comportamenti di coloro che lavorano in Enel e
per Enel con l’obiettivo di sostenere e promuovere i comportamenti
sicuri e nel contempo
correggere quelli a rischio.
Il progetto si focalizza sui comportamenti perché riducendo i comportamenti a rischio si riduce
l’insorgenza degli infortuni.
Le sue caratteristiche principali sono le seguenti:
•
forte commitment del management, ad ogni livello organizzativo;
•
applicazione di una metodologia comune ed omogenea a livello di Gruppo per
l’implementazione delle osservazioni.
Nella Divisione Infrastrutture e Reti il progetto è stato avviato in tutte le Zone delle tre DTR
pilota (Lombardia, Lazio Abruzzo Molise e Calabria). Dal 2013 si completerà l’applicazione alle
restanti DTR, in Sede Centrale ed in Enel Sole.
E’ stata infine sviluppato ed avviato a sperimentazione sul campo un sistema automatico di
verifica del corretto uso, da parte dell’operatore, dei Dispositivi di Protezione Individuale (DPI)
previsti per il lavoro in procinto d’iniziare (Automatic Safety at Work). L’operatore, indossando
DPI dotati di sensori, realizza una Personal Area Network (PAN) che viene costantemente
monitorata da un’unità centrale costituita da uno smartphone, portato dallo stesso operatore.
Nel caso in cui si rileva l’assenza di uno solo dei DPI previsti per la protezione dell’operatore, si
attiva un allarme acustico che consente all’operatore di correggere la mancanza del DPI. Ogni
evento viene registrato localmente ed è successivamente trasferibile su un server centrale in
fase di sincronizzazione dello smartphone a fine giornata lavorativa.
Da rilevare che non si rileva alcun aggravio operativo per il personale, poiché lo smartphone sul
quale è stata sviluppata l’applicazione per l’ASW, è lo strumento utilizzato per la normale
gestione dell’attività lavorativa, fungendo lo stesso da terminale, telefono, navigatore GPS, ecc.
Dal punto di vista statistico, nell’anno 2012 il tasso di frequenza infortuni, pari a 3,53 (numero
di infortuni per milione di ore lavorate), si è ridotto di circa il 29% rispetto al 2011.
38
Risultati economico-finanziari
Definizione degli indicatori di performance
Al fine di illustrare i risultati economici di Enel Distribuzione SpA e di analizzarne la struttura
patrimoniale e finanziaria, sono stati predisposti distinti schemi riclassificati, diversi da quelli
previsti dai principi contabili IFRS-EU (International Financial Reporting Standards adottati
dall’Unione Europea) adottati dal Gruppo e contenuti nel bilancio d’esercizio. Tali schemi
riclassificati contengono indicatori di performance alternativi rispetto a quelli risultanti
direttamente dagli schemi del bilancio d’esercizio e che il management ritiene utili ai fini del
monitoraggio dell’andamento della società e rappresentativi dei risultati economici e finanziari
prodotti dal business.
Nel seguito sono forniti i criteri utilizzati per la costruzione di tali indicatori.
Margine trasporto energia: rappresenta il primo margine del core business ed indica la
differenza tra i ricavi della gestione caratteristica, i costi di trasporto dell’energia e i costi di
acquisto dell’energia per ”usi propri”.
E’ calcolato sommando algebricamente le seguenti voci:
•
•
“Ricavi energia”, rilevati tra i “Ricavi delle vendite e delle prestazioni”;
“Costi per acquisto energia”, rilevati essenzialmente tra i costi per “Materie prime e materiali
di consumo”;
•
“Costi per trasporto energia”, rilevati tra i costi per “Servizi”.
Margine operativo lordo: rappresenta un indicatore della performance operativa ed è calcolato
sommando al “Risultato operativo” gli “Ammortamenti e perdite di valore”.
Attività immobilizzate nette: determinate quale differenza tra le “Attività non correnti” e le
“Passività non correnti” ad esclusione:
•
delle “Attività per imposte differite”;
•
dei “Crediti finanziari e titoli a medio/lungo termine”;
•
dei “Finanziamenti a lungo termine”;
•
del “TFR e altri benefíci ai dipendenti”;
•
dei “Fondi rischi e oneri futuri”;
•
delle “Passività per imposte differite”.
Capitale circolante netto: definito quale differenza tra le “Attività correnti” e le “Passività
correnti” ad esclusione:
•
delle “Disponibilità liquide e mezzi equivalenti”;
•
dei “Finanziamenti a breve termine”, delle “Quote correnti dei finanziamenti a lungo
termine”, dei “Crediti finanziari e titoli a breve termine”, della “Quota a breve dei fondi a
lungo termine e Fondi a breve termine” e di talune poste incluse nelle “Altre Attività
finanziarie correnti” e nelle “Altre Passività finanziarie correnti”.
39
In particolare, nell’ambito del Capitale Circolante Netto, la Posizione tributaria netta è
determinata sommando algebricamente le seguenti voci:
•
“Crediti per imposte sul reddito”;
•
“Altri crediti tributari”;
•
“Debiti per imposte sul reddito”;
•
“Altri debiti tributari”.
Capitale investito netto: determinato quale somma algebrica delle “Attività immobilizzate nette”
e del “Capitale circolante netto”, dei Fondi rilevati tra le passività, delle “Passività per imposte
differite”, delle “Attività per imposte differite ” e delle “Attività nette destinate alla Vendita”.
Indebitamento finanziario netto: è determinato dai “Finanziamenti a lungo termine” (comprese
le quote correnti), dai “Finanziamenti a breve termine”, da alcune poste incluse nelle “Altre
passività finanziarie correnti”, al netto delle “Disponibilità liquide e mezzi equivalenti”, dei
“Crediti finanziari e titoli a medio/lungo termine”, dei “Crediti finanziari e titoli a breve termine”
e di alcune poste incluse nelle “Altre attività finanziarie correnti”.
40
Risultati economici
Le modifiche intervenute nei criteri di contabilizzazione dei Titoli di Efficienza Energetica (in
applicazione allo IAS 8) hanno comportato, come esposto nel paragrafo “Politica ambientale”, la
rideterminazione delle voci economiche e patrimoniali considerate al 31 dicembre 2011. In
particolare, l’applicazione retrospettiva al 1° gennaio 2011 di tali modifiche ha comportato la
rideterminazione di talune voci del Conto Economico 2011 (Altri Costi, Ammortamenti e
Svalutazioni e Imposte).
La gestione economica dell’esercizio 2012 è espressa in modo sintetico nel prospetto che segue,
ottenuto riclassificando secondo criteri gestionali i dati del Conto Economico 2012, redatto
secondo lo schema di legge, e confrontando gli stessi con i dati del Conto Economico 2011.
Il Margine da trasporto energia, pari a euro 4.731 milioni, risulta in aumento rispetto a quello
dell’esercizio precedente (euro 4.624 milioni). L’aumento di euro 107 milioni è riconducibile
essenzialmente:
•
all’effetto positivo della revisione delle tariffe, pari a euro 195 milioni, determinato dalla
deliberazione dell’Autorità per l’Energia Elettrica e il Gas n.157/12;
•
all’effetto negativo, pari a euro 98 milioni, derivante dalla riclassifica, nella voce “altri
ricavi” (euro 55 milioni) della quota 2012 del rimborso ad Enel Distribuzione degli oneri
per la soppressione del Fondo Previdenza Elettrici (FPE), già sostenuti dalla società e
nella voce “proventi finanziari” (euro 43 milioni) della remunerazione finanziaria per
l’anno
2012
determinata
sull’intero
importo
riconosciuto,
come
previsto
dalla
deliberazione n. 157/12 dell’Autorità per l’Energia Elettrica e il Gas;
•
all’effetto negativo derivante dall’iscrizione della perequazione misura, pari a euro 45
milioni;
41
•
all’effetto positivo derivante dalla perequazione perdite di rete, pari a euro 122 milioni, a
seguito dell’applicazione delle deliberazioni dell’Autorità per l’Energia Elettrica e il Gas
n.196/11 e n.559/12;
•
alla variazione negativa dei conguagli e revisioni di stime esercizi precedenti relative a
partite energia, pari a euro 72 milioni.
Altri ricavi
Gli Altri ricavi, pari a euro 1.984 milioni (euro 1.427 milioni nel 2011), evidenziano un
incremento di euro 557 milioni. I principali fenomeni che hanno determinato tale incremento si
riferiscono:
•
all’iscrizione nel 2012, in un’unica soluzione, del rimborso ad Enel Distribuzione (dal
2012 e per i prossimi esercizi), come previsto dalla deliberazione dell’Autorità per
l’Energia Elettrica e il Gas n.157/2012, degli oneri per la soppressione del Fondo
Previdenza Elettrici (FPE), già sostenuti dalla società, pari complessivamente ad euro
615 milioni;
•
all’incremento dei ricavi verso Endesa Distribuciòn Eléctrica S.L., pari a euro 35 milioni,
relativi alla vendita di contatori elettronici e a servizi correlati nell’ambito dello specifico
contratto stipulato tra le parti;
•
all’aumento dei ricavi relativi ai contributi da CCSE e alla vendita dei Titoli di Efficienza
•
alla riduzione dei premi per la continuità del servizio, pari a euro 60 milioni;
•
alla riduzione dei contributi di connessione, pari a euro 80 milioni; tale riduzione deriva
Energetica, pari a euro 81 milioni;
essenzialmente dalla riduzione dei contributi ricevuti per le connessioni dei produttori,
pari a euro 67 milioni e dalla riduzione dei contributi di connessione dei clienti finali, pari
a euro 13 milioni;
•
alla riduzione dei rimborsi per danni, pari a euro 21 milioni;
•
alla rilevazione nel 2011 della sopravvenienza attiva, pari a euro 19 milioni, a seguito
dell’accordo raggiunto con F2i Reti Italia Srl relativamente al conguaglio sui flussi di
cassa normalizzati per la cessione dell’80% di Enel Rete Gas SpA.
Altri costi operativi
Gli Altri costi operativi, pari a euro 2.617 milioni (euro 1.935 milioni nel 2011 Restated),
evidenziano un incremento di euro 682 milioni, derivante essenzialmente:
•
dall’aumento del costo del personale, pari a euro 288 milioni, a seguito:
o
della revisione della stima dei fabbisogni per oneri per incentivi all’esodo,
effettuata nel 2011, che ha determinato un rilascio del relativo Fondo, e della
rilevazione nel 2012 di oneri per incentivi all’esodo, con un effetto complessivo
di aumento di costi pari a euro 154 milioni;
o
del rilascio nel 2011 del Fondo sconto dipendenti, pari ad euro 84 milioni,
quest’ultimo limitatamente ai dipendenti in servizio che, a seguito degli Accordi
sindacali intercorsi nell’esercizio 2011, non usufruiranno più di tale beneficio,
sostituito
con
misure
di
sostegno
e
valorizzazione
della
previdenza
complementare;
o
dall’iscrizione nel 2012 del costo connesso al nuovo piano di accompagnamento
graduale alla pensione per i dipendenti che al 31 dicembre 2012 hanno già
maturato i requisiti previsti dal piano stesso, pari a euro 17 milioni;
42
o
dall’aumento del costo medio unitario (+5,2%) in parte compensato dalla
riduzione delle consistenze medie del personale impiegato in attività operative
(-0,6%), con un effetto pari a euro 34 milioni;
•
dall’incremento degli altri costi operativi (euro 355 milioni), derivante essenzialmente:
o
dall’aumento dell’accantonamento e del rilascio 2011 al fondo vertenze e
contenzioso, con un effetto complessivo pari a euro 192 milioni;
o
dal rilascio nel 2011 dello stanziamento al fondo rischi effettuato nel 2010
nell’ambito delle connessioni dei produttori per gli impianti realizzati entro il 31
dicembre 2010, pari a euro 64 milioni;
o
dall’aumento dell’accantonamento e del rilascio 2011 al fondo rischi della stima
o
dalla rilevazione del rischio associabile all’emergenza neve, pari a euro 21
delle penali sulla continuità del servizio, pari a euro 52 milioni;
milioni;
o
dall’aumento dei costi rilevati per gli obblighi di efficienza energetica, pari a euro
37 milioni;
•
dai maggiori costi per servizi e godimento beni di terzi, pari a euro 20 milioni, derivanti
dai maggiori costi per manutenzioni e riparazioni ordinarie da terzi;
•
dai maggiori costi per materiali, pari a euro 19 milioni, derivanti dall’aumento degli
acquisti di materiali per rivendita a terzi, pari a euro 35 milioni, e dalla riduzione del
fondo obsolescenza, pari a euro 15 milioni.
Margine operativo lordo
Il Margine operativo lordo (euro 4.098 milioni) è sostanzialmente in linea con quello
dell’esercizio precedente (euro 4.116 milioni Restated); l’incremento degli altri costi, pari a euro
682 milioni, è stato essenzialmente compensato dall’aumento del margine trasporto energia,
pari a euro 107 milioni, e dall’aumento degli Altri Ricavi, pari a euro 557 milioni.
Ammortamenti e Svalutazioni
L’aumento degli Ammortamenti e svalutazioni (euro 88 milioni) deriva sostanzialmente
dall’aumento degli ammortamenti degli immobili, impianti e macchinari (euro 34 milioni) e
dall’aumento delle svalutazioni dei crediti (pari a euro 52 milioni).
Risultato operativo
L’esercizio 2012 chiude con un Risultato operativo di euro 3.124 milioni, minore di euro 106
milioni (3,3%) rispetto al 2011 (euro 3.230 milioni Restated). Tale riduzione, a fronte di un
Margine Operativo Lordo essenzialmente invariato, deriva principalmente dall’aumento degli
ammortamenti e svalutazioni, pari a euro 88 milioni.
Oneri finanziari netti
Gli Oneri finanziari netti, pari a euro 343 milioni nel 2012 (euro 175 milioni nel 2011), accolgono
oneri finanziari per euro 398 milioni (euro 210 milioni nel 2011) e proventi finanziari per euro
55 milioni (euro 35 milioni nel 2011).
L’aumento degli oneri finanziari, pari a euro 188 milioni, è determinata essenzialmente
dall’aumento degli interessi passivi sui finanziamenti a medio/lungo termine, pari a euro 191
milioni, a seguito dell’erogazione nel 2012 ad Enel Distribuzione di nuovi finanziamenti dalla
43
Cassa Depositi e Prestiti, dalla Banca Europea per gli Investimenti e dalla società del gruppo
Enel Finance International N.V.
Imposte
Le Imposte sul reddito d’esercizio, pari a euro 1.156 milioni, accolgono le imposte correnti IRES
e IRAP, pari a euro 1.321 milioni, la fiscalità differita netta, positiva per euro 167 milioni, e
imposte sostitutive, pari a euro 2 milioni. L’incidenza delle imposte complessive sul risultato
ante imposte, pari a euro 2.781 milioni, è pari al 41,6%.
Nel 2011 Restated le imposte sul reddito risultano pari a euro 1.224 milioni, a fronte di un
risultato ante imposte pari a euro 3.055 milioni, con un’incidenza del 41,1%.
Risultato netto
Il Risultato netto del 2012 risulta pari a euro 1.625 milioni (euro 1.831 milioni nel 2011
Restated).
44
Analisi della struttura patrimoniale
Come in precedenza esposto, le modifiche intervenute nei criteri di contabilizzazione dei Titoli di
Efficienza Energetica (in applicazione allo IAS 8) hanno comportato la rideterminazione delle
voci economiche e patrimoniali considerate al 31 dicembre 2011. In particolare, l’applicazione
retrospettica, a partire dal 1° gennaio 2011, ha comportato la rideterminazione di talune voci
dello Stato Patrimoniale al 31 dicembre 2011 (Attività immateriali, Altre Attività non correnti,
Altre Attività, Patrimonio Netto, Fondi rischi ed oneri e Imposte differite nette).
La gestione patrimoniale dell’esercizio è espressa in modo sintetico nel prospetto che segue,
ottenuto riclassificando secondo criteri gestionali i dati dello Stato Patrimoniale al 31 dicembre
2012, redatto secondo lo schema di legge, e confrontando lo stesso con i dati dello Stato
Patrimoniale al 31 dicembre 2011 Restated:
Attività immobilizzate nette
Le attività immobilizzate nette (euro 14.861 milioni) mostrano un aumento di euro 640 milioni
rispetto al 31 dicembre 2011 (euro 14.221 milioni), derivante in particolare dall’aumento di
immobili, impianti e macchinari (euro 510 milioni) e dall’aumento delle altre attività non correnti
(euro 114 milioni).
L’aumento degli Immobili, impianti e macchinari, pari a euro 510 milioni, riflette la rilevazione:
•
degli investimenti, pari a euro 1.429 milioni;
•
degli ammortamenti, pari a euro 876 milioni;
45
•
della diminuzione dei materiali utilizzabili nella costruzione e nella manutenzione
straordinaria di immobili, impianti e macchinari, pari a euro 23 milioni;
•
dei disinvestimenti, pari a euro 20 milioni.
L’aumento delle altre attività non correnti, pari a euro 114 milioni, deriva essenzialmente:
•
dalla rilevazione del credito per IRES (rispettivamente euro 122 migliaia verso la
controllante per il periodo 2004/2011 in cui la società ha aderito al consolidato
fiscale e euro 27 milioni verso l’Erario per il 2003, anno precedente all’adesione al
consolidato fiscale) determinato, per le annualità pregresse, in applicazione del
decreto legge n. 201 del 6 dicembre 2011 che ha previsto la deducibilità dall'IRES
dell’IRAP relativa alla quota imponibile del costo del personale;
•
dalla riclassifica nelle attività correnti della quota a breve del credito verso la Cassa
Conguaglio, pari a euro 34 milioni (euro 18 milioni per il credito relativo al
contributo tariffario di Efficienza Energetica ed euro 16 milioni per il credito relativo
alla perequazione sconto energia dipendenti in quiescenza).
L‘aumento
delle
Attività
Immateriali,
pari
a
euro
7
milioni,
deriva
dall’effetto
degli
ammortamenti dell’esercizio, pari a euro 34 milioni, e degli investimenti, pari a euro 41 milioni.
La riduzione delle Altre passività non correnti, pari a euro 9 milioni, deriva essenzialmente:
•
dalla diminuzione dei Risconti passivi su contributi di connessione e contributi ricevuti da
organismi comunitari, pari a complessivamente euro 16 milioni;
•
dalla riduzione dei Risconti passivi su contributi per Titoli Efficienza Energetica, per euro
24 milioni;
•
dall’aumento del fair value negativo dei derivati sull’indebitamento a medio e lungo
termine, a seguito sostanzialmente della riduzione dei tassi di interesse rilevata nel
periodo, pari a euro 33 milioni.
Capitale circolante netto
Il capitale circolante netto, negativo per euro 2.598 milioni, mostra una riduzione di euro 459
milioni rispetto al 31 dicembre 2011 (negativo per euro 2.139 milioni Restated). Tale variazione
deriva essenzialmente dall’aumento dei Debiti netti verso la Cassa Conguaglio del Settore
Elettrico
(euro
270
milioni),
dall’aumento
dei
Debiti
commerciali
(euro
564
milioni),
dall’aumento delle Altre passività correnti (euro 138 milioni), effetti in parte compensati
dall’aumento dei Crediti commerciali (euro 305 milioni) e dalla riduzione Posizione tributaria
netta negativa (euro 198 milioni).
L’aumento dei Debiti netti verso Cassa Conguaglio del Settore Elettrico, pari a euro 270 milioni,
è riconducibile essenzialmente ai seguenti principali effetti:
•
aumento del Debiti verso la Cassa Conguaglio del Settore Elettrico per le componenti e
oneri di sistema, pari a euro 513 milioni, derivante essenzialmente dall’aggiornamento
dell’aliquota tariffaria della componente A3 destinata all’incentivazione delle fonti
rinnovabili;
•
riduzione del Debiti netti verso la Cassa Conguaglio del Settore Elettrico per i Titoli
efficienza energetica, pari a euro 186 milioni, a seguito essenzialmente del versamento
46
anticipato nel 2011 da parte di CCSE del contributo tariffario riferito all’esercizio 2011
(come previsto dalla deliberazione 167/11 dell’Autorità per l’Energia Elettrica e il Gas);
•
riduzione dei Debiti netti verso la Cassa Conguaglio del Settore Elettrico per
Perequazioni, pari a euro 80 milioni, derivante dalla
riduzione del meccanismo di
perequazione dei ricavi di distribuzione e domestici, pari a euro 111 milioni, e dalla
riduzione del meccanismo relativo alle perdite di rete, pari a euro 98 milioni; tali effetti
sono stati parzialmente compensati dall’introduzione della perequazione trasmissione,
pari a euro 82 milioni, a seguito della deliberazione n.199/11 dell’AEEG, e dalla
rilevazione del debito per perequazione misura, pari a euro 45 milioni.
•
aumento degli Altri Debiti netti verso la Cassa Conguaglio del Settore Elettrico, pari a
euro 29 milioni, derivante principalmente:
o
dall’iscrizione a partire dal 2012 del debito per la componente tariffaria (Qres)
prevista dall’art. 16 del TIME a seguito del versamento da parte della CCSE nel
2012 delle annualità 2012-2015 del rimborso (art. 15.4 del TIME) degli oneri
straordinari sostenuti dai distributori per il programma di dismissione anticipata
dei contatori elettromeccanici sostituiti con quelli elettronici, pari a euro 57
milioni;
o
dall’aumento del credito verso la CCSE relativo alle connessioni attive, pari a
o
dalla rilevazione nel 2012 del credito verso la CCSE per la rivalsa dei rimborsi
euro 17 milioni;
effettuati dai produttori a seguito dell’adeguamento dei propri impianti ex.
deliberazione 84/12 dell’AEEG, pari a euro 10 milioni.
L’aumento dei Debiti commerciali, per euro 564 milioni, deriva essenzialmente dall’aumento dei
debiti verso terzi, pari ad euro 440 milioni. Su tale dinamica ha inciso significativamente
l’aumento del debito verso il GSE per la componente A3 destinata all’incentivazione delle fonti
rinnovabili.
L’aumento delle Altre passività correnti, pari a euro 138 milioni, deriva dai seguenti principali
fenomeni:
•
dall’iscrizione dei ratei passivi per gli interessi sui finanziamenti da Enel Finance
International N.V., pari a euro 66 milioni;
•
dall’iscrizione della quota a breve dei risconti passivi per Titoli di Efficienza Energetica,
pari a euro 18 milioni;
•
dall’aumento degli acconti su contributi ricevuti da enti e organismi comunitari, pari a
euro 11 milioni, e su contributi per allacciamenti e aumenti di potenza, pari a euro 41
milioni.
L’aumento dei Crediti commerciali, pari a euro 305 milioni, è riconducibile in misura prevalente
all’aumento dei crediti verso società del gruppo, pari a euro 134 milioni, e dall’aumento dei
crediti verso terzi, pari a euro 171 milioni. Tale andamento deriva dall’incremento della
componente A3 destinata all’incentivazione delle fonti rinnovabili, effetto compensato dai
maggiori crediti ceduti nel mese di dicembre 2012 rispetto a quelli ceduti nel mese di dicembre
2011.
47
La riduzione della Posizione tributaria netta passiva, pari a euro 198 milioni, deriva
essenzialmente:
•
dalla riduzione del debito per addizionale IRES, pari a euro 279 milioni, derivante
essenzialmente dal pagamento del debito dell’addizionale IRES per l’esercizio 2011, pari
a euro 312 milioni, effetto parzialmente compensato, per euro 30 milioni, dal saldo a
debito tra gli acconti versati nel 2012 e la stima del debito relativo all’esercizio 2012;
•
dall’aumento del debito netto verso la Capogruppo per IRES, pari a euro 86 milioni;
•
dall’aumento del debito verso l’Erario per l’IRAP, pari a euro 21 milioni.
Fondi diversi
La composizione dei Fondi diversi è esposta nella tabella seguente:
L’aumento dei Fondi diversi, pari a euro 128 milioni, è conseguenza essenzialmente:
•
dell’aumento dei Fondi rischi e oneri futuri, pari a euro 311 milioni, derivante principalmente
dai maggiori accantonamenti al fondo oneri per il deficit dei Titoli di Efficienza Energetica per
gli obblighi previsti, pari a euro 67 milioni, al fondo vertenze e contenzioso, pari a euro 188
milioni, al fondo rischi associato all’emergenza neve di inizio 2012, pari a euro 21 milioni, e
all’accantonamento al fondo per le penali stimate per l’anno 2012 e recuperabili nei
successivi esercizi, pari a euro 35 milioni;
•
dell’aumento delle Imposte differite nette, pari a euro 176 milioni, derivante dai principali
effetti:
o
dall’incremento derivante dal maggiori accantonamento al fondo oneri per il deficit
o
dalla variazione positiva degli accantonamenti e utilizzi degli altri fondi rischi e oneri
TEE per gli obblighi di efficienza energetica, pari a euro 20 milioni;
e del fondo svalutazione crediti, pari a euro 115 milioni;
o
dall’effetto della quota degli ammortamenti riferiti ai beni materiali strumentali
indeducibili in applicazione dell’art. 102 bis del Tuir, pari a euro 46 milioni.
Attività nette destinate alla vendita
Le attività nette destinate alla vendita al 31 dicembre 2011, si riferiscono alla riclassifica, dalla
voce Partecipazioni delle Attività Immobilizzate Nette, della partecipazione in SELNET Srl (pari al
10% del capitale sociale) a seguito dell’esercizio in data 18 gennaio 2012 da parte di Enel
Distribuzione SpA del diritto di opzione alla vendita previsto nell’ambito della compravendita del
90% del capitale sociale di SELNET Srl avvenuta il 31 dicembre 2010.
48
Capitale investito netto
Il Capitale investito netto, pari a euro 11.180 milioni (euro 11.134 milioni al 31 dicembre 2011
Restated), risulta finanziato da mezzi propri per euro 5.179 milioni e da mezzi di terzi per euro
6.001 milioni.
Patrimonio Netto
Il Patrimonio netto, pari a euro 5.179 milioni, è composto dal Capitale Sociale (euro 2.600 milioni),
dalla
Riserva
legale
(euro
520
milioni),
dalle
Altre
riserve
e
dagli
Utili
accumulati
(complessivamente pari a euro 434 milioni) e dall’Utile dell’esercizio (euro 1.625 milioni).
Indebitamento finanziario netto
L’Indebitamento finanziario netto, pari a euro 6.001 milioni, è costituito dai finanziamenti a lungo
termine (euro 8.727 milioni), dalle Passività finanziarie (euro 32 milioni), dalle Attività finanziarie
(euro 1.060 milioni), e dalle disponibilità liquide e conto corrente intersocietario intrattenuto con
la controllante (positivo per euro 1.698 milioni), come di seguito esposto:
La variazione positiva delle disponibilità liquide e del conto corrente intersocietario, pari a euro
2.009 milioni, deriva essenzialmente:
•
dall’incasso dei finanziamenti ottenuti dalla società Enel Investment Holding N.V., pari a
euro 5.500 milioni;
•
dall’incasso dei nuovi finanziamenti BEI e CDP, al netto delle quote rimborsate dei
•
dal flusso di cassa dell’attività operativa, pari a euro 3.026 milioni (al netto dei flussi
finanziamenti a lungo erogati nei precedenti esercizi, per complessivi euro 544 milioni;
relativi al pagamento degli oneri finanziari netti per euro 245 milioni e delle imposte per
euro 1.644 milioni);
•
dal pagamento del dividendo straordinario a favore dell’azionista unico Enel S.p.A., pari
a euro 3.400 milioni;
•
dal pagamento dei dividendi sul risultato netto del 2011, pari ad euro 1.866 milioni;
La riduzione delle attività finanziarie correnti, pari a euro 25 milioni, si riferisce essenzialmente:
•
alla riduzione della quota a breve del Credito verso la Cassa Conguaglio del Settore
Elettrico, pari a euro 56 milioni, relativo al rimborso degli oneri straordinari sostenuti
dai distributori per il programma di dismissione anticipata dei contatori elettromeccanici
49
sostituiti con quelli elettronici, a seguito del versamento da parte di CCSE delle prime
quattro annualità (2012-2015) del credito (come previsto dalle deliberazione n.199/11
dell’AEEG);
•
alla riduzione dei crediti per accise e addizionali sul consumo di energia elettrica, pari a
euro 13 milioni;
•
alla riduzione del credito verso A2A per l’integrazione del corrispettivo della cessione del
ramo d’azienda relativo alla distribuzione di energia elettrica nei comuni di Milano e
Rozzano, pari a euro 12 milioni;
•
alla rilevazione della quota a breve del credito finanziario per il rimborso ad Enel
Distribuzione degli oneri per la soppressione del Fondo Previdenza Elettrici (FPE), già
sostenuti dalla società, pari ad euro 56 milioni.
In particolare, il credito per accise e addizionali sul consumo di energia elettrica si riferisce alle
posizioni di credito emergenti dalle dichiarazioni fiscali presentate per l’anno d’imposta 2007 in
relazione alle quali Enel Distribuzione SpA, secondo la vigente normativa, ha presentato istanza
di rimborso chiedendo, tra l’altro, di accreditare i relativi importi in favore di Enel Servizio
Elettrico SpA la quale, subentrando a Enel Distribuzione SpA nell'attività di vendita di elettricità,
ha assunto la soggettività passiva tributaria ai fini delle accise sull'energia elettrica.
Conseguentemente tale credito è stato qualificato quale diritto contrattuale a ricevere in futuro
disponibilità liquide e, dunque, classificato nella voce crediti finanziari e titoli a breve termine.
L’incremento dei finanziamenti a lungo termine, pari complessivamente a euro 6.044 milioni,
deriva dall’incasso del finanziamenti contrattualizzati nel 2012 con la società del Gruppo Enel
Investment Holding N.V., pari a euro 5.500 milioni, con la Cassa depositi e prestiti, pari a euro
340 milioni, e con la BEI, pari a euro 380 milioni, effetti in parte compensati dal rimborso delle
quote dei finanziamenti a lungo termine erogati nei precedenti esercizi, pari a euro 176 milioni.
L’aumento delle attività finanziarie non correnti, pari a euro 336 milioni, si riferisce
essenzialmente alla quota a medio/lungo termine, pari ad euro 504 milioni, dell’iscrizione nel
2012 in un’unica soluzione del credito finanziario in base a quanto previsto dalla delibera AEEG
157/2012, relativamente agli oneri per la soppressione del Fondo Previdenza Elettrici (FPE); tale
effetto è stato parzialmente compensato dalla riduzione, pari a euro 157 milioni, del Credito
verso la Cassa Conguaglio del Settore Elettrico relativo al rimborso degli oneri straordinari
sostenuti
dai
distributori
per
il
programma
di
dismissione
anticipata
dei
contatori
elettromeccanici sostituiti con quelli elettronici, a seguito del versamento da parte di CCSE nel
2012 delle annualità 2012-2015 (deliberazione 199/11).
50
Prevedibile evoluzione della gestione
L’esercizio 2013 prende le mosse in un quadro regolatorio stabile e chiaro quale quello definito
dalle delibere n. 199/2011 in materia di tariffe e n. 198/2011 in materia di qualità del servizio.
La delibera 565 del 20 Dicembre 2012, nel confermare le precedenti disposizioni, aggiorna le
tariffe applicate ai clienti finali, prevedendone un incremento dello 0,3%; le tariffe di
riferimento, valide per la determinazione dei ricavi ammessi per Enel Distribuzione, dovranno
essere pubblicate entro Marzo del 2013.
La delibera 559 di Dicembre 2012 aggiorna i fattori percentuali di perdita standard, prevedendo
in particolare una lieve riduzione del coefficiente di perdita applicato ai clienti in Media Tensione;
la regolazione delle perdite di rete è tuttavia in evoluzione, non è dunque possibile correlare a
tale provvedimento eventuali impatti economici per Enel Distribuzione.
La congiuntura sfavorevole, i cui effetti negativi sull’economia si prevede perdurino per buona
parte del 2013, avrà impatti molto limitati sui risultati della Società: le tariffe di Enel
Distribuzione sono infatti correlate solamente al numero dei clienti, e quindi completamente
indipendenti dalle variazioni della domanda di energia.
Per quanto attiene alla gestione operativa, anche nel 2013 Enel Distribuzione SpA confermerà il
suo sforzo volto ad una politica di miglioramento continuo dei processi con l’obiettivo di
rafforzare la propria posizione di leadership di costo e di qualità del servizio.
Per quanto riguarda gli investimenti, nel 2013 Enel Distribuzione SpA continuerà a sostenere lo
sviluppo, il rinnovo e l’adeguamento delle reti di distribuzione, promuovendo l’innovazione
tecnologica, leva fondamentale per il mantenimento dei livelli di qualità raggiunti, l’utilizzo
efficiente delle risorse e l’ottimale gestione dei flussi di energia immessi nelle reti dagli impianti
di generazione distribuita.
Lo sviluppo degli impianti di generazione da fonte rinnovabile sarà fortemente condizionata da
un quadro regolatorio in evoluzione, che ha visto nel corso del 2012 l’emanazione del cosiddetto
decreto 5° “Conto Energia” per gli impianti fotovoltaici e dei decreti relativi alle fonti rinnovabili
non fotovoltaiche.
Nonostante sia attesa nel 2013 una riduzione rispetto ai volumi connessi nel 2012, Enel
Distribuzione SpA dovrà fronteggiare una significativa attività per la connessione di nuovi
produttori, soprattutto in bassa tensione, continuando a garantire elevati standard di qualità
delle prestazioni e tutelando il diritto di connessione alla rete nel rispetto del principio di
imparzialità.
Lo sviluppo delle Smart Grids proseguirà nel 2013 con numerosi progetti, tra cui in particolare:
•
il progetto pilota “Carpinone”, avviato nel 2011, sulla sperimentazione di un sistema di
Medium Voltage Control, un dispositivo di Accumulo MT (Storage), una stazione per la
ricarica di veicoli elettrici e dispositivi Smart Info, in grado di interfacciarsi con il
contatore e riceverne i dati di consumo;
•
il progetto europeo “Grid4EU”, che prevede lo sviluppo integrato di progetti dimostrativi
in sei Paesi europei con l’obiettivo di rimuovere le barriere che ostacolano le reti di
distribuzione nell’accogliere la generazione distribuita, supportare l’efficienza energetica,
abilitare e integrare l’active demand e i nuovi utilizzi dell’energia elettrica;
51
•
il progetto Advanced, lanciato nel dicembre 2012, con l’obiettivo di sviluppare un piano
di azione per implementare la domanda attiva in Europa, sfruttando i dati e i risultati dei
progetti dimostrativi in corso in Europa.
Nel 2013 proseguirà l’impegno di Enel Distribuzione SpA nello sviluppo dell’infrastruttura per la
ricarica intelligente e nella promozione dell’auto elettrica in Italia con il progetto “e-mobility
Italy”, avviato nel 2010 nelle città di Pisa, Roma e Milano e con i progetti pilota presentati da
Enel Distribuzione SpA insieme a Hera SpA nelle città di Bologna, Imola e Modena.
Nel 2013 continuerà, infine, la fornitura di contatori elettronici prevista dal progetto “Cervantes”
per il sistema di smart metering di Endesa (13 milioni di contatori nel periodo 2011-2018) e
quella all’Ente Elettrico Montenegrino (EPCG, 175 mila contatori nel periodo 2011-13).
52
Altre informazioni
Informazioni su rischi e incertezze
Enel Distribuzione SpA svolge l’attività di distribuzione dell’energia elettrica; come illustrato
nelle Note di Commento, tale attività, svolta in regime di concessione, è sottoposta alla
regolazione dell’Autorità per l’Energia Elettrica e il Gas, che definisce le modalità di erogazione e
di remunerazione del servizio.
Con riferimento a tali modalità, si rinvia al paragrafo dedicato al “Quadro normativo e tariffario”,
mentre per l’analisi delle principali caratteristiche della concessione si rinvia a quanto riportato
nella Nota di commento n.2.
Per quanto riguarda i rischi di integrità, si rimanda al paragrafo “Corporate governance” delle
Note di Commento.
Anche per l’informativa relativa ai rischi e alle politiche di gestione dei rischi di oscillazione dei
tassi di interesse, al rischio di credito e al rischio di liquidità si rinvia alle Note di Commento.
Azioni proprie e azioni di società controllanti
La società non possiede direttamente o indirettamente azioni proprie o azioni della società
controllante. Nel corso dell’esercizio non sono state effettuate operazioni sulle azioni della
società; non sono, infine, state effettuate operazioni sulle azioni della società controllante né
direttamente né indirettamente.
Attività di ricerca
Le attività di ricerca vengono sostenute nell’ambito delle iniziative evidenziate nel paragrafo
“Andamento operativo” e vengono imputate a Conto Economico nell’esercizio in cui vengono
sostenute.
Sedi secondarie
La società non ha svolto la propria attività in sedi secondarie nel corso dell’esercizio.
Informativa sugli strumenti finanziari derivati
Con riferimento all’informativa circa l’uso degli strumenti finanziari richieste dall’art. 2428,
comma 2, punto 6-bis) del Codice Civile, si evidenzia che al 31 dicembre 2012 sono in essere in
via indiretta, tramite accordi con la controllante Enel SpA, strumenti derivati sui tassi di
interesse, nella forma di interest rate swaps, e sui cambi, nella forma forward, aventi la finalità
di ricondurre a tasso fisso parte dell’indebitamento finanziario contratto a tasso variabile.
Ulteriori informazioni sul valore nominale e sul fair value di tali strumenti finanziari sono
riportate nelle Note di Commento.
Informativa sulle parti correlate
Relativamente ai rapporti con le imprese collegate, l’impresa controllante e con le imprese
sottoposte al controllo di quest’ultima, si rinvia alle Nota di commento n.41.
53
Fatti di rilievo intervenuti dopo la chiusura dell’esercizio
Con riferimento alle informazioni richieste dall’art.2428 del Codice Civile relativamente ai Fatti di
rilievo intervenuti dopo la chiusura dell’esercizio si rinvia alla Nota di Commento n.43.
Attività di direzione e coordinamento
La società è soggetta all’attività di direzione e coordinamento di Enel SpA. Per tali informazioni
si rinvia alla Nota di Commento n.45.
54
Proposte all’Assemblea
Il Consiglio di Amministrazione propone di destinare l’utile netto dell’esercizio 2012, pari ad euro
1.625.299.148,40, come segue:
•
per euro 1.625.260.000,00 come dividendo dell’esercizio 2012, nella misura di euro
0,6251 per ognuna delle n°2.600.000.000 azioni, tenuto conto che la Riserva Legale al
31 dicembre 2012 è pari al 20% del Capitale Sociale;
•
per euro 39.148,40 come utili portati a nuovo.
55
Bilancio d’esercizio
56
Prospetti contabili
57
Conto Economico
58
Prospetto dell’utile complessivo rilevato nell’esercizio
59
Stato Patrimoniale
60
Prospetto delle variazioni di patrimonio netto
61
Rendiconto finanziario
62
Note di commento
63
1. Forma e contenuto del Bilancio
Enel Distribuzione SpA che opera nel settore della distribuzione di energia elettrica ha la forma
giuridica di società per azioni ed ha sede in Roma, in Via Ombrone 2.
Enel Distribuzione SpA, optando per l’esenzione dal consolidamento prevista dal paragrafo 10 dello
IAS 27, ha redatto il bilancio separato. Il bilancio consolidato ad uso pubblico viene redatto da Enel
SpA, di cui Enel Distribuzione SpA è controllata. La controllante ha sede in Roma, in viale Regina
Margherita 137, indirizzo presso il quale è possibile ottenere tale documento nei termini e con le
modalità previste dalla vigente normativa.
Gli Amministratori in data 5 marzo 2013 hanno approvato il Bilancio di esercizio al 31 dicembre 2012
e la sua messa a disposizione degli Azionisti nei termini previsti dall’art. 2429 c.c. Il presente bilancio
sarà sottoposto per l’approvazione all’Assemblea in data 23 aprile 2013 e sarà depositato entro i
termini previsti dall’art. 2435 c.c.. Ai fini di quanto previsto dal paragrafo 17 dello IAS 10, la data
presa in considerazione dagli Amministratori nella redazione del bilancio è il 5 marzo 2013, data di
approvazione del Consiglio di Amministrazione.
Il presente bilancio è stato assoggettato a revisione dalla legale da parte di Reconta Ernst & Young
SpA.
Conformità agli IFRS/IAS
Il bilancio relativo all’esercizio chiuso al 31 dicembre 2012 è stato predisposto in conformità ai
princípi contabili internazionali (International Accounting Standards - IAS e International Financial
Reporting Standards – IFRS) emanati dall’International Accounting Standards Board (IASB) ed alle
interpretazioni emesse dall’International Financial Reporting Interpretations Committee (IFRIC) e
dallo Standing Interpretations Committee (SIC), riconosciuti nell’Unione Europea ai sensi del
regolamento (CE) n. 1606/2002 ed in vigore alla chiusura dell’esercizio. L’insieme di tutti i principi ed
interpretazioni di riferimento sopraindicati è di seguito definito “IFRS-EU”.
Ad eccezione di quanto indicato nel successivo paragrafo “Cambiamento del trattamento contabile
dei Titoli di Efficienza Energetica in applicazione allo IAS 8”, i principi e criteri contabili applicati al
presente bilancio sono conformi a quelli adottati nella predisposizione del bilancio al 31 dicembre
2011.
Base di presentazione
Il Bilancio d’esercizio è costituito dal Conto Economico, dal Prospetto dell’Utile complessivo rilevato
nell’esercizio, dallo Stato Patrimoniale, dal Prospetto delle Variazioni del Patrimonio Netto, dal
Rendiconto Finanziario, nonché dalle relative Note di Commento.
Il Bilancio è corredato dalla Relazione sulla gestione predisposta secondo quanto previsto
dall’art.2428 del Codice Civile.
64
Nello Stato Patrimoniale la classificazione delle attività e passività è effettuata secondo il criterio
“corrente/non corrente” con specifica separazione delle attività e passività possedute per la vendita.
Le attività correnti, che includono disponibilità liquide e mezzi equivalenti, sono quelle destinate a
essere realizzate, cedute o consumate nel normale ciclo operativo della società o nei dodici mesi
successivi alla chiusura dell’esercizio; le passività correnti sono quelle per le quali è prevista
l’estinzione nel normale ciclo operativo della società o nei dodici mesi successivi alla chiusura
dell’esercizio.
Il Conto Economico è classificato in base alla natura dei costi, mentre il Rendiconto finanziario è
presentato utilizzando il metodo indiretto.
La valuta utilizzata per la presentazione degli schemi di bilancio è l’euro (valuta funzionale della
società), mentre i valori riportati nelle note di commento sono espressi in migliaia di euro, salvo
quando diversamente indicato.
Il bilancio è redatto nella prospettiva della continuazione dell’attività applicando il metodo del costo
storico ad eccezione delle voci di bilancio che secondo gli IFRS-EU sono rilevate al fair value, come
indicato nei criteri di valutazione delle singole voci.
2. Principi contabili e criteri di valutazione
Uso di stime
La redazione del bilancio, in applicazione degli IFRS-EU, richiede che il management prenda decisioni
ed effettui stime e assunzioni che hanno effetto sui valori dei ricavi, dei costi, delle attività e delle
passività di bilancio e sulla relativa informativa nonché sulle attività e passività potenziali alla data di
riferimento del bilancio. Le stime e le decisioni assunte dal management si basano sulle esperienze
pregresse e su altri fattori considerati ragionevoli nella fattispecie; vengono adottate quando il valore
contabile delle poste di bilancio non è facilmente desumibile da altre fonti. I risultati che si
consuntiveranno potrebbero differire da tali stime. Le stime e le assunzioni sono riviste
periodicamente e gli effetti di ogni variazione sono riflessi a Conto Economico, qualora la stessa
interessi solo quell’esercizio. Nel caso in cui la revisione interessi esercizi sia correnti sia futuri, la
variazione è rilevata nell’esercizio in cui la revisione viene effettuata e nei relativi periodi futuri.
Al fine di una migliore comprensione del bilancio, di seguito, sono indicate le principali voci di
bilancio interessate dall’uso delle stime contabili e le fattispecie che risentono di una significativa
componente del giudizio del management, evidenziando le principali assunzioni utilizzate nel loro
processo di valutazione, nel rispetto dei sopra richiamati principi contabili internazionali. La criticità
insita in tali stime è determinata, infatti, dal ricorso ad assunzioni e/o a giudizi professionali relativi a
tematiche per loro natura incerte.
Le modifiche delle condizioni alla base delle assunzioni e dei giudizi adottati potrebbero determinare
un impatto significativo sui risultati successivi.
Rilevazione dei ricavi
Ricavi trasporto
I ricavi del trasporto di energia elettrica ai clienti del Mercato Libero, della Salvaguardia e della
Maggior Tutela, sono rilevati secondo il principio della competenza e comprendono, oltre a quanto
fatturato in base a letture periodiche (e di competenza dell’esercizio), una stima dell’energia elettrica
65
distribuita
nell’esercizio
ma
non
ancora
fatturata,
quale
differenza
tra
l’energia
elettrica
complessivamente immessa nella rete di distribuzione nell’esercizio e quella complessivamente
fatturata nell’esercizio (di competenza dell’esercizio stesso), calcolata tenuto conto delle perdite di
rete.
Perequazioni
I ricavi rilevati nell’esercizio vengono rettificati e/o integrati per tener conto della rilevazione per
competenza economica dei seguenti meccanismi regolatori previsti dal “Testo Integrato delle
disposizioni dell’Autorità per l’Energia Elettrica e il Gas per l’erogazione dei servizi di trasmissione e
distribuzione (TIT), per il periodo di regolazione 2012-2015”:
•
perequazione dei ricavi relativi al servizio di distribuzione, per garantire la copertura dei ricavi
riconosciuti per ciascuna tipologia di clientela a partire dai ricavi conseguiti applicando le tariffe
fissate dall’Autorità per l’Energia Elettrica e il Gas (tariffe obbligatorie per i clienti non domestici
e tariffa obiettivo D1 per i clienti domestici);
•
perequazione dei ricavi ottenuti dall’applicazione delle tariffe D2 e D3 le tariffe fissate
dall’Autorità per l’Energia Elettrica e il Gas ai clienti domestici;
•
integrazione dei ricavi a copertura degli oneri sostenuti dai distributori per lo sconto sulla
fornitura di energia elettrica riconosciuto ai dipendenti ed ai pensionati;
•
perequazione dei costi di trasmissione, volto alla compensazione degli squilibri fra i costi di
trasmissione sostenuti dal distributore e i ricavi di trasmissione.
Inoltre, i meccanismi previsti dal “Testo integrato delle disposizioni per l’erogazione del servizio di
misura dell’energia elettrica (TIME), per il periodo 2012-2015” sono i seguenti:
•
perequazione dei ricavi del servizio di misura in bassa tensione, volto a garantire alle imprese
distributrici che hanno installato i misuratori elettronici la relativa remunerazione del capitale
investito e delle quote di ammortamento (nonché delle quote di ammortamento dei misuratori
elettromeccanici dismessi per l’installazione dei misuratori elettronici e degli investimenti nei
sistemi di raccolta dei dati);
•
un meccanismo di rimborso forfetario a copertura del costo residuo non ammortizzato dei
misuratori elettromeccanici sostituiti con i misuratori elettronici ai sensi della deliberazione
296/06.
Inoltre, la deliberazione 21 febbraio 2008 – 18/08 (modifiche al TIV), nell’ambito del meccanismo di
perequazione dei costi di approvvigionamento dell’energia elettrica per il servizio di maggior tutela,
pone in capo ai distributori gli squilibri derivanti dalla “Perequazione del valore della differenza fra
perdite effettive e perdite standard” (art. 13 quinquies); la delibera 559 del 20 Dicembre 2012
integra la normativa citata introducendo un meccanismo di perequazione fra le imprese di
distribuzione (art. 1 punto 5), finalizzato a contenere la differenziazione fra le varie imprese dei saldi
di perequazione.
Continuità del servizio
La deliberazione n. 198/11 dell’Autorità per l’Energia Elettrica e il Gas prevede, per il periodo 20122015, che le imprese distributrici ricevano incentivi o paghino penali in virtù del raggiungimento o
meno di obiettivi annuali assegnati sulla durata cumulata e sul numero medio per utente delle
interruzioni.
66
Come ulteriore incentivo al miglioramento, le penali relative agli anni 2012 e 2013 sono rateizzate
negli anni successivi con la possibilità di annullamento in caso di raggiungimento degli obiettivi.
Con riferimento al bilancio al 31 dicembre 2012 la Società ha stimato, per ciascun ambito territoriale,
il premio o la penale sulla base della previsione della durata e del numero delle interruzioni
dell’esercizio 2012.
E’ possibile che a seguito dei controlli da effettuarsi a cura dell’Autorità per l’Energia Elettrica e il Gas
sui dati di continuità del servizio forniti dalla Società, i premi e le penalità potrebbero risultare
differenti da quelli rilevati nel presente bilancio, ma sulla base dell’esperienza storica non si ritiene
significativo l’eventuale scostamento.
Pensioni e altre prestazioni post-pensionamento
Una parte dei dipendenti della società godono di piani pensionistici che offrono prestazioni
previdenziali basate sulla storia retributiva e sui rispettivi anni di servizio. Alcuni dipendenti
beneficiano, inoltre, della copertura di altri piani di benefici post-pensionamento.
I calcoli delle spese e delle passività associate a tali piani sono basati su stime effettuate dai nostri
consulenti attuariali, che utilizzano una combinazione di fattori statistico-attuariali, tra cui dati
statistici relativi agli anni passati e previsioni dei costi futuri. Sono inoltre considerati come
componenti di stima gli indici di mortalità e di recesso, le ipotesi relative all’evoluzione futura dei
tassi di sconto, dei tassi di crescita delle retribuzioni, nonché l’analisi dell’andamento tendenziale dei
costi dell’assistenza sanitaria.
Tali stime potranno differire sostanzialmente dai risultati effettivi, per effetto dell’evoluzione delle
condizioni economiche e di mercato, di incrementi/riduzione dei tassi di recesso e della durata di vita
dei partecipanti, oltre che di variazioni dei costi effettivi dell’assistenza sanitaria.
Tali differenze potranno avere un impatto significativo sulla quantificazione della spesa previdenziale
e degli altri oneri a questa collegati.
Recuperabilità di attività non correnti
Il valore contabile delle attività non correnti e delle attività destinate alla dismissione viene
sottoposto a verifica periodica e ogni qualvolta le circostanze o gli eventi ne richiedano una più
frequente verifica.
Qualora si ritenga che il valore contabile di un gruppo di attività immobilizzate abbia subito una
perdita di valore, lo stesso è svalutato fino a concorrenza del relativo valore recuperabile, stimato
con riferimento al suo utilizzo e cessione futura, a seconda di quanto stabilito nei più recenti piani
aziendali.
Si ritiene che le stime di tali valori recuperabili siano ragionevoli; tuttavia, possibili variazioni dei
fattori di stima su cui si basa il calcolo dei predetti valori recuperabili potrebbero produrre valutazioni
diverse. L’analisi di ciascuno dei gruppi di attività immobilizzate è unica e richiede alla direzione
aziendale l’uso di stime e ipotesi considerate prudenti e ragionevoli in relazione alle specifiche
circostanze.
67
Recupero futuro di imposte differite attive
Al 31 dicembre 2012 il bilancio comprende imposte differite attive, connesse alla rilevazione di
componenti di reddito a deducibilità tributaria differita, per un importo il cui recupero negli esercizi
futuri è ritenuto dagli Amministratori altamente probabile.
La recuperabilità delle suddette imposte differite attive è subordinata al conseguimento di utili
imponibili futuri sufficientemente capienti per l’utilizzo dei benefici delle altre attività fiscali differite.
La valutazione della predetta recuperabilità tiene conto della stima dei redditi imponibili futuri e si
basa su pianificazioni fiscali prudenti; tuttavia, nel momento in cui si dovesse constatare che la
società non sia in grado di recuperare negli esercizi futuri la totalità o una parte delle predette
imposte differite attive rilevate, la conseguente rettifica verrà imputata al Conto Economico
dell’esercizio in cui si verifica tale circostanza.
Contenziosi
Enel Distribuzione SpA è parte in giudizio in diversi contenziosi legali relativi principalmente ad
appalti, personale e all’esercizio degli impianti. Data la natura di tali contenziosi, non è sempre
oggettivamente possibile prevedere l’esito finale di tali vertenze, alcune delle quali potrebbero
concludersi con esito sfavorevole.
Sono inoltre pendenti diverse vertenze in materia urbanistica, paesaggistica e ambientale
(principalmente con riferimento all’esposizione a campi elettromagnetici), connesse alla costruzione
e all’esercizio di linee di trasporto, dalla cui definizione potrebbero derivare significativi oneri che,
tuttavia, non sono al momento oggettivamente quantificabili.
Sono stati costituiti fondi destinati a coprire tutte le passività significative per i casi in cui i legali
abbiano constatato la probabilità di un esito sfavorevole e una stima ragionevole dell’importo della
perdita.
Fondo svalutazione crediti
Il fondo svalutazione crediti riflette le stime delle perdite connesse al portafoglio crediti della società.
Sono stati effettuati accantonamenti a fronte di perdite attese su crediti, stimati in base
all’esperienza passata con riferimento a crediti con analoga rischiosità creditizia, a importi insoluti
correnti e storici, storni e incassi, nonché all’attento monitoraggio della qualità del portafoglio crediti
e delle condizioni correnti e previste dell’economia e dei mercati di riferimento.
Pur ritenendo congruo il fondo stanziato, l’uso di ipotesi diverse o il cambiamento delle condizioni
economiche potrebbero riflettersi in variazioni del fondo svalutazione crediti e, quindi, avere un
impatto sugli utili.
Le stime e le assunzioni sono riviste periodicamente e gli effetti di ogni variazione sono riflessi a
Conto Economico nell’esercizio di competenza.
Fondo oneri titoli efficienza energetica (TEE)
Il Fondo oneri titoli efficienza energetica riflette la stima del costo relativo al deficit di TEE qualora il
quantitativo dei titoli utilizzabili per l’obbligo di efficienza energetica del periodo (accreditati sul conto
di proprietà o derivanti da progetti approvati per i quali c’è la ragionevole certezza che saranno
accreditati
entro
la
data
di
adempimento
dell’obbligo
normativo)
non
sia
sufficiente
per
l’adempimento dell’obbligo stesso. La stima dell’accantonamento al fondo viene effettuata sulla base
del prezzo di mercato dei titoli.
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Oltre alle voci elencate in precedenza, l’uso di stime ha altresì riguardato la valutazione di strumenti
finanziari e la valutazione dell’obsolescenza di magazzino. Per tali voci, la stima e le assunzioni
effettuate sono contenute nei rispettivi commenti ai principi contabili utilizzati.
Giudizi del management
Applicazione dell’IFRIC 12 “Accordi per servizi in concessione” alle concessioni
L’IFRIC 12 “Accordi per servizi in concessione” dispone che in presenza di determinate caratteristiche
dell’atto di concessione, le infrastrutture asservite all'erogazione di servizi pubblici in concessione
siano iscritte nelle attività immateriali e/o nelle attività finanziarie, a seconda se - rispettivamente - il
concessionario abbia diritto ad un corrispettivo da parte del cliente per il servizio fornito e/o abbia
diritto a riceverlo dall'ente pubblico concedente.
In particolare, l’IFRIC 12 si applica agli accordi per servizi in concessione da pubblico a privato se il
concedente:
•
controlla o regolamenta quali servizi il concessionario deve fornire con l’infrastruttura, a chi li
deve fornire e a quale prezzo; e
•
controlla, tramite la proprietà o in un altro modo, qualsiasi interessenza residua significativa
nell’infrastruttura alla scadenza dell’accordo.
Al fine di valutare l’applicabilità di tali disposizioni per la società, il management ha provveduto ad
effettuare un’attenta analisi della concessione del servizio di distribuzione di energia elettrica. Sulla
base di tali analisi, le condizioni applicative previste
dall’interpretazione in esame non risultano
sussistere, disponendo il concessionario del pieno controllo dell’infrastruttura.
Parti correlate
Si definiscono parti correlate l’Enel SpA, le controllanti di Enel SpA, le società che hanno il medesimo
soggetto controllante di Enel SpA, le società che direttamente o indirettamente, attraverso uno o più
intermediari sono controllate, oppure sono soggette a controllo congiunto da parte di Enel SpA e
nelle quali la medesima detiene una partecipazione tale da poter esercitare un’influenza notevole.
Nella definizione di parti correlate rientrano i Fondi pensione Fopen e Fondenel, le società collegate di
altre entità del gruppo, i dirigenti con responsabilità strategiche, ivi inclusi i loro stretti familiari, della
società e di Enel SpA nonché delle società da queste direttamente e/o indirettamente controllate,
anche congiuntamente. I dirigenti con responsabilità strategiche sono coloro che hanno il potere e la
responsabilità, diretta o indiretta, della pianificazione, della direzione, del controllo delle attività della
società e comprendono i relativi Amministratori.
Conversione delle poste in valuta
Le transazioni in valuta diversa dalla valuta funzionale sono rilevate al tasso di cambio in essere alla
data dell'operazione. Le attività e le passività monetarie denominate in valuta diversa dalla valuta
funzionale sono successivamente adeguate al tasso di cambio in essere alla data di chiusura
dell’esercizio. Le attività e passività non monetarie denominate in valuta e iscritte al costo storico
sono convertite utilizzando il tasso di cambio in vigore alla data di iniziale rilevazione dell'operazione.
Le attività e passività non monetarie denominate in valuta e iscritte al fair value sono convertite
utilizzando il tasso di cambio alla data di determinazione di tale valore.
Le differenze cambio eventualmente emergenti sono riflesse nel Conto Economico.
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Immobili, impianti e macchinari
Gli immobili, impianti e macchinari, riferiti principalmente alla rete di distribuzione in concessione di
Alta Tensione, Media Tensione e Bassa Tensione, sono rilevati al costo storico, comprensivo dei costi
accessori direttamente imputabili e necessari alla messa in funzione del bene per l’uso per cui è stato
acquistato e dei costi interni capitalizzati relativi essenzialmente a personale e materiali.
Gli oneri finanziari relativi a finanziamenti direttamente attribuibili all’acquisto o costruzione di beni
che richiedono un rilevante periodo di tempo prima di essere pronti per l’uso o la vendita (c.d.
qualifying asset), vengono capitalizzati come parte del costo dei beni stessi. Gli oneri finanziari
connessi all’acquisto/costruzione di beni che non presentano tali caratteristiche vengono rilevati a
Conto Economico nell’esercizio di competenza.
Alcuni beni, oggetto di rivalutazione alla data di transizione ai principi contabili internazionali IFRSEU o in periodi precedenti, sono stati rilevati sulla base del fair value, considerato come valore
sostitutivo del costo (deemed cost) alla data di rivalutazione.
Qualora parti significative di singoli beni materiali abbiano differenti vite utili, le componenti
identificate sono rilevate ed ammortizzate separatamente.
I costi sostenuti successivamente all’acquisto sono rilevati ad incremento del valore contabile
dell’elemento a cui si riferiscono, qualora sia probabile che i futuri benefíci derivanti dal costo
affluiranno alla società e il costo dell'elemento possa essere determinato attendibilmente. Tutti gli
altri costi sono rilevati nel Conto Economico nell'esercizio in cui sono sostenuti.
I costi di sostituzione di un intero cespite o di parte di esso, sono rilevati come incremento del valore
del bene a cui fanno riferimento e sono ammortizzati lungo la loro vita utile; il valore netto contabile
dell’unità sostituita è imputato a Conto Economico rilevando l’eventuale plus/minusvalenza.
Gli immobili, impianti e macchinari sono esposti al netto dei relativi ammortamenti accumulati e di
eventuali perdite di valore, determinate secondo le modalità descritte nel seguito. L'ammortamento
è calcolato a quote costanti in base alla vita utile stimata del bene, che è riesaminata con periodicità
annuale; eventuali cambiamenti sono riflessi prospetticamente. L’ammortamento inizia quando il
bene è disponibile all’uso.
La vita utile stimata dei principali immobili, impianti e macchinari è la seguente:
Inoltre, la vita utile delle migliorie su fabbricati di terzi è determinata sulla base della durata del
contratto di locazione o se inferiore della durata dei benefici derivanti dalla miglioria stessa.
I terreni, sia liberi da costruzione sia annessi a fabbricati civili e industriali, non sono ammortizzati in
quanto elementi a vita utile illimitata.
I beni rilevati nell’ambito degli immobili, impianti e macchinari sono eliminati contabilmente o al
momento della loro dismissione o quando nessun beneficio economico futuro è atteso dal loro utilizzo
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o dismissione. L’eventuale relativo utile o perdita, rilevato a Conto Economico, è determinato come
differenza tra il corrispettivo netto derivante dalla dismissione, qualora esista, e il valore netto
contabile dei beni eliminati.
Enel Distribuzione SpA è concessionaria del servizio di distribuzione di energia elettrica. La
concessione, attribuita dal Ministero dello Sviluppo Economico, è a titolo gratuito e scade il 31
dicembre 2030. Le infrastrutture asservite all’esercizio della predetta concessione sono di proprietà e
nella disponibilità del concessionario; qualora, alla scadenza, la concessione non venisse rinnovata, il
concedente dovrà procedere al riscatto delle infrastrutture, riconoscendo a Enel Distribuzione SpA un
equo indennizzo.
Il predetto indennizzo sarà determinato d’intesa tra le parti secondo adeguati criteri valutativi,
mediando il valore patrimoniale dei beni oggetto del riscatto con la redditività degli stessi.
Nella determinazione dell’indennizzo, l’elemento reddituale dei beni oggetto del riscatto sarà
rappresentato dal valore attualizzato dei flussi di cassa futuri dei beni presi in considerazione.
L’elemento patrimoniale sarà rappresentato dal costo di ricostruzione a nuovo degli impianti e delle
altre infrastrutture oggetto del riscatto, al netto del degrado fisico e dell’obsolescenza tecnica.
Ai sensi dell’art.3, comma 2, del decreto legislativo 16 marzo 1999, n.79 tale indennizzo per il
riscatto sarà stabilito con regolamento del Ministero dell’Industria, del Commercio e dell’Artigianato.
Nell’espletamento del servizio Enel Distribuzione SpA ha l’obiettivo di:
•
assicurare che il servizio sia erogato con carattere di sicurezza, affidabilità e continuità nel
breve, medio e lungo periodo, sotto l’osservanza delle direttive impartite dalla competente
Autorità di regolazione ai sensi dell’art.2, comma 12, lettera h) della legge 481/1995,
predisponendo le misure atte a garantire che siano soddisfatte tutte le ragionevoli esigenze
degli utenti, ivi comprese quelle degli anziani e dei disabili, e la parità di condizioni
economiche e normative per ogni categoria di utenza;
•
promuovere gli interventi volti a migliorare la qualità e i rendimenti del proprio sistema di
trasmissione e distribuzione dell’energia elettrica in conformità agli indirizzi di politica
industriale volti allo sviluppo dell’innovazione tecnologica;
•
adottare tutti gli interventi volti al controllo ed alla gestione della domanda attraverso l’uso
efficiente delle risorse;
•
potenziare le azioni di assistenza, consulenza ed informazione rivolte agli utenti per favorire
l’uso razionale dell’energia;
•
concorrere a promuovere, nell’ambito delle sue competenze e responsabilità, la tutela
dell’ambiente, la sicurezza degli impianti e la salute degli addetti, adottando le misure idonee
a contenere le emissioni inquinanti, con la gradualità consentita dalla normativa vigente e
dalle esigenze connesse alla funzionalità del servizio elettrico;
•
destinare adeguate risorse ai fini della formazione e qualificazione professionale del
personale, affinché esso risulti sempre perfettamente idoneo in rapporto alle diverse
specializzazioni richieste per il corretto ed efficiente esercizio degli impianti e più in generale,
per lo svolgimento delle attività oggetto della concessione.
Attività immateriali
Le attività immateriali riguardano le attività prive di consistenza fisica, identificabili, controllate
dall’impresa e in grado di produrre benefici economici futuri, nonché l’avviamento, quando acquisito
a titolo oneroso. Esse sono rilevate al costo di acquisto o di produzione interna, quando è probabile
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che dal loro utilizzo vengano generati benefici economici futuri e il relativo costo può essere
attendibilmente determinato.
Il costo è comprensivo degli oneri accessori di diretta imputazione necessari a rendere le attività
disponibili per l’uso.
Le attività immateriali, tutte aventi vita utile definita, sono rilevate al costo di acquisto o di
produzione interna, quando è probabile che dall’utilizzo delle predette attività vengano generati
benefici economici futuri ed il relativo costo può essere attendibilmente determinato.
L’ammortamento è calcolato a quote costanti in base alla vita utile stimata, che è riesaminata con
periodicità almeno annuale; eventuali cambiamenti dei criteri di ammortamento sono applicati
prospetticamente.
L’ammortamento ha inizio quando l’attività immateriale è disponibile all’uso.
La vita utile stimata delle principali attività immateriali è la seguente:
Le attività immateriali sono eliminate contabilmente o al momento della loro dismissione o quando
nessun beneficio economico futuro è atteso dal loro utilizzo o dismissione. L’eventuale relativo utile o
perdita, rilevato a Conto Economico, è determinato come differenza tra il corrispettivo netto
derivante dalla dismissione, qualora esista, e il valore netto contabile dell’attività eliminata.
Perdite di valore delle attività
A ciascuna data di riferimento del bilancio, le attività materiali (immobili, impianti e macchinari) e
immateriali sono analizzate al fine di verificare l’esistenza di indicatori di un’eventuale riduzione del
loro valore. Qualora esistano, si procede, per ogni attività interessata, alla stima del relativo valore
recuperabile, rappresentato dal maggiore tra il fair value, al netto dei costi accessori di vendita, e il
valore d’uso. Per valore d’uso si intende il valore attuale dei flussi finanziari futuri stimati per
l’attività oggetto di valutazione. Nel determinare il valore d’uso, i flussi finanziari futuri attesi sono
attualizzati utilizzando un tasso di sconto al lordo delle imposte che riflette le valutazioni correnti di
mercato del costo del denaro, rapportato al periodo dell’investimento e ai rischi specifici dell’attività.
Per un’attività che non genera flussi finanziari ampiamente indipendenti, il valore recuperabile è
determinato in relazione alla cash generating unit cui tale attività appartiene.
Qualora il valore di iscrizione dell’attività, o della relativa cash generating unit a cui essa è allocata,
sia superiore al suo valore recuperabile, è riconosciuta a Conto Economico una perdita di valore. La
riduzione di valore di cash generating unit sono imputate in primo luogo a riduzione del valore
contabile dell’eventuale avviamento attribuito alla stessa e, quindi, a riduzione delle altre attività, in
proporzione al loro valore contabile. Se vengono meno i presupposti per una svalutazione
precedentemente effettuata, il valore contabile dell’attività è ripristinato con imputazione a Conto
Economico, nei limiti del valore netto di carico che l’attività in oggetto avrebbe avuto se non fosse
stata effettuata la svalutazione e se fossero stati effettuati i relativi ammortamenti.
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Partecipazioni in società controllate e collegate
Per società controllate si intendono tutte le società su cui Enel Distribuzione SpA ha il potere di
determinare, direttamente o indirettamente, le politiche finanziarie e operative al fine di ottenere i
benefici derivanti dalle loro attività. Per partecipazioni in imprese collegate si intendono quelle nelle
quali si ha un’influenza notevole. Nel valutare l’esistenza del controllo e dell’influenza notevole si
prendono in considerazione anche i diritti di voto potenziali effettivamente esercitabili o convertibili.
Tali partecipazioni sono valutate al costo di acquisto. Il costo è rettificato per eventuali perdite durevoli
di valore; queste sono successivamente ripristinate, qualora vengano meno i presupposti che le hanno
determinate; il ripristino di valore non può eccedere il costo originario.
Nel caso in cui la perdita di pertinenza della Società ecceda il valore contabile della partecipazione e
la partecipante sia impegnata ad adempiere a obbligazioni legali o implicite dell’impresa partecipata
o comunque a coprirne le perdite, l’eventuale eccedenza rispetto al valore contabile è rilevata in un
apposito fondo del passivo nell’ambito dei fondi rischi e oneri.
Rimanenze
Le rimanenze di magazzino sono valutate al minore tra il costo e il valore netto di presumibile
realizzo. La configurazione di costo utilizzata è il costo medio ponderato che include gli oneri
accessori di competenza. Per valore netto di presumibile realizzo si intende il prezzo di vendita
stimato nel normale svolgimento delle attività al netto dei costi stimati per realizzare la vendita o,
laddove applicabile, il costo di sostituzione.
Lavori in corso su ordinazione
I lavori in corso su ordinazione sono valutati sulla base dei corrispettivi contrattuali maturati con
ragionevole certezza, in relazione allo stato di avanzamento dei lavori determinato utilizzando il
metodo del costo sostenuto (cost to cost). Gli acconti versati dai committenti sono detratti dal valore
dei lavori in corso di ordinazione nei limiti dei corrispettivi maturati; l’eventuale parte eccedente è
iscritta nelle passività. Le perdite derivanti dalla chiusura delle singole commesse sono rilevate
interamente nell’esercizio in cui divengono probabili, indipendentemente dallo stato di avanzamento
delle singole commesse.
Strumenti finanziari
Finanziamenti e crediti
Rientrano in questa categoria i crediti (finanziari e commerciali), ivi inclusi i titoli di debito, non
derivati, non quotati in mercati attivi, con pagamenti fissi o determinabili e per cui non vi sia l’intento
predeterminato di successiva vendita.
Tali attività sono, inizialmente, rilevate al fair value, eventualmente rettificato dei costi di
transazione e, successivamente, valutati al costo ammortizzato sulla base del tasso di interesse
effettivo, rettificato per eventuali perdite di valore. Tali riduzioni di valore sono determinate come
differenza tra il valore contabile e il valore corrente dei flussi di cassa futuri attualizzati al tasso di
interesse effettivo originario. In caso di attività finanziarie rinegoziate, le perdite di valore sono
determinate utilizzando il tasso di interesse effettivo originario prima della modifica delle condizioni.
I crediti commerciali, la cui scadenza rientra nei normali termini commerciali, non sono attualizzati.
Attività finanziarie disponibili per la vendita
Sono classificate nelle “attività finanziarie disponibili per la vendita” i titoli di debito quotati non
classificati HTM (Held To Maturity), le partecipazioni in altre imprese (se non classificate come
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“Attività finanziarie valutate al fair value con imputazione al Conto Economico”) e le attività
finanziarie non classificabili in altre categorie. Tali strumenti sono valutati al fair value con
contropartita il patrimonio netto.
Al momento della cessione, gli utili e perdite cumulati, precedentemente rilevati a patrimonio netto,
sono rilasciati a Conto Economico.
Qualora sussistano evidenze oggettive che i predetti strumenti abbiano subito una riduzione di
valore, significativa o prolungata, la perdita cumulata, precedentemente iscritta a patrimonio netto,
è eliminata e riversata a Conto Economico. Tali perdite di valore, non ripristinabili successivamente,
sono misurate come differenza tra il valore contabile e il fair value, determinato sulla base del prezzo
di negoziazione fissato alla data di chiusura dell’esercizio per le attività finanziarie quotate in mercati
regolamentati o determinato sulla base dei flussi di cassa futuri attualizzati al tasso di interesse di
mercato per le attività finanziarie non quotate.
Quando il fair value non può essere attendibilmente determinato, tali attività sono iscritte al costo
rettificato per eventuali perdite di valore.
Perdite di valore delle attività finanziarie
A ciascuna data di riferimento del bilancio, le attività finanziarie sono analizzate al fine di verificare
l’esistenza di un’eventuale riduzione del loro valore.
Un’attività finanziaria ha subito una riduzione di valore se esiste un’evidenza obiettiva di tale perdita,
come conseguenza di uno o più eventi accaduti dopo la sua rilevazione iniziale, che hanno un
impatto sui flussi di cassa futuri attendibilmente stimati.
L’evidenza obiettiva di una riduzione di valore deriva dalla presenza di indicatori quali, ad esempio,
la significativa difficoltà finanziaria del debitore; l’inadempimento o il mancato pagamento degli
interessi o del capitale; l’alta probabilità che il debitore possa essere interessato da una procedura
concorsuale o da un’altra forma di riorganizzazione finanziaria; la presenza di dati oggettivi che
indicano una diminuzione sensibile dei flussi di cassa futuri stimati.
Qualora venga accertata l’esistenza di una perdita di valore, quest’ultima è determinata secondo
quanto sopra indicato in relazione alla specifica tipologia di attività finanziaria interessata.
Solo quando non sussiste alcuna realistica prospettiva di recuperare in futuro l’attività finanziaria, il
corrispondente valore dell’attività viene eliminato contabilmente riflettendo gli eventuali effetti a
Conto Economico.
Disponibilità liquide e mezzi equivalenti
Le disponibilità liquide e mezzi equivalenti comprendono i valori numerari, ossia quei valori che
possiedono i requisiti della disponibilità a vista o a brevissimo termine, del buon esito e dell’assenza
di spese per la riscossione.
Ai fini del Rendiconto finanziario, le disponibilità liquide sono esposte non includendo gli scoperti
bancari alla data di chiusura dell’esercizio.
Debiti commerciali
I debiti commerciali sono inizialmente iscritti al fair value e successivamente valutati al costo
ammortizzato. I debiti commerciali la cui scadenza rientra nei normali termini commerciali non sono
attualizzati.
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Passività finanziarie
Le passività finanziarie diverse dagli strumenti derivati sono iscritte quando la società diviene parte
nelle clausole contrattuali dello strumento e valutate inizialmente al fair value al netto dei costi di
transazione direttamente attribuibili. Successivamente, le passività finanziarie sono valutate con il
criterio del costo ammortizzato, utilizzando il metodo del tasso di interesse effettivo.
Strumenti finanziari derivati
I derivati sono rilevati al fair value e sono designati come strumenti di copertura quando la relazione
tra lo strumento finanziario derivato e l’oggetto della copertura è formalmente documentata e
l’efficacia della copertura, verificata periodicamente, rispetta i limiti previsti dallo IAS 39.
Quando i derivati hanno per oggetto la copertura del rischio di variazione del fair value delle attività
o passività oggetto di copertura (fair value hedge), le relative variazioni del fair value dello
strumento di copertura sono imputate a Conto Economico; coerentemente, gli adeguamenti al fair
value delle attività o passività oggetto di copertura sono anch’essi rilevati a Conto Economico.
Quando i derivati hanno per oggetto la copertura del rischio di variazione dei flussi di cassa degli
elementi coperti (cash flow hedge), le variazioni del fair value sono inizialmente rilevate a patrimonio
netto, per la porzione qualificata come efficace, e sono rilevate a Conto Economico solo quando, con
riferimento alla posta coperta, si manifesta la variazione dei flussi di cassa da compensare.
La porzione di fair value dello strumento di copertura che non soddisfa la condizione per essere
qualificata come efficace è rilevata a Conto Economico.
Le variazioni del fair value dei derivati di negoziazione e di quelli che non soddisfano più le condizioni
per essere qualificati come di copertura ai sensi dello IAS 39 sono rilevate a Conto Economico.
La rilevazione di tali strumenti è effettuata alla data di negoziazione.
I contratti finanziari e non finanziari (che già non siano valutati a fair value) sono altresì analizzati
per identificare l’esistenza di derivati “impliciti” (embedded derivative) che devono essere scorporati
e valutati al fair value. Le suddette analisi sono effettuate sia al momento in cui si entra a far parte
del contratto, sia quando avviene una rinegoziazione dello stesso che comporti una modifica
significativa dei flussi finanziari originari connessi.
Il fair value è determinato in base alle quotazioni ufficiali utilizzate per gli strumenti scambiati in
mercati regolamentati. Per gli strumenti non scambiati in mercati regolamentati il fair value è
determinato attualizzando i flussi di cassa attesi sulla base della curva dei tassi di interesse di
mercato alla data di riferimento e convertendo i valori in divise diverse dall’euro ai cambi di fine
periodo.
TFR e altri benefici per i dipendenti
La passività relativa ai benefici riconosciuti ai dipendenti ed erogati in coincidenza o successivamente
alla cessazione del rapporto di lavoro per piani a benefici definiti o relativa ad altri benefici a lungo
termine erogati nel corso dell’attività lavorativa è determinata, separatamente per ciascun piano,
sulla base di ipotesi attuariali stimando l’ammontare dei benefici futuri che i dipendenti hanno
maturato alla data di riferimento (c.d. metodo di proiezione unitaria del credito). La passività, iscritta
in bilancio al netto delle eventuali attività al servizio del piano, è rilevata per competenza lungo il
periodo di maturazione del diritto. La valutazione della passività è effettuata da attuari indipendenti.
Con riferimento alla passività per piani a benefici definiti, gli utili o le perdite attuariali cumulati al
termine del precedente esercizio superiori al 10% del maggiore tra il valore attuale dell’obbligazione
a benefici definiti e il fair value delle attività a servizio del piano a tale data, sono rilevati nel Conto
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Economico lungo la rimanente vita lavorativa media prevista dei dipendenti partecipanti al piano. Se
inferiori, essi non sono rilevati.
Qualora la società si sia impegnata in modo comprovabile e senza realistiche possibilità di recesso,
con un dettagliato piano formale, alla conclusione anticipata del rapporto di lavoro, ossia prima del
raggiungimento dei requisiti per il pensionamento, i benefici dovuti ai dipendenti per la cessazione
del rapporto di lavoro sono rilevati come costo e sono valutati sulla base del numero di dipendenti
che si prevede accetteranno l'offerta.
In caso di modifica di un piano a benefici definiti esistente o di introduzione di un nuovo piano a
benefici definiti, l’eventuale costo previdenziale relativo alle prestazioni di lavoro passate (past
service cost) è rilevato immediatamente a Conto Economico se i benefici derivanti dalla modifica o
dall’introduzione sono già acquisiti, oppure a quote costanti lungo un periodo medio fino al momento
in cui i benefici sono acquisiti.
In caso di modifica o introduzione di altri benefici a lungo termine, l’eventuale costo previdenziale
relativo alle prestazioni di lavoro passate è rilevato immediatamente a Conto Economico nella sua
interezza.
Operazioni di pagamento basate sulle azioni
Piani di Stock Option
Il costo delle prestazioni rese dai dipendenti e remunerato tramite piani di stock option è
determinato sulla base del fair value delle opzioni concesse ai dipendenti alla data di assegnazione.
Il metodo di calcolo per la determinazione del fair value tiene conto di tutte le caratteristiche delle
opzioni (durata dell’opzione, prezzo e condizioni di esercizio, ecc.), nonché del valore del titolo Enel
alla data di assegnazione, della volatilità del titolo e della curva dei tassi di interesse sempre alla
data di assegnazione, coerenti con la durata del piano. Il modello di pricing utilizzato è il CoxRubinstein.
Il costo è riconosciuto a Conto Economico, con contropartita a una specifica voce di patrimonio netto,
lungo il periodo di maturazione dei diritti concessi, tenendo conto della migliore stima possibile del
numero di opzioni che diverranno esercitabili.
Piani di incentivazione Restricted Share Units
Il costo delle prestazioni rese dai dipendenti e remunerato tramite piani di incentivazione Restricted
Share Units (RSU) è determinato sulla base del fair value, alla data di assegnazione, delle RSU
assegnate e in relazione alla maturazione del diritto a ricevere il corrispettivo.
Il metodo di calcolo per la determinazione del fair value tiene conto di tutte le caratteristiche delle
RSU (durata del piano, condizioni di esercizio, ecc.), nonché del valore e della volatilità del titolo Enel
lungo il vesting period. Il modello di pricing utilizzato è il Montecarlo.
Il costo è riconosciuto a Conto Economico, lungo il vesting period, in contropartita una specifica voce
di patrimonio netto, tenendo conto della migliore stima possibile delle RSU che diverranno
esercitabili.
Fondi rischi e oneri
Gli accantonamenti ai fondi rischi e oneri sono rilevati quando, alla data di riferimento, in presenza di
una obbligazione legale o implicita nei confronti di terzi derivante da un evento passato, è probabile
che per soddisfare l'obbligazione si renderà necessario un esborso di risorse il cui ammontare sia
stimabile in modo attendibile. Se l'effetto è significativo, gli accantonamenti sono determinati
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attualizzando i flussi finanziari futuri attesi a un tasso di sconto al lordo delle imposte che riflette la
valutazione corrente del mercato del costo del denaro in relazione al tempo e, se applicabile, il
rischio specifico attribuibile all’obbligazione. Quando l’ammontare è attualizzato, l’adeguamento
periodico del valore attuale dovuto al fattore temporale è rilevato a Conto Economico come onere
finanziario.
Contributi
I contributi sono rilevati in bilancio al fair value quando vi è la ragionevole certezza che saranno
ricevuti o che sono soddisfatte le condizioni previste per l’ottenimento degli stessi, così come
previste da governi, enti governativi, e da analoghi enti locali, nazionali o internazionali.
I contributi ricevuti, sia a fronte di specifiche spese che a fronte di specifici beni il cui valore è iscritto
tra le attività materiali e immateriali, sono rilevati tra le altre passività e accreditati a Conto
Economico lungo il periodo in cui si rilevano i costi a essi correlati.
I contributi in conto esercizio sono rilevati integralmente a Conto Economico nel momento in cui
sono soddisfatte le condizioni di iscrivibilità.
Ricavi
I ricavi sono rilevati quando è probabile che i benefici economici futuri saranno fruiti dalla società e
quando possono essere attendibilmente misurati.
Più in particolare, secondo la tipologia di operazione, i ricavi sono rilevati sulla base dei criteri
specifici di seguito riportati:
•
i ricavi delle vendite di beni sono rilevati quando i rischi e i benefìci significativi della
proprietà
dei
beni
sono
trasferiti
all’acquirente
e
il
loro
ammontare
può
essere
attendibilmente determinato;
•
i ricavi per trasporto di energia elettrica si riferiscono ai quantitativi trasportati nel periodo,
ancorché non fatturati, e sono determinati integrando con opportune stime quelli rilevati in
base a prefissati calendari di lettura. Dalla lettura dei contatori a consuntivo, storicamente
non si sono registrate variazioni significative. Tali ricavi si basano, ove applicabili, sulle tariffe
e i ricavi ammessi previsti dai provvedimenti di legge e dell’Autorità per l’Energia Elettrica e il
Gas, in vigore nel corso del periodo di riferimento;
•
i ricavi per contributi di connessione alla rete di distribuzione di energia elettrica sono rilevati
in un’unica soluzione al completamento delle attività di connessione se il servizio reso è
separatamente individuabile rispetto ad eventuali servizi di distribuzione per la fornitura
continuativa e duratura di energia elettrica;
•
i ricavi per le prestazioni di servizi sono rilevati con riferimento allo stadio di completamento
delle attività. Nel caso in cui non sia possibile determinare attendibilmente il valore dei ricavi,
questi ultimi sono rilevati fino a concorrenza dei costi sostenuti che si ritiene saranno
recuperati;
•
i ricavi maturati nel periodo relativi a lavori in corso su ordinazione sono iscritti sulla base dei
corrispettivi pattuiti in relazione allo stato di avanzamento dei lavori, determinato utilizzando il
metodo del costo sostenuto (cost-to-cost), in base al quale i costi, i ricavi ed il relativo margine
sono riconosciuti in base all’avanzamento dell’attività produttiva. Lo stato avanzamento lavori è
determinato in funzione del rapporto tra i costi sostenuti alla data di valutazione ed i costi
complessivi attesi sulla commessa. I ricavi di commessa, oltre ai corrispettivi contrattuali,
includono le varianti, le revisioni dei prezzi ed il riconoscimento degli incentivi nella misura in
cui è probabile che essi rappresentino ricavi veri e propri e se questi possono essere
77
determinati con attendibilità. Sono inoltre rettificati per effetto delle penalità derivanti da ritardi
causati dalla società.
Proventi e oneri finanziari
I proventi e gli oneri finanziari sono rilevati per competenza sulla base degli interessi maturati sul
valore netto delle relative attività e passività finanziarie utilizzando il tasso di interesse effettivo e
includono le variazioni di fair value degli strumenti finanziari rilevati al fair value a Conto Economico
e le variazioni di fair value dei derivati connessi ad operazioni finanziarie.
I proventi finanziari comprendono gli eventuali proventi sulla liquidità della società, gli eventuali
proventi derivanti dalle partecipazioni, gli utili su cambi e gli utili su strumenti di copertura rilevati a
Conto Economico.
Gli oneri finanziari comprendono gli interessi passivi sui finanziamenti, le eventuali perdite su cambi,
le variazioni del fair value delle attività finanziarie al fair value rilevato a Conto Economico, le perdite
di valore delle attività finanziarie e le perdite su strumenti di copertura rilevati a Conto Economico.
Dividendi
I dividendi da partecipazioni sono rilevati quando è stabilito il diritto degli azionisti a ricevere il
pagamento.
I dividendi e gli acconti sui dividendi pagabili a terzi sono rappresentati come movimento del
patrimonio netto alla data in cui sono approvati, rispettivamente, dall’Assemblea degli Azionisti e dal
Consiglio di Amministrazione.
Imposte
Le imposte correnti sul reddito dell’esercizio, iscritte tra i “debiti per imposte sul reddito” al netto
degli acconti versati, ovvero nella voce “crediti per imposte sul reddito” qualora il saldo netto risulti a
credito, sono determinate in base alla stima del reddito imponibile e in conformità alla vigente
normativa fiscale.
Le imposte sul reddito differite e anticipate sono calcolate sulle differenze temporanee tra i valori
patrimoniali iscritti nel bilancio e i corrispondenti valori riconosciuti ai fini fiscali applicando l’aliquota
fiscale in vigore alla data in cui la differenza temporanea si riverserà, determinata sulla base delle
aliquote fiscali previste da provvedimenti in vigore o sostanzialmente in vigore alla data di
riferimento.
Le attività per imposte differite sono rilevate quando il loro recupero è probabile, cioè quando si
prevede che possano rendersi disponibili in futuro imponibili fiscali sufficienti a recuperare l’attività.
La recuperabilità delle attività per imposte differite viene riesaminata a ogni chiusura di periodo.
Le imposte correnti e differite sono rilevate nel Conto Economico, a eccezione di quelle relative a voci
direttamente addebitate o accreditate a patrimonio netto che sono riconosciute direttamente a
patrimonio netto. Le imposte differite e anticipate, applicate dalla medesima autorità fiscale, sono
compensate se la società vanta un diritto legalmente esercitabile di compensare le attività fiscali
correnti con le passività fiscali correnti che si genereranno al momento del loro riversamento. Le
altre imposte non correlate al reddito, come le tasse sugli immobili, sono incluse tra gli “Altri costi
operativi”.
Sulla base della disciplina contenuta nel TUIR (DPR 917/86 – art.117 e seguenti) relativa al regime
fiscale di tassazione di gruppo denominato “Consolidato Fiscale Nazionale”, nell’esercizio 2010 Enel
Distribuzione SpA ha rinnovato con la controllante Enel SpA l’accordo relativo all’esercizio congiunto
78
dell’opzione per il regime “Consolidato Fiscale Nazionale” per il triennio 2010-2012, definendo tutti i
reciproci obblighi e responsabilità (cd. “Regolamento”).
Cambiamento del trattamento contabile dei Titoli di Efficienza Energetica in
applicazione allo IAS 8
Nel 2012 Enel Distribuzione in applicazione allo IAS 8 ha modificato il trattamento contabile dei Titoli
di Efficienza Energetica (TEE).
Fino al 2011, Enel Distribuzione ha considerato i Titoli di Efficienza Energetica come beni utilizzati
nell’ambito del proprio processo produttivo, rilevando a Conto Economico i relativi costi al momento
del loro utilizzo ai fini dell’adempimento dell’obbligo normativo.
Tale trattamento contabile si basava sulle caratteristiche patrimoniali dei certificati di efficienza
energetica, considerati come attività dalle quali erano attesi in futuro flussi di benefici economici.
In particolare, i certificati di efficienza energetica derivanti da progetti pluriennali, sviluppati
internamente o acquistati, erano classificati nell’ambito delle attività immateriali, cioè attività non
monetarie identificabili prive di consistenza fisica (IAS 38 Attività immateriali), ed ammortizzati in
funzione del loro utilizzo ai fini dell’adempimento dell’obbligo.
I costi di acquisto dei singoli certificati di efficienza energetica, invece, erano classificati nell’ambito
dei costi operativi dell’esercizio, in quanto tali certificati rappresentavano fattori produttivi che
esaurivano la propria utilità in un ciclo produttivo (l’utilizzo ai fini dell’obbligo era contestuale
all’acquisto).
Il contributo ricevuto da CCSE era rilevato come un contributo pubblico monetario in conto esercizio,
secondo quanto previsto dallo IAS 20 Contabilizzazione dei contributi pubblici e informativa
sull’assistenza pubblica.
Ai fini di una migliore rilevazione e rappresentazione dei Titoli di Efficienza Energetica nel proprio
bilancio, nell’esercizio 2012 Enel Distribuzione ha modificato il trattamento contabile applicato ai
Titoli di Efficienza Energetica.
A differenza del precedente trattamento contabile, le nuove modalità di rilevazione contabile si
basano sugli aspetti economici e sulla finalità del meccanismo dei Titoli di Efficienza Energetica, che
di fatto rappresenta un sistema che obbliga le società di distribuzione a conseguire obiettivi di
risparmio energetico e, quindi, a sostenere dei costi aggiuntivi per l’acquisto o lo sviluppo interno dei
certificati necessari all’adempimento delle proprie quote di obbligo.
In particolare, in base al nuovo trattamento contabile, il costo relativo ai certificati di efficienza
energetica (prodotti internamente e/o acquistati) rappresenta per le società obbligate un onere di
sistema, in quanto connesso all’adempimento di uno specifico obbligo normativo di settore che
impone il raggiungimento di un obiettivo di risparmio energetico mediante la consegna, all’AEEG, di
un determinato numero di certificati commisurato all’obiettivo stesso.
A fine periodo contabile, i costi sostenuti per l’acquisto o la realizzazione interna di progetti
pluriennali sono sospesi dal Conto Economico, relativamente alla quota di certificati di efficienza
energetica non destinati ad essere utilizzati per l’adempimento dell’obbligo del periodo, e rilevati
nell’ambito delle altre attività correnti o non correnti (risconti attivi).
Di conseguenza, le società obbligate rilevano a Conto Economico il costo complessivo per
l’adempimento dell’obbligo del periodo contabile di riferimento nell’ambito degli altri costi operativi
(Oneri diversi di gestione), rilevando per competenza il costo relativo al deficit dei Titoli di Efficienza
Energetica non disponibili alla fine del periodo stesso (net liability approach).
79
In base al nuovo trattamento contabile il contributo ricevuti da CCSE continua ad essere rilevato
come un contributo pubblico monetario in conto esercizio, secondo quanto previsto dallo IAS 20
Contabilizzazione dei contributi pubblici e informativa sull’assistenza pubblica.
Tale trattamento contabile risulta coerente con l’ “accounting policy” adottata dal Gruppo Enel per la
rilevazione di altre tipologie di certificati ambientali (es.: certificati verdi, quote di emissioni
inquinanti).
Come richiesto dal principio contabile IAS 8, le modifiche intervenute nei criteri di contabilizzazione
dei Titoli di Efficienza Energetica
hanno comportato la rideterminazione delle voci economiche e
patrimoniali considerate al 31 dicembre 2011 (Restatement).
In particolare, l’applicazione retrospettiva al 1° gennaio 2011 di tali modifiche ha comportato la
rideterminazione di talune voci del Conto Economico 2011 e dello Stato Patrimoniale 2011 con il
dettaglio di seguito esposto:
80
3. Principi contabili di recente emanazione
Principi di prima adozione e applicabili
La Società ha adottato i seguenti principi contabili internazionali ed interpretazioni di prima adozione
al 1° gennaio 2012:
“Modifiche all’IFRS 7 – Strumenti finanziari: informazioni integrative”; la modifica ha introdotto
nuovi obblighi di informativa per permettere agli utilizzatori del bilancio di valutare l’esposizione
ai rischi connessi al trasferimento di attività finanziarie e l’effetto di tali rischi sulla posizione
finanziaria della società. In particolare, il principio emendato richiede informativa specifica, da
inserirsi in un’unica nota al bilancio, con riferimento ad attività finanziarie trasferite che non
sono state oggetto di derecognition e ad attività finanziarie trasferite in cui si è mantenuto un
coinvolgimento, alla data di bilancio. L’applicazione su base prospettica di tale modifica non ha
comportato impatti nell’esercizio.
Principi non ancora applicabili e non adottati
La Commissione Europea nel corso dell’esercizio 2012 ha omologato i seguenti principi applicabili,
per la Società, negli esercizi successivi:
“Modifiche allo IAS 1 - Esposizione nel bilancio delle voci delle altre componenti di Conto
Economico complessivo”, emesso a giugno 2011. Con riferimento agli elementi delle altre
componenti di Conto Economico complessivo (OCI), il principio emendato dispone che debbano
essere presentati distinguendo quelli che in futuro, saranno riclassificati a Conto Economico (c.d.
“recycling”) da quelli che non saranno mai riclassificati a Conto Economico. Le modifiche saranno
applicabili retroattivamente a partire dal 1° gennaio 2013. Non si prevedono impatti significativi
derivanti dall’applicazione futura delle nuove disposizioni.
“IAS 19 – Benefici per i dipendenti”, emesso a giugno 2011; sostituisce la vigente versione dello
IAS 19. La modifica più significativa apportata al principio riguarda l’obbligo di rilevare tutti gli
utili/perdite attuariali nell’ambito degli OCI, con conseguente eliminazione del c.d. corridor
approach. Il principio emendato, inoltre, introduce regole più stringenti per la presentazione dei
dati in bilancio, disaggregando il costo in tre componenti; elimina il rendimento atteso sulle
attività a servizio del piano; non consente più di differire la rilevazione contabile del past service
cost; amplia l’informativa da presentare in bilancio; introduce regole più dettagliate per la
rilevazione dei termination benefit. Il principio emendato sarà applicabile retroattivamente a
partire dal 1° gennaio 2013. Gli impatti attesi da tale modifica deriveranno principalmente dal
cambiamento nel trattamento contabile del past service cost e degli utili/perdite attuariali la cui
rilevazione, come sopra indicato non potrà più essere differita. Per maggiori dettagli si rinvia alla
nota di commento n.29 del presente bilancio ove è rappresentato il prospetto di movimentazione
delle passività attuariali nel corso dell’esercizio, oltre all’indicazione dell’ammontare del past
service cost e degli utili e perdite non riconosciute al 31 dicembre 2012.
81
“IFRS 13 – Valutazione del fair value”, emesso a maggio 2011; rappresenta un framework
trasversale cui fare riferimento ogni qualvolta altri principi contabili richiedono o permettono
l’applicazione del criterio del fair value. Il principio fornisce una guida su come determinare il
fair value, introducendo, inoltre, specifici requisiti di informativa. Il nuovo principio sarà
applicabile prospetticamente a partire dal 1° gennaio 2013. Non si prevedono impatti significativi
derivanti dall’applicazione futura delle nuove disposizioni.
“Modifiche all’IFRS 7 – Compensazione di attività e passività finanziarie”, emesso a dicembre
2011, parallelamente alle modifiche allo IAS 32; richiede di ampliare l’informativa in materia di
compensazione di attività e passività finanziarie, al fine di consentire agli utilizzatori dei bilanci
di valutare gli effetti, anche potenziali, sulla posizione finanziaria della società dei contratti di
netting, inclusi i diritti di compensazione associati ad attività o passività rilevate in bilancio.
Le modifiche al principio saranno applicabili retroattivamente a partire dal 1° gennaio 2013. Non
si prevedono impatti significativi derivanti dall’applicazione futura delle nuove disposizioni.
“IAS 27 – Bilancio separato”, emesso a maggio 2011. Contestualmente all’emissione dell’IFRS
10 e dell’IFRS 12, il vigente IAS 27 è stato modificato sia nella denominazione che nel
contenuto, eliminando tutte le disposizioni relative alla redazione del bilancio consolidato (le
altre disposizioni sono rimaste invariate). A seguito di tale modifica, pertanto, il principio indica
solo i criteri di rilevazione e misurazione contabile nonché l’informativa da presentare nei bilanci
separati in materia di controllate, Joint Venture e collegate. Il nuovo principio sarà applicabile
retroattivamente a partire dal 1° gennaio 2014. La Società sta valutando impatti derivanti
dall’applicazione futura delle nuove disposizioni.
“IAS 28 – Partecipazioni in società collegate e joint venture”, emesso a maggio 2011.
Contestualmente all’emissione dell’IFRS 11 e dell’IFRS 12, il vigente IAS 28 è stato modificato
sia nella denominazione che nel contenuto. In particolare, il nuovo principio, che include anche
le disposizioni del SIC-13 Jointly Controlled Entities-Non-Monetary Contributions by Venturers,
descrive l’applicazione del metodo del Patrimonio Netto che costituisce il criterio di valutazione
delle società collegate e delle Joint Venture nell’ambito di un bilancio consolidato o di un bilancio
redatto da una società che non detiene partecipazioni in controllate ma che detiene
partecipazioni in collegate o in Joint Venture e che soddisfa specifici requisiti, in linea con quanto
disposto dai vigenti principi contabili. Il nuovo principio sarà applicabile retroattivamente a
partire dal 1° gennaio 2014. La Società sta valutando impatti derivanti dall’applicazione futura
delle nuove disposizioni.
“Modifiche allo IAS 32 – Compensazione di attività e passività finanziarie”, emesso a dicembre
2011. Lo IAS 32 dispone che un’attività e una passività finanziaria debbano essere compensate e
il relativo saldo netto esposto nello Stato Patrimoniale, quando e soltanto quando una società:
a) ha correntemente un diritto legale a compensare gli importi rilevati contabilmente; e
b) intende estinguere per il residuo netto, o intende realizzare l’attività e contemporaneamente
estinguere la passività.
La modifica allo IAS 32 chiarisce le condizioni che devono sussistere affinché siano soddisfatti
tali due requisiti. Con riferimento al primo requisito, la modifica amplia l’illustrazione dei casi in
cui una società ha “correntemente un diritto legale a compensare”; con riferimento al secondo,
precisa che qualora la società regoli separatamente l’attività e la passività finanziaria, ai fini della
compensazione, è necessario che il rischio di credito o di liquidità non siano significativi e a tal
riguardo, illustra le caratteristiche che devono avere i c.d. gross settlement system.
82
Le modifiche al principio saranno applicabili retroattivamente a partire dal 1° gennaio 2014. La
Società sta valutando impatti derivanti dall’applicazione futura delle nuove disposizioni.
Nel corso degli anni 2009–2012 l’International Accounting Standard Board (IASB) e l’International
Financial
Reporting
Interpretations
Committee
(IFRIC)
hanno
pubblicato
nuovi
principi
ed
interpretazioni che, al 31 dicembre 2012, non risultano ancora omologati dalla Commissione
Europea. Tra questi, si evidenziano di seguito, quelli che si ritiene possono avere effetti sul bilancio
della Società :
IFRS 9 – Financial Instruments, emesso a novembre 2009 e successivamente rivisto ad ottobre
2010 costituisce la prima delle tre fasi del progetto di sostituzione dello IAS 39. Il nuovo
standard definisce i criteri per la classificazione delle attività e delle passività finanziarie. Le
attività finanziarie devono essere classificate sulla base del c.d. business model dell’impresa e
delle caratteristiche dei relativi flussi di cassa contrattuali associati. Con riferimento ai criteri di
valutazione, il nuovo standard prevede che, inizialmente, le attività e passività finanziarie
debbano essere valutate al fair value, inclusivo degli eventuali costi di transazione che sono
direttamente attribuibili all’assunzione o emissione delle stesse. Successivamente, attività e
passività finanziarie possono essere valutate a fair value, ovvero a costo ammortizzato, salvo
l’esercizio della c.d. fair value option. In merito ai criteri di valutazione degli investimenti in
strumenti di capitale non detenuti per finalità di trading, è possibile optare irrevocabilmente per
la presentazione delle variazioni di fair value tra gli other comprehensive income; i relativi
dividendi dovranno essere in ogni caso rilevati a Conto Economico. Il nuovo principio, modificato
con riferimento alla data di prima adozione nel mese di dicembre 2011, sarà applicabile, previa
omologazione, a partire dagli esercizi che hanno inizio il 1° gennaio 2015. La Società sta
valutando impatti derivanti dall’applicazione futura delle nuove disposizioni.
“Amendments to IFRS 9 and IFRS 7 – Mandatory effective date and transition disclosure”, emesso
a dicembre 2011. Tale amendment modifica l’IFRS 9 Financial Instruments, posticipando la data
di prima adozione obbligatoria del principio dal 1° gennaio 2013 al 1° gennaio 2015 e dettando
nuove regole per la transizione dall’applicazione dello IAS 39 all’applicazione dell’IFRS 9.
Modifica inoltre, l’IFRS 7 Strumenti finanziari: informazioni integrative, introducendo nuova
informativa comparativa, obbligatoria o facoltativa in relazione alla data di transizione all’IFRS
9.
In particolare, le modifiche in esame dispongono che le società che applicano l’IFRS 9 per la
prima volta nel proprio bilancio abbiano sempre la facoltà di non predisporre il restatement degli
esercizi precedenti. Più precisamente: le società che hanno adottato l’IFRS 9 prima del 1°
gennaio 2012 non hanno obblighi di restatement né obblighi di informativa addizionale rispetto
a quelli già previsti a seguito delle modifiche apportate all’IFRS 7 dall’emissione dell’IFRS 9; le
società che hanno adottato l’IFRS 9 dal 1° gennaio 2012 al 31 dicembre 2012 possono scegliere
se predisporre il restatement degli esercizi precedenti o se fornire l’informativa comparativa
addizionale secondo le modifiche apportate all’IFRS 7; le società che adottano l’IFRS 9 dal 1°
gennaio 2013 al 1° gennaio 2015, hanno l’obbligo di fornire l’informativa comparativa
addizionale secondo le modifiche apportate all’IFRS 7 a prescindere dalla scelta fatta riguardo il
restatement, relativamente al quale hanno facoltà ma non obbligo.
Le modifiche saranno applicabili, previa omologazione, a partire dagli esercizi che hanno inizio il
1° gennaio 2015. La Società sta valutando impatti derivanti dall’applicazione futura delle nuove
disposizioni.
83
“Annual Improvements to IFRSs 2009-2011 Cycle”, emesso a maggio 2012; contiene modifiche
formali e chiarimenti a principi già esistenti. Le modifiche, previa omologazione, saranno
applicabili retroattivamente a partire dagli esercizi che hanno inizio il 1° gennaio 2013. La
Società sta valutando impatti derivanti dall’applicazione futura delle nuove disposizioni. In
particolare, sono stati modificati i seguenti principi:
–
IFRS 1 - Prima adozione dei principi contabili internazionali; la modifica dispone che una
società che ha interrotto l’applicazione nel proprio bilancio dei principi contabili
internazionali può, qualora decidesse di tornare a redigere il bilancio in conformità agli
IFRS/IAS, o riapplicare l’IFRS 1 o applicare lo IAS 8 come se non avesse effettuato la
predetta interruzione.
L’IFRS 1 è stato, inoltre, modificato in merito alla capitalizzazione degli oneri finanziari:
un first-time adopter può scegliere se applicare le disposizioni dello IAS 23 dalla data di
prima adozione degli IFRS/IAS o da una data precedente, secondo quanto indicato dal
paragrafo 28 dello IAS 23. La modifica dispone, infine, che la società che applica per la
prima volta gli IFRS/IAS non deve rettificare gli oneri finanziari capitalizzati secondo i
principi contabili applicati in precedenza e deve applicare le disposizioni dello IAS 23 solo
per gli oneri finanziari sostenuti dalla data prescelta secondo quanto sopra indicato.
–
IAS 1 – Presentazione del bilancio; la modifica chiarisce come debba essere presentata in
bilancio l’informativa comparativa e specifica che la società può decidere volontariamente
di presentare informativa comparativa aggiuntiva.
–
IAS 16 – Immobili, impianti e macchinari; la modifica chiarisce che se i pezzi di ricambio
e le attrezzature soddisfano i requisiti per essere classificati come “immobili, impianti e
macchinari” devono essere rilevati e valutati secondo lo IAS 16, altrimenti devono essere
classificati come rimanenze.
–
IAS 32 – Strumenti finanziari: esposizione nel bilancio e informazioni integrative; la
modifica dispone che le imposte sul reddito correlate alle distribuzioni ai possessori di
strumenti rappresentativi di capitale e quelle correlate ai costi di transazione relativi ad
operazioni sul capitale devono essere contabilizzate secondo le disposizioni dello IAS 12.
–
IAS 34 – Bilanci intermedi; la modifica dispone che, nei bilanci intermedi, debba essere
indicato il totale delle attività e delle passività di uno specifico settore solo se tale dato è
regolarmente fornito al più alto livello decisionale operativo e se lo stesso ha subito una
variazione significativa rispetto all’ultimo bilancio annuale presentato.
4. Gestione del Rischio
Rischio Mercato
Per rischio mercato si intende il rischio che il fair value dei flussi di cassa futuri di uno strumento
finanziario possa fluttuare a causa di una variazione nei prezzi di mercato.
Questi ultimi comprendono quattro tipi di rischio: rischio tasso d’interesse, rischio tasso di cambio,
rischio prezzo commodity ed altri rischi di prezzo.
Enel Distribuzione SpA nell’esercizio della sua attività è esposta a diversi rischi di mercato e in
particolare al rischio di oscillazione dei tassi di interesse e marginalmente al rischio di oscillazione dei
cambi e dei prezzi delle commodity.
84
Per contenere tale esposizione all’interno dei limiti definiti all’inizio dell’esercizio nell’ambito delle
politiche di gestione del rischio, Enel Distribuzione SpA stipula contratti derivati con la controllante
Enel SpA. La società non stipula contratti derivati ai fini speculativi.
Il fair value è determinato utilizzando le quotazioni ufficiali per gli strumenti scambiati in mercati
regolamentati. Il fair value degli strumenti non quotati in mercati regolamentati è determinato
mediante modelli di valutazione appropriati per ciascuna categoria di strumento finanziario e
utilizzando i dati di mercato relativi alla data di chiusura dell’esercizio contabile (quali tassi di
interesse, volatilità) attualizzando i flussi di cassa attesi in base alla curva dei tassi di interesse di
mercato alla data di riferimento e convertendo i valori in divise diverse dall’euro ai cambi di fine
esercizio forniti dalla Banca Centrale Europea.
Non si rilevano modifiche nei criteri di valutazione dei derivati in essere a fine esercizio rispetto a
quelli adottati alla fine dell’esercizio precedente. Gli effetti a Conto Economico e a patrimonio netto di
tali valutazioni sono pertanto riconducibili esclusivamente alle normali dinamiche di mercato.
Il valore nozionale di un derivato è l’importo contrattuale in base al quale sono scambiati i
differenziali; tale ammontare può essere espresso sia in base a un valore sia in base a quantità
(quali per esempio tonnellate, convertite in euro moltiplicando l’ammontare nozionale per il prezzo
fissato). Gli importi espressi in valute diverse dall’euro sono convertiti in euro applicando il tasso di
cambio in essere alla data di bilancio.
Gli importi nozionali dei derivati di seguito riportati non rappresentano ammontari scambiati fra le
parti e di conseguenza non sono una misura dell’esposizione creditizia della Società.
Le attività e passività finanziarie relative a strumenti derivati sono classificate in:
•
derivati di cash flow hedge, relativi prevalentemente alla copertura del rischio di variazione dei
flussi di cassa connessi ad alcuni finanziamenti a lungo termine a tasso variabile;
•
derivati di trading, relativi alla copertura del rischio tasso e
cambio che non presentano i
requisiti formali richiesti dai principi contabili per essere contabilizzati quali operazioni di
copertura di specifiche attività, passività, impegni o transazioni future.
Rischio tasso di interesse
Il duplice obiettivo di riduzione dell’ammontare di indebitamento soggetto alla variazione dei tassi di
interesse e di contenimento del costo della provvista viene raggiunto ponendo in essere tramite la
controllante Enel Spa varie tipologie di contratti derivati e in particolare contratti di interest rate
swap.
Mediante un interest rate swap la società si accorda con una controparte per scambiare, a intervalli
di tempo specificati, flussi di interesse a tasso variabile contro flussi di interesse a tasso fisso,
concordato tra le parti, entrambi calcolati su un capitale nozionale di riferimento.
Nella seguente tabella vengono forniti, alle date del 31 dicembre 2012 e del 31 dicembre 2011, il
nozionale dei contratti derivati su tasso di interesse.
85
I sopra rappresentati contratti vengono posti in essere con nozionale e data di scadenza minori o
uguali a quelli della passività finanziaria sottostante, cosicché ogni variazione nel fair value e/o nei
flussi di cassa attesi di tali contratti è bilanciata da una corrispondente variazione nel fair value e/o
nei flussi di cassa attesi della posizione sottostante.
Pertanto, il fair value dei derivati finanziari generalmente riflette l’importo stimato che la Società
dovrebbe pagare o ricevere per estinguere i contratti alla data di chiusura contabile.
Nella tabella seguente vengono forniti, alle date del 31 dicembre 2012 e del 31 dicembre 2011, il
nozionale e il fair value dei contratti derivati su tasso di interesse.
Nella seguente tabella sono indicati i flussi di cassa attesi negli esercizi a venire relativi ai predetti
strumenti finanziari derivati:
L’ammontare dell’indebitamento a tasso variabile di Enel Distribuzione SpA non coperto dal rischio di
tasso di interesse rappresenta il principale elemento di rischio per l’impatto negativo sul Conto
Economico, in termini di maggiori oneri finanziari, di un eventuale aumento del livello dei tassi di
interesse di mercato.
Al 31 dicembre 2012 il 37% dell’indebitamento a lungo termine è a tasso variabile. Tenuto conto
delle operazioni di copertura dal rischio tasso di interesse classificate come di cash flow hedge,
86
risultate efficaci in base a quanto previsto dagli IFRS-EU, l’indebitamento complessivo risulta coperto
al 79%.
Tale percentuale si attesta all’80% ove si considerino ai fini del rapporto di copertura anche quei
derivati su tasso di interesse ritenuti di copertura sotto il profilo gestionale, ma che non hanno i
requisiti necessari per essere contabilizzati secondo le regole dell’hedge accounting.
Tale indebitamento, inoltre, è interamente espresso in euro e pertanto non si configura l’esistenza di
una esposizione alla variabilità dei tassi di cambio di mercato.
Al 31 dicembre 2012 se i tassi di interesse a tale data fossero stati di 25 punti base più alti, a parità
di ogni altra variabile, il patrimonio netto sarebbe stato più alto di euro 22 milioni a seguito
dell’incremento del fair value dei derivati su tasso di interesse classificati come di cash flow hedge.
Viceversa, se i tassi di interesse al 31 Dicembre 2012 fossero stati di 25 punti base più bassi, a
parità di ogni altra variabile, il patrimonio netto sarebbe stato più basso di euro 22 milioni a seguito
del decremento del fair value dei derivati su tasso di interesse classificati come di cash flow hedge.
Un aumento (diminuzione) dei tassi di interesse di pari entità genererebbe, a parità di ogni altra
variabile, un impatto negativo (positivo) in termini di maggiori oneri annui sulla quota non coperta
del debito pari a circa euro 4 milioni.
Rischio tasso di cambio
La Società è esposta marginalmente al rischio del tasso di cambio, derivante da flussi di natura
commerciale denominati in divisa estera.
Al fine di ridurre l’esposizione al rischio di oscillazione dei tassi di cambio derivante da attività,
passività e flussi di cassa attesi denominati in divisa estera, Enel Distribuzione attraverso contratti
derivati stipulati con la controllante Enel SpA , dove sono state allocate e sviluppate tutte le
competenze e attività operative finalizzate alla gestione di tale rischio, utilizza, a partire dal 2012,
contratti forward allo scopo di coprire i flussi di cassa in valute diverse dall’euro.
I currency forward sono contratti con i quali le controparti concordano lo scambio di due flussi di
capitale denominati in divise diverse, ad una determinata data futura e ad un certo tasso di cambio
(c.d. strike); tali contratti possono prevedere la consegna effettiva dei due flussi (deliverable
forward) o la corresponsione del differenziale tra il tasso di cambio strike ed il livello del cambio
prevalente sul mercato alla scadenza (non deliverable forward). In quest’ultimo caso, il tasso di
cambio strike e/o il tasso di cambio spot possono essere determinati come medie dei fixing ufficiali
della Banca Centrale Europea.
Nella tabella seguente viene fornito, alla data del 31 dicembre 2012 e del 31 dicembre 2011, il
valore nozionale delle operazioni in essere costituiti suddivise per tipologia di posta coperta:
87
Tali contratti vengono normalmente posti in essere con nozionale e data di scadenza uguali a quelli
dell’esposizione sottostante, o del flusso di cassa atteso, cosicché ogni variazione nel fair value e/o
nei flussi di cassa attesi di tali contratti, derivante da un possibile apprezzamento o deprezzamento
dell’euro verso le altre valute, è interamente bilanciata da una corrispondente variazione del fair
value e/o dei flussi di cassa attesi della posizione sottostante.
Nella tabella seguente vengono forniti, alle date del 31 dicembre 2012 e del 31 dicembre 2011, il
nozionale e il fair value dei contratti derivati su tasso di cambio, suddivisi per designazione contabile
(IAS 39).
Rischio del prezzo commodity
Con l’obiettivo di ridurre il rischio di oscillazione dei prezzi delle commodity, essenzialmente rame ed
alluminio, nell’esercizio 2005 sono stati posti in essere contratti derivati, in particolare collar, i cui
esiti si sono riversati nell’esercizio 2006. Dal 2007 tali prodotti derivati non sono stati rinnovati.
Si evidenzia che la Società valuta non rilevante l’eventuale impatto delle variazioni dei prezzi di tali
commodity.
Rischio di credito
Enel Distribuzione SpA è caratterizzata da un’alta esposizione del rischio del credito; si evidenzia
però che tutte le prestazioni di trasporto e connessioni che va a realizzare devono essere
preventivamente pagate o garantite da fidejussioni bancarie/polizze assicurative.
Conseguentemente il rischio di credito risulta fortemente mitigato.
Un’indicazione quantitativa sintetica dell’esposizione massima al rischio di credito è desumibile dal
valore contabile delle attività finanziarie espresse al lordo del relativo fondo svalutazione, cui si
aggiungono gli strumenti finanziari derivati con fair value positivo.
Al 31 dicembre 2012 l’esposizione massima al rischio di credito ammonta a euro 4.784 milioni (euro
2.491 milioni al 31 dicembre 2011):
88
Rischio di liquidità
La gestione del rischio di liquidità è centralizzato presso la Tesoreria di Gruppo in Enel SpA, che
assicura l’adeguata copertura degli eventuali fabbisogni di liquidità non disponibili prontamente
tramite i flussi di cassa generati dall’ordinaria attività. Data la dinamica dell’operatività, la strategia
di Gruppo privilegia l’impiego di linee di credito dedicate.
Le previsioni dei fabbisogni di liquidità è determinata sulla base dei flussi di cassa previsti
dall’ordinaria gestione aziendale.
4.a Contratti derivati classificati tra le passività finanziarie non correnti – Euro
138.555 migliaia
Le passività finanziarie non correnti, pari a euro 138.555 migliaia sono interamente costituite dalla
valutazione al fair value dei contratti derivati di copertura sui tassi di interesse (CFH)
sull’indebitamento a lungo termine e dei derivati sui tassi di interesse sull’indebitamento a lungo
termine per i quali non ne risulta dimostrabile l’efficacia (considerati di trading), ma che la società
intende detenere per oltre 12 mesi dalla chiusura dell'esercizio. Nella tabella seguente sono riportati
il relativo valore nozionale e il fair value.
I contratti derivati su tasso di interesse in essere al 31 dicembre 2012 riguardano essenzialmente
interest rate swap sull’indebitamento a lungo termine. L’incremento del fair value dei derivati su
tasso di interesse è dovuto sostanzialmente alla riduzione dei tassi di interesse rilevata nel periodo.
Relativamente alle scadenze contrattuali dei flussi di cassa si rimanda a quanto precedentemente
rappresentato nel paragrafo relativo al rischio di mercato.
Le attività e passività finanziarie valutate al fair value sono classificate nei tre livelli gerarchici di
seguito descritti, in base alla rilevanza delle informazioni (input) utilizzate nella determinazione del
fair value stesso.
In particolare:
•
Livello 1: sono classificate in tale livello le attività/passività finanziarie il cui fair value è
determinato sulla base di prezzi quotati (non modificati) su mercati attivi per attività o passività
identiche;
•
determinato sulla base di input diversi da prezzi quotati di cui al livello 1, ma che, per tali
attività/passività, sono osservabili direttamente o indirettamente sul mercato;
•
determinato sulla base di dati di mercato non osservabili.
89
Nella tabella seguente sono riepilogate le attività e passività finanziarie valutate al fair value in
essere al 31 dicembre 2012, distinte in base all’appartenenza ai tre livelli di gerarchia del fair value
sopra descritti, con evidenza del relativo valore di bilancio.
Nel corso dell’esercizio 2012 , non si sono verificati trasferimenti tra il livello 1 ed il Livello 2 della
scala gerarchica del fair value.
4.b Contratti derivati classificati tra le passività finanziarie correnti – Euro 262
migliaia
I contratti derivati classificati nell’ambito delle passività finanziarie correnti, complessivamente pari
a 262 migliaia al 31 dicembre 2012, sono relativi a derivati di trading per 262 migliaia che non
soddisfano i requisiti per essere classificati di copertura ai sensi dello IAS 39.
Nella tabella che segue sono riportati il valore nozionale e il fair value dei contratti derivati:
I derivati di trading si riferiscono essenzialmente a operazioni in derivati che, pur essendo state
poste in essere con l’intento di copertura, non soddisfano i requisiti richiesti dai principi contabili
internazionali per il trattamento in “hedge accounting”.
I derivati di trading su cambi sono stati contrattualizzati nel corso del 2012.
Nella tabella che segue sono riepilogati i saldi del fair value dei derivati passivi correnti al 31
dicembre 2012, suddivisi in funzione del criterio di misurazione.
90
Informazioni sul Conto Economico
Ricavi
5.a Ricavi delle vendite e delle prestazioni – Euro 6.940.318 migliaia
I ricavi delle vendite e delle prestazioni risultano così articolati:
I ricavi da trasporto energia, pari a euro 5.951.588 migliaia, accolgono sia i ricavi per il servizio di
trasporto ai clienti del mercato della Maggior Tutela, sia i ricavi per il servizio di trasporto ai clienti
della Salvaguardia e del Mercato Libero.
I ricavi da trasporto energia si riferiscono per euro 3.834.550 migliaia ai ricavi verso le altre società
del gruppo, di cui euro 996.071 migliaia verso Enel Energia SpA per il trasporto al Mercato Libero e
al mercato della Salvaguardia e euro 2.834.309 migliaia verso Enel Servizio Elettrico SpA per il
trasporto al mercato della Maggior Tutela.
I ricavi da trasporto energia riflettono, inoltre, il valore netto dei meccanismi di perequazione, pari a
euro (73.551) migliaia (euro 41.187 migliaia al 31 dicembre 2011), derivanti:
•
per euro (45.498) migliaia, dall’iscrizione del meccanismo di perequazione misura;
•
per euro (81.513) migliaia, dall’iscrizione del meccanismo di perequazione relativo ai costi di
trasmissione;
•
per euro (16.020) migliaia, dal meccanismo di perequazione della differenza tra le perdite di
rete effettive e le perdite standard (euro 137.900 al 31 dicembre 2011);
•
per euro 16.566 migliaia, dall’applicazione del meccanismo di perequazione dei clienti
domestici (euro 960 migliaia al 31 dicembre 2011);
•
per euro 5.384 migliaia, dall’integrazione dei ricavi a copertura degli oneri per sconto dei
dipendenti del settore distribuzione (euro 6.150 migliaia al 31 dicembre 2011);
•
per euro 18.132 migliaia, dal meccanismo di perequazione del servizio di distribuzione (euro
(42.070) migliaia al 31 dicembre 2011);
•
per euro 29.398 migliaia, dall’applicazione degli altri meccanismi di perequazione (pari a
euro 214.047 al 31 dicembre 2011, di cui euro 172.230 riferiti alla perequazione contributi di
allacciamento non più prevista nel nuovo ciclo regolatorio 2012-2015).
91
In particolare, i principali fenomeni che hanno influito sull’aumento dei ricavi ordinari per il
servizio di trasporto energia, pari a euro 116.179 migliaia, sono di seguito evidenziati:
•
effetto positivo derivante dalla revisione delle tariffe determinata dalla deliberazione
dell’Autorità per l’Energia Elettrica e il Gas n. 157/12, pari a euro 141.482 migliaia;
•
effetto positivo, pari a euro 121.880 migliaia, derivante dalla riduzione della perequazione
perdite di rete a seguito dell’applicazione delle deliberazioni dell’Autorità per l’Energia
Elettrica e il Gas n. 196/11 e n. 559/12;
•
effetto positivo, pari a euro 60.202 migliaia, derivante dall’applicazione del meccanismo di
perequazione del servizio di distribuzione;
•
effetto negativo, pari a euro 98.474 migliaia, derivante dalla riclassifica, nella voce “Altri
ricavi” (euro 55.951 migliaia), della quota 2012 del rimborso ad Enel Distribuzione degli
oneri per la soppressione del Fondo Previdenza Elettrici (FPE) già sostenuti dalla società, e
nella voce “Proventi finanziari” (euro 42.523 migliaia);
•
effetto netto negativo, pari a euro 127.011 migliaia, derivante dall’iscrizione del valore delle
perequazioni misura e costi di trasmissione.
La variazione negativa dei ricavi per il servizio di trasporto energia degli esercizi precedenti, pari a
euro 59.979 migliaia, deriva essenzialmente:
•
dalla variazione negativa delle rettifiche relative agli anni precedenti della perequazione
perdite di rete, pari a euro 27.745 migliaia;
•
dalla variazione negativa delle rettifiche relative agli anni precedenti dei ricavi tariffari e delle
altre perequazioni, per complessivi euro 36.308 migliaia;
I contributi da Cassa Conguaglio Settore Elettrico, pari a euro 34.245 migliaia, si riferiscono
esclusivamente ai rimborsi previsti dal Provvedimento CIP n. 27/84 a copertura dei mancati incassi
dai clienti delle componenti versate alla Cassa Conguaglio del Settore Elettrico (euro 21.412 migliaia
al 31 dicembre 2011).
La riduzione dei contributi di connessione e altri diritti accessori verso terzi e altre società del
gruppo, pari complessivamente a euro 79.655 migliaia, è conseguenza essenzialmente della
riduzione dei contributi ricevuti per le connessioni dei produttori, pari a euro 67.238 migliaia, e della
riduzione dei contributi per la connessione dei clienti finali, pari a euro 12.417 migliaia.
I lavori in corso su ordinazione, pari a euro 633 migliaia (euro 2.888 migliaia al 31 dicembre 2011) si
riferiscono essenzialmente a lavori svolti per conto di Terna SpA a partire dal 1° aprile 2009 (data di
cessione della partecipazione in Enel Linee Alta Tensione Srl a Terna SpA) sulle Linee di Alta
Tensione trasferite alla società, come previsto dagli specifici accordi.
Si evidenzia che le altre vendite e prestazioni verso terzi, pari a euro 80.834 migliaia (euro 59.218
migliaia al 31 dicembre 2011), si riferiscono essenzialmente per euro 32.180 migliaia alla vendita a
terzi di materiali e bobine (euro 22.856 migliaia al 31 dicembre 2011), per euro 16.378 migliaia ai
servizi aggiuntivi di misura a produttori e traders (euro 10.304 migliaia al 31 dicembre 2011), per
euro 15.671 migliaia (euro 14.172 migliaia al 31 dicembre 2011) ai servizi connessi alla rete di
distribuzione del gas di Enel Rete Gas SpA.
92
Le altre vendite e prestazioni verso altre società del gruppo, pari a 99.219 migliaia (euro 67.752
migliaia al 31 dicembre 2011), si riferiscono per euro 85.867 migliaia (euro 51.202 migliaia al 31
dicembre 2011) ai ricavi verso Endesa Distribuciòn Eléctrica per la vendita dei contatori elettronici e
servizi correlati e per euro 4.691 migliaia (euro 3.602 migliaia al 31 dicembre 2011) ai ricavi verso
Enel Distributie Muntenia SA, Enel Distributie Banat SA ed Enel Distributie Dobrogea SA per la
vendita di materiali e prestazioni di servizi.
5.b Altri ricavi – Euro 1.029.314 migliaia
Il dettaglio degli altri ricavi e proventi è riportato di seguito:
I ricavi per contributi si riferiscono al 31 dicembre 2012 all’iscrizione dei ricavi per i contributi ricevuti
da organismi comunitari, dal Ministero per lo Sviluppo Economico (MISE) e per elettrificazione rurale.
La riduzione dei ricavi per contributi, complessivamente pari a euro 6.563 migliaia, deriva
essenzialmente dalla riduzione dei contributi in conto esercizio ricevuti dal MISE (euro 6.911
migliaia), compensata dall’iscrizione di contributi ricevuti da organismi comunitari.
I rimborsi per danni a impianti e simili, pari a euro 7.101 migliaia (euro 27.994 migliaia al 31
dicembre 2011), accolgono essenzialmente gli importi dei rimborsi assicurativi ricevuti a fronte del
danneggiamento degli impianti. La riduzione deriva in gran parte dai rimborsi assicurativi per eventi
sismici dell’Aquila ottenuti nel corso del 2011.
I ricavi da vendita di Titoli di Efficienza Energetica si riferiscono alla vendita dei Titoli, essenzialmente
alle società Acea SpA, (euro 8.089 migliaia), Hera SpA (euro 4.561 migliaia) e A2A SpA (euro 3.326
migliaia), a fronte di specifici impegni assunti in contratti stipulati in precedenti esercizi. Al 31
dicembre 2011 si riferivano alla vendita dei Titoli alla società Deval SpA (euro 333 migliaia).
93
Il premio sulla continuità del servizio accoglie la stima del premio spettante a Enel Distribuzione SpA
per i recuperi di continuità del servizio realizzati nel 2012 (euro 95.646 migliaia), determinata dalla
società stessa sulla base della normativa vigente in materia a partire dall’esercizio 2012 (Testo
integrato delle disposizioni dell’Autorità per l’Energia Elettrica e il Gas in materia di qualità dei servizi
di distribuzione, misura e vendita dell’energia elettrica per il periodo di regolazione 2012-2015 deliberazione n. 198/11), e l’integrazione (euro 8.737 migliaia) del premio relativo all’esercizio 2011
determinata a seguito della deliberazione AEEG n. 500/12 del 29 novembre 2012.
Al 31 dicembre 2011 il valore del premio sulla continuità del servizio accoglie la stima del premio
spettante ad Enel Distribuzione SpA per i recuperi di continuità del servizio realizzati nel 2011, (euro
152.000 migliaia) e l’integrazione del premio relativo all’esercizio 2010 (euro 11.737 migliaia)
determinato a seguito della deliberazione AEEG n. 170/11 del 24 novembre 2011.
Si rinvia alla nota 6.e per l’analisi dei costi per penali e indennizzi sulla continuità del servizio.
I contributi da Cassa Conguaglio del Settore Elettrico per i Titoli Efficienza Energetica, pari a euro
224.661 migliaia (euro 161.323 migliaia al 31 dicembre 2011), si riferiscono essenzialmente alla
rilevazione del contributo riferito ai Titoli annullati nel 2012 per gli obblighi di efficienza energetica
degli esercizi 2010 e 2011 (al 31 dicembre 2011 si riferiscono al contributo relativo all’obbligo di
efficienza energetica per l’esercizio 2010).
I conguagli e le revisioni di stime relative all’acquisto energia esercizi precedenti, pari a euro 496
migliaia (euro 5.930 migliaia al 31 dicembre 2011), si riferiscono alla rideterminazione positiva verso
l’Acquirente Unico delle partite energia del 2006 a seguito dell’attività, svolta da Terna SpA e Enel
Distribuzione SpA, di allineamento dei punti di prelievo sulle reti di Alta Tensione (Deliberazione
177/07 e successive dell’AEEG).
L’aumento degli Altri ricavi e proventi diversi, pari a euro 596.756 migliaia, si riferisce
essenzialmente all’iscrizione nel 2012, in un’unica soluzione, del rimborso ad Enel Distribuzione (dal
2012 e per i prossimi esercizi), come previsto dalla deliberazione dell’Autorità per l’Energia Elettrica
e il Gas n. 157/12, degli oneri per la soppressione del Fondo Previdenza Elettrici (FPE), già sostenuti
dalla società, pari complessivamente ad euro 615.464 migliaia. Tale aumento è stato parzialmente
compensato dall’effetto relativo all’iscrizione nel 2011 della sopravvenienza attiva netta, pari a euro
17.412 migliaia, relativa all’accordo raggiunto nel corso del 2011 con la società F2i Reti Italia Srl in
merito al conguaglio prezzo, basato sui flussi di cassa 2009 normalizzati, per la cessione dell’80% di
Enel Rete Gas SpA.
I ricavi delle vendite e prestazioni e gli altri ricavi sono così suddivisi per area geografica:
94
Costi
Comprende le seguenti voci:
6.a Materie prime e materiali di consumo – Euro 494.996 migliaia
Il dettaglio delle materie prime e materiali di consumo è riportato nel prospetto seguente:
Gli acquisti di energia dal gruppo si riferiscono all’energia elettrica acquistata per gli usi propri da
Enel Servizio Elettrico Srl, pari a euro 29.652 migliaia (di cui euro 2.554 migliaia di competenza
dell’esercizio 2011).
Il costo di acquisto di materiali e apparecchi vari si riferisce all’acquisto di bobine, trasformatori e
altri materiali. L’aumento rispetto al 31 dicembre 2011, considerato anche l’effetto della variazione
delle rimanenze di materiali, deriva in parte dall’aumento degli acquisti di materiali per la rivendita a
terzi (euro 35.331 migliaia) e dall’incremento dei volumi di materiali capitalizzati (euro 31.767
migliaia), effetti in parte compensati dalla riduzione del fondo obsolescenza (euro 17.396 migliaia).
In particolare, la variazione delle rimanenze di materiali si riferisce per euro 22.982 migliaia alla
riduzione del magazzino esposto nelle attività non correnti (vedi nota di commento n.10) e per euro
46.259 migliaia alla riduzione del magazzino esposto nelle attività correnti (vedi nota di commento
n.16), indicato al netto del Fondo obsolescenza.
95
6.b. Servizi – Euro 2.074.005 migliaia
Il dettaglio dei costi per servizi è riportato nel prospetto seguente:
I costi per servizi e godimento beni verso società del gruppo relativi alle spese telefoniche, postali e
servizi informatici, all’amministrazione del personale, al service amministrativo e acquisti, alla
vigilanza, pulizia e altri costi di edificio, ai servizi di ristorazione, affitti e locazioni e canoni di
noleggio, sono prestati da Enel Servizi Srl.
La riduzione del costo da trasporto di energia elettrica, pari a euro 50.813 migliaia, deriva
essenzialmente dall’eliminazione, a partire dal 2012, dell’applicazione della componente CTR
all’energia immessa dai produttori nelle reti di distribuzione e dalla contrazione dei volumi di energia
prelevata dalla Rete di Trasmissione Nazionale.
I costi di manutenzione e riparazione impianti, pari a euro 163.667 migliaia (euro 140.694 migliaia al
31 dicembre 2011), si riferiscono principalmente ai costi per la manutenzione ordinaria della rete di
distribuzione (es. taglio piante, ispezioni e verifiche periodiche agli impianti, ecc).
96
I costi per servizi commerciali ed altri servizi da Enel Servizio Elettrico SpA si riferiscono ai servizi
prestati, a partire dal 1° gennaio 2008, nell’ambito del contratto stipulato tra le società per la
prestazione dei servizi commerciali e del servizio di connessione.
6.c Costo del personale – Euro 1.257.709 migliaia
Nel prospetto seguente è riportato il dettaglio del costo del personale:
Gli oneri per stock option e altri piani di incentivazione, pari a euro 29.673 migliaia, presentano un
aumento di euro 106.448 migliaia. Tale effetto deriva essenzialmente dall’iscrizione nel 2012, pari a
euro 17.336 migliaia, del costo connesso al nuovo piano di accompagnamento graduale alla pensione
(a benefici definiti) per i dipendenti che al 31 dicembre 2012 hanno già maturato i requisiti previsti
dal piano stesso, e dalla riduzione “curtailment” nel 2011 del costo, pari a euro 84.472 migliaia,
relativo al piano a benefici definiti “Sconto Energia”, limitatamente alla parte dei dipendenti in
servizio che, a seguito di Accordi Sindacali, non beneficeranno più degli effetti di tale piano.
L‘aumento degli Altri costi deriva essenzialmente dalla revisione nel 2011 della stima dei fabbisogni
per oneri per incentivi all’esodo che ha determinato un rilascio del relativo Fondo, pari a euro
113.432 migliaia, e dalla rilevazione di oneri per incentivi all’esodo nel 2012, pari a euro 41.509
migliaia.
Nel prospetto che segue è evidenziata la consistenza media del personale per categoria di
appartenenza, confrontata con quella del periodo precedente, nonché la consistenza effettiva al 31
dicembre 2012.
97
Si evidenzia di seguito il dettaglio degli oneri sociali al 31 dicembre 2012:
Gli oneri sociali dell'esercizio 2012 risultano pari a euro 268.928 migliaia e si riferiscono ai contributi
INPS e istituti minori per euro 241.797 migliaia e a piani a contributi definiti a carico dell'azienda
inerenti il FOPEN, per euro 25.097 migliaia, il FISDE per euro 1.044 migliaia, il FONDENEL per euro
657 migliaia e l’ASDE, per euro 333 migliaia.
6.d. Ammortamenti e perdite di valore - Euro 973.720 migliaia
Gli ammortamenti e le perdite di valore sono composti come evidenziato nella tabella seguente.
Gli ammortamenti delle attività immateriali si riferiscono essenzialmente all’ammortamento rilevato
sui costi capitalizzati relativi al Sistema di gestione della Cartografia informatizzata delle reti in Media
e Bassa Tensione.
La voce non accoglie, nel 2012 e nel 2011 Restated, il valore dell’ammortamento rilevato sui Titoli di
Efficienza Energetica a seguito del cambiamento nel 2012 del trattamento contabile relativo ai Titoli
di Efficienza Energetica che ha previsto la rilevazione dell’onere relativo all’obbligo di efficienza
energetica nell’anno dell’obbligo normativo anziché negli anni in cui i Titoli di Efficienza Energetica
(acquistati o realizzati) vengono accreditati nel portafoglio titoli di Enel Distribuzione.
L’aumento della voce relativa alla svalutazione dei crediti commerciali deriva essenzialmente dalla
svalutazione del credito verso Exergia a seguito della richiesta da parte della società a fine 2012 del
concordato preventivo, pari a euro 58.531 migliaia.
La svalutazione degli altri crediti al 31 dicembre 2011 (euro 10.000 migliaia) si riferiva alla
svalutazione dei crediti verso terzi in attesa di recupero per le spese sostenute per la difesa
riguardante il Black-out del 2003.
98
6.e Altri costi operativi – Euro 695.182 migliaia
Il dettaglio degli Altri costi operativi è riportato nel prospetto seguente:
La voce accantonamenti per rischi ed oneri 2012 riflette euro 279.466 migliaia di stanziamento al
fondo rischi e oneri (euro 30.652 migliaia nel 2011) ed euro 429 migliaia di rilasci a Conto
Economico di accantonamenti effettuati nei precedenti esercizi (euro 91.211 migliaia nel 2011).
Gli stanziamenti effettuati nell'esercizio si riferiscono per 201.782 euro migliaia al Fondo vertenze e
contenzioso, relativi sopratutto a passività associate a contenziosi di natura contrattuale o inerenti
l'esercizio degli impianti che coinvolgono la Società, il cui esito sfavorevole è stato ritenuto probabile.
Le stime degli importi accantonati sono state effettuate sulla base degli sviluppi intervenuti nel corso
dell'esercizio in tali contenziosi e delle informazioni disponibili alla data di predisposizione del
presente bilancio. Gli altri importi accantonati si riferiscono:
•
per euro 35.000 migliaia al fondo rischi per la stima delle penali sulla continuità del servizio
dell’esercizio 2012, recuperabili con le performance di continuità del servizio degli esercizi
2013, 2014 e 2015;
•
per euro 20.949 migliaia alla stima della passività associata alla "class action" mossa nei
confronti della Società da parte di alcune associazioni di consumatori in merito alle
interruzioni di servizio verificatesi in occasione degli straordinari eventi atmosferici di
febbraio 2012 in alcune zone del centro Italia;
•
per euro 21.735 migliaia agli accantonamenti al fondo franchigie assicurative.
Inoltre, nel 2011, era presente l’accantonamento al Fondo imposte e tasse (euro 3.227 migliaia).
I rilasci a Conto Economico del 2012, pari a euro 429 migliaia, si riferiscono al fondo contenzioso con
i comuni per le attività di illuminazione pubblica, mentre i rilasci a Conto Economico del 2011 si
riferiscono allo stanziamento effettuato nell’ambito delle connessioni dei produttori per gli impianti
realizzati (euro 64.142 migliaia), al rilascio del fondo vertenze e contenzioso a seguito della
definizione transattiva del contenzioso cd. di “abuso di posizione dominante”, avviato nel 1996 da
diverse imprese affidatarie di gare per lavori relativi a linee di distribuzione di energia elettrica, (euro
9.600 migliaia), e al rilascio dell’accantonamento al fondo rischi e oneri per le penali sulla continuità
del servizio stanziate nei precedenti esercizi riferite al ciclo regolatorio conclusosi nel 2011, (euro
17.469 migliaia).
99
Le minusvalenze ordinarie da alienazioni si riferiscono essenzialmente alla sostituzione di alcuni
contatori elettronici, installati all’inizio della campagna, con caratteristiche tecniche non adeguate.
Le imposte tasse e tributi accolgono sostanzialmente nel 2012 la tassa per occupazione spazi ed aree
pubbliche dovuta ai Comuni e alle Province, pari a euro 19.734 migliaia (euro 18.878 migliaia nel
2011), l’imposta comunale sugli immobili, pari a euro 14.947 migliaia (euro 9.002 migliaia nel
2011), la tassa sui rifiuti solidi urbani, pari a euro 1.549 migliaia (euro 1.250 migliaia nel 2011) e
l’imposta di registro, pari a euro 623 migliaia (euro 4.085 migliaia al 31 dicembre 2011).
La voce Titoli Efficienza Energetica accoglie, a seguito del cambiamento nel 2012 del trattamento
contabile, per euro 303.427 migliaia al 31 dicembre 2012 ed euro 265.823 migliaia al 31 dicembre
2011 Restated, il valore dell’onere relativo all’obbligo normativo di efficienza energetica rilevato
nell’anno di riferimento anziché negli anni in cui i Titoli di Efficienza Energetica vengono accreditati
nel portafoglio titoli di Enel Distribuzione. Inoltre, la voce accoglie per euro 20.431 migliaia al 31
dicembre 2012 e per euro 351 migliaia al 31 dicembre 2011 il costo dei Titoli acquistati per la
vendita a terzi.
I contributi e le quote associative accolgono sostanzialmente il contributo riconosciuto alla
Fondazione Centro Studi Enel nel 2012, pari a euro 4.000 migliaia, e ad Enel Cuore Onlus, pari a
euro 2.540 migliaia (euro 3.000 migliaia al 31 dicembre 2011).
La normativa dell’Autorità per l’Energia Elettrica e il Gas (deliberazione n.198/11) ha previsto un
sistema di indennizzi a carico del distributore, pari a euro 21.000 migliaia (euro 13.060 migliaia nel
2011), per interruzioni senza preavviso dei clienti finali in MT (Titolo 5), nonché un sistema di
indennizzi per interruzioni prolungate ed estese, pari a euro 4.000 migliaia (euro 1.620 migliaia nel
2011), e un contributo a carico del distributore destinato a finanziare il Fondo eventi eccezionali per i
rimborsi da corrispondere ai clienti finali a seguito delle interruzioni di durata superiore agli standard,
pari a euro 5.000 migliaia (euro 2.777 migliaia nel 2011), verificatesi in periodi di condizioni
meteorologiche eccezionali o di eventi eccezionali (Titolo 7).
Le penali sulla continuità del servizio al 31 dicembre 2012 si riferiscono al conguaglio degli oneri
relativi al 2011 a seguito della deliberazione AEEG n. 500/12 del 29 novembre 2012. Si rileva che la
stima della penalità sulla continuità del servizio del 2012, determinata dalla società stessa sulla base
della normativa vigente in materia a partire dall’esercizio 2012 (Testo integrato delle disposizioni
dell’Autorità per l’Energia Elettrica e il Gas in materia di qualità dei servizi di distribuzione, misura e
vendita dell’energia elettrica per il periodo di regolazione 2012-2015 - deliberazione n. 198/11),
come in precedenza esposto, è stata accantonata ed iscritta in un apposito fondo del passivo in
quanto recuperabile con le performance di continuità degli esercizi 2013, 2014 e 2015.
La riduzione degli altri oneri diversi di gestione, pari a euro 8.981 migliaia, deriva essenzialmente
dalla riduzione degli oneri relativi alla tassa di concessione governativa su telefonia mobile pagata a
Enel Servizi Srl, pari a euro 2.347 migliaia, e dalla riduzione dei rimborsi per danni a terzi, pari a
euro 3.999 migliaia.
100
6.f Costi per lavori interni capitalizzati – Euro 649.546 migliaia
Le capitalizzazioni si riferiscono alle seguenti tipologie di costi:
L’aumento dei costi per lavori interni capitalizzati è in linea con l’andamento degli investimenti in
immobili, impianti e macchinari.
7. Proventi da partecipazioni – Euro 6.114 migliaia
I proventi da partecipazioni si riferiscono ai dividendi percepiti a fronte delle partecipazioni nelle
società controllate e collegate di Enel Distribuzione SpA, come di seguito esposto.
8. Proventi/(Oneri) finanziari – Euro (348.795) migliaia
I proventi e oneri finanziari si riferiscono per euro 48.857 migliaia a proventi finanziari (euro 13.511
migliaia al 31 dicembre 2011) e per euro 397.652 migliaia a oneri finanziari (euro 210.007 migliaia
al 31 dicembre 2011) Il dettaglio degli oneri e dei proventi finanziari è riportato di seguito:
101
Gli altri interessi attivi e proventi finanziari, pari a euro 48.254 migliaia, si riferiscono ai proventi
finanziari relativi alla remunerazione per l’anno 2012 del credito inerente il Fondo Previdenza Elettrici
riconosciuto a Enel Distribuzione dalla deliberazione n. 157/12.
Inoltre, gli altri interessi attivi e proventi finanziari si riferiscono per euro 1.024 migliaia agli interessi
di competenza sull’integrazione del corrispettivo della cessione del ramo d’azienda relativo alla
distribuzione dell’energia elettrica nei comuni di Milano e Rozzano avvenuta nel 2002, previsti dallo
specifico accordo (euro 1.122 migliaia al 31 dicembre 2011).
L’aumento degli interessi passivi ed altri oneri finanziari su finanziamenti a medio/lungo termine, pari
a euro 190.626 migliaia, deriva essenzialmente dall’iscrizione degli interessi passivi maturati sui
finanziamenti erogati nel 2012 da Enel Finance International NV, della Banca Europea per gli
Investimenti e della Cassa Depositi e Prestiti.
La riduzione degli interessi passivi sul conto corrente intersocietario, pari a euro 9.223 migliaia,
deriva essenzialmente dalla riduzione della giacenza media mensile.
L’aumento degli altri interessi passivi e oneri finanziari, pari a euro 6.909 migliaia, deriva
essenzialmente dall’aumento, pari a euro 5.385 migliaia, degli interessi relativi alle operazioni di
cessione dei crediti e dalla rilevazione, pari a euro 13.647 migliaia, degli oneri finanziari verso la
Cassa Conguaglio del Settore Elettrico rilevati a seguito dell’anticipazione ricevuta per le quattro
annualità (2012 – 2015) del credito finanziario relativo al riconoscimento dell’importo a copertura
degli oneri straordinari sostenuti dai distributori per il programma di dismissione anticipata dei
contatori elettromeccanici sostituiti con quelli elettronici (come previsto dalla deliberazione n.
199/11); tali effetti sono stati parzialmente compensati dalla rilevazione degli oneri finanziari sugli
anticipi ricevuti nel 2011 sui meccanismi di perequazione e sui contributi per i Titoli di Efficienza
Energetica, pari a euro 10.948 migliaia.
Le differenze positive e negative di cambio si riferiscono ai differenziali maturati sulle partite in
valuta relative ai materiali inerenti il contatore elettronico.
9. Imposte – Euro 1.155.587 migliaia
Le imposte correnti sono costituite per euro 754.429 migliaia dall’IRES (27,5%), per euro 224.149
migliaia dall’IRAP (stimata al 4,764% come aliquota media determinata per effetto del federalismo
fiscale e comprensiva della maggiorazione dello 0,30% prevista a partire dal 2011 per i soggetti che
esercitano attività di imprese concessionarie diverse da quelle di costruzione e gestione di autostrade
e trafori) e per euro per euro 342.359 migliaia dall’addizionale IRES (c.d. Robin Tax) (10,5%),
applicata dal 2011 anche alle imprese operanti nel settore della distribuzione di energia elettrica (ex
articolo 7 del D.L. 13 agosto 2011 n. 138 convertito nella Legge 148/2011).
Infine, le imposte accolgono la fiscalità differita attiva e passiva, positiva per euro 167.359 migliaia.
L’applicazione dell’addizionale IRES sopra esposta ha comportato la necessità di rilevare la relativa
fiscalità differita su tutte le differenze temporanee IRES applicando l’aliquota del 10,5% se destinate
a riassorbirsi entro il 2013 e l’aliquota del 6,5% se destinate a riassorbirsi oltre il 2013.
102
L’incidenza delle imposte complessive sul risultato ante imposte, pari a euro 2.780.886 migliaia, è
pari al 41,6%).
Nel 2011 Restated le imposte sul reddito sono pari a attestate a euro 1.223.901 migliaia, a fronte di
un risultato ante imposte di euro 3.054.512 migliaia, con un’incidenza del 40,1%.
Le imposte rilevate direttamente a patrimonio netto sono state complessivamente pari a euro 9.423
migliaia (euro 18.846 migliaia al 31 dicembre 2011) e si riferiscono all’effetto fiscale relativo ai
derivati di copertura sui tassi di interesse (CFH) sull’indebitamento a lungo termine.
Per il commento delle imposte differite attive e passive si rinvia agli appositi paragrafi nello Stato
Patrimoniale.
Nel seguente prospetto è esposta la riconciliazione tra onere fiscale effettivo e teorico, determinato
applicando al risultato ante imposte l’aliquota fiscale vigente nell’esercizio:
103
Informazioni sullo Stato Patrimoniale
Attivo
Attività non correnti
10. Immobili, impianti e macchinari – Euro 15.019.060 migliaia
La consistenza e la movimentazione degli immobili, impianti e macchinari (dell’esercizio 2011 e
2012) in esercizio e in costruzione, per singola categoria, sono evidenziate nel prospetto seguente:
104
Come esposto, la voce si riferisce per euro 177.433 migliaia alle parti di ricambio in magazzino
utilizzabili nella costruzione e nella manutenzione straordinaria di immobili, impianti e macchinari
(euro 200.415 migliaia al 31 dicembre 2011). Tali parti di ricambio non sono ammortizzate in quanto
considerate immobilizzazioni in corso che verranno ammortizzate al passaggio in esercizio del
cespite.
Il valore al 31 dicembre 2012 delle rivalutazioni legge n.350/03 effettuate nell’esercizio 2003, al fine
di eliminare gli effetti degli ammortamenti operati in applicazione di norme tributarie, alla data di
transizione ai principi contabili internazionali è stato considerato quale “fair value as deemed cost”
alla data di rivalutazione.
105
Le migliorie su immobili di terzi accolgono il valore residuo dei costi sostenuti per interventi di
modifica o di adeguamento di immobili in locazione di proprietà di terzi.
L’aumento della voce immobili, impianti e macchinari deriva dagli investimenti di seguito dettagliati:
L’aumento degli investimenti della Rete di distribuzione deriva essenzialmente dall’aumento degli
investimenti per qualità del servizio con l’obiettivo di ridurre il numero e la durata delle interruzioni,
come previsto dai nuovi tendenziali fissati dall’Autorità per l’Energia Elettrica ed il Gas (deliberazione
n. 198/11) e di apportare innovazioni tecnologiche finalizzate al miglioramento dell’efficienza
operativa. Tali investimenti vengono realizzati attuando una politica selettiva dei progetti, basata su
principi di risk-based asset management, e sulla valutazione economica dei costi rispetto ai benefici
attesi in termini di continuità del servizio.
Nella Relazione sulla gestione è riportata un’analisi di maggior dettaglio degli investimenti.
Gli ammortamenti sono stati calcolati applicando le aliquote economico – tecniche rappresentative
della vita utile dei cespiti evidenziate nella nota di commento “Principi contabili e criteri di
valutazione”.
Si evidenzia di seguito il dettaglio degli Immobili, impianti e macchinari in corso:
Il valore netto dei beni gratuitamente devolvibili iscritti tra i Fabbricati strumentali è pari a euro 50
migliaia.
106
Nella tabella seguente viene riportato il dettaglio degli immobili, impianti e macchinari al 31
dicembre 2012 classificati per tipologia d’impianto (al netto delle parti di ricambio).
Enel Distribuzione SpA svolge l’attività di distribuzione di energia elettrica. Per le informazioni
relative alle modalità di recupero del valore degli impianti di distribuzione alla scadenza della
concessione e per le informazioni in merito all’IFRIC 12 si rinvia a quanto esposto nella nota “Principi
contabili e criteri di valutazione”.
11. Attività immateriali – Euro 148.439 migliaia
Il dettaglio e la movimentazione delle attività immateriali (dell’esercizio 2011 e 2012) è esposto di
seguito:
107
I progetti riferiti ai Titoli di Efficienza Energetica sono stati riclassificati nelle voci “Altre attività non
correnti” e “Altre attività correnti” a seguito del cambiamento di trattamento contabile, come esposto
nella nota 2 “Principi contabili e criteri di valutazione”.
I diritti di brevetto industriale sono costituiti dal valore residuo di sistemi informativi.
Di seguito è esposto il valore dei diritti di brevetto industriale stratificato in base alla vita utile
complessiva e residua:
Il Software non tutelato, classificato nelle altre attività immateriali, accoglie il valore residuo dei costi
sostenuti per il Sistema di gestione della cartografia informatizzata delle reti di Media e Bassa
Tensione in esercizio.
108
Di seguito è esposto il valore del software non tutelato stratificato in base alla vita utile complessiva
e residua:
Si evidenzia di seguito il dettaglio delle Attività immateriali in corso:
I costi di sviluppo si riferiscono essenzialmente al nuovo sistema di protezione e controllo della Rete
AT/MT che consentirà la gestione ottimizzata delle Reti MT attive con larga penetrazione di
generazione distribuita.
109
12. Attività per imposte differite – Euro 872.002 migliaia - Passività per imposte
differite – Euro 26.842 migliaia
Le “Attività per imposte differite” e “Passività per imposte differite” sono determinate sulla base delle
aliquote fiscali vigenti alla data di rientro ed ammontano a euro 845.160 migliaia (euro 668.380
migliaia al 31 dicembre 2011).
Si forniscono in dettaglio i movimenti delle “Attività per imposte differite” e delle “Passività per
imposte differite”, per tipologia di differenza temporale, determinati sulla base delle aliquote fiscali
stimate nel presente periodo d’imposta.
Il valore delle imposte differite al 31 dicembre 2012 è stato determinato applicando le aliquote del
27,5% per l’IRES e del 4,764% per l’IRAP (come aliquota media determinata per effetto del
federalismo fiscale e comprensiva della maggiorazione dello 0,30% prevista a partire dal 2011 per i
soggetti che esercitano attività di imprese concessionarie diverse da quelle di costruzione e gestione
di autostrade e trafori). Il valore delle imposte differite al 31 dicembre 2011 è stato determinato
applicando le aliquote del 27,5% per l’IRES e del 4,772% per l’IRAP. Inoltre, a partire dal 2011 è
stata applicata per il primo anno l’addizionale IRES (c.d. Robin Tax) a seguito del D.L. n. 138/2011,
art.7 (convertito in Legge 148/2011) che ha previsto l’estensione dell’applicazione dell’addizionale
IRES anche alle imprese operanti nel settore della distribuzione di energia elettrica, con un’aliquota
del 10,5% per i rientri delle attività per imposte differite e le passività per imposte differire previsti
entro l’anno 2013 e con un’aliquota del 6,5% per i rientri delle attività per imposte differite e le
passività per imposte differite previsti oltre l’anno 2013.
Le Attività per imposte differite sono state rilevate sulle differenze tra i valori iscritti in bilancio con i
corrispondenti valori riconosciuti ai fini fiscali.
L’incremento delle Attività per imposte differite relativo all’Effetto variazione aliquota si riferisce alla
variazione dell’aliquota IRAP ordinaria dello 0,01% rispetto al 31 dicembre 2011.
Gli Incrementi e i Decrementi con imputazione a patrimonio netto si riferiscono all’effetto fiscale
relativo ai derivati di copertura sui tassi di interesse (CFH).
110
I Riallineamenti si riferiscono al riallineamento delle Passività per imposte differite e delle Attività per
imposte differite stimate al 31 dicembre 2011 a seguito della presentazione della dichiarazione dei
redditi del 2011 avvenuta nel 2012.
13. Partecipazioni– Euro 143.151 migliaia
Il prospetto di seguito riportato evidenzia i movimenti intervenuti nell’esercizio per ciascuna
partecipazione, con i corrispondenti valori di inizio e fine esercizio, nonché l’elenco delle
partecipazioni possedute nelle società controllate, collegate e altre imprese.
Le partecipazioni in imprese controllate e collegate sono valutate al costo e sono soggette ad
impairment test quando sono presenti indicatori di eventuali perdite durevoli di valore.
Le partecipazioni in altre imprese sono iscritte al costo, rettificato per eventuali perdite di valore. Pur
essendo il fair value non attendibilmente determinabile, si ritiene che il relativo valore non possa
avere un impatto significativo su Enel Distribuzione SpA visto il valore minimale.
Per la partecipazione in imprese controllate, Enel M@p Srl, e la partecipazione in imprese collegate,
Enel Rete Gas SpA, vengono, inoltre, fornite le seguenti informazioni:
111
14. Crediti finanziari e titoli a medio/lungo termine – Euro 955.885 migliaia
I crediti finanziari e titoli a medio – lungo termine si riferiscono, per euro 503.562 migliaia, alla
quota a medio/lungo termine dell’iscrizione nel 2012 in un’unica soluzione del credito finanziario in
base a quanto previsto dalla delibera AEEG 157/2012 relativamente agli oneri per la soppressione
del Fondo Previdenza Elettrici (FPE).
Inoltre, la voce si riferisce, per euro 434.897 milioni, al credito vantato verso la Cassa Conguaglio
del Settore Elettrico relativo al rimborso degli oneri straordinari connessi alla dismissione anticipata
dei misuratori elettromeccanici, sostituiti con contatori elettronici; tale credito nel corso del 2011 è
stato oggetto di riclassifica dalle “Altre attività non correnti” per effetto delle disposizioni della
deliberazione n. 199/11 dell’Autorità per l’Energia Elettrica e il Gas del 29 dicembre 2011 (euro
591.189 migliaia al 31 dicembre 2011).
Infine, la voce si riferisce per euro 17.413 migliaia ai Prestiti ai dipendenti, remunerati ai tassi
correnti di mercato ed erogati a fronte dell’acquisto della prima casa o per gravi necessità familiari e
rimborsati dai dipendenti in base a prestabiliti piani di ammortamento (euro 16.459 migliaia al 31
dicembre 2011) e per euro 13 migliaia ai titoli a medio - lungo termine, costituiti essenzialmente da
obbligazioni della controllante Enel SpA e Buoni del Tesoro Pluriennali depositati a cauzione presso
terzi (euro 13 migliaia al 31 dicembre 2011).
I Prestiti ai dipendenti sono remunerati ai tassi correnti di mercato ed erogati a fronte dell’acquisto
della prima casa o per gravi necessità familiari e rimborsati dai dipendenti in base a prestabiliti piani
di ammortamento.
L’aumento della voce, pari a euro 335.990 migliaia rispetto al 31 dicembre 2011, deriva
essenzialmente, per euro 503.562 migliaia dall’iscrizione del credito sopra evidenziato a seguito delle
disposizioni previste dalla deliberazione dell’Autorità per l’Energia Elettrica e il Gas n. 157/12. Tale
effetto è stato parzialmente compensato, per euro 156.292 migliaia, dalla liquidazione anticipata nel
2012 ed a titolo definitivo delle annualità 2012 – 2015 del credito relativo al rimborso degli oneri
straordinari sostenuti dai distributori per il programma di dismissione anticipata dei contatori
elettromeccanici sostituiti con contatori elettronici.
15. Altre attività non correnti – Euro 237.036 migliaia
La composizione della voce è la seguente:
I crediti verso la Cassa Conguaglio del Settore Elettrico si riferiscono essenzialmente al valore dei
contributi che la Cassa Conguaglio del Settore Elettrico verserà alla società, a partire dal 2014, a
fronte dell’annullamento dei titoli relativi ai progetti di efficienza energetica per la copertura degli
obblighi normativi, pari a euro 7.288 migliaia (euro 25.084 migliaia al 31 dicembre 2011); inoltre, i
crediti verso la Cassa Conguaglio del Settore Elettrico si riferiscono all’integrazione sconto pensionati
112
(deliberazione dell’Autorità per l’Energia Elettrica e il Gas n.348/2007, art.44), pari a euro 43.420
migliaia (euro 59.660 migliaia al 31 dicembre 2011).
I risconti attivi per i Titoli di Efficienza Energetica si riferiscono alla quota non corrente dei progetti di
efficienza energetica (realizzati o acquistati), pari a euro 3.652 migliaia (euro 5.737 migliaia al 31
dicembre 2011); come esposto nella nota n.2 “Principi contabili e criteri di valutazione” i progetti di
efficienza energetica a seguito del cambiamento di trattamento contabile sono stati riclassificati dalle
Attività immateriali alle Attività correnti e Attività non correnti.
Gli altri crediti diversi accolgono, per euro 149.497 migliaia, il credito per IRES (rispettivamente euro
122.019 migliaia verso la controllante per il periodo 2004 – 2011 in cui la società ha aderito al
consolidato fiscale e euro 27.478 migliaia verso l’erario per il 2003, anno precedente all’adesione al
consolidato fiscale) determinato, per le annualità pregresse, in applicazione del decreto legge n. 201
del 6 dicembre 2011 che ha previsto la deducibilità dall’IRES dell’IRAP relativa alla quota imponibile
del costo del personale.
Inoltre, gli altri crediti diversi si riferiscono, per euro 29.659 migliaia, all’iscrizione nel 2011 del
credito per IRES (rispettivamente euro 22.541 migliaia verso la controllante per il periodo
2004/2007 in cui la società ha aderito al consolidato fiscale e euro 7.118 migliaia verso l’Erario per il
2003, anno precedente all’adesione al consolidato fiscale) determinato per le annualità pregresse in
applicazione del D.L. 29 novembre 2008 n. 185 (art. 6) che ha previsto la deducibilità dell'IRAP
dall'IRES nella misura forfetaria massima del 10% dell'IRAP di competenza, relativa al costo del
lavoro e agli interessi.
Le Attività non correnti sono di seguito ripartite per grado temporale di esigibilità:
113
Attività correnti
16. Rimanenze – Euro 5.019 migliaia
Il dettaglio delle rimanenze è evidenziato nella tabella seguente:
I materiali ed apparecchi esposti nelle attività correnti sono destinati alle attività di manutenzione e
funzionamento.
Il
Fondo
obsolescenza
fronteggia
il
presumibile minor
valore
di
realizzo
di
materiali
ed
apparecchiature divenute obsolete anche a seguito di evoluzioni tecnologiche e di scelte gestionali
volte all’impiego di apparecchiature a più alta efficienza ed in linea con le più moderne opportunità
offerte dall’industria elettromeccanica. La variazione del Fondo riflette euro 5.562 migliaia di utilizzi e
euro 3.237 migliaia di rilasci a conto economico.
17. Crediti commerciali – Euro 2.026.349 migliaia
Si riferiscono essenzialmente ai crediti verso clienti per trasporto di energia elettrica, prestazioni ed
interessi, e sono comprensivi anche di quelli dell’energia distribuita e di prestazioni ancora da
fatturare; sono esposti al netto di una svalutazione pari a euro 77.316 migliaia.
L’aumento dei Crediti commerciali è riconducibile in misura prevalente all’aumento dei crediti
commerciali verso terzi, pari a euro 243.685 migliaia, ed all’aumento dei crediti verso società del
Gruppo, pari a euro 120.739 migliaia.
La riduzione del credito verso la Controllante Enel SpA, per complessivi euro 1.197 migliaia, è
relativo al personale distaccato.
Con riferimento ai crediti commerciali verso altre società del gruppo si segnala l’aumento dei crediti
verso Enel Servizio Elettrico SpA per il servizio di trasporto e connessione dei clienti della Maggior
Tutela, pari a euro 51.526 migliaia e verso Enel Energia SpA per il servizio di trasporto e connessione
dei clienti della Salvaguardia e del Mercato Libero, pari a euro 80.734. Si evidenzia che l’aumento dei
114
crediti verso Enel Servizio Elettrico e Enel Energia deriva essenzialmente dall’incremento della
componente A3 destinata all’incentivazione delle fonti rinnovabili.
L’aumento dei crediti verso terzi, pari a euro 243.685 migliaia, deriva essenzialmente dal sopracitato
aumento della componente A3 destinata all’incentivazione delle fonti rinnovabili, effetto in parte
compensato, come in precedenza esposto, dai maggiori crediti ceduti a dicembre 2012 rispetto a
dicembre 2011.
Infatti, si segnala che nel mese di dicembre 2012 si è perfezionata l’operazione di cessione nella
forma pro-soluto dei crediti al 31 dicembre 2012, pari a euro 752.520 migliaia, vantati da Enel
Distribuzione SpA verso alcuni principali clienti, in favore di Unicredit Factoring, per euro 84.999
migliaia, in favore di Mediofactoring, per euro 297.756 migliaia, in favore di Barclays, per euro
192.349 migliaia, e in favore di Ifitalia, per euro 177.416 migliaia. Al 31 dicembre 2011 i crediti
ceduti sono stati pari a euro 309.185 migliaia in favore di Unicredit Factoring, pari a euro 170.378 in
favore di Mediofactoring e pari a euro 44.000 in favore di Barclays.
La svalutazione dei crediti ha avuto la seguente movimentazione:
La svalutazione dei crediti è destinata a coprire le potenziali perdite che potrebbero derivare dai
mancati incassi dei crediti in essere al 31 dicembre 2012. La stima considera il rischio specifico
legato a posizioni creditorie in essere. L’accantonamento si riferisce, come in precedenza esposto,
per euro 58.531 migliaia alla stima della svalutazione del credito verso Exergia a seguito della
richiesta da parte della società a fine 2012 del concordato preventivo.
L’anzianità dei crediti commerciali da trasporto energia elettrica (al lordo del Fondo svalutazione
crediti) è la seguente:
115
I crediti commerciali per area geografica sono di seguito esposti:
Di seguito sono esposti i crediti commerciali per grado temporale di esigibilità al 31 dicembre 2012 e
al 31 dicembre 2011:
I crediti commerciali esigibili oltre l’esercizio successivo si riferiscono ai piani di rientro con i clienti
sui quali la società applica interessi dilatori.
I crediti commerciali verso la società controllante, la società controllata, la società collegata e le altre
società del gruppo sono così dettagliati:
116
I crediti verso la controllante Enel SpA si riferiscono essenzialmente al personale distaccato.
I crediti verso Enel Servizio Elettrico SpA e verso Enel Energia SpA si riferiscono rispettivamente al
credito relativo al servizio di trasporto e connessione dei clienti della Maggior tutela e al servizio di
trasporto e connessione dei clienti della Salvaguardia e del Mercato Libero.
I crediti verso Endesa Distribucion SA si riferiscono alla vendita di contatori elettronici e a servizi
correlati nell’ambito dello specifico contratto stipulato tra le parti nel corso del 2010.
I crediti verso Enel Sole Srl si riferiscono essenzialmente a lavori su impianti della società.
Per ulteriori informazioni in merito alla natura dei rapporti con le società del gruppo si rinvia alla nota
n.41 relativa all’”Informativa sulle parti correlate”.
18. Crediti per lavori in corso su ordinazione – Euro 0 migliaia
I lavori in corso su ordinazione, pari a euro 2.726 migliaia al 31 dicembre 2011, sono relativi
principalmente a lavori svolti per conto di Terna SpA a partire dal 1° aprile 2009 (data di cessione
della partecipazione in Enel Linee Alta Tensione Srl a Terna SpA) sulle Linee di Alta Tensione
trasferite alla società, come previsto dagli specifici accordi.
19. Crediti per imposte sul reddito – Euro 189 migliaia
I crediti per imposte sul reddito sono così composti:
Il credito per IRAP, pari a euro 141 migliaia, riconosciuto dall’art.6 della legge regionale Piemonte
n.3/2007, si riferisce ai contributi ricevuti in occasione degli eventi alluvionali di settembre – ottobre
2000.
Al 31 dicembre 2011 il credito per IRES si riferisce al saldo netto tra la stima dell’IRES ordinaria
dovuta per l’esercizio in chiusura e gli acconti versati nel corso del 2011. Al 31 dicembre 2012 il
saldo netto tra la stima dell’IRES ordinaria dovuta per l’esercizio chiuso al 31 dicembre 2012 e gli
acconti versati nel corso del 2012 risulta, invece, a debito per euro 78.728 migliaia ed esposto tra i
debiti per imposte sul reddito.
20. Altri crediti tributari – Euro 4.779 migliaia
Gli altri crediti tributari, pari a euro 4.779 migliaia (euro 4.515 migliaia al 31 dicembre 2011) si
riferiscono ad imposte e tasse da recuperare dall’Amministrazione Finanziaria.
117
21. Crediti finanziari e titoli a breve termine - Euro 1.751.498 migliaia
I crediti finanziari e titoli a breve termine si riferiscono per euro 1.647.540 migliaia al conto corrente
fruttifero di interessi a tassi di mercato intrattenuto con la controllante per l’espletamento servizio di
tesoreria. Al 31 dicembre 2011 il saldo del conto corrente intersocietario risultava a debito per euro
332.904 migliaia ed esposto nella voce “Finanziamenti a breve termine”.
Inoltre, i crediti finanziari e titoli a breve termine si riferiscono per euro 55.951 migliaia alla quota a
breve del credito finanziario iscritto nel 2012 per il rimborso ad Enel Distribuzione, come previsto
dalla deliberazione dell’Autorità per l’Energia Elettrica e il Gas n. 157/12, degli oneri per la
soppressione del Fondo Previdenza Elettrici (FPE) già sostenuti dalla società.
I crediti finanziari e titoli a breve termine si riferiscono, infine, essenzialmente per euro 2.505
migliaia ai prestiti ai dipendenti (euro 2.414 migliaia al 31 dicembre 2011), per euro 32.245 migliaia
ai crediti per accise e addizionali sul consumo di energia elettrica (euro 45.530 migliaia al 31
dicembre 2011).
Inoltre, la voce al 31 dicembre 2011 la voce si riferisce, per euro 56.054 migliaia, alla riclassifica
dalle attività non correnti della quota a breve del Credito verso la Cassa Conguaglio del Settore
Elettrico per il rimborso degli oneri straordinari connessi alla dismissione anticipata dei misuratori
elettromeccanici, sostituiti con contatori elettronici.
In particolare, i prestiti ai dipendenti remunerati a tassi correnti di mercato, sono stati erogati a
fronte dell’acquisto della prima casa o per gravi necessità familiari e vengono rimborsati dai
dipendenti in base a prestabiliti piani di ammortamento.
Il credito per accise e addizionali sul consumo di energia elettrica si riferisce, invece, alle posizioni di
credito emergenti dalle dichiarazioni fiscali presentate per l’anno d’imposta 2007 in relazione alle
quali Enel Distribuzione SpA, secondo la vigente normativa, ha presentato istanza di rimborso
chiedendo, tra l’altro, di accreditare i relativi importi in favore di Enel Servizio Elettrico SpA (ex art.
6, comma 5, D.M. 12/12/1996 n. 689) subentrata a ENEL Distribuzione SpA nell'attività di vendita di
elettricità cui è correlata la soggettività passiva tributaria ai fini delle accise sull'energia elettrica.
22. Altre attività finanziarie correnti – Euro 314 migliaia
Le altre attività finanziarie correnti si riferiscono agli interessi attivi maturati sul conto corrente
intersocietario intrattenuto con la controllante (euro 0 migliaia al 31 dicembre 2011).
23. Disponibilità liquide e mezzi equivalenti - Euro 50.945 migliaia
Il dettaglio è di seguito esposto:
I depositi bancari si riferiscono prevalentemente ad importi ricevuti da organismi comunitari e dal
Ministero per lo Sviluppo Economico (MISE) e destinati a specifici progetti (euro 40.688 migliaia) e
alle giacenze liquide degli ultimi giorni di dicembre 2012 in attesa di trasferimento sul conto corrente
intersocietario (euro 2.968 migliaia).
118
24. Crediti verso la Cassa Conguaglio del Settore Elettrico – Euro 328.395 migliaia
Il dettaglio dei crediti verso Cassa Conguaglio Settore Elettrico è di seguito esposto:
La riduzione del credito per perequazioni è determinata essenzialmente dalla compensazione del
debito verso la Cassa Conguaglio del Settore Elettrico relativamente ai meccanismi di perequazione
dei ricavi di distribuzione del 2011 (euro 32.240 migliaia), dei costi di trasformazione AT/MT 2011
(euro 23.032 migliaia), dei costi delle reti di AT del 2011 (euro 5.209 migliaia) e gli anticipi relativi ai
meccanismi di perequazione dei contributi a forfait e dello sconto dipendenti ricevuti nel 2011 (euro
150.268 migliaia).
Inoltre, la riduzione del credito per perequazioni deriva dall’incasso di parte dei saldi a credito
determinati dalla Cassa Conguaglio del Settore Elettrico per le perequazioni previste dal Testo
Integrato del Trasporto per l’esercizio 2011 e dall’incasso della perequazione usi propri 2011 (euro
83.435 migliaia).
Tali effetti sono stati parzialmente compensati dall’iscrizione al 31 dicembre 2012 dei valori risultanti
dal meccanismo di perequazione dei ricavi di distribuzione (euro 18.132 migliaia), dall’integrazione
sconto dipendenti e pensionati (euro 21.624 migliaia), dal meccanismo di perequazione Usi propri
(euro 27.098 migliaia) e di altri meccanismi di perequazione (euro 18.866 migliaia).
I crediti per perequazioni verso la Cassa Conguaglio del Settore Elettrico al 31 dicembre 2011 si
riferiscono, invece, ai valori risultanti dall’applicazione del meccanismo di perequazione dei contributi
di connessione a forfait (euro 172.230 migliaia), dalla rilevazione del meccanismo di perequazione
Usi propri (euro 24.305 migliaia), dall’integrazione sconto pensionati (euro 25.207 migliaia) e dalla
rilevazione di altri meccanismi di perequazione (euro 36.522 migliaia).
Si rileva, inoltre, che sul credito la Cassa Conguaglio del Settore Elettrico riconosce alle imprese
distributrici un interesse pari all’Euribor a dodici mesi base 360, calcolato a decorrere dal 1° gennaio
del secondo anno successivo a quello a cui si riferiscono gli ammontari di perequazione
(deliberazione 198/11 dell’Autorità per l’Energia Elettrica e il Gas).
Il credito relativo ai premi e ad altre partite sulla continuità del servizio al 31 dicembre 2012 si
riferisce, per euro 95.646 migliaia, all’iscrizione della stima del premio sulla continuità del servizio
dell’anno 2012. Al 31 dicembre 2011 il credito relativo ai premi sulla continuità del servizio per
l’esercizio 2011 è pari a euro 152.000 migliaia.
Inoltre, il credito relativo ai premi ed altre partite sulla continuità del servizio accoglie la rivalsa nei
confronti della Cassa Conguaglio del Settore Elettrico degli indennizzi erogati ai clienti per
interruzioni di responsabilità non di Enel Distribuzione, pari a euro 13.953 migliaia (euro 28.150
migliaia al 31 dicembre 2011).
La riduzione del credito relativo ai Titoli di Efficienza Energetica, pari a euro 12.347 migliaia, deriva
per euro 87.261 migliaia, dalla definizione e incasso del credito per il contributo tariffario per
l’obbligo 2010 e 2011 (definito dalla delibera AEEG 367/12 in euro 248.723 milioni, di cui euro
198.455 milioni incassati nel 2011 quale anticipo).
119
Tale effetto è stato parzialmente compensato dall’iscrizione nel 2012 del credito dei TEE a copertura
dell’obbligo 2011 (pari a euro 74.914 migliaia).
Gli altri crediti riguardano i contributi riconosciuti dalla Cassa Conguaglio del Settore Elettrico per il
servizio di connessione alle reti elettriche di impianti di produzione da fonti rinnovabili (deliberazione
281/05, 89/07 e 99/08 dell’Autorità per l’Energia Elettrica e il Gas e successive).
25. Altre attività correnti - Euro 171.959 migliaia
Il dettaglio delle altre attività correnti è di seguito esposto:
La riduzione degli anticipi a fornitori e a terzi deriva essenzialmente dalla riduzione dei pagamenti a
fornitori e terzi in attesa di fattura, pari a euro 17.458 migliaia.
L’aumento dei risconti attivi verso terzi si riferisce essenzialmente all’aumento dei risconti attivi su
premi di assicurazione (euro 12.481 migliaia) e alla riduzione dei risconti attivi sulle commissioni
relative alle fidejussioni (euro 1.519 migliaia).
La svalutazione relativa ai crediti diversi è relativa all’importo (euro 10.000 migliaia) dei crediti verso
terzi in attesa del recupero delle spese sostenute per la difesa in merito al Black out del 2003.
26. Attività non correnti (o incluse in gruppi in dismissione) possedute per la
vendita - Euro 0 migliaia
Le attività non correnti (o incluse in gruppi in dismissione) possedute per la vendita, pari a euro
7.234 migliaia al 31 dicembre 2011, si riferiscono alla riclassifica nel 2011 del 10% della
partecipazione in SELNET Srl; infatti, il 18 gennaio 2012 si è perfezionata la cessione da parte di Enel
Distribuzione SpA in favore di SEL SpA, della quota di proprietà, attraverso l’esercizio del Diritto di
Opzione di Vendita previsto nell’ambito della compravendita del 90% del capitale sociale avvenuta il
31 dicembre 2010.
120
Passivo
Patrimonio netto
27. Patrimonio netto – Euro 5.178.958 migliaia
Capitale sociale - Euro 2.600.000 migliaia
Il capitale sociale è rappresentato da 2.600.000.000 azioni autorizzate, emesse e interamente
versate e possedute dalla controllante Enel SpA. Si ricorda che nel corso del 2006, al fine di
ottimizzare la struttura finanziaria di Enel Distribuzione SpA, è stato ridotto il capitale sociale di euro
3.519.200 migliaia, mediante imputazione ad Altre Riserve.
Altre riserve – Euro 1.678.182 migliaia
Riserva legale – Euro 520.000 migliaia
La Riserva legale accoglie euro 333.490 migliaia ad essa assegnati in sede di destinazione dell’utile
degli esercizi precedenti come previsto dall’art. 2430 del cod. civ., nonché euro 201.405 migliaia a
seguito della conversione e ridenominazione in euro del capitale sociale operata nel 2001.
Il 1° gennaio 2008 euro 14.895 migliaia di Riserva Legale è stata scissa a favore di Enel Servizio
Elettrico SpA.
Al 31 dicembre 2012 la Riserva legale risulta pari al 20% del capitale sociale.
Riserva da valutazione di strumenti finanziari– Euro (89.562) migliaia
Di seguito è esposta la tabella che evidenzia i movimenti della riserva da valutazione di strumenti
finanziari nel corso del 2012:
Riserva di rivalutazione - Euro 599.097 migliaia
La riserva di rivalutazione rappresenta l’ammontare, al netto dell’imposta sostitutiva del 19%, della
rivalutazione eseguita nell’esercizio 2003 in conformità alla Legge n.350/2003. Tale riserva è in
sospensione d’imposta (in caso di distribuzione l’ammontare lordo della riserva è assoggettata
all’imposta ordinaria con riconoscimento di un credito d’imposta del 19%). Non prevedendo nel breve
periodo la distribuzione di tale riserva, non è stato rilevato il relativo effetto di fiscalità differita
(stimato in euro 110.944 migliaia tenendo conto anche dell’addizionale IRES).
Il 1° gennaio 2008 euro 7.091 migliaia di Riserva di Rivalutazione è stata scissa a favore di Enel
Servizio Elettrico SpA.
121
Riserva da riduzione del capitale sociale – Euro 648.193 migliaia
La riserva da riduzione del capitale sociale, costituita nel 2006 per euro 3.519.200 migliaia, è stata
attribuita per euro 613.000 migliaia alla beneficiaria Enel Energia SpA nell’ambito dell’operazione di
scissione della partecipazione in Enel Gas SpA avvenuta nel 2006. Inoltre, in data 11 aprile 2012,
l’Assemblea ordinaria della Società ha deliberato la distribuzione di un dividendo straordinario in
favore dell’Azionista unico Enel SpA, pari a euro 3.400.000 migliaia, mediante l’utilizzo della riserva
da riduzione del capitale sociale, per euro 2.258.007 migliaia (e delle altre riserve per euro
1.141.993 migliaia).
Altre riserve– Euro 454 migliaia
Le Altre riserve, pari a euro 454 migliaia (euro 1.142.447 migliaia al 31 dicembre 2011) si riferiscono
all’iscrizione del costo di competenza di Enel Distribuzione SpA derivante dalla partecipazione dei
propri dipendenti ai piani di incentivazione e di stock option emessi dalla Capogruppo.
Come in precedenza esposto, nel corso del 2012, le “Altre riserve” sono state utilizzate per euro
1.141.993 migliaia nell’ambito dell’operazione di distribuzione di un dividendo straordinario in favore
dell’Azionista Unico Enel SpA.
Utili/(perdite) accumulate – Euro (724.523) migliaia
Gli utili e perdite accumulate si riferiscono per euro (584.241) alla Riserva di FTA e ai Risultati
derivanti dal Restatement dell’esercizio 2005, a seguito del passaggio della società ai principi
contabili internazionali e per euro (140.320) migliaia all’iscrizione di una Riserva di FTA a seguito del
cambiamento nel 2012 del trattamento contabile dei Titoli di Efficienza Energetica, che ha previsto a
partire dal 2012 la rilevazione dell’intero onere relativo all’obbligo dei TEE nell’anno in cui sorge
l’obbligo normativo di efficienza energetica anziché negli anni in cui i TEE vengono accreditati nel
portafoglio titoli di Enel Distribuzione.
Inoltre, gli Utili/perdite accumulate si riferiscono per euro 38 migliaia agli utili portati a nuovo
derivanti dalle destinazioni degli utili dell’esercizio 2011.
Di seguito viene riportata l’analisi della disponibilità e distribuibilità delle riserve del patrimonio netto.
122
Utile dell’esercizio – Euro 1.625.299 migliaia
L’Utile d’esercizio 2012 risulta pari a euro 1.625.299 migliaia.
Gli obiettivi della società nella gestione del capitale sono ispirati alla creazione di valore per
l'Azionista, alla garanzia degli interessi degli stakeholders e alla salvaguardia della continuità
aziendale, nonché al mantenimento di un adeguato livello di patrimonializzazione e di equilibrio
finanziario, coerentemente con gli obiettivi strategici definiti dalla Capogruppo tesi a supportare
efficientemente lo sviluppo dell’attività aziendale.
Passività non correnti
28. Finanziamenti a lungo termine (incluse le quote in scadenza nei 12 mesi
successivi) – Euro 8.726.985 migliaia
Tali voci riflettono il debito a lungo termine relativo a finanziamenti bancari e ad altri finanziamenti in
euro incluse le quote in scadenza entro i 12 mesi.
In particolare, tali voci accolgono per euro 5.500.000 migliaia, due prestiti concessi dalla società del
gruppo Enel Finance International NV. Tali prestiti, entrambi di durata decennale, sono stati concessi
in due tranches; la prima, per euro 3.500.000 migliaia, ad un tasso fisso del 6,30% e la seconda, per
euro 2.000.000 migliaia ad un tasso del 5,70%.
Tali prestiti sono rimborsabili alla scadenza e non sono garantiti.
Inoltre, tali voci accolgono per euro 1.858.182 migliaia cinque prestiti concessi dalla Banca Europea
per gli Investimenti (BEI) per finanziare alcuni investimenti realizzati dalla società.
In particolare, il primo prestito, di importo originario pari a euro 1 miliardo, è stato concesso nel
2000 per finanziare parte degli investimenti realizzati nel periodo 1999-2002; tale prestito, di durata
quindicinale e contratto in due tranche (2000 e 2001) ad un tasso variabile pari al massimo
all’EURIBOR a tre mesi incrementato dello 0,32%, è rimborsabile in rate costanti semestrali.
Il secondo, di importo originario pari a euro 500.000 migliaia, è stato concesso nel 2003 per
finanziare gli investimenti programmati riferiti al “Progetto contatore elettronico” nel periodo 20032005; tale prestito, di durata quindicinale e contratto ad un tasso variabile pari al massimo
all’EURIBOR a tre mesi incrementato dello 0,15%, è rimborsabile in rate costanti semestrali dal 2008
ed è garantito da fidejussioni rilasciate da Istituti di credito.
Nel corso del 2006 è stato concesso un terzo prestito, pari a euro 600.000 migliaia, per finanziare il
programma di investimenti di Enel Distribuzione SpA relativo al triennio 2006-2008, denominato
“Efficienza Rete”; tale prestito, di durata ventennale e contratto ad un tasso variabile pari
all’EURIBOR a sei mesi incrementato del 0,17%, è rimborsabile in rate costanti semestrali a partire
dal 2012 ed è garantito da fidejussioni rilasciate da Istituti di credito.
Nel 2011, è stato concesso un quarto prestito, di importo originario pari a euro 350.000 migliaia,
denominato “Efficienza Rete III” e finalizzato a coprire parte degli investimenti connessi agli
interventi di efficientamento della rete elettrica nazionale, previsti nel piano industriale di Enel
Distribuzione SpA per il periodo 2012-2014; tale prestito, di durata ventennale e contratto ad un
tasso variabile pari all’EURIBOR a sei mesi incrementato dello 0,74%, è rimborsabile in rate costanti
123
semestrali a partire dal 2016 ed è garantito da una parent company guarantee rilasciata da Enel
SpA.
Infine, nel corso del 2012 è stata concessa un’estensione del finanziamento “Efficienza Rete III”,
denominato “Efficienza Rete III B”, per complessivi euro 380.000 migliaia, sempre di durata
ventennale e contratto ad un tasso variabile pari all’EURIBOR a sei mesi incrementato del 1,55%;
tale finanziamento è rimborsabile in rate costanti semestrali a partire dal 2018 ed è garantito da una
parent company guarantee rilasciata da Enel SpA.
L’importo rimborsato nell’anno 2012 di tali finanziamenti è stato pari complessivamente a euro
176.364 migliaia.
Inoltre, tali voci accolgono per euro 1.340.000 migliaia due prestiti concessi dalla Cassa Depositi e
Prestiti che ha utilizzato a riguardo fondi propri ovvero fondi ad essa concessi dalla BEI. Il primo, di
durata ventennale, rimborsabile in rate costanti semestrali dal 2014 al 2028, è stato erogato per
finanziare investimenti della società per il triennio 2009-2011. Una prima parte, pari a euro 800.000
migliaia è stata erogata in due tranches (10 luglio e 15 ottobre 2009) ad un tasso variabile pari al
massimo all’EURIBOR a sei mesi incrementato dell’1,86075% (Prima tranche) e dell’1,91% (Seconda
tranche). Una seconda parte, pari a euro 200.000, è stata erogata nel 2011 ad un tasso variabile
pari al massimo all’EURIBOR a 6 mesi maggiorato di 1,7065%. Tale finanziamento è garantito da
una parent company guarantee rilasciata da Enel SpA. Il secondo, pari a euro 340.000 migliaia, è
stato erogato nel 2012 a seguito dell’estensione del contratto quadro del 2009 per il finanziamento
degli investimenti 2012-2014. A tale finanziamento è applicato un tasso variabile pari al massimo
all’EURIBOR a 6 mesi maggiorato di 1,94% ed è anch’esso assistito da una parent company
guarantee rilasciata da Enel SpA.
Nel 2012 non è stato effettuato alcun rimborso di tali finanziamenti.
Inoltre, tali voci accolgono per euro 1.470 migliaia tre mutui a tasso agevolato (legge 365/2000) due
dei quali ottenuti nel 2005 e uno nel 2008 dalla San Paolo IMI SpA destinati alla ricostruzione degli
impianti danneggiati da eventi alluvionali nella Regione Piemonte e Liguria. In particolare, il mutuo
ottenuto nel 2005 per gli impianti nella Regione Piemonte (euro 513 migliaia) ha una durata
decennale ed è contratto a tasso fisso agevolato (tasso nominale annuo 4,222% che può ridursi
all’1,50% nominale annuo per effetto del contributo in conto interessi riconosciuto dalla Regione
Piemonte) ed è rimborsabile in rate costanti semestrali a partire dall’esercizio 2006. Invece, il mutuo
ottenuto nel 2005 per gli impianti nella Regione Liguria (euro 230 migliaia), con una durata
decennale, è contratto a tasso variabile agevolato (EURIBOR a sei mesi incrementato dello 0,50%
che può ridursi sino all’1,50% nominale annuo per effetto del contributo in conto interessi erogato
dalla Regione Liguria), ed è rimborsabile in rate costanti semestrali. Il mutuo ottenuto nel 2008 per
gli impianti nella Regione Piemonte (euro 1.549 migliaia) ha una durata di sette anni, è contratto a
tasso fisso agevolato ed è rimborsabile in rate costanti semestrali a partire dall’esercizio 2011.
L’importo rimborsato nel 2012 di tali finanziamenti agevolati è stato pari complessivamente a euro
276 migliaia.
Nel 2012 non è stato effettuato alcun rimborso di tali finanziamenti.
Infine, nel 2012, sono state riclassificate nelle quote correnti in scadenza nei 12 mesi successivi le
esposizioni verso la controllante per le quote residue dei prestiti obbligazionari e degli altri
finanziamenti attribuiti alla Società in sede di conferimento del ramo d’azienda in data 1° ottobre
124
1999, per euro 27.333 migliaia. In tale sede è stato altresì previsto il riaddebito ad Enel
Distribuzione SpA del costo pro-quota degli oneri finanziari sostenuti su tali finanziamenti, oltre al
rimborso delle quote capitale alle scadenze previste per ogni prestito; analogamente gli oneri e i
proventi maturati sui contratti di copertura contro il rischio di oscillazione dei tassi di interesse
contratti da Enel SpA sono riaddebitati alla Società. Il contratto di finanziamento con Enel SpA
prevede l’addebito degli interessi sulla base della media mensile del tasso Euribor a 1 mese
maggiorato di uno spread dello 0,125%. Qualora lo scoperto sul c/c intersocietario risulti superiore a
euro 2,5 milioni è previsto l’addebito degli interessi con un ulteriore maggiorazione del 2%.
Per tali strumenti finanziari non sono stati identificati costi o proventi da capitalizzare e, dunque, il
tasso d’interesse effettivo è rappresentato dal tasso d’interesse nominale.
Nella tabella seguente viene esposto il piano dei rimborsi al 31 dicembre 2012 con distinzione per
tipologia di finanziamento e tasso di interesse.
Si precisa che il valore nozionale dei finanziamenti coincide con il valore contabile.
Di seguito è esposto l’indebitamento finanziario per valuta e tasso d’interesse:
125
La movimentazione dell’esercizio del valore nozionale dell’indebitamento a lungo termine è
riepilogata nella seguente tabella.
Nella seguente tabella è riportato il confronto, per ogni categoria, tra il valore contabile e il fair value
dell’indebitamento a lungo termine, comprensivo della quota in scadenza nei prossimi 12 mesi. Per
gli strumenti di debito non quotati il fair value è stato calcolato mediante modelli di valutazione
appropriati per ciascuna categoria di strumento finanziario e utilizzando i dati di mercato
congiuntamente agli spread creditizi di Enel relativi alla data di chiusura del periodo contabile.
Nelle successive tabelle sono indicate le variazioni intervenute nell’esercizio nei finanziamenti a lungo
termine distinguendo tra quote con scadenza superiore a 12 mesi e quote correnti.
126
Finanziamenti a lungo termine (escluse le quote correnti)
127
Quote correnti dei finanziamenti a lungo termine
Al 31 dicembre 2012 il 37% dell’indebitamento a lungo termine è a tasso variabile. Tenuto conto
delle operazioni di copertura dal rischio tasso di interesse classificate come di cash flow hedge,
risultate efficaci in base a quanto previsto dagli IFRS-EU, l’indebitamento complessivo risulta coperto
al 79%.
Tale percentuale si attesterebbe al 80% ove si considerassero ai fini del rapporto di copertura anche
quei derivati su tasso di interesse ritenuti di copertura sotto il profilo gestionale, ma che non hanno i
requisiti necessari per essere contabilizzati secondo le regole dell’hedge accounting.
L’indebitamento, inoltre, è interamente espresso in euro e pertanto non si configura l’esistenza di
una esposizione alla variabilità dei tassi di cambio di mercato.
128
29. TFR e altri benefici relativi al personale – Euro 1.181.370 migliaia
La società riconosce ai dipendenti varie forme di benefici individuati essenzialmente nelle prestazioni
connesse a TFR, Indennità per Mensilità Aggiuntive e Indennità Sostitutiva del Preavviso, Premi di
Fedeltà, Previdenza Integrativa Aziendale, Assistenza Sanitaria e Sconto Energia (energia a tariffa
ridotta).
Il saldo dei benefici in esame al 31 dicembre 2012 è riportato nella seguente tabella:
La voce accoglie gli accantonamenti destinati a coprire i benefici successivi al rapporto di lavoro per
programmi a benefici definiti e altri benefici a lungo termine spettanti ai dipendenti in forza di legge
o di contratto.
Tali obbligazioni, in linea con le previsioni dello IAS 19, sono state determinate sulla base del
“metodo della proiezione unitaria del credito”.
Nel seguito si evidenzia la variazione intervenuta nell’esercizio delle passività attuariali e la
riconciliazione delle stesse con le passività rilevate in bilancio rispettivamente, al 31 dicembre 2011 e
al 31 dicembre 2012:
129
In particolare, la voce TFR e altri benefici relativi al personale si riferisce:
•
ai “Benefici dovuti al momento della cessazione del rapporto di lavoro e ad altri benefici a
lungo termine” che includono:
o
il TFR: a seguito dell’approvazione della legge 27 dicembre 2006 n.296 (legge
finanziaria 2007) e dei successivi decreti e regolamenti attuativi, solo le quote di TFR
che rimangono nella disponibilità dell’azienda si configurano come un piano a benefici
definiti, mentre le quote maturate destinate alla previdenza complementare e al
Fondo di Tesoreria presso l’INPS si configurano come un piano a contribuzione
definita;
o
le Indennità per mensilità aggiuntive e altre simili: in base al CCNL elettrici, i
dipendenti assunti fino a luglio 2001 e i dirigenti assunti o nominati fino al 1999, in
caso di cessazione del rapporto di lavoro per aver raggiunto i limiti di età o per aver
maturato il diritto alla pensione di anzianità, hanno diritto a ricevere alcune mensilità
aggiuntive da erogare cumulativamente al trattamento di fine rapporto. Tale
beneficio è determinato in misura fissa e non rivalutabile;
o
il Premio di fedeltà: il premio di fedeltà è un beneficio che spetta ai dipendenti, cui
viene applicato il CCNL elettrici, al raggiungimento di determinati requisiti di
anzianità in azienda (25° e 35° anno di servizio). L'ammontare del premio è
commisurato alla retribuzione lorda mensile percepita al momento della maturazione
ed è pari a 1/3 della mensilità al raggiungimento del 25° anno e ad una mensilità
intera al raggiungimento del 35° anno;
•
allo “Sconto Energia”, che include taluni benefici relativi alla fornitura di energia elettrica a
uso domestico che, assegnata fino allo scorso esercizio ai dipendenti in servizio e a quelli in
stato di quiescenza, è stata – a seguito della sottoscrizione di specifici accordi con le parti
sindacali – sostituita da altre forme di trattamento a favore dei dipendenti in servizio e,
pertanto, resta da oggi in vigore per i soli dipendenti in stato di quiescenza;
•
all’“Assistenza sanitaria ASEM”, che accoglie le prestazioni garantite ai dirigenti, in base al
CCNL dei dirigenti industriali, sia in costanza di rapporto di lavoro che nel periodo di
pensione. Il rimborso delle prestazioni sanitarie, per i dirigenti del Gruppo Enel, è erogato
dall'Asem, apposito fondo di assistenza sanitaria, costituito tra i dipendenti delle aziende del
settore elettrico in Italia;
130
•
alla “Previdenza Integrativa Aziendale” (PIA), che accoglie un beneficio spettante in base a
contratto ad alcuni dirigenti andati in quiescenza prima del 31 marzo 1998 e consiste nel
diritto a ricevere una pensione integrativa rispetto a quella di legge. La passività si
movimenta
esclusivamente
per
l'erogazione
della
prestazione
e
per
effetto
dell'aggiornamento dei parametri attuariali di riferimento. Tale voce è esposta come debito
verso la società controllante;
•
al “Piano di accompagnamento graduale alla pensione”, che accoglie un beneficio post
pensionistico, introdotto a partire dal mese di dicembre 2012, legato all’erogazione di un
trattamento complementare ai dipendenti che, in presenza di specifici requisiti, interrompano
il rapporto di lavoro in misura anticipata di quattro anni rispetto a quella stabilita dalla
corrente legislazione del lavoro.
Il costo normale per benefici ai dipendenti rilevati nel 2012 è pari a euro 26.489 migliaia rilevato tra
i costi del personale (euro 10.912 migliaia al 31 dicembre 2011), mentre i costi per oneri di
attualizzazione rilevati tra gli oneri finanziari sono pari a euro 54.227 migliaia (euro 54.726 migliaia
al 31 dicembre 2011).
L’ammontare delle perdite attuariali eccedenti il limite del corridoio riconosciuto a Conto Economico
nell’esercizio è pari a euro 152.775 migliaia (euro 5.158 migliaia al 31 dicembre 2011).
Le principali assunzioni utilizzate nella stima attuariale delle passività per benefici ai dipendenti sono
le seguenti:
I tassi tendenziali dei costi per Assistenza medica hanno un impatto sugli importi rilevati a Conto
Economico. Una variazione di un punto percentuale di tali tassi comporterebbe i seguenti effetti:
131
30. Fondo rischi ed oneri (incluse le quote in scadenza nei 12 mesi successivi) –
Euro 746.195 migliaia
I fondi rischi e oneri sono destinati a coprire le probabili passività che potrebbero derivare alla
Società da vertenze giudiziali e da altro contenzioso, senza considerare gli effetti di quelle vertenze
che si stima abbiano un esito positivo e di quelle per le quali un eventuale onere non sia
ragionevolmente quantificabile.
La movimentazione dei fondi rischi e oneri è di seguito riportata:
Allo stato attuale, considerata la numerosità e la complessità delle fattispecie del contenzioso, stante
l’incertezza relativa alla tempistica degli esborsi, si precisa che l’effetto del valore attuale del denaro
non risulta significativo per quanto concerne tutti i fondi rischi e oneri e i relativi accantonamenti e,
pertanto, non si è proceduto all’attualizzazione dei fondi rischi e oneri a lungo termine.
Fondo contenzioso, rischi ed oneri diversi– Euro 746.195 migliaia
Il Fondo contenzioso e rischi diversi è destinato a coprire le probabili passività che potrebbero
derivare da vertenze giudiziarie in corso (principalmente connesse ad appalti, personale e
all’esercizio degli impianti), sorte in capo alla Società o in cui la stessa è intervenuta a seguito del
conferimento del ramo d’azienda da ENEL SpA (complessivamente pari a euro 321.159 migliaia), e
da rischi di varia natura (euro 425.036 migliaia).
Fondo contenzioso e rischi diversi – Vertenze e contenzioso
Nel determinare l’entità dell’accantonamento relativo alle vertenze (euro 201.782 migliaia),
contabilizzato nella voce di Conto Economico “Altri costi - Accantonamenti per rischi”, si sono
considerati sia gli oneri presunti che potrebbero derivare da vertenze giudiziali e da altro contenzioso
intervenuto nell’esercizio, sia l’aggiornamento delle stime sulle posizioni sorte in esercizi precedenti,
alcune delle quali risolte nell’esercizio. Gli utilizzi del periodo (euro 13.594 migliaia) sono stati rilevati
a fronte della definizione, entro il 31 dicembre 2012, di alcune vertenze giudiziali e stragiudiziali. Si
rinvia alle note di commento della voce “Altri costi - Accantonamenti per rischi” per una disamina
della natura degli accantonamenti effettuati nell'esercizio.
Fondo contenzioso e rischi diversi – Altri rischi
Il Fondo contenzioso e rischi diversi al 31 dicembre 2012 si riferisce inoltre a rischi di varia natura
(euro 425.036 migliaia) quali essenzialmente gli oneri per il deficit dei titoli per gli obblighi di
efficienza energetica 2011 e 2012 a seguito del cambiamento del trattamento contabile dei Titoli di
Efficienza Energetica, la stima delle franchigie da corrispondere alle società assicurative a fronte di
eventuali danni a terzi, la stima degli oneri associati all’emergenza neve di inizio 2012, la stima delle
penali sulla continuità del servizio dell’esercizio 2012 recuperabili nei successivi esercizi, la stima
132
degli oneri derivanti dal contenzioso fiscale e la stima degli oneri da sostenere nell’ambito del
contratto per la vendita della partecipazione in ELAT.
L’accantonamento dell’esercizio (euro 378.053 migliaia) riguarda principalmente gli oneri per il
deficit dei titoli per l’obbligo di efficienza energetica 2012 (euro 300.368 migliaia), la stima delle
penali sulla continuità del servizio per l’esercizio 2012 recuperabili nei successivi (euro 35.000
migliaia) la stima degli oneri associati all’emergenza neve di inizio 2012 (euro 20.949 migliaia) e
delle franchigie assicurative (euro 21.736 migliaia).
L’utilizzo (euro 255.400 migliaia) riflette essenzialmente il deficit per l’obbligo di efficienza energetica
2010 e 2011 accreditati nel conto titoli di Enel Distribuzione nel corso del 2012 (euro 235.671
migliaia) e le franchigie assicurative (euro 18.034 migliaia).
Gli altri movimenti si riferiscono al rilascio del fondo stanziato nell’ambito del contenzioso con i
comuni per le attività di illuminazione pubblica.
In particolare, gli accantonamenti sono stati iscritti nella voce di Conto Economico “Altri costi
Accantonamenti per rischi” e “Titoli di Efficienza Energetica”.
31. Altre passività non correnti – Euro 547.800 migliaia
Il dettaglio delle Altre Passività non correnti è di seguito esposto:
I risconti passivi per contributi ricevuti al 31 dicembre 2012 si riferiscono a contributi per
elettrificazione rurale e ad altri contributi in conto capitale. La riduzione dei risconti passivi da terzi,
pari a euro 14.697 migliaia, deriva dalla diminuzione dei contributi ricevuti da clienti (euro 28.458
migliaia), effetto in parte compensato dall’aumento dei risconti passivi relativi ai contributi ricevuti
dal Ministero per lo Sviluppo Economico (MISE) e da altri organismi comunitari, pari a euro 13.761
migliaia.
In particolare, i risconti passivi su contributi da società del gruppo si riferiscono ai contributi di
connessione ricevuti da Enel Servizio Elettrico SpA (euro 25.913 migliaia), da Enel Energia SpA (euro
5.988 migliaia), da Enel Produzione SpA (euro 4.255 migliaia) e da altre società del gruppo
(complessivamente pari a euro 392 migliaia).
I risconti passivi relativi ai Titoli di Efficienza Energetica si riferiscono al valore complessivo dei
contributi che la Cassa Conguaglio del Settore Elettrico riconoscerà alla Società a fronte
dell’annullamento dei Titoli relativi ai progetti di efficienza energetica realizzati o acquistati.
133
Passività correnti
32. Finanziamenti a breve termine – Euro 130 migliaia
Il dettaglio dei finanziamenti a breve è di seguito esposto:
La riduzione dei debiti per finanziamenti a breve termine si riferisce essenzialmente all’andamento
del saldo del c/c intersocietario. Come in precedenza esposto, al 31 dicembre 2012, il saldo del c/c
intersocietario risulta positivo per euro 1.647.540 migliaia ed esposto nella voce “Crediti finanziari e
titoli a breve termine”.
I debiti verso banche a breve sono costituiti dai saldi temporanei risultanti alla data del 31 dicembre
2012 ed azzerati nei primi giorni del mese di gennaio 2013 per effetto della gestione di tesoreria
centralizzata del Gruppo.
Nella Relazione sulla gestione è esposta l’analisi della variazione del saldo a debito del conto corrente
intersocietario.
33. Debiti commerciali – Euro 2.604.523 migliaia
La voce accoglie i debiti relativi al trasporto di energia, appalti, materiali, apparecchi e prestazioni
diverse a fronte di attività svolte e consegne effettuate entro il 31 dicembre 2012.
Sull’aumento dei debiti commerciali verso terzi, pari a euro 440.273 migliaia, ha inciso
significativamente l’aumento del debito verso GSE per la componente A3 destinata all’incentivazione
delle fonti rinnovabili.
La ripartizione dei debiti commerciali con indicazione di quelli residenti al di fuori dell’Italia è di
seguito esposta:
134
I debiti commerciali suddivisi per grado temporale di esigibilità al 31 dicembre 2012 e al 31 dicembre
2011 sono di seguito esposti:
I debiti commerciali verso la società controllante, la società controllata e le altre società del gruppo
sono così dettagliati:
Per la natura dei rapporti con le società del gruppo si rinvia alla nota n.41 relativa all’”Informativa
sulle parti correlate”.
34. Debiti per lavori in corso su ordinazione – Euro 117 migliaia
I debiti per lavori in corso su ordinazione, pari a euro 117 migliaia, si riferiscono a lavori in corso su
ordinazione da terzi.
35. Debiti per imposte sul reddito – Euro 140.706 migliaia
Il dettaglio dei debiti per imposte sul reddito è di seguito esposto:
Il debito per l’addizionale IRES, l’IRES e l’IRAP ordinaria al 31 dicembre 2012 è costituito dal saldo
netto tra la stima dovuta per l’esercizio in chiusura e gli acconti versati nel corso del 2012. Al 31
dicembre 2011 il saldo netto tra la stima dell’IRES ordinaria dovuta per l’esercizio in chiusura e gli
acconti versati, risultava a credito ed esposta tra i crediti per imposte sul reddito.
135
Il debito per addizionale IRES accoglie la cd. Robin Tax (art. 7 del D.L. 138/2011 convertito in legge
148/2011) che ha previsto l’estensione dell’applicazione a partire dal 2011 dell’addizionale IRES
anche alle società di distribuzione di energia elettrica. Tale debito è esposto verso l’Erario in quanto
non rientrante nell’ambito del consolidato fiscale.
La riduzione del debito per imposte sul reddito deriva essenzialmente dai seguenti effetti:
•
dal pagamento del debito dell’addizionale IRES per l’esercizio 2011, pari a euro 312.315
migliaia, effetto parzialmente compensato, per euro 30.044 migliaia, dal saldo a debito tra
gli acconti versati nel 2012 e la stima del debito relativo all’esercizio 2012;
•
dall’iscrizione del saldo a debito tra gli acconti versati nel 2012 e la stima del debito per
l’esercizio 2012 relativamente all’IRES ordinaria, pari a euro 78.728 migliaia.
36. Altri debiti tributari – Euro 64.385 migliaia
Il dettaglio degli altri debiti tributari è di seguito esposto:
Il debito verso l’Erario per IVA si riferisce all’IVA in sospensione d’imposta.
Il debito per ritenuta d’imposta si riferisce all’IRPEF da versare da parte di Enel Distribuzione SpA in
qualità di sostituto d’imposta.
37. Passività finanziarie correnti – Euro 103.397 migliaia
Nella tabella di seguito è esposto il dettaglio delle passività finanziarie correnti:
L’aumento degli interessi passivi verso altre società del Gruppo deriva dall’iscrizione nel 2012 degli
interessi passivi sui finanziamenti ricevuti nel 2012 dalla società Enel Finance International N.V.
La riduzione del debito per interessi sul conto corrente intersocietario deriva essenzialmente, come in
precedenza esposto, dall’andamento del saldo del conto corrente intersocietario.
136
38. Debiti verso Cassa Conguaglio Settore Elettrico – Euro 1.709.769 migliaia
Il dettaglio dei Debiti verso Cassa Conguaglio Settore Elettrico è di seguito esposto:
Il debito verso la Cassa Conguaglio del Settore Elettrico per Perequazioni al 31 dicembre 2012
accoglie essenzialmente il valore risultante dall’applicazione dei meccanismi di perequazione dei costi
di trasmissione (euro 81.514 migliaia), della misura (euro 45.499 migliaia) e delle perdite di rete
(euro 16.020 migliaia), iscritti per l’esercizio 2012, nonché il debito relativo ai meccanismi di
perequazione degli esercizi precedenti (euro 112.254 migliaia).
Il debito verso la Cassa Conguaglio del Settore Elettrico per Perequazioni al 31 dicembre 2011
accoglie essenzialmente il valore risultante dall’applicazione del meccanismo di perequazione delle
perdite di rete (euro 137.900 migliaia) e dall’applicazione degli altri meccanismi di perequazione
(euro 59.868 migliaia) sorti nell’esercizio 2011, nonché il valore delle sopravvenienze rilevate sui
meccanismi di perequazione iscritti per l’esercizio 2010 (euro 132.949 migliaia). Il valore accoglie,
inoltre, il debito derivante dal versamento anticipato, effettuato dalla Cassa Conguaglio del Settore
Elettrico nel 2011, di alcuni meccanismi di perequazione (euro 192.020 migliaia), compresi i relativi
oneri finanziari (come previsto dalle deliberazioni 166/11 e 167/11 dell’Autorità per l’Energia
Elettrica e il Gas).
La riduzione del debito per perequazioni deriva essenzialmente dal pagamento dei meccanismi di
perequazione relativi all’esercizio 2010 e dalla compensazione nei “Crediti verso la Cassa Conguaglio
del Settore Elettrico” del debito per l’anticipo versato nel 2011, sopra citato, e di alcuni meccanismi
di perequazione del 2011 (comunicazione del 28 settembre 2012 da parte della CCSE), pari
complessivamente a euro 185.538 migliaia.
Il debito verso la Cassa Conguaglio del Settore Elettrico per penali e indennizzi sulla continuità del
servizio accoglie gli indennizzi da corrispondere in merito alla regolazione individuale legata al
numero di interruzioni lunghe dei clienti MT (Titolo 5 della deliberazione 198/11 dell’AEEG) e a quella
legata alle interruzioni prolungate ed estese dei clienti MT e BT (Titolo 7 della deliberazione 198/11
dell’AEEG), pari complessivamente a euro 71.129 migliaia (euro 80.879 migliaia al 31 dicembre
2011).
Come in precedenza esposto, la stima delle penali sulla continuità del servizio relative all’esercizio
2012, pari a euro 35.000 migliaia, è stata iscritta tra i fondi rischi e oneri del passivo in quanto
recuperabile nei successivi esercizi; al 31 dicembre 2011 il debito per penali e indennizzi sulla
continuità del servizio, accoglie, per euro 50.000 migliaia, le penali dell’esercizio 2011 da versare
nonché, per euro 16.800 migliaia, il debito da versare per le penali degli anni 2008 e 2009.
La riduzione del debito relativo ai Titoli di Efficienza Energetica, pari a euro 198.455 migliaia, deriva,
come esposto nei “Crediti verso la Cassa Conguaglio del Settore Elettrico”, dalla compensazione del
debito per il versamento nel 2011 da parte di CCSE del contributo tariffario riferito all’esercizio 2011.
137
L’aumento
del
debito
per
componenti
A
e
UC,
pari
e
euro
513.028
migliaia,
deriva
dall’aggiornamento dell’aliquota tariffaria della componente A3 destinata all’incentivazione delle fonti
rinnovabili.
L’aumento degli Altri debiti, pari a euro 57.257 migliaia, deriva dall’iscrizione nel 2012 del debito
verso la Cassa Conguaglio del Settore Elettrico per la restituzione degli importi previsti dall’Art. 15.7
del TIME per le imprese che hanno ottenuto il versamento in un’unica soluzione delle quattro
annualità 2012-2015 dell’integrazione dei ricavi a copertura del costo residuo non ammortizzato dei
misuratori elettromeccanici sostituiti con misuratori elettronici.
39. Altre passività correnti - Euro 545.286 migliaia
Il dettaglio delle altre passività correnti è di seguito esposto:
I debiti verso istituti previdenziali e assicurativi accolgono i contributi a carico della Società gravanti
sulle retribuzioni del mese di dicembre da versare nel mese di gennaio, nonché le relative quote di
TFR destinate al Fondo Pensione dirigenti del Gruppo ENEL (FONDENEL) ed al Fondo Pensione
dipendenti del Gruppo Enel (FOPEN) e gli oneri relativi ad altre competenze maturate dal personale,
quali principalmente ferie maturate e non godute e straordinari.
L’aumento degli Acconti diversi da terzi, pari a euro 51.122 migliaia, si riferisce essenzialmente
all’aumento degli Acconti versati sui contributi di connessione di energia elettrica (euro 41.177
migliaia) e dall’aumento degli acconti su contributi ricevuti da enti e organismi comunitari (euro
11.253 migliaia).
L’aumento dei risconti passivi, pari a euro 17.837 migliaia, deriva essenzialmente dall’iscrizione della
quota a breve dei risconti passivi per Titoli di Efficienza Energetica.
138
40. Impegni contrattuali e garanzie
Il saldo e le variazioni sono riportati di seguito:
Le fidejussioni e le garanzie prestate a terzi si riferiscono, per euro 98.309 migliaia, alle fidejussioni
rilasciate da Istituti di credito, per conto della società, a favore di terzi a fronte dei rapporti
contrattuali posti in essere dalla Società e, per euro 143.475 migliaia, al pegno su tutte le azioni in
Enel Rete Gas SpA (di cui Enel Distribuzione SpA è rimasta titolare) a favore del pool di banche che
hanno concesso il finanziamento in favore di Enel Rete Gas SpA.
Gli altri impegni si riferiscono ad impegni in essere con fornitori per l’acquisto di materiali e la
fornitura di prestazioni.
139
41. Informativa sulle parti correlate
Le parti correlate sono state individuate sulla base di quanto disposto dai principi contabili
internazionali.
Si definiscono parti correlate l’Enel SpA, le controllanti di Enel SpA, le società che hanno il medesimo
soggetto controllante di Enel SpA, le società che direttamente o indirettamente, attraverso uno o più
intermediari sono controllate, oppure sono soggette a controllo congiunto da parte di Enel SpA e
nelle quali la medesima detiene una partecipazione tale da poter esercitare un’influenza notevole.
Nella definizione di parti correlate rientrano i Fondi pensione Fopen e Fondenel, i dirigenti con
responsabilità strategiche, ivi inclusi i loro stretti familiari, della società e di Enel SpA nonché dalle
società da queste direttamente e/o indirettamente controllate, soggette a controllo congiunto e nelle
quali la società esercita un’influenza notevole. I dirigenti con responsabilità strategiche sono coloro
che hanno il potere e la responsabilità, diretta o indiretta, della pianificazione, della direzione, del
controllo delle attività della società e comprendono i relativi Amministratori.
Tutti i rapporti posti in essere con le parti correlate rientrano nell’ordinaria attività di gestione e sono
essenzialmente regolati a condizioni di mercato e nell’interesse della Società.
I principali rapporti economici, patrimoniali e finanziari verso la controllante Enel SpA e società del
gruppo e altre parti correlate, sono esposti nel prospetto seguente.
140
Rapporti commerciali e diversi
141
Rapporti finanziari
I crediti finanziari verso Enel SpA riguardano il saldo del conto corrente intersocietario, per maggiori
informazioni si rinvia alla Nota n. 21.
Gli oneri finanziari verso Enel SpA rappresentano, principalmente, gli interessi passivi maturati sul
conto corrente intersocietario e gli effetti economici dei contratti derivati, per le cui condizioni si
rinvia alla Nota n.37, i proventi finanziari sono costituiti dagli interessi attivi sul conto corrente
intersocietario.
I debiti e gli oneri verso Enel Finance International NV sono relativi ai finanziamenti ricevuti nel corso
del 2012 (per maggiori informazioni in merito ai finanziamenti si rinvia alla nota n.28).
Per ulteriori informazioni si rinvia alle note di commento delle specifiche voci di Stato Patrimoniale e
Conto Economico.
Compensi degli Amministratori e Sindaci
I compensi degli amministratori e sindaci, pari a euro 116 migliaia, si riferiscono esclusivamente ai
compensi dei sindaci; infatti, gli amministratori, in quanto dirigenti del gruppo Enel, non
percepiscono alcun compenso.
142
42. Attività e Passività potenziali
Passività potenziali
Contenzioso in materia ambientale
Il contenzioso in materia ambientale riguarda, principalmente, l’installazione e l’esercizio di impianti
elettrici di Enel Distribuzione SpA. Enel Distribuzione SpA è convenuta in vari giudizi, civili e
amministrativi, nei quali vengono richiesti, spesso con procedure di urgenza, in via cautelare, lo
spostamento o la modifica delle modalità di esercizio delle porzioni di rete elettrica, da parte di
coloro che risiedono in prossimità delle stesse, sulla base della presunta potenziale dannosità degli
impianti, nonostante gli stessi, ad avviso delle società, siano stati installati nel rispetto della
normativa vigente in materia. In alcuni casi sono state avanzate richieste di risarcimento dei danni
alla salute conseguenti all’esposizione ai campi elettromagnetici. L’esito dei giudizi è generalmente
favorevole alla società. Il Tribunale di Grosseto, con ordinanza del febbraio 2008, ha riconosciuto che
il rispetto dei limiti cautelativi di esposizione ai campi elettrici e magnetici previsti dalla normativa
vigente, in conformità agli studi più accreditati in materia e alle indicazioni emergenti a livello
europeo, assicura la tutela della salute. Vi sono sporadici casi in cui si sono avute pronunce
sfavorevoli, in sede cautelare, che, peraltro, sono state tutte oggetto di impugnativa. Allo stato
attuale, nel merito non vi sono sentenze negative passate in giudicato e in nessun caso è stata
accolta domanda di risarcimento danni alla salute, mentre in una sola pronuncia del febbraio 2008
(impugnata innanzi alla Corte di Appello competente) è stato riconosciuto un danno legato allo
“stress” provocato dalla presenza dell’elettrodotto e dal timore dei possibili effetti negativi alla
salute. La prossima udienza è fissata al 9 luglio 2014.
Vanno segnalate anche le controversie concernenti i campi elettromagnetici delle cabine di media e
bassa tensione poste all’interno di edifici, peraltro, a giudizio dei tecnici della società, sempre
rispettosi dei limiti di induzione previsti dalla normativa nazionale; al riguardo, anche recenti
decisioni hanno confermato che il rispetto della specifica vigente normativa assicura la tutela della
salute.
Nell’agosto 2008 è stata pubblicata una sentenza della Corte di Cassazione (relativa a un elettrodotto
di trasmissione a 380 kW “Forli-Fano”, non più di proprietà Enel) la quale, in contrasto con le attuali
risultanze scientifiche in materia, ha ritenuto sussistente il nesso causale tra le cefalee lamentate da
alcuni soggetti e l’esposizione ai campi elettromagnetici. Come si è avuto modo di riferire nelle
precedenti relazioni, la situazione relativa al contenzioso ha avuto una progressiva evoluzione grazie
al chiarimento del quadro legislativo intervenuto con la Legge quadro sulla tutela dall’inquinamento
elettromagnetico (n. 36 del 22 febbraio 2001), e del Decreto di attuazione relativo agli elettrodotti
(Decreto del Presidente del Consiglio dei Ministri dell’8 luglio 2003). La normativa introdotta dai citati
provvedimenti, infatti, ha armonizzato l’intera materia sul territorio nazionale. Tra l’altro, si è ancora
in attesa dell’attuazione del programma, previsto dalla Legge n. 36/2001, per il risanamento degli
elettrodotti, con la possibilità di recupero integrale o parziale, tramite le tariffe, degli oneri sostenuti
dai proprietari delle linee di trasmissione e distribuzione e delle cabine, secondo criteri che dovranno
essere determinati dall’AEEG, ai sensi della Legge n. 481/95, trattandosi di costi sopportati
nell’interesse generale. Non è stato, infatti, ancora emanato il Decreto del Presidente del Consiglio
dei Ministri, relativo alla determinazione dei criteri di elaborazione dei piani di risanamento degli
elettrodotti (art. 4, comma 4, Legge n. 36/2001), necessario per la presentazione da parte dei
distributori delle proposte di tali piani alle Regioni (art. 9, comma 2, Legge n. 36/2001).
143
Con decreto del Direttore generale per la salvaguardia ambientale del Ministero dell’Ambiente e della
tutela del territorio e del mare, il 29 maggio 2008 sono state approvate le procedure di misura e di
valutazione dell’induzione magnetica, ai sensi dell’art. 5, comma 2, del Decreto del Presidente del
Consiglio dei Ministri dell’8 luglio 2003, nonché con Decreto del medesimo Ministero del 29 maggio
2008 sono state approvate le metodologie di calcolo per la determinazione delle fasce di rispetto per
gli elettrodotti, ai sensi dell’art. 4, comma 1, lett.h) della legge n. 36/2001.
Sono pendenti, infine, talune vertenze in materia urbanistica e ambientale, connesse con la
costruzione e l’esercizio di alcuni impianti di produzione e di linee di distribuzione. L’esame di tali
vertenze fa ritenere, in linea generale, come remoti eventuali esiti negativi. Per un numero limitato
di giudizi non si possono tuttavia escludere esiti sfavorevoli le cui conseguenze potrebbero
consistere, oltre che nell’eventuale risarcimento dei danni, nell’assunzione di oneri connessi alle
modifiche degli impianti e alla loro temporanea indisponibilità.
Black-out del 28 settembre 2003
A seguito del noto black-out del 28 settembre 2003, sono state presentate, nei confronti di Enel
Distribuzione, numerose richieste stragiudiziali e giudiziali di indennizzi automatici e di risarcimento
di danni. Tali richieste hanno dato luogo a un significativo contenzioso dinanzi ai Giudici di Pace,
concentrato essenzialmente nelle Regioni Campania, Calabria e Basilicata, per un totale di circa
120.000 giudizi, i cui oneri si ritiene possano essere parzialmente recuperati attraverso le vigenti
coperture assicurative. La maggior parte dei giudizi si sono conclusi in primo grado con sentenze a
favore dei ricorrenti, mentre i giudici di appello hanno quasi tutti deciso a favore di Enel
Distribuzione. Anche la Corte di Cassazione si è sempre pronunciata a favore di Enel Distribuzione.
Attualmente i giudizi pendenti risultano ridotti a circa 37.000 per effetto delle sentenze passate in
giudicato nonché delle rinunce alle azioni da parte degli attori e/o riunioni di procedimenti. Inoltre,
visti i riferiti orientamenti favorevoli ad Enel sia dei giudici di appello che della Cassazione, il flusso di
nuove azioni è cessato. Nel corso del 2012, sono state avviate diverse azioni di recupero e concluse
transazioni, finalizzate alla restituzione di quanto corrisposto da Enel in esecuzione delle pronunce di
primo grado.
Nel maggio 2008, Enel ha convenuto in giudizio la Compagnia assicuratrice (Cattolica) al fine di
accertare il diritto ad ottenere il rimborso di quanto pagato in esecuzione delle sentenze sfavorevoli.
Nel giudizio sono oggi coinvolti i retrocessionari che hanno contestato la pretesa di Enel. La causa
verrà chiamata dinanzi al Tribunale di Roma all’udienza del 6 giugno 2013 per la precisazione delle
conclusioni.
Avvio di un procedimento nei confronti di Enel Distribuzione SpA per l’adozione di
provvedimenti sanzionatori per violazioni in materia di connessioni di impianti di
produzione di energia elettrica
Con la deliberazione 9/12 del 26 gennaio 2012, l’Autorità ha avviato un procedimento nei confronti di
Enel Distribuzione SpA per accertare violazioni in materia di connessione di impianti di produzione ai
fini dell’adozione di sanzioni pecuniarie.
Le violazioni contestate riguardano, tra l’altro:
•
la mancata erogazione di indennizzi automatici;
•
l’addebito di corrispettivi non dovuti;
•
la mancata fornitura di soluzioni di connessione nei punti della rete indicati dal richiedente.
144
L’ammontare di eventuali sanzioni da parte dell’Autorità per l’Energia Elettrica e il Gas è
indeterminabile, essendo ancora in corso la fase istruttoria.
43. Fatti di rilievo intervenuti dopo la chiusura dell’esercizio
Auto Elettrica
L’auto elettrica prende velocità ed esce dal perimetro delle città grazie all’innovativo sistema di
ricarica (fast recharge), nato dalla partnership tra Enel e Renault.
La nuova colonnina di ricarica veloce a 43 kW a corrente alternata è stata presentata il 20 febbraio
2013 a Roma dai vertici delle due società insieme.
La nuova colonnina consente di ricaricare per l’85% il veicolo elettrico in appena mezz’ora partendo
da zero. Enel prevede di installare le nuovi stazioni fast-recharge in particolare lungo le superstrade
e le autostrade, in modo da consentire all'auto elettrica di uscire dal perimetro della città e proporsi
come veicolo capace di compiere lunghe distanze.
Il frutto della partnership Enel-Renault ha portato a tre le tipologie di infrastrutture di ricarica Enel
per veicoli elettrici:
-
Home station, con ricarica a 3 kw, da installare all’interno del proprio garage per un pieno in 69 ore;
-
Pubblic Station, con ricarica fino a 22 kw, installata nei punti nevralgici delle città per un pieno
in 1 ora circa;
-
Fast recharge, per un utilizzo sulle lunghe distanze.
44. Compensi alla Società di Revisione
Ai sensi degli articoli 149-duodecies del Regolamento Emittenti e dell’articolo 165 del Testo Unico
della Finanza, si riporta di seguito un prospetto con l’evidenza dei compensi contrattualizzati, di
competenza dell’esercizio, riconosciuti alla Società di revisione Reconta Ernst & Young SpA.
145
45. Attività di direzione e coordinamento
Si riportano i dati essenziali del bilancio 2011 di Enel Spa, redatto secondo i principi contabili
internazionali, che esercita attività di direzione e coordinamento su Enel Distribuzione SpA.
Conto Economico
Stato Patrimoniale
146
Corporate governance
Modello organizzativo e gestionale
Il Decreto Legislativo 8 giugno 2001 n. 231 dal titolo “Disciplina della responsabilità amministrativa
delle persone giuridiche, delle società e delle associazioni anche prive di personalità giuridica” e
successive modifiche, ha introdotto la responsabilità amministrativa a carico della società per alcuni
specifici reati (es. concussione, corruzione nei confronti di un pubblico ufficiale per un atto d’ufficio o
contrario ai doveri d’ufficio, reati societari, ecc.) commessi, sia in Italia che all’estero, da persone
fisiche che rivestono funzioni di rappresentanza, amministrazione, direzione, gestione o controllo
della società o da persone fisiche sottoposte alla loro direzione o vigilanza.
Il 19 dicembre 2002 il Consiglio di Amministrazione di Enel Distribuzione SpA ha deliberato il
recepimento del “Modello di organizzazione e di gestione ex Decreto Legislativo 231/2001” approvato
e varato dal Consiglio di Amministrazione di Enel SpA il 23 luglio 2002 (e successivamente integrato,
aggiornato e modificato), in attuazione di quanto previsto dall’art. 6 del Decreto Legislativo 8 giugno
2001, n. 231/2001 e nominato il Compliance Officer, organismo di vigilanza sul funzionamento e
l’osservanza del modello, dotato di autonomi poteri, di iniziativa e di controllo.
Con decorrenza 8 febbraio 2012 ed in attuazione del Modello di organizzazione e di gestione ex
Decreto Legislativo 231/2001, il Consiglio di Amministrazione di Enel Distribuzione Spa ha costituito,
in sostituzione del Compliance Officer monocratico, l’Organismo di Vigilanza 231 di Enel Distribuzione
composto dal responsabile Audit Interno, dal responsabile Legale e dal responsabile Segreteria
Societaria della società.
L’Organismo di Vigilanza 231, al pari del precedente Compliance Officer monocratico, ha la funzione
di vigilare sul funzionamento e sull’osservanza del modello e per tale scopo è dotato di autonomi
poteri di iniziativa e controllo.
Scopo del modello è la costruzione di un sistema strutturato e organico di procedure nonché di
attività di controllo, da svolgersi anche in via preventiva (controllo ex ante), volto a prevenire la
commissione delle diverse tipologie di reati contemplate dal Decreto, in particolare, mediante
l’individuazione delle “Aree di attività a Rischio” e la loro conseguente proceduralizzazione.
Il Modello in questione è costituito da una “Parte Generale” e da singole “Parti Speciali” predisposte
per le diverse tipologie di reato contemplate nel Decreto Legislativo n. 231/2001 e che il Modello
stesso intende prevenire.
Il Modello prevede l’individuazione e proceduralizzazione delle attività ricadenti tra quelle “a rischio”
di reato ai sensi del Decreto Legislativo n. 231/2001 a cui si accompagna un’azione di monitoraggio
che permetta di intervenire tempestivamente per prevenire o contrastare la commissione dei reati
stessi.
Il Modello viene sistematicamente aggiornato per recepire le eventuali innovazioni legislative nel
frattempo intervenute in materia di responsabilità amministrativa delle società, per adeguarlo in
funzione dell’esperienza concreta maturata riguardo alla sua applicazione, nonché in relazione
all’evoluzione aziendale.
147
Codice etico
La consapevolezza dei risvolti sociali e ambientali che accompagnano le attività svolte dal Gruppo
Enel, unitamente alla considerazione dell’importanza rivestita tanto da un approccio cooperativo con
gli stakeholder quanto dalla buona reputazione del Gruppo stesso, hanno ispirato la stesura del
Codice Etico del Gruppo Enel, approvato dal Consiglio di Amministrazione di Enel SpA nel mese di
marzo 2002 e aggiornato nei mesi di marzo 2004, settembre 2009 e febbraio 2010. Il Codice è
vincolante per Enel Distribuzione SpA poiché espressivo degli impegni e delle responsabilità etiche
nella conduzione degli affari e delle attività aziendali assunti da tutti i collaboratori delle Società del
Gruppo Enel.
Piano di Tolleranza Zero alla Corruzione
In data 5 settembre 2006, il Consiglio di Amministrazione di Enel Distribuzione SpA ha deliberato
l’adozione del “Piano di Tolleranza Zero alla Corruzione” (cosiddetto “Piano TZC”, approvato dal
Consiglio di Amministrazione di Enel SpA nel mese di giugno 2006), confermando l’impegno del
Gruppo, già descritto nel Codice Etico e nel Modello Organizzativo ex D.lgs 231/2001, al fine di
assicurare condizioni di correttezza e di trasparenza nella conduzione degli affari e delle attività
aziendali, a tutela della propria posizione ed immagine, delle aspettative dei propri azionisti, di tutti
gli altri stakeholder del Gruppo e del lavoro dei propri dipendenti.
Il presente piano non sostituisce né si sovrappone al Codice Etico e al Modello Organizzativo ex
D.Lgs 231/2001, ma rappresenta un approfondimento relativo al tema della “corruzione” (non solo
nei confronti della Pubblica Amministrazione) ed è immediatamente applicabile in Italia e all’estero.
148
Relazioni
149
155
SpA - Società con unico socio
Sede legale in Roma
Via Ombrone 2, 00198
Registro delle Imprese di Roma
C.F. e P.I. 05779711000
R.E.A. 922436
Capitale Sociale 2.600.000.000 Euro i.v.
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Relazione e bilancio d`esercizio 2012 - e

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