enipower s.p.a. Società con socio unico e soggetta all’attività di direzione e coordinamento dell’eni spa Bilancio al 31 dicembre 2013 Enipower Bilancio di esercizio 2013 / Relazione sulla gestione Enipower S.p.A. Relazione sulla gestione Il gruppo Enipower Identità aziendale Profilo dell'anno Scenario macro-economico e di mercato Evoluzione del quadro normativo Governance Salute, ambiente, sicurezza e qualità Ricerca scientifica e tecnologica Rapporti con le Comunità 3 4 5 7 9 12 13 14 14 Andamento operativo Generazione e vendita Investimenti tecnici Risorse umane 15 15 17 Commento ai risultati e altre informazioni Conto economico Stato patrimoniale riclassificato Rendiconto finanziario riclassificato Andamento economico delle società controllate Fattori di rischio e incertezza Evoluzione prevedibile della gestione 18 23 26 27 28 30 Altre informazioni 31 Riconduzione degli schemi di bilancio riclassificati utilizzati nella relazione sulla gestione a quelli obbligatori 33 Bilancio di esercizio Schemi di bilancio Note al bilancio 2 36 43 Proposta del Consiglio di Amministrazione all'Assemblea degli Azionisti 103 Relazione del Collegio Sindacale all'Assemblea degli azionisti ai sensi dell'art. 153 D.Lgs 58/1998 e dell'art. 2429, comma 3, c.c. 104 Relazione della società di revisione 109 Convocazione dell'Assemblea degli Azionisti 111 Deliberazioni dell'Assemblea degli Azionisti 112 Enipower Bilancio di esercizio 2013 / Relazione sulla gestione Relazione sulla gestione Il Gruppo Enipower Enipower Mantova: società che gestisce la centrale elettrica di Mantova. La partecipazione di Enipower S.p.A. è dell’86,5%. La restante quota è posseduta da T.E.A. S.p.A. Società Enipower Ferrara: società che gestisce la centrale elettrica di Ferrara. La partecipazione di Enipower S.p.A. è del 51%. La restante quota è posseduta da Axpo International SA. IFM: società consortile di servizi industriali nel sito di Ferrara. Ravenna Servizi Industriali: società consortile di servizi industriali nel sito di Ravenna. Brindisi Servizi Generali: società consortile di servizi industriali nel sito di Brindisi. Termica Milazzo: società controllata da Edison S.p.A. che gestisce la centrale elettrica nel sito di Milazzo. Di.T.N.E.: società consortile, con finalità di ricerca in ambito energetico in cui Enipower S.p.A. partecipa quale socio sostenitore. 3 Enipower Bilancio di esercizio 2013 / Relazione sulla gestione Identità aziendale Enipower S.p.A., società controllata al 100% da eni, è stata costituita nel novembre 1999. Ad essa sono state conferite da EniChem S.p.A. e da Agip Petroli S.p.A. centrali elettriche convenzionali (potenza installata di circa 1.000 MW). La società ha, nel corso degli anni, completato un piano di investimenti che ha portato alla graduale sostituzione degli impianti originariamente conferiti con moderni cicli combinati, alimentati a gas naturale, che garantiscono standard elevati per la sicurezza e salute delle risorse umane impiegate e per la salvaguardia dell’ambiente. Dal giugno 2006 la società ha acquisito da EniTecnologie S.p.A. il ramo d’azienda “Attività fotovoltaiche”, a cui afferisce il sito produttivo di moduli e celle fotovoltaiche di Nettuno (RM). Dall’1 gennaio 2007, Enipower opera sulla base di un contratto di Conto Lavorazione (tolling) stipulato con eni, contratto in base al quale la società genera energia elettrica che eni commercializza sul mercato con la sola esclusione delle vendite effettuate ai clienti insediati nei siti petrolchimici. Nel gennaio 2010 Enipower ha acquistato da Eniservizi S.p.A. la proprietà e la gestione della centrale di cogenerazione di Bolgiano e delle sue reti di distribuzione. Dall’1 ottobre 2013 la centrale termoelettrica di Taranto, originariamente conferita da Agip Petroli nel dicembre 2000, è stata ceduta a eni mediante operazione di scissione parziale del relativo ramo d’azienda. Oggi la società, direttamente o attraverso le sue controllate, è proprietaria di 7 centrali elettriche ubicate nei siti petrolchimici di Brindisi, Ferrara, Mantova e Ravenna e nelle raffinerie di Ferrera Erbognone (PV) e Livorno e di una centrale di cogenerazione a Bolgiano, con una potenza complessiva in esercizio di circa 5,2 GW. Tale parco impianti pone la società tra fra i primi produttori nazionali di energia elettrica e al primo posto come produttore di vapore tecnologico. Dove opera Enipower 4 Enipower Bilancio di esercizio 2013 / Relazione sulla gestione Profilo dell’anno Fatti di rilievo In data 28 maggio 2013 il Consiglio di Amministrazione della società ha deliberato la scissione parziale in favore di eni del ramo d’azienda costituito dalla centrale termoelettrica di Taranto, dal diritto di superficie trentennale sui terreni da questa occupati e dalla proprietà superficiaria dei relativi fabbricati. L’iniziale conferimento dell’impianto era stato finalizzato alla realizzazione di una nuova centrale a ciclo combinato, alimentata a gas naturale, per fornire in modo efficiente ed affidabile vapore tecnologico ed energia elettrica alla raffineria, esportando verso la rete di trasmissione nazionale l’energia elettrica non consumata in sito. L’iter per l’ottenimento delle autorizzazioni necessarie all’avvio del suddetto progetto si è concluso il 26 aprile 2010 con l’emissione del decreto VIA che è stato successivamente impugnato dalla Regione Puglia e dal Comune di Taranto. A fine 2011, accertata l’impossibilità di ottenere la condivisione del progetto con gli Enti locali, la società ha ritenuto non più di suo interesse la permanenza nel sito di Taranto come solo fornitore di energia elettrica e vapore ad uso esclusivo della raffineria. Pertanto, successivamente si è avviata una contrattazione con eni divisione R&M finalizzata alla cessione della centrale termoelettrica alla raffineria. In data 24 settembre 2013 è stato redatto l’atto di scissione parziale dalla società del ramo d’azienda con efficacia contabile e fiscale a partire dall’1 ottobre 2013. Il Consiglio di Amministrazione in data 4 settembre 2013 ha deliberato la nomina del nuovo Presidente e Amministratore delegato Dott. Daniele De Giovanni con effetto dall’1 ottobre 2013. In data 18 novembre 2013 il Consiglio di Amministrazione ha deliberato la risoluzione anticipata dei contratti di acquisto, di tipo “take or pay”, relativi a wafer di silicio con Deutsche Solar GMBH, sottoscritti nel 2005 e nel 2006 per la realizzazione di moduli e pannelli fotovoltaici. In data 12 dicembre 2013 la società ha ricevuto comunicazione da eni che, in seguito al deterioramento delle condizioni del mercato elettrico, riscontrava una “ormai consolidata perdita di redditività del business Power”. Ai sensi dell’art. 8 del contratto di Conto Lavorazione, eni ha, quindi, invitato Enipower a voler considerare tale deterioramento delle condizioni di mercato e “concordare una modifica del corrispettivo di Conto Lavorazione”. In considerazione della specificità e dei contenuti tecnici della revisione richiesta, le parti hanno concordato di nominare congiuntamente ai sensi dell’articolo 1349 del codice civile un arbitratore affidandogli l’incarico di: I. verificare la sussistenza del deterioramento delle condizioni del mercato elettrico, quale condizione propedeutica per procedere alla successiva rideterminazione del corrispettivo di Conto Lavorazione, fornendo elementi di analisi del mercato elettrico, anche tramite benchmarking con altri operatori (Fase 1); II. rideterminare, nel caso fossero accertate le condizioni di cui alla Fase 1, il corrispettivo di Conto Lavorazione secondo equità e fornire indicazioni circa le modifiche da apportare al Contratto di Tolling (Fase 2). In data 14 gennaio 2014 l’arbitratore ha sottoposto al Consiglio di Amministrazione della società l’analisi dello stato del mercato elettrico italiano e delle sue prospettive. L’arbitratore è giunto alle seguenti conclusioni: “Il quadro analitico concorre a confermare il progressivo deterioramento dei margini in tutti i segmenti della catena del valore presidiata da eni sul mercato elettrico. Le pressioni esercitate dalle politiche comunitarie e nazionali verso la riduzione dell’intensità energetica (e, ai nostri fini, in particolare, elettrica) e le modifiche al mix di generazione ormai acquisite, nonostante la frenata degli incentivi alle rinnovabili possono essere identificate come le due sfide che sono state rivolte alle utilities verticalmente integrate e che stanno generando mutamenti nei business models, in particolare nei segmenti downstream. Lo scenario di riferimento conferma un margine di mercato dell’energia elettrica (spread) con outlook non positivo. I prezzi sul mercato gas, dalle previsioni disponibili sui futures TTF al 5 Enipower Bilancio di esercizio 2013 / Relazione sulla gestione 2017 (al quale i prezzi PSV vanno progressivamente armonizzandosi) mostrano un andamento stabile, non autorizzando giudizi su consistenti cadute dei costi di approvvigionamento. I prezzi della CO2 appaiono, in base alla rilevazione sui mercati a termine, stabili fino al 2016 e, oltre questa data, sulla scorta di previsioni modellistiche, se ne prevede un forte rialzo. La combinazione delle dinamiche sui mercati elettrici, su quello del gas e sui mercati ambientali concorre a mantenere la marginalità dell’attività di produzione elettrica da gas molto contenuta, quando non negativa, almeno nell’orizzonte 2017. Sulla base di quanto sopra riportato, si può considerare fondata l’affermazione contenuta nella comunicazione di eni a Enipower del 12 dicembre 2013, relativa alla perdita di redditività prospettica del business Power (e conseguentemente del contratto di tolling del 18 dicembre 2009) a seguito del persistere di condizioni di squilibrio di mercato.” Confermato il deterioramento del mercato evidenziato da eni nella sua comunicazione del 12 dicembre 2013, l’arbitratore ha, quindi, provveduto a rideterminare il corrispettivo di Conto Lavorazione. In data 22 gennaio 2014 l’arbitratore ha comunicato alle parti le proprie determinazioni in merito alla riformulazione del corrispettivo di Conto Lavorazione da applicarsi a partire dall’1 gennaio 2014, disponendo che la remunerazione del capitale investito avvenisse sulla base dell’utilità economica delle centrali messe a disposizione dalla società. La revisione del corrispettivo di Conto Lavorazione ha comportato la modifica del profilo dei ricavi e conseguentemente della redditività aziendale. In base a ciò, tramite processo denominato “impairment test”, è stata verificata la recuperabilità del valore delle centrali termoelettriche e poiché il valore d’uso è risultato inferiore al valore di iscrizione a bilancio, si è proceduto alla svalutazione. Nel corso del 2013 la società ha confermato la costante attenzione alle tematiche ambientali e alla salute e sicurezza sul lavoro, registrando un solo infortunio sul lavoro. Enipower mantiene la certificazione ai sensi della norma BS OHSAS 18001 sulle tematiche di salute e sicurezza sul lavoro, mentre gli stabilimenti mantengono la certificazione ambientale ISO 14001. La società è in procinto di aggiornare il sistema di “Gestione salute, sicurezza e ambiente” al fine di raggiungere un miglioramento continuo delle prestazioni energetiche, ivi compresa l’efficienza energetica, l’uso ed il consumo dell’energia, così come richiesto dalla norma internazionale di riferimento ISO 50001. La società ha, inoltre, in programma, entro il 2014, il completamento delle registrazioni EMAS dei suoi stabilimenti produttivi. Il dividendo Sulla base dei risultati conseguiti nel 2012, in data 5 aprile 2013 l’Assemblea degli Azionisti ha approvato la distribuzione di un dividendo di 85.045.306,41 euro in ragione di 0,09 euro per azione. I risultati Nel 2013 Enipower ha registrato una perdita netta di 49.619 migliaia di euro rispetto all’utile di 77.147 migliaia di euro conseguito nell’anno 2012. Il deterioramento del risultato economico è sostanzialmente da imputare alla svalutazione delle centrali resasi necessaria in seguito alla revisione del contratto di Conto Lavorazione con eni. Di seguito i principali dati relativi al periodo 2011-2013: 6 Enipower Bilancio di esercizio 2013 / Relazione sulla gestione Scenario macro-economico e di mercato Lo scenario economico globale ha evidenziato segni di una graduale ripresa a partire dalla seconda metà del 2013. Ciononostante la crescita reale del PIL mondiale nel 2013 ha registrato un tasso (2,2%) inferiore rispetto a quello del 2012 (2,3%). Nel 2013 le economie avanzate sono cresciute dell’1,2%, mentre quelle emergenti e i paesi in via di sviluppo hanno registrato una crescita quattro volte superiore (4,8%). Nell'area euro, sebbene la fase di recessione sia tecnicamente terminata nel secondo trimestre del 2013, l’economia ha complessivamente registrato un’ulteriore contrazione (-0,4%); la moneta unica si è rafforzata registrando un valore medio del cambio con il dollaro di 1,328 e il tasso medio di inflazione è sceso all’1,3%, ben al di sotto dell'obiettivo del 2% previsto dalla maggior parte delle banche centrali. In Italia la recessione si è arrestata nella seconda metà del 2013 con un primo debole segnale di ripresa nell’ultimo trimestre dell’anno con il PIL in crescita dello 0,1%. Nel 2013 il PIL si è complessivamente contratto dell’1,9% rispetto all’anno precedente, a causa del proseguire del calo degli investimenti e dei consumi. In particolare la spesa delle famiglie ha segnato l’undicesimo trimestre consecutivo di calo, arrivando a una perdita cumulata di oltre sette punti percentuali dall’inizio del 2011. Nel solo 2013 il calo dei consumi reali è stimato in oltre il 2,5%, mentre l’inflazione è rimasta prossima ai minimi storici (1,2%). Verso la fine dell’anno la domanda interna di beni di investimento ha registrato un debole miglioramento, legato probabilmente alla necessità di rinnovare parte dello stock di capitale in presenza di segnali di ripresa dell’attività produttiva. L’indice di produzione industriale è, infatti, cresciuto di quasi un punto percentuale nell’ultimo trimestre dell’anno, sebbene per l’intero 2013 sia complessivamente calato di tre punti percentuali. Nel 2013, il prezzo medio del Brent è stato di 108,7 $/b, appena 3 $/b al di sotto del livello del 2012, mentre nel mercato del gas si è registrato un incremento dei prezzi spot ed il mantenimento degli alti differenziali infra-regionali di prezzo: • in Europa il prezzo all’NBP è risultato in media di 10,6 $/Mbtu (+12% vs 2012), superando per la seconda volta i 10 $/Mbtu (nel 2008 aveva raggiunto il massimo di 10,8 $/MBtu); • sul mercato asiatico il prezzo spot JKM è stato di 16,6 $/Mbtu (+10% vs 2012), il più alto da quando è stata introdotta la quotazione nel 2009; • in USA l’Henry Hub si è attestato, in media, a 3,7 $/Mbtu (+35% vs 2012), con un brusco rialzo al di sopra dei 4 $/Mbtu in chiusura d’anno, per via dell’ondata di gelo che ha colpito il Nord America che è proseguita e si è accentuata nelle prime settimane del 2014. Nel mercato del carbone, nel 2013, si è consolidato l’eccesso di offerta ed il trend ribassista nei prezzi che hanno raggiunto un valore medio di 81,7 $/ton (vs 92,5 $/ton del 2012). Le quotazioni dei certificati di emissione della CO 2 (European Union Allowance - EUA), che potenzialmente potrebbero contribuire a ribilanciare la competitività del gas nei confronti del carbone, risultano ai minimi storici per l’oversupply di quote. Gli andamenti sopra descritti, combinati al calo persistente della domanda elettrica ed alla accresciuta competizione delle fonti rinnovabili, ha acuito la crisi della generazione elettrica da gas in tutta Europa, contrattasi in media del 10% con una punta del 30% in Spagna. Sul versante delle fonti rinnovabili si è invece assistito, nel 2013, a nuove installazioni per 10 GW, in aggiunta ai 17 GW installati nel corso del 2012. I cicli combinati a gas sono penalizzati anche dal permanere in marcia dei vecchi impianti a carbone, favoriti dalla forte competitività di quest’ultimo combustibile, il cui prezzo è ancora in calo. In Europa i margini degli impianti a carbone (Clean Dark Spread) risultano superiori di circa 20-25 € /MWha quelli degli impianti a gas (Clean Spark Spread) che sono stati negativi in quasi tutti i paesi. 7 Enipower Bilancio di esercizio 2013 / Relazione sulla gestione L’impossibilità di coprire i costi operativi ha indotto, nel 2013, molti operatori a mettere in stand-by alcune delle loro centrali a gas. Ancor più critica appare la situazione del mercato termoelettrico italiano. Dal lato della domanda il 2013 ha registrato un ulteriore calo (3%) tre volte superiore a quello registratosi in media in Europa a causa del persistere della debolezza della produzione industriale. Sul versante dell’offerta il sistema di incentivi (che ha raggiunto il 18% del prezzo dell’energia elettrica in bolletta) alle fonti rinnovabili ha sostenuto una costante crescita della capacità installata. Dal 2000 la capacità installata da fonti rinnovabili è cresciuta complessivamente di oltre 30 GW (circa il 25% del totale capacità di generazione) trainata dal solare (+17,5 GW) e dall’eolico (+9 GW). Ne risente il settore termoelettrico, la cui produzione scende di oltre il 10%, penalizzato anche da un anno particolarmente favorevole per l’idroelettrico, cresciuto di oltre il 20%. La convenienza relativa del carbone sul gas e il permanere del vantaggio di costo dell’energia elettrica importata dai paesi limitrofi hanno determinato una penalizzazione concentrata sugli impianti di generazione da gas che marciano a tassi di utilizzo molto ridotti. Lo squilibrio tra domanda e offerta ha portato il mercato a registrare un’ulteriore tensione sui prezzi all’ingrosso (PUN) che in media nel corso del 2103 è stato di 63 €/MWh contro i 75 €/MWh del 2012 (17%). 8 Enipower Bilancio di esercizio 2013 / Relazione sulla gestione Evoluzione del quadro normativo Produzione e mercato dell’energia elettrica e accesso al sistema elettrico Con delibera 231/2013/R/EEL ed in esito alla Consultazione 508/2012/R/EEL l’AEEG ha esposto in data 30 maggio 2013 i propri indirizzi sull’istituzione del meccanismo di remunerazione del servizio di regolazione di energia primaria sul mercato elettrico italiano. La delibera prevede che gli operatori possano optare su base volontaria, e previa installazione di opportuna strumentazione a proprie spese, alla misurazione puntuale del contributo fornito in regolazione primaria, per esonerarlo dalle attuali penali di sbilanciamento e remunerarlo in funzione dei prezzi dei mercati dell’energia e del mercato dei servizi di dispacciamento. Tale meccanismo dovrà trovare applicazione all’interno del Codice di Rete a decorrere da aprile 2014. Con delibera 483/2013/R/EEL, l’AEEG ha successivamente chiuso il procedimento di aggiornamento ordinario del Codice di Rete di Terna all’interno del quale sono state poste in consultazione modifiche ai Capitoli 4 e 7 e agli allegati A23, A25, A34, A60 e A73 del medesimo Codice. Le modifiche proposte sono riconducibili in particolare alla nuova valorizzazione delle manovre di cambio assetto anche alla luce del disposto della delibera 285/2012/R/EEL, ed alla remunerazione del servizio di regolazione primaria di frequenza di cui Terna dovrà garantire l’efficacia dall’1 aprile 2014, ai sensi della delibera 231/2013/R/EEL. Attraverso il DM MSE 5 aprile 2013, il MSE ha definito, con riferimento alla direttiva 2003/96/CE di revisione della tassazione dei prodotti energetici e dell’elettricità in ambito europeo ed ai sensi del DL 83/2012 come convertito dalla L. 134/2012, i nuovi parametri di identificazione delle imprese a forte contenuto energetico definendo una soglia di consumo minimo di 2,4 GWh di energia (elettrica e non) per lo svolgimento delle proprie attività ed un indice di intensità energetica non inferiore al 3%. La rimodulazione degli oneri generali del sistema elettrico si applicherà invece alle sole imprese per le quali i consumi di 2,4 GWh siano solo di energia elettrica e per le quali l’indice di intensità energetica sia non inferiore al 2%. Con delibera 340/2013/R/EEL l’AEEG ha stabilito all’1 luglio 2013 la decorrenza delle agevolazioni per le imprese a forte consumo di energia, prevedendo di rideterminare successivamente i criteri di ripartizione degli oneri generali di sistema a carico dei clienti finali, disponendo altresì, con la delibera 437/2013/R/EEL (integrata dalla Del. 461/2013/R/EEL) le prime modalità operative per la costituzione ed aggiornamento dell’elenco delle imprese a forte consumo di energia. Attraverso la delibera 467/2013/R/EEL l’AEEG ha disposto le prime modalità applicative delle agevolazioni previste, introducendo al periodo di prima applicazione (luglio 2013 – dicembre 2014) il meccanismo già previsto per il periodo luglio – dicembre 2013, applicando le agevolazioni alle sole quote variabili delle componenti tariffarie A, ed introducendo a decorrere dall’1 gennaio 2014 una nuova componente parafiscale AE da applicare ai clienti non energivori come strumento per rideterminare la distribuzione degli oneri di sistema e per la trasparenza della stessa. Attraverso il Decreto Legislativo 69/2013, il governo ha esteso l’applicazione della Robin Tax a società con fatturato superiore a 3 milioni di euro ed un reddito imponibile superiore a 300 mila euro, con l’obiettivo di destinare le maggiori entrate previste alla riduzione della componente A2 della tariffa elettrica, al netto della componente utilizzata per supportare la copertura finanziaria necessaria alle misure previste dal decreto. Con Delibera 578/2013/R/EEL, l’AEEG ha definito le modalità per l’erogazione dei servizi di connessione, misura, trasmissione, distribuzione, dispacciamento e vendita per i sistemi semplici di produzione e consumo tra cui i sistemi efficienti di utenza 1 (SEU) ed i sistemi ad essi equiparati 1 sistema efficiente di utenza»: sistema in cui un impianto di produzione di energia elettrica, con potenza nominale non superiore a 20 MWe e complessivamente installata sullo stesso sito, alimentato da fonti rinnovabili ovvero in assetto cogenerativo ad alto rendimento, anche nella titolarità di un soggetto diverso dal cliente finale, e' direttamente 9 Enipower Bilancio di esercizio 2013 / Relazione sulla gestione (SEESEU), rinviando ad un successivo provvedimento la regolazione dei sistemi di distribuzione chiusi (incluse le Reti Interne d’Utenza). A seguito di tale provvedimento, per tutte le tipologie di reti coinvolte dalla delibera le tariffe di trasmissione e di distribuzione saranno applicate all’energia elettrica prelevata dalla rete pubblica, mentre gli oneri generali di sistema saranno determinati con riferimento al punto di connessione principale o ai consumi finali in base alla rispondenza ai requisiti definiti all’art. 10, commi 1 e 2 del D. lgs. 115/08 per i SEU ed i SEESEU. La delibera prevede altresì, per i SEESEU già in esercizio all’1 gennaio 2014 che non accedono ai benefici, il mantenimento degli stessi fino al 2015 al fine di preservare gli investimenti effettuati, estendendone ulteriormente l’applicabilità solo ai sistemi che si convertiranno, entro luglio 2015, a sistemi con un solo cliente finale ed un solo produttore alimentati con impianti a fonti rinnovabili o cogenerativi ad alto rendimento. Emission Trading In data 3 luglio 2013 il Parlamento Europeo ha approvato l’emendamento alla direttiva ETS che introduce il meccanismo di backloading, prevedendo l’eliminazione dal mercato delle emissioni di 900 milioni di quote nel periodo 2014-2016, in base alle tempistiche successivamente definite, in data 8 gennaio 2014, dal Comitato europeo per i Cambiamenti Climatici. La ripartizione delle quote sottratte negli anni di applicazione del meccanismo saranno determinate in funzione delle tempistiche necessarie per l’avvio definitivo del processo. Produzione di energia elettrica da fonti rinnovabili e cogenerazione Con delibera 250/2013/R/EFR, l’Autorità per l’Energia Elettrica ed il Gas ha individuato formalmente al 6 giugno 2013 la data in cui l’incentivazione annuale complessiva per gli impianti fotovoltaici ha raggiunto il tetto di spesa di 6,7 miliardi di euro, così come identificato dal DM 5 luglio 2012 (V conto energia). Conseguentemente a decorrere dal 6 luglio 2013 il V Conto energia non ha trovato più applicazione nei confronti di impianti di nuova realizzazione. Attraverso la del. 462/2013/R/EEL, l’AEEG ha disposto l’applicazione dei prezzi di sbilanciamento alle fonti rinnovabili non programmabili secondo gli stessi meccanismi già definiti per le unità abilitate, al netto della franchigia del 20%, a partire dalle competenze di ottobre 2013, rimandando il settlement del periodo gennaio – settembre 2013 a valle della pronuncia definitiva del Consiglio di Stato, in materia di oneri di sbilanciamento, prevista in data 11 febbraio 2014. Capacity Payment Con delibera 262/2013/R/EEL, e con riferimento al meccanismo transitorio di remunerazione della capacità produttiva attualmente in vigore ai sensi della delibera 48/04, l’AEEG ha modificato i criteri di allocazione delle risorse e di calcolo dei corrispettivi da riconoscere agli Utenti del Dispacciamento in immissione, al fine di adeguarli alle mutate condizioni di mercato e agli effettivi esiti, osservati negli anni precedenti, del meccanismo attuale. Con successiva delibera 375/2013/R/EEL, l’AEEG ha approvato il Mercato della Capacità Elettrica disegnato da Terna ai sensi della delibera ARG/ELT 98/1, basato su meccanismi di asta per la vendita di capacità produttiva in funzione delle esigenze del sistema elettrico previste da Terna per gli anni a decorrere dal 2017, in sostituzione dell’attuale meccanismo transitorio definito ai sensi del D. lgs. 379/2003. La Legge 27 dic. 2013, n. 147 (Legge di Stabilità 2014), al comma 153, richiede al Ministro dello Sviluppo Economico di definire, su proposta dell'Autorità per l'Energia Elettrica e il Gas e sentito il Ministro dell'Ambiente e della Tutela del Territorio e del Mare, condizioni e modalità per la definizione di un sistema di remunerazione di capacità produttiva in grado di fornire gli adeguati servizi di flessibilità richiesti dal sistema senza aumento dei prezzi e delle tariffe dell'energia elettrica per i clienti finali, ed in coordinamento con le misure previste dal decreto legislativo 19 dicembre 2003, connesso, per il tramite di un collegamento privato senza obbligo di connessione di terzi, all'impianto per il consumo di un solo cliente finale ed e' realizzato all'interno dell'area di proprietà o nella piena disponibilità del medesimo cliente. 10 Enipower Bilancio di esercizio 2013 / Relazione sulla gestione n. 379. Nelle more dell'attuazione del sistema, continuano ad applicarsi le disposizioni di cui all'articolo 5 del decreto legislativo n. 379 del 2003, e successive modificazioni. Il Decreto legge 23 dicembre 2013, n. 145 ha introdotto la riforma dei prezzi minimi garantiti, definiti dall’AEEG ai fini dell’applicazione del D. Lgs. 387/2013 e della legge 239/2004 e recentemente modificati attraverso la delibera 618/2013/R/EFR, equiparandoli per ciascun impianto al prezzo zonale orario ed introducendo meccanismi di rimodulazione degli incentivi al fine di contenere l’onere annuo sui prezzi e sulle tariffe elettriche. 11 Enipower Bilancio di esercizio 2013 / Relazione sulla gestione Governance Enipower S.p.A. Società per Azioni con sede legale in S. Donato Milanese – Milano Piazza Vanoni, 1 Capitale Sociale euro 944.947.849 i.v. R.E.A. Milano n. 1600596 Codice fiscale e Partita IVA n. 12958270154 Società con socio unico e soggetta all’attività di direzione coordinamento dell’eni spa La società è amministrata da un Consiglio di Amministrazione i cui membri, di seguito elencati, resteranno in carica fino all’approvazione del bilancio al 31 dicembre 2014: Dott. Daniele De Giovanni 2 Presidente /Amministratore Delegato Dott. Francesco Giunti Consigliere Dott.ssa Grazia Fimiani Consigliere Il Collegio Sindacale è così composto: Dott.ssa Giovanna Campanini Presidente Dott.ssa Elena Nembrini Sindaco effettivo Dott. Mauro Romano Sindaco effettivo Dott. Franco Bertini Sindaco supplente Dott. Tiziano Onesti Sindaco supplente I membri del Collegio Sindacale resteranno in carica fino all’approvazione del bilancio al 31 dicembre 2013. La società di revisione è la BDO S.p.A. alla quale l’Assemblea degli Azionisti del 18 aprile 2008 ha conferito, per gli esercizi 2008 – 2016, l’incarico di revisione del bilancio di esercizio, del controllo della contabilità previste dall’art. 155 del D. Lgs. 58/98 e della revisione contabile limitata della relazione semestrale. 2 Il Consiglio di Amministrazione del 4 settembre 2013 ha nominato il Dott. Daniele De Giovanni Presidente e Amministratore Delegato della società. 12 Enipower Bilancio di esercizio 2013 / Relazione sulla gestione Salute, ambiente, sicurezza e qualità Le attività svolte dalla società nel corso del 2013 in campo HSEQ sono state principalmente finalizzate al consolidamento del proprio Sistema di Gestione Aziendale e al mantenimento delle certificazioni di salute, sicurezza (OHSAS 18001) e ambiente (ISO 14001). L’approccio che caratterizza la società integra gli aspetti legati alla tutela della sicurezza e salute dei lavoratori con la protezione dell’ambiente in un’ottica di gestione sostenibile, con particolare riguardo al miglioramento dell’efficienza energetica. In questo contesto, oltre alla revisione della politica in materia di salute, sicurezza, ambiente, energia e incolumità pubblica che ha visto l’introduzione dei principi di efficienza energetica nella politica societaria, sono state pubblicate procedure su diverse tematiche tra le quali il Manuale del Sistema di Gestione ulteriormente rivisto e la gestione dei permessi di lavoro. Nel campo della prevenzione degli infortuni è proseguita l’implementazione del “Piano di azioni” correttive e preventive predisposto dalla società per migliorare i propri indici infortunistici di frequenza e gravità. La società prosegue in una serie di azioni finalizzate alla promozione della cultura della sicurezza traguardando sempre l’obiettivo di “infortuni zero”, diffondendo in modo capillare un’uniforme metodologia di monitoraggio e di analisi dei mancati infortuni, promuovendo le “Giornate della Sicurezza” in tutti i siti produttivi. Nel 2013 si è proseguito nel progetto promosso da eni denominato “eni in safety”, finalizzato a sensibilizzare tutto il personale a porre attenzione ai comportamenti da mettere in atto per prevenire gli infortuni sul lavoro. E’ inoltre proseguita l’attività di sensibilizzazione dei contrattisti sulle tematiche della sicurezza e della prevenzione degli infortuni. Nel campo della protezione ambientale, le emissioni di NO X sono minimizzate grazie alla presenza dei bruciatori VeLoNO X sui 9 cicli combinati adattati secondo l’attuale tecnologia (per i gruppi alimentati anche da gas petrolchimico e syngas, non sono ad oggi sviluppati bruciatori). Le emissioni di CO sono oggetto dell’installazione, in uno dei gruppi di produzione della centrale di Ferrera Erbognone, di un sistema di abbattimento catalitico del monossido di carbonio. Le emissioni di SO 2 rilevabili oggi nei siti della società sono dovute all’uso di gas derivati di raffineria e petrolchimico e di gas di sintesi. L’uso dell’olio combustibile è cessato completamente nella centrale di Livorno, oltre che in seguito alla cessione dello stabilimento di Taranto. Nel campo delle Autorizzazioni Integrate Ambientali, è da segnalare il rilascio dell’AIA per lo stabilimento di Ferrera Erbognone, mentre è tuttora in corso l’istruttoria per l’impianto di Brindisi. Proseguono inoltre le attività connesse alla condivisione con ISPRA dei Piani di Monitoraggio e Controllo dei dati ambientali e ai sopralluoghi in stabilimento svolti da ISPRA o dalle ARPA da essa incaricate. Per quanto riguarda i processi di verifica e controllo delle certificazioni, Enipower nel corso del 2013 ha realizzato il programma annuale di Audit interno HSE, conducendo visite in tutti i siti produttivi che hanno consentito la verifica di conformità sia legislativa (compresi gli adempimenti Emission Trading), che dei sistemi di gestione agli standard volontari (OHSAS 18001, ISO 14001, EMAS, ISO 9001). La Registrazione EMAS è stata già ottenuta dagli stabilimenti di Ravenna, Mantova e Ferrera Erbognone e Ferrara mentre per lo stabilimento di Brindisi si è conclusa positivamente l’attività di verifica di conformità per l’ottenimento della registrazione, tuttora non ancora rilasciata. Le performance HSE di Enipower sono descritte nel suo Bilancio di Sostenibilità, riferito sia alla società che sue controllate Enipower Mantova e SEF. Il Bilancio rappresenta l’occasione di comunicare le scelte fatte per coniugare efficienza produttiva e sviluppo sostenibile e di presentarsi come azienda sorretta da una solida cultura di impresa. Il documento presenta un quadro organico del modello di sostenibilità e degli impegni che la società si assume in questo campo. Per quanto riguarda l’anno 2013, la società intende mantenere il livello di conformità A+ alle "Linee guida G3.1“ del Global Reporting Initiative (GRI), integrate dall’Electric Utility Sector Supplement del GRI stesso. Nel contempo, è stato avviato un processo sistematico per la definizione dei contenuti del Bilancio in accordo alle "Linee guida G4“ del GRI, con particolare attenzione all’analisi di “materialità” di ciascun tema di sostenibilità, per individuare la significatività degli impatti economici, ambientali e sociali per le varie categorie di stakeholder. 13 Enipower Bilancio di esercizio 2013 / Relazione sulla gestione Normativa ambientale Nell’ambito della partecipazione al secondo periodo di adempimento del Sistema Europeo di Emission Trading (relativo allo scambio di quote di emissione di CO 2 ai sensi della Direttiva 2003/87/CE), Enipower ha ottenuto, nei tempi previsti, la certificazione delle emissioni 2012 su tutti i propri siti da parte di Bureau Veritas e ha raggiunto la “conformità” con la restituzione delle quote per l’anno 2012. Le transazioni definite nel “Piano di Bilanciamento Eni” sono state compiute in modo da coprire le quote non sufficienti di Ferrera Erbognone e Taranto per complessive 546.525 quote e non sono state realizzate cessioni di quote. Per il Piano di bilanciamento 2013 la società potrà disporre del surplus di quote CO 2 degli anni precedenti (1.367.458 quote), ma dovrà comunque ricorrere al mercato in quanto non sufficienti a coprire il fabbisogno dell’anno. Ricerca scientifica e tecnologica La società non dispone di strutture proprie dedicate all’attività di ricerca scientifica e tecnologica che può, però, eseguire in outsourcing. Rapporti con le Comunità Anche nel 2013 Enipower ha sostenuto con impegno una serie di iniziative in campo artistico e culturale. Tra queste si segnalano quelle facenti parte l’accordo quadro con il Comune di Ravenna e il sostegno alla stagione artistica della Fondazione del “Nuovo Teatro Verdi” di Brindisi. Si segnala, inoltre, che con il Comune di Ferrera Erbognone è in vigore una convenzione che prevede il sostegno annuale ad una “Commissione di alta sorveglianza ambientale” deputata a monitorare lo stato delle emissioni nelle adiacenze dell’impianto di produzione. 14 Enipower Bilancio di esercizio 2013 / Relazione sulla gestione Andamento operativo Generazione e vendita Nel 2013 Enipower ha prodotto energia elettrica, al netto degli autoconsumi, per 15.467 gigawattora, in calo del 7,34% rispetto al 2012 (16.691 gigawattora). La minor produzione deriva dal diverso assetto di marcia assunto dagli impianti e dalle condizioni particolarmente sfavorevoli dei prezzi all’ingrosso registrati sul mercato. La produzione di vapore per usi industriali è stata di 7.086 migliaia di tonnellate in contrazione del 6,18% rispetto al 2012 (7.552 migliaia di tonnellate). Le vendite ai clienti industriali nei siti produttivi (fra questi Versalis S.p.A., Rivoira S.p.A., Air Liquide Italia Produzione S.r.l., Basell Brindisi S.p.A., Chemgas S.r.l., Yara Italia S.p.A.) sono state di 1.354 GWh di energia elettrica (1.383 GWh nel 2012), 2.809.000 tonnellate di vapore (2.938.000 tonnellate nel 2012), e di altre utilities, essenzialmente acque trattate e aria compressa. Il grado di utilizzo della capacità produttiva degli impianti, calcolato sulla potenza termica (inclusi gli impianti tenuti a “riserva fredda”), è stato mediamente del 53,88% in linea con il normale livello di utilizzo per la tipologia degli impianti termoelettrici a cogenerazione. Nel 2013 l’attività fotovoltaica è stata caratterizzata da una significativa riduzione delle vendite di moduli rispetto al 2012 in conseguenza alla contrazione registratasi nella domanda. A tale calo ha contribuito l’entrata in vigore con il DM 5 luglio 2012 del c.d. “Quinto Conto Energia”, che ha ulteriormente ridotto gli incentivi e fissato un tetto alla potenza da installare e al valore massimo dell’incentivo da erogare. 15 Enipower Bilancio di esercizio 2013 / Relazione sulla gestione Investimenti tecnici Investimenti in immobilizzazioni materiali Nel 2013 gli investimenti in immobilizzazioni materiali della società ammontano a 98.875 migliaia di euro (101.601 migliaia di euro nel 2012). L’investimento più rilevante ha riguardato il revamping della centrale di Bolgiano e l’estensione della rete di teleriscaldamento ad essa collegata, per complessivi 39.164 migliaia di euro. Gli investimenti per iniziative di mantenimento degli impianti sono stati di 14.127 migliaia di euro. Tra i principali interventi si annoverano: il revamping delle caldaie nel sito di Livorno per adeguarle alle prescrizioni AIA, la realizzazione del nuovo magazzino presso lo stabilimento di Ferrera Erbognone, l’ammodernamento delle strutture delle torri evaporative a Brindisi e la realizzazione del nuovo deposito temporaneo per rifiuti a Ravenna. Gli ulteriori interventi hanno riguardato le attività di repowering, l’installazione del catalizzatore CO e la flessibilizzazione della caldaia a recupero del ciclo combinato 2 di Ferrera Erbognone, l’installazione del nuovo sistema di controllo della turbina GT6 e il repowering del ciclo combinato 1 di Brindisi per un ammontare complessivo di 10.409 migliaia di euro. Nel 2013 sono stati, inoltre, sostenuti investimenti per 8.858 migliaia di euro per l’acquisto di ricambi strategici e si è anche proseguito negli acquisti e nel ricondizionamento delle palette delle turbine a gas per complessivi 8.195 migliaia di euro. E’ stato, in aggiunta, completato un sistema di distribuzione di energia elettrica a 132 kV per alimentare il nuovo centro elaborazione dati eni (Green Data Center) situato nel comune di Ferrera Erbognone per 1.959 migliaia di euro. Nell’ambito della generazione da fonti rinnovabili si sono realizzati investimenti in impianti fotovoltaici per complessivi 14.712 migliaia di euro nei siti eni di Gela (5 MWp) e di Porto Torres (1 MWp). Investimenti in immobilizzazioni immateriali e finanziarie Gli investimenti in immobilizzazioni immateriali nel corso dell’esercizio ammontano a 6 migliaia di euro e si riferiscono a costi residuali relativi ai sistemi informatici di gestione MSD. Nel 2013 non sono stati effettuati investimenti in immobilizzazioni finanziarie. 16 Enipower Bilancio di esercizio 2013 / Relazione sulla gestione Risorse umane Al 31 dicembre 2013 i dipendenti a ruolo della società sono 407 (455 al 31 dicembre 2012). I dipendenti comandati presso Enipower da altre società dell’eni sono 8, mentre i dipendenti di Enipower in comando presso altre società del Gruppo sono 6. La ripartizione dei dipendenti per qualifica contrattuale è la seguente: DIPENDENTI A RUOLO FINE PERIODO (per qualifica) 2011 2012 2013 Var. ass. DIRIGENTI 15 16 15 -1 QUADRI 80 81 79 -2 IMPIEGATI 244 242 215 -27 OPERAI 116 116 98 -18 TOTALE 455 455 407 -48 Con riferimento al personale a ruolo, nel corso dell’anno si sono verificati i seguenti movimenti: • +1 risorsa assunta con contratto a tempo determinato; • +5 persone sono state trasferite da altre società del gruppo eni; • +4 risorse con contratto a tempo determinato sono state assunte a tempo indeterminato; • -8 persone hanno risolto il rapporto di lavoro (risoluzioni consensuali/dimissioni); • -46 persone sono state trasferite ad altre società del gruppo eni (di cui 37 conseguenti alla scissione parziale dello stabilimento di Taranto a eni). Durante l’anno la società ha svolto attività formativa tecnica e comportamentale per completare e sviluppare le competenze tecniche e manageriali così come quelle prescritte da obblighi di legge in ambito HSEQ del proprio personale. In aggiunta alla consueta formazione rivolta ai Rappresentanti dei Lavoratori per la Sicurezza e l’Ambiente, agli Addetti e Responsabili dei Servizi di Prevenzione e Protezione e ai Preposti, si è svolta anche un’attività di formazione interna sulle tematiche della prevenzione e protezione dai rischi nei luoghi di lavoro, che ha interessato tutto il personale degli stabilimenti. In continuità con gli anni precedenti, è stata, inoltre, posta notevole attenzione al mantenimento di un generalizzato ed elevato clima motivazionale interno utilizzando sia la job-rotation che la crescita interna. È proseguito anche nel 2013 l’aggiornamento del corpo normativo societario. In particolare sono proseguite le attività di applicazione e implementazione del nuovo sistema normativo e la conseguente adozione delle Management System Guideline (MSG) emesse da eni. 17 Enipower Bilancio di esercizio 2013 / Relazione sulla gestione Commento ai risultati Conto economico (migliaia di euro) 2011 920.722 12.409 933.131 (696.517) (37.658) (116.285) 82.671 (13.230) 36.514 Ricavi della gestione caratteristica 2012 2013 Var. ass. 1.046.807 962.810 (83.997) (8,0) 33.947 19.437 (14.510) (42,7) Altri ricavi e proventi Var. % Ricavi 1.080.754 982.247 (98.507) (9,1) Costi operativi (812.136) (706.633) 13,0 (34.719) (34.177) 105.503 542 (109.765) (334.615) (224.850) (204,8) 124.134 (93.178) (217.312) (175,1) (9.928) 20.625 (1.644) 22.743 8.284 2.118 83,4 (10,3) Costo lavoro Ammortamenti e svalutazioni Utile operativo Proventi (oneri) finanziari netti Proventi netti su partecipazioni 1,6 105.955 Utile prima delle imposte 134.831 (72.079) (206.910) (153,5) (36.452) Imposte sul reddito (57.684) 22.460 80.144 138,9 42,8 (31,2) (74,0) 77.147 (49.619) (126.766) 34,4 69.503 Tax rate (%) Utile netto (164,3) I dati presenti nella colonna 2012 differiscono da quanto pubblicato lo scorso anno in seguito al restatement per l'applicazione del principio IAS 19 "Benefici a dipendenti". Le voci impattate sono il costo lavoro (-193 migliaia di euro) e gli oneri finanziari (+193 migliaia di euro). Utile Operativo Nel 2013 la società ha registrato una perdita operativa di 93.178 migliaia di euro essenzialmente imputabile alla svalutazione apportata alle immobilizzazioni materiali per 221 milioni di euro. In particolare sono state svalutate le centrali elettriche di Brindisi, Ferrera Erbognone, Ravenna e Livorno per complessivi 213 milioni di euro. Sono stati, inoltre, svalutati: la linea di produzione di celle e moduli fotovoltaici per 6 milioni di euro e l’impianto fotovoltaico di Gela per 2 milioni di euro. La gestione operativa, al netto delle svalutazioni, evidenzia un risultato superiore a quello registrato nel corso del 2012 per 4 milioni di euro, derivante da: • + 12 milioni di euro nell’attività fotovoltaica, grazie soprattutto alla chiusura dei contratti di acquisto di materie prime, dalla minore svalutazione del magazzino e dai maggiori margini conseguiti nella vendita di energia elettrica prodotta da fonti rinnovabili; • +3,1 milioni di euro nell’attività di vendita di acque industriali, principalmente per effetto del favorevole andamento dello scenario energetico; • -2,7 milioni di euro per minori ricavi di tolling per la componente a copertura dei costi di esercizio a causa del differente criterio di recupero adottato nel 2013, compensati dalla maggiore remunerazione associata alla partecipazione operativa sul Mercato dei Servizi di Dispacciamento; • -4,4 milioni di euro derivanti da maggiori ammortamenti; • -4 milioni di euro associati a fenomeni non ricorrenti quali: il provento dal GSE relativo al contenzioso 2006 incassato nel 2012 per la ridotta assegnazione di bande di capacità di importazione del 2002 e i maggiori costi per esodi agevolati avvenuti nel 2013. 18 Enipower Bilancio di esercizio 2013 / Relazione sulla gestione Risultato netto Nel 2013 il risultato netto evidenzia una perdita per 49.619 migliaia di euro che riflette il peggioramento del risultato operativo e i migliori saldi registrati nella gestione finanziaria (8.284 migliaia di euro) e nella gestione delle partecipazioni (2.118 migliaia di euro). Analisi delle voci del conto economico Ricavi Nel 2013 la società ha registrato ricavi nella gestione caratteristica per 962.810 migliaia di euro in contrazione di 83.997 migliaia di euro rispetto al 2012 (1.046.807 migliaia). Tale contrazione deriva da minori ribaltamenti al toller degli oneri per certificati verdi e dai minori ricavi associati alla vendita di energia elettrica, vapore e acque ai clienti coinsediati. I ricavi dell’esercizio sono così composti: • 533.038 migliaia di euro (582.120 migliaia di euro nel 2012) per il contratto di tolling con eni e per 13.490 migliaia di euro (12.618 migliaia di euro nel 2012) per quello con Eniservizi; • 132.086 migliaia di euro (124.072 migliaia di euro nel 2012) per la partecipazione al Mercato dei Servizi di Dispacciamento; • 126.535 migliaia di euro (143.391 migliaia di euro nel 2012) per la vendita di energia elettrica, al netto delle imposte di consumo; • 109.588 migliaia di euro (123.006 migliaia di euro nel 2012) per vendite di vapore; • 36.754 migliaia di euro (45.479 migliaia di euro nel 2012) dalla vendita di acque industriali; • 8.252 migliaia di euro (7.203 migliaia di euro nel 2012) per la fornitura di altre utilities e servizi; • 2.199 migliaia di euro (13.214 migliaia di euro nel 2012) dalla vendita di pannelli e impianti fotovoltaici (al netto della variazione positiva delle rimanenze di lavori in corso su ordinazione di 187 migliaia di euro); • 681 migliaia di euro per nuove iniziative progettuali con eni Divisione Exploration & Production. Gli altri ricavi per 19.437 migliaia di euro (33.947 migliaia di euro nel 2012) si riferiscono principalmente a: • cessione di certificati bianchi al Gestore dei Servizi Energetici per 7.759 migliaia di euro; • servizi manageriali prestati alle società controllate Enipower Mantova (2.478 migliaia di euro) e SEF (2.810 migliaia di euro); • risarcimenti assicurativi a seguito della definizione di sinistri che hanno interessato gli impianti di Ravenna e Brindisi negli esercizi precedenti (2.841 migliaia di euro); • contributi in conto esercizio per la vendita di energia elettrica al GSE per gli impianti fotovoltaici (1.555 migliaia di euro). 19 Enipower Bilancio di esercizio 2013 / Relazione sulla gestione Costi operativi Nel 2013 la società ha sostenuto costi operativi per 706.633 migliaia di euro in riduzione di 105.503 migliaia di euro rispetto al 2012 (812.136 migliaia di euro). I costi dell’esercizio sono così articolati: • 224.562 migliaia di euro (254.605 migliaia di euro nel 2012) per energia elettrica e vapore per la rivendita ai clienti insediati nei siti petrolchimici; • 130.120 migliaia di euro (122.212 migliaia di euro nel 2012) per la partecipazione al Mercato dei Servizi di Dispacciamento; • 81.639 migliaia di euro (96.665 migliaia di euro nel 2012) per energia elettrica e vapore per “autoconsumo”; • 59.028 migliaia di euro (66.447 migliaia di euro nel 2012) per vapore craking per il sito di Brindisi; • 52.227 migliaia di euro (59.610 migliaia di euro nel 2012) per materiali e servizi di manutenzione; • 29.797 migliaia di euro (28.936 migliaia di euro nel 2012 relativi all’anno 2010) relativi a costi per annullamento dei certificati verdi relativi alla produzione non cogenerativa del 2011; • 29.159 migliaia di euro (5.814 migliaia di euro nel 2012) per gli oneri associati all’acquisto di emission rights; • 20.820 migliaia di euro (20.939 migliaia di euro nel 2012) per acquisto di fuel gas. Gli acquisti di materie prime sono esposti al netto del recupero dei costi relativi al vapore ad alta pressione e al fuel gas per 79.248 migliaia di euro (87.548 migliaia di euro nel 2012) dello stabilimento di Brindisi che vengono riaddebitati a eni. Si evidenziano inoltre: • costi verso eni per servizi centralizzati per 10.714 migliaia di euro (10.755 migliaia di euro nel 2012), per servizi informatici per 6.610 migliaia di euro (6.468 migliaia di euro nel 2012) e per service amministrativo per 1.905 migliaia di euro (1.698 migliaia di euro nel 2012); • oneri sostenuti per la chiusura del contratto oneroso “take or pay” con il fornitore Deutsche Solar, relativo all’acquisto di fette di silicio per la realizzazione di moduli fotovoltaici, per 3.800 migliaia di euro a fronte dell’annullamento del contratto e per 5.590 migliaia di euro come perdita derivante dalla transazione per la parte già pagata negli scorsi anni a titolo di anticipo su forniture; • oneri per l’Imposta Municipale sugli Immobili di 7.733 migliaia di euro (5.716 migliaia di euro nel 2012). Tra gli accantonamenti netti a fondi rischi e oneri figurano: • 73.819 migliaia di euro (126.327 migliaia di euro nel 2012) per l’accantonamento al fondo certificati verdi per che riflette le incertezze interpretative dell’attuale quadro normativo in materia di cogenerazione che hanno indotto ad aggiornare i criteri di valutazione in ottica prudenziale sia per gli anni 2011 e 2012 che per l’anno 2013. Il fondo è stato utilizzato a fronte oneri per 29.797 migliaia di euro e per esubero per 5.612 migliaia di euro in seguito all’annullamento dei certificati relativi alla produzione non cogenerativa del 2011; • 2.873 migliaia di euro accantonati per il contenzioso riguardante l’Imposta Municipale sugli Immobili relativa allo stabilimento di Ravenna per gli anni dal 2008 al 2011; 20 Enipower Bilancio di esercizio 2013 / Relazione sulla gestione • 16.932 migliaia di euro di utilizzi, di cui 3.800 migliaia di euro a fronte oneri e 13.132 migliaia di euro per esuberanza, per completa estinzione del fondo per contratto oneroso con Deutsche Solar. Costo lavoro Nel 2013 il costo lavoro sostenuto dalla società è di 34.177 migliaia di euro (34.719 migliaia di euro nel 2012) in contrazione di 542 migliaia di euro per minori costi riferiti a personale in comando (1.230 migliaia di euro), benefici a dipendenti (450 migliaia di euro) e oneri sociali (342 migliaia di euro), parzialmente compensati da accantonamenti al fondo esodi agevolati per 1.422 migliaia di euro. Ammortamenti e svalutazioni Nel 2013 gli ammortamenti e svalutazioni ammontano a 334.615 migliaia di euro (109.765 migliaia di euro nel 2012), in aumento di 224.850 migliaia di euro, come effetto delle svalutazioni apportate alle immobilizzazioni materiali. Gli ammortamenti sono così composti: • 112.447 migliaia di euro per ammortamento delle immobilizzazioni materiali; • 776 migliaia di euro per ammortamento di immobilizzazioni immateriali. Le svalutazioni operate sulla base delle risultanze dell’impairment test sono così composte: • 212.979 migliaia di euro per la svalutazione delle centrali elettriche in seguito alla revisione del contratto di tolling; • 5.997 migliaia di euro per la svalutazione della linea produttiva dell’impianto di Nettuno; • 2.416 migliaia di euro per la svalutazione dell’impianto fotovoltaico di Gela. Proventi (oneri) finanziari netti Nel 2013 la società ha sostenuto oneri finanziari netti per 1.644 migliaia di euro in sostanziale calo rispetto al 2012 (9.928 migliaia di euro), grazie alla riduzione registratasi nei tassi di interesse. Il saldo della gestione finanziaria si articola in: • 1.938 migliaia di euro (3.885 migliaia di euro nel 2012) per interessi passivi maturati su finanziamenti con eni; • 123 migliaia di euro (5.196 migliaia di euro di oneri netti nel 2012) per proventi finanziari netti relativi all’IRS (Interest rate swap); • 424 migliaia di euro riferiti essenzialmente a oneri su TFR e Fisde (148 migliaia di euro) e all’attualizzazione dei fondi oneri ambientali e smantellamento impianti (239 migliaia di euro) e dei fondi per esodi agevolati anni 2010 e 2011 (16 migliaia di euro); • 595 migliaia di euro (1.583 migliaia di euro nel 2012) relativi principalmente a interessi attivi per 462 migliaia di euro, maturati essenzialmente sulle disponibilità liquide temporanee e a differenze cambio attive per 128 migliaia di euro. 21 Enipower Bilancio di esercizio 2013 / Relazione sulla gestione Proventi netti su partecipazione Nel 2013 la società ha registrato proventi da partecipazione per 22.743 migliaia di euro (20.625 migliaia di euro nel 2012) derivanti dai dividendi sull’utile 2012 percepiti da: • Enipower Mantova S.p.A. per 18.684 migliaia di euro (13.702 migliaia di euro nel 2012); • Termica Milazzo S.r.l. per 4.059 migliaia di euro (6.755 migliaia di euro nel 2012). Imposte sul reddito La gestione fiscale evidenzia un risultato positivo di 22.460 migliaia di euro (-57.684 migliaia di euro nel 2012) derivante da imposte correnti per 65.935 migliaia di euro (55.834 migliaia di euro per Ires e 10.101 migliaia di euro per Irap), più che compensate da imposte differite attive per 88.395 migliaia di euro. La società è soggetta all’applicazione della c.d. “Robin Tax” che prevede per gli anni fiscali 2011, 2012 e 2013 l’applicazione di una addizionale maggiorata del 10,5%. 22 Enipower Bilancio di esercizio 2013 / Relazione sulla gestione Stato patrimoniale riclassificato Lo schema dello stato patrimoniale riclassificato aggrega i valori attivi e passivi secondo il criterio della funzionalità alla gestione dell’impresa, suddivisa convenzionalmente nelle tre funzioni fondamentali: l’investimento, l’esercizio, il finanziamento. Lo schema proposto consente di individuare le fonti di finanziamento e gli impieghi delle stesse in capitale immobilizzato e in quello di esercizio. Stato Patrimoniale riclassificato (a) (migliaia di euro) 31.12.2013 Var. ass. 987.941 (259.038) 2.714 1.381 (1.333) 209.327 209.327 31.12.2012 Capitale immobilizzato Immobili, impianti e macchinari Attività immateriali Partecipazioni 1.246.979 Crediti finanziari e titoli strumentali all’attività operativa Debiti netti relativi all’attività di investimento (50.123) (17.267) 32.856 1.408.897 1.181.382 (227.515) (6.056) Capitale di esercizio netto Rimanenze 27.577 21.521 341.902 361.686 19.784 (165.916) (193.701) (27.785) (16.809) 127.423 144.232 (226.751) (244.678) (17.927) (4.100) (6.544) (2.444) (44.097) 65.707 109.804 (6.709) (5.999) 710 CAPITALE INVESTITO NETTO 1.358.091 1.241.090 (117.001) PATRIMONIO NETTO 1.209.537 1.055.583 (153.954) 148.554 185.507 36.953 1.358.091 1.241.090 (117.001) Crediti commerciali Debiti commerciali Debiti tributari e fondo imposte netto Fondi per rischi e oneri Altre attività (passività) d’esercizio Fondi per benefici ai dipendenti Indebitamento finanziario netto COPERTURE (a) Per la riconduzione allo schema obbligatorio v. il paragrafo "Riconduzione degli schemi di bilancio riclassificati utilizzati nella relazione sulla gestione a quelli obbligatori" I dati presenti nella colonna 2012 differiscono da quanto pubblicato lo scorso anno in seguito al restatement per l'applicazione del principio IAS 19 "Benefici a dipendenti". Le voci impattate sono le imposte anticipate (+224 migliaia di euro), i fondi per benefici dipendenti (+658 migliaia di euro) e il patrimonio netto (-434 migliaia di euro) Capitale immobilizzato Il capitale immobilizzato al 31 dicembre 2013 è pari a 1.181.382 migliaia di euro, in diminuzione di 227.515 migliaia di euro principalmente per effetto della svalutazione apportata alle immobilizzazioni materiali. Le immobilizzazioni materiali nette al 31 dicembre 2013 sono di 987.941 migliaia di euro (1.246.979 migliaia di euro a fine 2012) ed evidenziano una riduzione di 259.038 migliaia di euro dovuta prevalentemente all’avvenuta svalutazione dei cespiti per 221.021 migliaia di euro, agli ammortamenti dell’anno per 112.447 migliaia di euro e alla cessione della centrale termoelettrica di Taranto a eni in seguito all’operazione di scissione parziale del ramo d’azienda per 24.525 migliaia di euro. A parziale compensazione dei fenomeni sopra elencati hanno contribuito gli investimenti di 98.875 migliaia di euro effettuati nell’esercizio. Le immobilizzazioni immateriali al 31 dicembre 2013 sono di 1.381 migliaia di euro e diminuiscono di 1.333 migliaia di euro. La variazione è riconducibile essenzialmente agli ammortamenti per 776 migliaia di euro e all’eliminazione dell’avviamento di 560 migliaia di euro, in seguito alla svalutazione per 371 23 Enipower Bilancio di esercizio 2013 / Relazione sulla gestione migliaia di euro e alla cessione a eni del ramo d’azienda della centrale termoelettrica di Taranto per 189 migliaia di euro. Le partecipazioni al 31 dicembre 2013 di 209.327 migliaia di euro non registrano variazioni rispetto al valore del 31 dicembre 2012. I debiti netti relativi all’attività d’investimento ammontano al 31 dicembre 2013 a 17.267 migliaia di euro registrando un calo di 32.856 migliaia di euro rispetto al 31 dicembre 2012. Capitale di esercizio netto Al 31 dicembre 2013 il capitale d’esercizio netto è di 65.707 migliaia di euro in incremento di 109.804 migliaia di euro rispetto al 31 dicembre 2012 (-44.097 migliaia di euro). Il capitale di esercizio netto si articola in: • rimanenze per 21.521 migliaia di euro, in calo di 6.056 migliaia di euro per effetto principalmente della riduzione dei prodotti finiti (essenzialmente pannelli fotovoltaici) e per la cessione a eni di materiali diversi in seguito all’operazione di scissione parziale del ramo d’azienda della centrale termoelettrica di Taranto per 2.637 migliaia di euro; • crediti commerciali per 361.686 migliaia di euro in incremento di 19.784 migliaia di euro, principalmente per maggiori fatture da emettere verso eni; • debiti commerciali per 193.701 migliaia di euro, in aumento di 27.785 migliaia di euro, per maggiori stanziamenti verso fornitori terzi; • debiti tributari e fondo imposte netto per 127.423 migliaia di euro, in aumento di 144.232 migliaia di euro per effetto di: - aumento dei crediti tributari per 15.128 migliaia di euro, riferiti principalmente al credito verso eni per consolidato fiscale Ires per 20.825 migliaia di euro e ai crediti di imposta per Robin Tax e Irap per 11.185 migliaia di euro, compensati dall’estinzione del credito per liquidazione iva di gruppo riferito al 2012 per 17.146 migliaia di euro; - diminuzione dei debiti tributari per 40.725 migliaia di euro, principalmente per la riduzione del debito verso eni per consolidato fiscale Ires per 26.774 migliaia di euro e dei debiti per imposte sul reddito Robin Tax e Irap per 14.933 migliaia di euro; - aumento dei crediti netti per imposte anticipate per 88.379 migliaia di euro, di cui 81.876 migliaia di euro per la svalutazione apportata alle immobilizzazioni, 11.592 migliaia di euro per la movimentazione dei certificati verdi e 1.469 migliaia di euro per ammortamenti non deducibili; • i fondi per rischi e oneri di 244.678 migliaia di euro (226.751 migliaia di euro a fine 2012) in aumento di 17.927 migliaia di euro per effetto di: - aumento di 33.979 migliaia di euro per la variazione del fondo certificati verdi; - aumento di 2.961 migliaia di euro per la variazione del fondo relativo ai contenziosi per imposte (in particolare per contenziosi ICI relativi allo stabilimento di Ravenna); - aumento di 996 migliaia di euro per la creazione del fondo esodi agevolati per gli anni 2013/2014; - aumento di 796 migliaia di euro per la creazione del fondo rischi a garanzia di pannelli fotovoltaici; - diminuzione di 16.932 migliaia di euro in seguito all’estinzione del fondo contratto onerosi per la risoluzione del contratto con Deutsche Solar; - diminuzione di 3.929 migliaia di euro dei fondi smantellamento e oneri ambientali; 24 Enipower Bilancio di esercizio 2013 / Relazione sulla gestione • le altre attività (passività) di esercizio di -6.544 migliaia di euro (-4.100 migliaia di euro a fine 2012) aumentano di 2.444 migliaia di euro per effetto principalmente di minori acconti a fornitori per 4.411 migliaia di euro, di minori crediti per dividendi incassati dalla società Termica Milazzo per 4.830 migliaia di euro e della diminuzione del valore dei contratti derivati passivi non di copertura (IRS) per -5.069 migliaia di euro. I fondi per i benefici a dipendenti di 5.999 migliaia di euro (6.708 migliaia di euro nel 2012) si riferiscono al trattamento di fine rapporto (TFR) per 4.131 migliaia di euro, al fondo integrativo sanitario dirigenti (FISDE) per 523 migliaia di euro e ad altri fondi per benefici definiti a dipendenti per 1.345 migliaia di euro. Indebitamento finanziario netto (migliaia di euro) 31.12.2012 31.12.2013 Var. ass. Debiti finanziari 272.715 218.163 (54.552) Debiti finanziari a lungo termine 218.092 163.546 (54.546) Debiti finanziari a breve termine 54.623 54.617 (6) Disponibilità liquide ed equivalenti (124.161) (32.656) 91.505 Indebitamento finanziario netto 148.554 185.507 36.953 1.209.537 1.055.583 (153.954) 0,12 0,18 0,06 Patrimonio netto Leverage Al 31 dicembre 2013 l’indebitamento finanziario netto ammonta a 185.507 migliaia di euro (148.554 migliaia di euro al 31 dicembre 2012) in aumento di 36.953 migliaia di euro rispetto al 31 dicembre 2012. L’indebitamento finanziario netto a lungo termine è di 163.546 migliaia di euro, in riduzione di 54.546 migliaia di euro rispetto al 31 dicembre 2012, e si riferisce agli originari prestiti di 600.000 migliaia di euro, della durata di 15 anni, sottoscritti con eni ed erogati in diverse tranches. Le disponibilità liquide ed equivalenti sono di 32.656 migliaia di euro, in riduzione di 91.505 migliaia di euro, dovuta principalmente al pagamento del saldo 2012 e degli acconti 2013 relativi alle imposte dirette. Patrimonio netto Al 31 dicembre 2013 il patrimonio netto è di 1.055.583 migliaia di euro ed è composto da: capitale sociale (944.948 migliaia di euro), riserva legale (40.648 migliaia di euro), altre riserve (34.755 migliaia di euro), utili portati a nuovo (84.851 migliaia di euro) e perdita di periodo (49.619 migliaia di euro). Il patrimonio netto è in riduzione di 153.954 migliaia di euro (1.209.537 migliaia di euro nel 2012) a causa della perdita di esercizio e della contrazione delle altre riserve per 19.387 migliaia di euro per effetto della scissione parziale del ramo d’azienda costituito dalla centrale termoelettrica di Taranto. 25 Enipower Bilancio di esercizio 2013 / Relazione sulla gestione Rendiconto finanziario riclassificato Lo schema del rendiconto finanziario riclassificato consente di evidenziare la variazione dell’indebitamento finanziario netto tra inizio e fine periodo. Rendiconto finanziario riclassificato 2011 69.503 (migliaia di euro) Utile netto 2012 2013 Var. ass. 77.147 (49.619) (126.766) 109.981 334.479 224.498 204 1.535 1.331 40.610 (43.722) (84.332) Rettifiche per ricondurre l'utile al flusso di cassa da attività operativa: 115.908 433 6.032 55.652 - ammortamenti e altri componenti non monetari - plusvalenze nette su cessioni di attività - dividendi, interessi e imposte Variazione del capitale di esercizio (40.739) Dividendi incassati, imposte pagate, interessi (pagati) incassati 206.789 Flusso di cassa netto da attività operativa (67.307) Investimenti tecnici 35.757 44.083 8.326 (38.545) (114.099) (75.554) 225.154 172.657 (52.497) (101.601) (98.881) 2.720 Investimenti in partecipazioni, imprese consolidate e rami d'azienda 207 (1.678) Dismissioni e cessioni parziali di partecipazioni Altre variazioni relative all’attività di investimento 706 80 (626) 30.551 (32.857) (63.408) (113.811) 138.011 Free cash flow 154.810 40.999 (60.763) Variazione debiti finanziari correnti e non correnti (54.742) (54.552) 190 (67.091) Flusso di cassa del capitale proprio (66.146) (85.045) (18.899) 7.093 7.093 33.922 (91.505) (125.427) Altre variazioni delle disponibilità liquide (conguaglio scissione Taranto) 10.157 FLUSSO DI CASSA NETTO DEL PERIODO Variazione dell'indebitamento finanziario netto 31.12.2011 138.011 (migliaia di euro) Free cash flow 30.12.2013 Var. ass. 154.810 40.999 (113.811) 7.093 7.093 (66.146) (85.045) (18.899) 88.664 (36.953) (125.617) 31.12.2012 Debiti e crediti finanziari società acquisite Debiti e crediti finanziari società disinvestite Differenze cambio su debiti e crediti finanziari e altre variazioni (67.091) 70.920 Altre variazioni delle disponibilità liquide (conguaglio scissione Taranto) Flusso di cassa del capitale proprio VARIAZIONE DELL'INDEBITAMENTO FINANZIARIO NETTO (a) Per la riconduzione allo schema obbligatorio v. il paragrafo "Riconduzione degli schemi di bilancio riclassificati utilizzati nella relazione sulla gestione a quelli obbligatori" Nell’esercizio 2013 la società ha generato un free cash flow per 40.999 migliaia di euro risultante dalla differenza tra la cassa generata dall’attività operativa per 172.657 migliaia di euro e quella impiegata per gli investimenti per 131.658 migliaia di euro. 26 Enipower Bilancio di esercizio 2013 / Relazione sulla gestione Andamento economico delle società controllate Nelle tabelle seguenti sono riportati il risultato operativo e il risultato netto delle principali società controllate. Enipower Mantova S.p.A. (migliaia di euro) Var. ass. 31.12.2012 31.12.2013 Utile operativo 46.882 53.089 6.207 Utile netto 23.329 28.273 4.944 31.12.2012 31.12.2013 Utile operativo 43.361 38.280 (5.081) Utile netto 18.827 18.014 (813) Società Enipower Ferrara Srl (migliaia di euro) Var. ass. I dati relativi al 2012 differiscono da quelli riportati nel bilancio 2012 in seguito al restatement per l'applicazione del principio IAS 19 "Benefici a dipendenti". Enipower Mantova S.p.A. è stata costituita nel luglio 2000. In data 1 gennaio 2006 la società ha ricevuto in conferimento dalla controllante Enipower S.p.A. il ramo di azienda composto dalla Centrale termoelettrica di Mantova. Le quote di partecipazione al capitale sociale sono suddivise tra la controllante Enipower S.p.A. e T.E.A. S.p.A. che detengono rispettivamente l’86,5% e il 13,5% del capitale sociale. In seguito all’affitto del ramo d’azienda di Enipower S.p.A. “Attività di commercializzazione, trading e risk management”, a partire dall’1 gennaio 2007, eni è subentrata nel contratto di tolling in essere con Enipower Mantova S.p.A, stipulato nel 2006. Il risultato operativo conseguito nel 2013 è stato di 53.089 migliaia di euro e l’utile d’esercizio di 28.273 migliaia di euro. L’utile è aumentato di 4.944 migliaia di euro rispetto all’esercizio precedente, riflettendo sia il miglioramento registrato nel risultato operativo che il miglior saldo della gestione finanziaria, principalmente dovuto al favorevole andamento dei tassi applicati al finanziamento a lungo termine. Il 51% di Società Elettrica Ferrara S.r.l. è stato acquisito nel 2002. Il 49% è detenuto da AXPO International S.A. Nel 2008 la società ha completato la costruzione della nuova centrale a ciclo combinato e nel luglio 2011 ha sottoscritto un contratto di tolling con eni. Il risultato operativo conseguito nel 2013 è stato di 38.280 migliaia di euro. L’utile d’esercizio è di 18.014 migliaia di euro in diminuzione di 813 migliaia di euro rispetto all’esercizio precedente. A fronte di un peggioramento della performance operativa (-5 milioni di euro), si registra un miglioramento della gestione finanziaria (+3,1 milioni di euro) e minori imposte di competenza dell’esercizio (+1,1 milioni di euro), dovute al minor risultato ante imposte. 27 Enipower Bilancio di esercizio 2013 / Relazione sulla gestione Fattori di rischio e incertezza I rischi d’impresa, identificati, monitorati e, per quanto di seguito specificato, gestiti da Enipower, sono principalmente i seguenti: (i) rischi finanziari: • rischio di mercato derivante dalle variazioni nei prezzi; • rischio tasso di interesse associato alla fluttuazione dei tassi che influiscono sul valore di mercato delle attività e passività finanziarie e sul livello degli oneri finanziari netti; • rischio di credito rappresentato dall’esposizione dell’impresa a potenziali perdite derivanti dal mancato adempimento delle obbligazioni assunte dalle controparti; • rischio di liquidità derivante dalla mancanza di risorse finanziarie per far fronte agli impegni a breve termine; (ii) rischio industriale; (iii) rischio in materia di salute, sicurezza e ambiente; (iv) rischio connesso al quadro normativo e regolatorio. I rischi finanziari sono gestiti sulla base di linee guida emanate a livello eni finalizzate a uniformare e coordinare le politiche di Gruppo (“Linee Guida in materia di gestione e controllo dei rischi finanziari”) e sono descritti nelle Note al bilancio. Di seguito vengono analizzati il rischio industriale, il rischio in materia di salute, sicurezza e ambiente e il rischio connesso al quadro normativo e regolatorio. Rischio industriale Nell’ambito dei rischi d’impresa, Enipower è sottoposta al rischio derivante da possibili danni e guasti ai propri impianti. La responsabilità dell’esercizio e della corretta manutenzione degli impianti è operata in modo da assicurare gli ammodernamenti e gli interventi necessari per garantire sia l’affidabilità che la massima efficienza produttiva. La salvaguardia degli impianti si basa su piani di manutenzione programmata e di revisione periodica degli stessi. L’efficacia e la qualità di tali piani viene garantita da contratti di servizio a lungo termine stipulati con le imprese costruttrici. In aggiunta al rischio d’interruzione dell’operatività degli impianti, associato a fermate non programmate o accidentalità, si segnala il rischio di possibile spiazzamento associato all’evoluzione del progresso tecnico, che renderebbe tecnologicamente obsoleti gli impianti della società. Al fine di mitigare i rischi derivanti dall’indisponibilità e interruzione degli impianti è svolta, a livello preventivo, un’attività di studio e analisi degli interventi di manutenzione finalizzata al miglioramento dell’affidabilità, dell’efficienza e della flessibilità degli impianti. In aggiunta è stata adottata una politica assicurativa volta a mitigare sia i danni causati da eventuali guasti, che quelli derivanti da un’interruzione delle attività. Per quanto riguarda il rischio di possibile spiazzamento associato all’evoluzione del progresso tecnico, al fine di mitigarlo è stata istituita un’apposita unità organizzativa responsabile del monitoraggio dello sviluppo tecnologico e delle nuove applicazioni in ambito industriale. Tale unità si avvale del supporto di eni e del suo Comitato Innovazione. 28 Enipower Bilancio di esercizio 2013 / Relazione sulla gestione Rischio in materia di salute, sicurezza e ambiente Le attività industriali svolte da Enipower sono soggette al rispetto delle norme e dei regolamenti a tutela della salute, della sicurezza e dell’ambiente vigenti all’interno del territorio italiano, comprese le leggi che adottano protocolli o convenzioni internazionali. Gli oneri e i costi associati alle necessarie azioni da mettere in atto per adempiere a tali obblighi costituiscono una voce di costo significativa. La violazione delle norme vigenti comporta sanzioni di natura penale e/o civile a carico dei responsabili e, in specifici casi di violazione della normativa sulla salute, sulla sicurezza e sull’ambiente, sanzioni a carico della società, in base a quanto previsto dal modello europeo di responsabilità dell’impresa recepito integralmente anche in Italia con il D.Lgs. 121/11. Tale decreto estende la disciplina della responsabilità amministrativa delle società ai reati in materia ambientale. Per la tutela dell’ambiente, le norme prevedono il controllo e il rispetto dei limiti di emissione di sostanze inquinanti in aria, acqua e suolo e la corretta gestione dei rifiuti prodotti, oltre alla conservazione degli habitat, imponendo ai gestori prescrizioni sempre più rigorose e stringenti in termini di misure di prevenzione e riduzione dell’inquinamento. Per quanto riguarda la tutela della salute e della sicurezza nei luoghi di lavoro, la normativa italiana ha enfatizzato il valore di modelli organizzativi e di gestione del personale. La società ha adottato sistemi di gestione che tengono conto delle specificità dei siti produttivi e delle attività ivi svolte, e della costante evoluzione dei processi aziendali. Per l’analisi delle attività della società inerenti la gestione di tale tipologia di rischio si rinvia al precedente paragrafo “Salute, sicurezza, ambiente e qualità”. Rischio connesso al quadro normativo e regolatorio La società opera in un settore soggetto a un ingente quadro di norme nonchè ad una intensa attività regolamentare. La gestione aziendale risulta, quindi, condizionata dalla costante evoluzione, ma non sempre prevedibile, del contesto normativo e regolamentare di riferimento. La società in collaborazione con eni si è dotata di un presidio di monitoraggio e sviluppa un costruttivo dialogo con le istituzioni e con gli organismi deputati al governo del settore energetico. La società partecipa, inoltre, attivamente alle associazioni di categoria e ai relativi gruppi di lavoro. Per un’analisi dell’evoluzione del quadro normativo, si rinvia al paragrafo “Evoluzione del quadro normativo”. 29 Enipower Bilancio di esercizio 2013 / Relazione sulla gestione Evoluzione prevedibile della gestione La società prosegue nell’attività di generazione elettrica in regime di Conto Lavorazione per eni, ponendo sempre più attenzione ai temi legati alla salute, sicurezza e ambiente. La gestione continua ad essere finalizzata all’efficacia e all’efficienza operativa degli impianti migliorandone l’affidabilità e la flessibilità. Nei piani di sviluppo della società si prevedono, in particolare, la conclusione delle attività di revamping della centrale di Bolgiano e l’ottenimento delle autorizzazioni per la realizzazione del progetto dell’impianto a biomassa di Porto Torres nell’ambito del progetto Chimica Verde di eni. 30 Enipower Bilancio di esercizio 2013 / Relazione sulla gestione Altre informazioni Rapporti con le parti correlate La società è controllata da eni spa e le operazioni compiute con le parti correlate riguardano essenzialmente lo scambio di beni, la prestazione di servizi, la provvista e l’impiego di mezzi finanziari con la controllante e le sue imprese controllate e collegate nonché, con le proprie imprese controllate. Tutte le operazioni fanno parte dell’ordinaria gestione, sono regolate generalmente a condizioni di mercato, cioè alle condizioni che si sarebbero applicate fra due parti indipendenti, e sono state compiute nell’interesse dell’impresa. In particolare, gli scambi più rilevanti riguardano i contratti di conto lavorazione stipulati con la controllante e con Eniservizi, i cui corrispettivi annui sono determinati prevedendo la remunerazione del capitale investito e il recupero dei costi operativi. La società riceve anche servizi industriali nei propri siti dalla stessa controllante e da Versalis S.p.A., i cui rapporti sono regolati da contratti che contengono tariffe differenziate in relazione ai servizi utilizzati. La società somministra energia elettrica e vapore ad eni e a Versalis S.p.A, sempre in base a contratti con prezzi determinati in base ad oggettivi parametri di mercato. Inoltre fornisce servizi manageriali alle proprie controllate a fronte di appositi contratti, i cui corrispettivi annui sono determinati annualmente commisurandoli al costo del lavoro medio delle risorse equivalenti dedicate all’attività, a cui si aggiungono i costi indiretti e una congrua remunerazione. La società detiene, oltre alle partecipazioni nelle due società controllate sopra descritte, partecipazioni nelle società collegate Termica Milazzo S.r.l., Ravenna Servizi Industriali S.c.p.a., Brindisi Servizi Generali S.c.a.r.l., e nella società Distretto Tecnologico Nazionale sull’Energia S.c.a.r.l. Azioni proprie e di società controllanti In ottemperanza a quanto disposto dall’Articolo 2428, comma 2, n. 3) del codice civile, si attesta che la società non detiene e non ha detenuto nel corso del 2013, né è stata autorizzata dalla relativa Assemblea ad acquistare azioni proprie o azioni della controllante eni, neanche tramite società fiduciaria o interposta persona. Obblighi ai sensi della deliberazione 11/07 dell’Autorità per l’Energia Elettrica e il Gas La società svolge attività di produzione di energia elettrica e altre attività, ed è, quindi, soggetta agli obblighi di separazione contabile e amministrativa previsti dalla deliberazione n. 11/07 dell’Autorità per l’Energia Elettrica e il Gas. 31 Enipower Bilancio di esercizio 2013 / Relazione sulla gestione Sedi secondarie In ottemperanza a quanto disposto dall’articolo 2428, quarto comma del codice civile, si attesta che al 31 dicembre 2013 la società non ha sedi secondarie, ma ha le seguenti unità locali: - Via F. Maritano, 24 – San Donato Milanese (MI) – stabilimento - Via A. Andrea, 6 – Nettuno - stabilimento - Via Taliercio, 14 – Mantova – ufficio commerciale - Via E. Fermi, 4 – Brindisi – stabilimento - Via Aurelia, 7 – Collesalvetti (LI) – stabilimento - Via Baiona, 107/111 – Ravenna – stabilimento - Strada della Corradina – Ferrera Erbognone (PV) – stabilimento - Piazzale G. Donegani, 12- Ferrara (FE) – ufficio - Via Laurentina, 449 - Roma- ufficio commerciale Fatti di rilievo avvenuti dopo la chiusura dell’esercizio In data 25 febbraio 2014 le società controllate Enipower Mantova S.p.A. e SEF s.r.l., hanno ricevuto comunicazione da parte di eni che, in seguito del deterioramento delle condizioni del mercato elettrico, riscontra una “ormai consolidata perdita di redditività del proprio business Power”. Conseguentemente eni ha invitato le società a voler considerare il deterioramento delle condizioni di mercato al fine di concordare una modifica del corrispettivo di Conto Lavorazione. 32 Enipower Bilancio di esercizio 2013 / Relazione sulla gestione Riconduzione degli schemi di bilancio riclassificati utilizzati nella relazione sulla gestione a quelli obbligatori Stato patrimoniale riclassificato (migliaia di euro) 31 dicembre 2012 Voci dello stato patrimoniale riclassificato Valori da schema legale (dove non espressamente indicato, la componente è ottenuta direttamente dallo schema legale) Capitale immobilizzato Immobili, impianti e macchinari Attività immateriali Partecipazioni valutate con il metodo del patrimonio netto e Altre partecipazioni Valori da schema riclassificato 31 dicembre 2013 Valori da schema legale Valori da schema riclassificato 1.246.979 987.941 2.714 1.381 209.327 209.327 (50.123) (17.267) Crediti finanziari e Titoli strumentali all'attività operativa Debiti netti relativi all'attività di investimento, composti da: - crediti relativi all'attività di investimento/disinvestimento - debiti per attività di investimento (50.123) Totale Capitale immobilizzato Capitale di esercizio netto Rimanenze Crediti commerciali Debiti commerciali Debiti tributari e fondo imposte netto, composti da: - passività per imposte sul reddito correnti - passività per altre imposte correnti - passività per imposte differite - attività per imposte sul reddito non correnti - attività per imposte sul reddito correnti - attività per altre imposte correnti - attività per imposte anticipate 27.577 21.521 361.686 (165.916) (16.809) (193.701) 127.423 (1.825) (63.425) 2.664 32.010 249 19.795 104.113 157.750 (226.751) Altre attività (passività), composte da: - altre attività (correnti) - altri crediti e altre attività - acconti e anticipi, altri debiti - altre passività (correnti) - altri debiti, altre passività 1.181.382 341.902 (14.933) (27.618) (98.166) Fondi per rischi ed oneri - altri crediti (17.267) 1.408.897 (244.678) (4.100) (6.544) 19.619 10.644 7.485 1 (10.151) (6.711) (14.343) 7.342 1 (8.959) (6.298) (9.274) Totale Capitale di esercizio netto (44.097) 65.707 (6.709) (5.999) CAPITALE INVESTITO NETTO 1.358.091 1.241.090 Patrimonio netto comprese le interessenze di terzi 1.209.537 1.055.583 Fondi per benefici ai dipendenti Indebitamento finanziario netto Debiti finanziari e obbligazioni, composti da: - passività finanziarie a lungo termine - quote a breve di passività finanziarie a lungo termine 272.805 218.253 218.182 163.636 54.623 54.617 a dedurre: Disponibilità liquide ed equivalenti Crediti finanziari non strumentali all'attività operativa Totale Indebitamento finanziario netto COPERTURE (124.161) (32.656) (90) (90) 148.554 185.507 1.358.091 1.241.090 I dati presenti nella colonna 2012 differiscono da quanto pubblicato lo scorso anno in seguito al restatement per l'applicazione del principio IAS 19. Le voci impattate sono le imposte anticipate (+224 migliaia di euro), i fondi per benefici dipendenti (+658 migliaia di euro) e il patrimonio netto (-434 migliaia di euro). 33 Enipower Bilancio di esercizio 2013 / Relazione sulla gestione Rendiconto finanziario riclassificato 2012 Voci del Rendiconto Finanziario Riclassificato e confluenze/riclassifiche delle voci dello schema legale Valori da schema legale 2013 Valori da schema riclassificato Valori da schema legale Valori da schema riclassificato (migliaia di euro) Utile netto 77.147 (49.619) Rettifiche per ricondurre l'utile al flusso di cassa da attività operativa: Ammortamenti e altri componenti non monetari - ammortamenti - svalutazioni nette di attività materiali e immateriali - effetto valutazione con il metodo del patrimonio netto - altre variazioni - variazione fondo per benefici ai dipendenti 109.981 109.781 (16) 216 (136) Plusvalenze nette su cessioni di attività Dividendi, interessi e imposte - dividendi 334.479 113.223 221.392 204 1.535 40.610 (43.722) (20.457) (22.743) - interessi attivi (745) (463) - interessi passivi 4.128 1.944 - imposte sul reddito 57.684 Variazione del capitale di esercizio - rimanenze (22.460) 35.757 44.083 14.624 3.419 - crediti commerciali e diversi (28.677) (25.497) - debiti commerciali (27.402) 27.959 - fondi per rischi e oneri 93.918 21.930 - altre attività e passività (16.706) Dividendi incassati, imposte pagate, interessi (pagati) incassati - dividendi incassati - interessi incassati - interessi pagati - imposte sul reddito pagate al netto dei crediti d'imposta rimborsati 18.809 457 293 (2.131) (53.667) Investimenti tecnici 34 (139.834) 225.154 172.657 (101.601) (98.881) (101.607) 6 (98.875) (6) 706 537 80 80 169 30.551 30.551 Free cash flow Investimenti e disinvestimenti relativi all'attività di finanziamento Variazione debiti finanziari correnti e non correnti - assunzione debiti finanziari non correnti - rimborsi di debiti finanziari non correnti - incremento (decremento) di debiti finanziari correnti Flusso di cassa del capitale proprio - dividendi pagati - acquisto di quote di partecipazioni in imprese consolidate Altre variazioni delle disponibilità liquide (conguaglio scissione Taranto) Flusso di cassa netto del periodo (114.099) 27.573 (4.144) Flusso di cassa netto da attività operativa - attività materiali - attività immateriali Investimenti in partecipazioni, imprese consolidate e rami d'azienda - partecipazioni - imprese entrate nell'area di consolidamento e rami d'azienda Dismissioni - attività materiali - imprese uscite dall'area di consolidamento e rami d'azienda - partecipazioni Altre variazioni relative all'attività di investimento - variazione debiti e crediti relativi all'attività di investimento e imputazione di ammortamenti all'attivo patrimoniale - variazione debiti e crediti relativi all'attività di disinvestimento 16.272 (38.545) (32.857) (32.857) 154.810 40.999 (54.742) (54.742) (54.552) (54.552) 0 (66.146) (66.146) (85.045) (85.045) 33.922 7.093 (91.505) Bilancio 2013 112 ENIPOWER BILANCIO DI ESERCIZIO 2013 / Schemi Stato patrimoniale 31.12.2012 (in euro) Note Totale 31.12.2013 di cui verso parti correlate Totale di cui verso parti correlate ATTIVITA' Attività correnti Disponibilità liquide ed equivalenti (6) 124.161.084 124.151.878 32.656.290 32.653.609 Crediti commerciali e altri crediti (7) 378.667.542 349.032.985 393.154.138 380.837.895 Rimanenze (8) 27.577.152 21.520.671 Attività per imposte sul reddito correnti (9) 18.673 11.185.143 Attività per altre imposte correnti (10) 168.036 Altre attività correnti (11) 7.484.830 248.866 7.311.944 7.342.299 538.077.317 466.107.407 Immobili, impianti e macchinari (12) 1.246.978.554 987.940.933 Attività immateriali (13) 2.714.454 1.381.344 Partecipazioni in imprese controllate, collegate e a controllo congiunto (14) 209.183.991 209.183.991 Altre partecipazioni (15) 142.866 142.866 Altre attività finanziarie (16) 90.000 90.000 Attività per imposte anticipate (17) 5.947.108 94.324.937 Altre attività non correnti (18) 7.341.826 Attività non correnti TOTALE ATTIVITA' PASSIVITA' E PATRIMONIO NETTO 2.463.545 567 2.665.793 1.467.520.518 1.295.729.864 2.005.597.835 1.761.837.271 2.290.353 Passività correnti Passività finanziarie a breve termine 36 Quote a breve di passività finanziarie a lungo termine (23) 54.623.394 54.623.394 54.616.921 54.616.921 Debiti commerciali e altri debiti (19) 252.964.194 208.746.019 220.888.634 185.319.036 Passività per imposte sul reddito correnti (20) 14.933.395 Passività per altre imposte correnti (21) 843.831 863.670 Altre passività correnti (22) 6.711.470 6.298.082 330.076.284 282.667.343 8.533 Passività non correnti Passività finanziarie a lungo termine (23) 218.181.818 Fondi per rischi e oneri (24) 226.751.475 244.677.929 Fondi per benefici ai dipendenti (25) 6.708.730 5.998.552 Passività per imposte differite (26) Altre passività non correnti (27) TOTALE PASSIVITA' PATRIMONIO NETTO Capitale sociale Riserva sovrapprezzo azioni 14.343.110 218.181.818 13.443.110 163.636.364 9.274.402 465.985.133 423.587.247 796.061.417 706.254.590 944.947.849 944.947.849 163.636.364 8.374.402 (28) 2.329.765 2.329.765 Riserva legale 36.790.303 40.647.637 Altre riserve 51.714.903 32.425.487 Utili portati a nuovo 96.606.936 84.850.957 Utile/Perdita dell'esercizio 77.146.662 (49.619.014) TOTALE PATRIMONIO NETTO 1.209.536.418 1.055.582.681 TOTALE PASSIVITA' E PATRIMONIO NETTO 2.005.597.835 1.761.837.271 I dati presenti nella colonna 2012 differiscono da quanto pubblicato lo scorso anno in seguito al restatement per l'applicazione del principio IAS 19 "Benefici a dipendenti". Le voci impattate sono: le imposte anticipate, i fondi per benefici dipendenti, il patrimonio netto. 36 ENIPOWER BILANCIO DI ESERCIZIO 2013 / Schemi Conto economico 2012 (in euro) Note RICAVI (30) Ricavi della gestione caratteristica Altri ricavi e proventi Totale ricavi COSTI OPERATIVI di cui verso parti correlate Totale di cui verso parti correlate 1.046.806.632 958.626.395 962.809.637 33.946.672 28.365.046 19.437.224 17.231.252 982.246.861 906.043.082 1.080.753.304 888.811.830 (31) Acquisti, prestazioni di servizi e costi diversi Costo lavoro AMMORTAMENTI E SVALUTAZIONI UTILE OPERATIVO PROVENTI (ONERI) FINANZIARI Totale 2013 812.135.542 649.372.040 706.632.972 627.137.809 34.719.038 1.574.007 34.177.119 516.330 109.764.757 334.615.157 123.940.632 (93.178.387) (32) Proventi finanziari 1.583.193 763.878 595.243 419.974 Oneri finanziari (6.316.173) (4.146.052) (2.362.185) (1.950.431) Strumenti derivati (5.195.722) (5.195.722) 122.892 122.892 (1.644.050) (1.407.565) 22.743.414 22.743.414 22.743.414 (9.735.367) PROVENTI (ONERI) SU PARTECIPAZIONI (33) - Altri proventi (oneri) su partecipazioni 20.625.379 20.625.379 134.830.644 UTILE ANTE IMPOSTE Imposte sul reddito Utile/Perdita netta (34) 20.625.379 (72.079.023) (57.683.983) 22.460.009 77.146.661 (49.619.014) I dati presenti nella colonna 2012 differiscono da quanto pubblicato lo scorso anno in seguito al restatement per l'applicazione del principio IAS 19 "Benefici a dipendenti". Le voci impattate sono il costo lavoro e gli oneri finanziari. 37 ENIPOWER BILANCIO DI ESERCIZIO 2013 / Schemi Prospetto dell’utile complessivo (migliaia di euro) 2012 2013 Utile/Perdita netta dell'esercizio 77.147 (49.619) Altre componenti dell'utile/Perdita complessiva: - Rivalutazioni di piani a benefici definiti per i dipendenti - Effetto fiscale Totale altre componenti dell'utile complesssivo Totale utile/perdita complessivo dell'esercizio (1.062) 153 361 (56) (701) 97 76.446 (49.522) I dati presenti nella colonna 2012 differiscono da quanto pubblicato lo scorso anno in seguito al restatement per l'applicazione del principio IAS 19” Benefici a dipendenti”. 38 ENIPOWER BILANCIO DI ESERCIZIO 2013 / Schemi Prospetto delle variazioni nelle voci di patrimonio netto Riserva es art.13 Dlgs 124/93 Riserva facoltativa Altre riserve Utili relativi a esercizi precedenti 2.330 19 47.316 5.066 97.241 Totale Riserva sovrapprezzo azioni 944.948 29.825 Utile dell'esercizio Utile dell'esercizio Riserva legale Saldi al 31 dicembre 2010 Capitale sociale (migliaia di euro) Note Patrimonio netto di Enipower S.p.A. 69.799 1.196.544 69.503 69.503 Operazioni con gli azionisti: Destinazione utile 3.490 (3.490) Aumento del capitale sociale Attribuzione dividendo (783) (66.309) 944.948 33.315 2.330 19 47.316 5.066 96.458 (67.092) 69.503 1.198.955 Altri movimenti di patrimonio netto: Costo stock option Altre variazioni Saldi al 31 dicembre 2011 944.948 33.315 2.330 19 15 15 15 15 47.331 5.066 96.458 69.503 1.198.970 39 ENIPOWER BILANCIO DI ESERCIZIO 2013 / Schemi segue Prospetto delle variazioni nelle voci di patrimonio netto Riserva legale Riserva sovrapprezzo azioni Riserva es art.13 Dlgs 124/93 Riserva facoltativa Altre riserve Utili relativi a esercizi precedenti Utile dell'esercizio Totale Saldi al 31 dicembre 2011 Capitale sociale (migliaia di euro) Note Patrimonio netto di Enipower S.p.A. 944.948 33.315 2.330 19 47.331 5.066 96.458 69.503 1.198.970 Modifiche criteri contabili Saldi al 31 dicembre 2011 rettificati 267 944.948 33.315 2.330 19 47.331 5.066 96.725 Utile dell'esercizio 267 69.503 1.199.237 77.147 77.147 77.147 76.446 Altre componenti dell'utile dell'esercizio complessivo IAS 19 OCI 2012 (701) Utile complessivo dell'esercizio (701) Operazioni con gli azionisti: Destinazione utile residuo Aumento del capitale sociale Attribuzione dividendo (701) 3.475 (3.475) (118) (66.028) (66.146) 944.948 36.790 2.330 19 47.331 4.365 96.607 77.147 1.209.537 944.948 36.790 2.330 19 47.331 4.365 96.607 77.147 1.209.537 Altri movimenti di patrimonio netto: Costo stock option Altre variazioni Saldi al 31 dicembre 2012 I dati riferiti al 2012 sono stati rettificati degli effetti prodotti dall’applicazione retroattiva del nuovo principio contabile IAS 19 “Benefici a dipendenti”. 40 ENIPOWER BILANCIO DI ESERCIZIO 2013 / Schemi segue Prospetto delle variazioni nelle voci di patrimonio netto Riserva legale Riserva sovrapprezzo azioni Riserva es art.13 Dlgs 124/93 Riserva facoltativa Altre riserve Utili relativi a esercizi precedenti Utile dell'esercizio Totale Saldi al 31 dicembre 2012 Capitale sociale (migliaia di euro) Note Patrimonio netto di Enipower S.p.A. 944.948 36.790 2.330 19 47.331 4.365 96.607 77.147 1.209.537 Perdita dell'esercizio Altre componenti dell'utile complessivo: IAS 19 OCI 2013 Totale perdita complessiva dell'esercizio 97 97 Operazioni con gli azionisti: Destinazione utile residuo Aumento del capitale sociale Attribuzione dividendo 3.858 944.948 40.648 (49.619) (49.619) 97 (49.522) (3.858) 2.330 19 Altri movimenti di patrimonio netto: Costo stock option Altre variazioni Saldi al 31 dicembre 2013 (49.619) 47.331 4.462 (11.756) (73.289) (85.045) 84.851 (49.619) 1.074.970 (19.387) 944.948 40.648 2.330 19 27.944 (19.387) 4.462 84.851 (49.619) 1.055.583 41 ENIPOWER BILANCIO DI ESERCIZIO 2013 / Schemi Rendiconto finanziario (migliaia di euro) Note Utile / Perdita netto 2012 2013 77.147 (49.619) Rettifiche per ricondurre l'utile netto al flusso di cassa da attività operative: Ammortamenti (31) 109.781 113.223 Svalutazioni nette di attività materiali e immateriali (31) (16) 221.392 204 1.535 (33) (20.457) (22.743) (745) (463) Plusvalenze nette su cessioni di attività Dividendi Interessi attivi Interessi passivi Imposte sul reddito (34) 4.128 1.944 57.684 (22.460) Altre variazioni Variazioni del capitale di esercizio: 14.624 3.419 - crediti commerciali - rimanenze (28.677) (25.497) - debiti commerciali (27.402) 27.959 - fondi per rischi e oneri 93.918 21.930 - altre attività e passività (16.706) 16.272 35.757 44.083 Flusso di cassa del capitale di esercizio Variazione fondo per benefici ai dipendenti Dividendi incassati Interessi incassati Interessi pagati Imposte sul reddito pagate al netto dei crediti d'imposta rimborsati Flusso di cassa netto da attività operativa 216 (136) 18.809 27.573 457 293 (4.144) (2.131) (53.667) (139.834) 225.154 172.657 (35) 323.880 264.011 - attività materiali (12) (101.607) (98.875) - attività immateriali (13) 6 (6) - di cui verso parti correlate Investimenti: - imprese entrate nell'area di consolidamento e rami d'azienda - partecipazioni variazione debiti e crediti relativi all attività di investimento e imputazione di ammortamenti all’attivo patrimoniale (14) Flusso di cassa degli investimenti 30.551 (32.857) (71.050) (131.738) 537 80 Disinvestimenti: - attività materiali - attività immateriali - imprese uscite dall’area di consolidamento e rami d’azienda - partecipazioni 169 - variazione debiti e crediti relativi all’attività di disinvestimento Flusso di cassa dei disinvestimenti Flusso di cassa netto da attività di investimento -di cui verso parti correlate Rimborso di debiti finanziari a lungo termine (35) 706 80 (70.344) (131.658) (31.877) (46.099) (54.742) (54.552) (66.146) (85.045) Incremento (Decremento) di debiti finanziari correnti Dividendi pagati Flusso di cassa netto da attività di finanziamento (120.888) (139.597) -di cui verso parti correlate Altre variazioni delle disponibilità liquide (conguaglio scissione Taranto) (120.888) (139.597) 7.093 Flusso di cassa netto del periodo 33.922 (91.505) Disponibilità liquide ed equivalenti ad inizio esercizio 90.239 124.161 124.161 32.656 Disponibilità liquide ed equivalenti a fine esercizio 42 ENIPOWER BILANCIO DI ESERCIZIO 2013 / Note al bilancio Note al bilancio 1 Criteri di redazione Il bilancio di esercizio è redatto secondo gli International Financial Reporting Standards (nel seguito “IFRS” o “principi contabili internazionali”) emanati dall’International Accounting Standards Board (IASB) e adottati dalla Commissione Europea secondo la procedura di cui all’art. 6 del Regolamento (CE) n. 1606/2002 del Parlamento Europeo e del Consiglio del 19 luglio 2002. I principi contabili internazionali utilizzati ai fini della redazione del bilancio di esercizio sono sostanzialmente coincidenti con quelli emanati dallo IASB in vigore per l’esercizio 2013 in quanto le attuali differenze tra gli IFRS omologati dalla Commissione Europea e quelli emessi dallo IASB riguardano fattispecie non presenti nella realtà di Enipower S.p.A. Enipower S.p.A. si avvale della facoltà di non redigere il bilancio consolidato secondo gli IFRS prevista dallo IAS 27 “Bilancio consolidato e separato” sussistendo i requisiti stabili per l’adozione all’esenzione; le partecipazioni in imprese controllate, controllate congiuntamente e collegate sono incluse nel bilancio consolidato eni redatto da eni spa conformemente agli IFRS. Il bilancio consolidato eni è disponibile presso la sede legale di eni spa, Piazzale E. Mattei – 00142 Roma, nonchè sul sito internet www.eni.com Il bilancio è stato redatto applicando il metodo del costo storico, tenuto conto ove appropriato delle rettifiche di valore, con l’eccezione delle voci di bilancio che secondo gli IFRS devono essere rilevate al fair value, come indicato nei criteri di valutazione. Il progetto di bilancio di esercizio al 31 dicembre 2013, approvato dal Consiglio di Amministrazione di Enipower S.p.A. nella riunione del 5 marzo 2014 è sottoposto alla revisione contabile da parte della BDO S.p.A. Le informazioni a commento dello stato patrimoniale e del conto economico, tenuto conto della rilevanza degli importi, sono espresse in migliaia di euro. 2 Criteri di valutazione I criteri di valutazione più significativi adottati per la redazione del bilancio consolidato sono indicati nei seguenti punti: Attività correnti Le disponibilità liquide ed equivalenti comprendono la cassa, i depositi a vista nonchè le attività finanziarie originariamente esigibili entro 90 giorni, prontamente convertibili in cassa e sottoposte a un irrilevante rischio di variazione di valore. I crediti sono valutati secondo il metodo del costo ammortizzato (v. punto successivo “Attività finanziarie”). Le rimanenze, differenti dai lavori in corso su ordinazione, sono iscritte al minore tra il costo di acquisto o di produzione e il valore netto di realizzo rappresentato dall’ammontare che l’impresa si attende di ottenere dalla loro vendita nel normale svolgimento dell’attività. Il costo delle rimanenze è determinato applicando il metodo del costo medio ponderato. I lavori in corso su ordinazione sono valutati sulla base dei corrispettivi pattuiti 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 delle rimanenze nei limiti dei corrispettivi maturati. la parte eccedente il valore delle rimanenze è iscritta nelle passività. Le perdite sono rilevate interamente nell’esercizio in cui sono considerate probabili. Attività non correnti Attività materiali Le attività materiali sono rilevate secondo il criterio del costo e iscritte al prezzo di acquisto o al costo di produzione comprensivo dei costi accessori, di diretta imputazione, necessari a rendere le attività pronte 43 ENIPOWER BILANCIO DI ESERCIZIO 2013 / Note al bilancio all’uso. Quando è necessario un periodo di tempo significativo affinché il bene sia pronto all’uso, il prezzo di acquisto o il costo di produzione, include gli oneri finanziari sostenuti che teoricamente si sarebbero risparmiati, nel periodo necessario a rendere il bene pronto all’uso, qualora l’investimento non fosse stato realizzato. In presenza di obbligazioni attuali per lo smantellamento, la rimozione delle attività e il ripristino dei siti, il valore di iscrizione include i costi stimati (attualizzati) da sostenere al momento dell’abbandono delle strutture. Tali valori sono rilevati in contropartita a uno specifico fondo. Il trattamento contabile delle revisioni di stima di questi costi, del trascorrere del tempo e del tasso di attualizzazione è indicato al punto “Fondi per rischi e oneri”. Non è ammesso effettuare rivalutazioni delle attività materiali, neanche in applicazione di leggi specifiche. I costi per migliorie, ammodernamento e trasformazione, aventi natura incrementativa delle attività materiali, sono rilevati all’attivo patrimoniale quando è probabile che essi incrementino i benefici economici futuri attesi dal bene. Le attività materiali, a partire dal momento in cui inizia o avrebbe dovuto iniziare l’utilizzazione del bene, sono ammortizzate sistematicamente a quote costanti lungo la loro vita utile intesa come la stima del periodo in cui l’attività sarà utilizzata dall’impresa. Quando l’attività materiale è costituita da più componenti significative aventi vite utili differenti, l’ammortamento è effettuato per ciascuna componente. Il valore da ammortizzare è rappresentato dal valore d’iscrizione, ridotto del presumibile valore netto di cessione al termine della sua vita utile, se significativo e ragionevolmente determinabile. Non sono oggetto di ammortamento i terreni, anche se acquistati congiuntamente a un fabbricato, nonché le attività materiali destinate alla vendita. Eventuali modifiche al piano di ammortamento, derivanti da revisione della vita utile dell’attività, del valore residuo ovvero delle modalità di ottenimento dei benefici economici dell’attività, sono rilevate prospetticamente. I costi di sostituzione di componenti identificabili di beni complessi sono rilevati all’attivo patrimoniale e ammortizzati lungo la loro vita utile; il valore di iscrizione residuo della componente oggetto di sostituzione è rilevato a conto economico. Le spese di manutenzione e riparazione ordinarie sono rilevate a conto economico nell’esercizio in cui sono sostenute. Quando si verificano eventi che fanno presumere una riduzione del valore delle attività materiali, la loro recuperabilità è verificata confrontando il valore di iscrizione con il relativo valore recuperabile rappresentato dal maggiore tra il fair value, al netto degli oneri di dismissione (v. successivo punto “Valutazioni al fair value”), e il valore d’uso. Quest’ultimo è determinato attualizzando i flussi di cassa attesi derivanti dall’uso del bene e, se significativi, e ragionevolmente determinabili, dalla sua cessione al termine della sua vita utile al netto degli oneri di dismissione. I flussi di cassa attesi sono, a loro volta, determinati sulla base di assunzioni ragionevoli e dimostrabili rappresentative della migliore stima delle future condizioni economiche che si verificheranno nella residua vita utile del bene, dando maggiore rilevanza alle indicazioni provenienti dall’esterno. L’attualizzazione è effettuata a un tasso che riflette le valutazioni correnti di mercato del valore temporale del denaro e dei rischi specifici dell’attività non riflesse nelle stime dei flussi di cassa. In particolare il tasso di sconto utilizzato è il Weighted Average Cost Of Capital (WACC). Per il settore in cui opera la società, tenuto conto della sostanziale coincidenza della rischiosità con quella complessiva eni, è utilizzato il medesimo tasso di sconto. Il valore d’uso è determinato al netto dell’effetto fiscale in quanto questo metodo produce valori sostanzialmente equivalenti a quelli ottenibili attualizzando i flussi di cassa al lordo delle imposte ad un tasso di sconto ante imposte derivato, in via iterativa, dal risultato della valutazione post imposte. La valutazione è effettuata per singola attività o per il più piccolo insieme identificabile di attività che genera flussi di cassa in entrata autonomi derivanti dall’utilizzo continuativo dei beni (c.d. cash generating unit). Quando vengono meno i motivi delle svalutazioni effettuate, le attività sono rivalutate e la rettifica è rilevata a conto economico come rivalutazione (ripristino di valore). La rivalutazione è effettuata al minore tra il valore recuperabile e il valore d’iscrizione al lordo delle svalutazioni precedentemente effettuate e ridotto delle quote di ammortamento che sarebbero state stanziate qualora non si fosse proceduto alla svalutazione. 44 ENIPOWER BILANCIO DI ESERCIZIO 2013 / Note al bilancio Attività immateriali Le attività immateriali riguardano le attività prive di consistenza fisica identificabile, controllate dall’impresa e in grado di produrre benefici economici futuri, nonché il goodwill quando acquisito a titolo oneroso. L’identificabilità è definita con riferimento alla possibilità di distinguere l’attività immateriale acquisita dal goodwill; tale requisito è soddisfatto, di norma, quando: (i) l’attività immateriale è riconducibile a un diritto legale o contrattuale, oppure (ii) l’attività è separabile, ossia può essere ceduta, trasferita, data in affitto o scambiata autonomamente oppure come parte integrante di altre attività. Il controllo dell’impresa consiste nella potestà di usufruire dei benefici economici futuri derivanti dall’attività e nella possibilità di limitarne l’accesso ad altri. Le attività immateriali sono iscritte al costo determinato secondo i criteri indicati per le attività materiali. Non è ammesso effettuare rivalutazioni, neanche in applicazione di leggi specifiche. Le attività immateriali aventi vita utile definita sono ammortizzate sistematicamente lungo la loro vita utile intesa come la stima del periodo in cui le attività saranno utilizzate dall’impresa; per il valore da ammortizzare e la recuperabilità del valore di iscrizione valgono i criteri indicati al punto “Attività materiali”. Il goodwill e le altre attività immateriali aventi vita utile indefinita non sono oggetto di ammortamento. La recuperabilità del loro valore di iscrizione è verificata almeno annualmente e comunque quando si verificano eventi che fanno presupporre una riduzione del valore. La verifica è effettuata a livello del più piccolo aggregato sulla base del quale la Direzione Aziendale valuta, direttamente o indirettamente, il ritorno dell’investimento che include il goodwill stesso. Quando il valore d’iscrizione della cash generating unit, comprensivo del goodwill a essa attribuito e determinato tenendo conto delle eventuali svalutazioni degli assets non correnti che fanno parte della cash generating unit, è superiore al valore recuperabile 3, la differenza costituisce oggetto di svalutazione che viene attribuita in via prioritaria al goodwill fino a concorrenza del suo ammontare. L’eventuale eccedenza della svalutazione rispetto al goodwill è imputata pro quota al valore di libro degli asset che costituiscono la cash generating unit. Le svalutazioni del goodwill non sono oggetto di ripristino di valore 4. Contributi I contributi in conto capitale sono rilevati quando esiste la ragionevole certezza che saranno realizzate le condizioni previste dagli organi governativi concedenti per il loro ottenimento e sono rilevati a riduzione del prezzo di acquisto o del costo di produzione delle attività cui si riferiscono. I contributi in conto esercizio sono rilevati a conto economico per competenza, coerentemente con il sostenimento dei costi cui sono correlati. Attività finanziarie Partecipazioni Le partecipazioni in imprese controllate, in imprese congiuntamente controllate e in imprese collegate sono valutate al costo di acquisto, comprensivo dei costi accessori di diretta imputazione. In presenza di obiettive evidenze di perdita di valore (v. anche punto “Attività correnti”) la recuperabilità è verificata confrontando il valore di iscrizione con il relativo valore recuperabile, rappresentato dal maggiore tra il fair value, al netto degli oneri di dismissione, e il valore d’uso. In assenza di un accordo di vendita vincolante, il fair value è stimato sulla base dei valori espressi da un mercato attivo, da transazioni recenti ovvero sulla base delle migliori informazioni disponibili per riflettere l’ammontare che l’impresa potrebbe ottenere dalla vendita dell’attività. Il valore d’uso è determinato, generalmente, nei limiti della corrispondente frazione del patrimonio netto dell’impresa partecipata desunto dal bilancio consolidato, attualizzando i flussi di cassa attesi dell’attività e, se significativi e ragionevolmente determinabili, dalla sua cessione al netto degli oneri di dismissione. I flussi di cassa sono determinati sulla base di assunzioni ragionevoli e dimostrabili, rappresentative della migliore stima delle future condizioni economiche, dando maggiore rilevanza alle indicazioni provenienti dall’esterno. L’attualizzazione è effettuata 3 4 Per la definizione di valore recuperabile vedi punto “Attività materiali”. La svalutazione rilevata in un periodo infrannuale non è oggetto di storno anche nel caso in cui, sulla base delle condizioni esistenti in un periodo infrannuale successivo, la svalutazione sarebbe stata minore ovvero non rilevata. 45 ENIPOWER BILANCIO DI ESERCIZIO 2013 / Note al bilancio a un tasso che riflette le valutazioni correnti di mercato del valore temporale del denaro e dei rischi specifici delle attività, non riflessi nelle stime dei flussi di cassa. Il rischio derivante da eventuali perdite eccedenti il patrimonio netto è rilevato in un apposito fondo nella misura in cui la società è impegnata ad adempiere a obbligazioni legali, contrattuali o implicite nei confronti dell’impresa partecipata o comunque a coprire le sue perdite. Quando vengono meno i motivi delle svalutazioni effettuate, le partecipazioni valutate al costo sono rivalutate nei limiti delle svalutazioni effettuate con imputazione dell’effetto a conto economico alla voce “Altri proventi/oneri su partecipazioni”. Le altre partecipazioni sono valutate al fair value con imputazione degli effetti derivanti dalla valutazione alla riserva di patrimonio netto afferente le altre componenti dell’utile complessivo. Le variazioni del fair value rilevate nel patrimonio netto sono imputate a conto economico all’atto della svalutazione o del realizzo. Quando il fair value non può essere attendibilmente determinato, le partecipazioni sono valutate al costo rettificato per le perdite di valore. Le perdite di valore non sono oggetto di ripristino. Crediti e attività finanziarie da mantenersi sino alla scadenza I crediti e le attività finanziarie da mantenersi sino alla scadenza sono iscritti al costo rappresentato dal fair value del corrispettivo iniziale dato in cambio, incrementato dei costi di transazione (es. commissioni, consulenze, etc.). Il valore d’iscrizione iniziale è successivamente rettificato per tener conto dei rimborsi in quota capitale, delle eventuali svalutazioni e dell’ammortamento della differenza tra il valore di rimborso e il valore di iscrizione iniziale. L’ammortamento è effettuato sulla base del tasso di interesse interno effettivo rappresentato dal tasso che rende uguali, al momento della rilevazione iniziale, il valore attuale dei flussi di cassa attesi e il valore di iscrizione iniziale (c.d. metodo del costo ammortizzato). In presenza di obiettive evidenze di perdita di valore, la svalutazione è determinata confrontando il relativo valore di iscrizione con il valore attuale dei flussi di cassa attesi attualizzati al tasso di interesse effettivo definito al momento della rilevazione iniziale. I crediti e le attività finanziarie da mantenersi sino alla scadenza sono esposti al netto degli accantonamenti effettuati al fondo svalutazione. Quando la riduzione di valore dell’attività è accertata, il fondo svalutazione è utilizzato a fronte oneri, differentemente è utilizzato per esuberanza. Gli effetti economici della valutazione al costo ammortizzato sono rilevati alla voce “Proventi (oneri) finanziari”. Passività finanziarie I debiti sono valutati con il metodo del costo ammortizzato (v. punto precedente “Attività finanziarie”). Fondi per rischi e oneri I fondi per rischi e oneri riguardano costi e oneri di natura determinata e di esistenza certa o probabile che alla data di chiusura dell’esercizio sono indeterminati nell’ammontare o nella data di sopravvenienza. Gli accantonamenti sono rilevati quando: (i) è probabile l’esistenza di un’obbligazione attuale, legale o implicita, derivante da un evento passato; (ii) è probabile che l’adempimento dell’obbligazione sia oneroso; (iii) l’ammontare dell’obbligazione può essere stimato attendibilmente. Gli accantonamenti sono iscritti al valore rappresentativo della migliore stima dell’ammontare che l’impresa razionalmente pagherebbe per estinguere l’obbligazione ovvero per trasferirla a terzi alla data di chiusura dell’esercizio. Gli accantonamenti relativi a contratti onerosi sono iscritti al minore tra il costo necessario per l’adempimento dell’obbligazione, al netto dei benefici economici attesi derivanti dal contratto, e il costo per la risoluzione del contratto. Quando l’effetto finanziario del tempo è significativo e le date di pagamento delle obbligazioni sono attendibilmente stimabili, l’accantonamento è determinato attualizzando al tasso medio del debito dell’impresa i flussi di cassa attesi determinati tenendo conto dei rischi associati all’obbligazione; l’incremento del fondo connesso al trascorrere del tempo è rilevato a conto economico alla voce “Proventi (oneri) finanziari”. Quando la passività è relativa ad attività materiali (es. smantellamento e ripristino siti), il fondo è rilevato in contropartita all’attività a cui si riferisce. L’imputazione a conto economico avviene attraverso il processo di ammortamento. 46 ENIPOWER BILANCIO DI ESERCIZIO 2013 / Note al bilancio I fondi sono periodicamente aggiornati per riflettere le variazioni delle stime dei costi, dei tempi di realizzazione e del tasso di attualizzazione. Le revisioni di stima sono imputate alla medesima voce di conto economico che ha precedentemente accolto l’accantonamento ovvero, quando la passività è relativa ad attività materiali (es. smantellamento e ripristino siti), le variazioni di stima del fondo sono rilevate in contropartita all’attività a cui si riferiscono nei limiti dei valori di iscrizione; l’eventuale eccedenza è rilevata a conto economico. Fondi per benefici ai dipendenti I benefici successivi al rapporto di lavoro sono definiti sulla base di programmi, ancorché non formalizzati, che in funzione delle loro caratteristiche sono distinti in programmi “a contributi definiti” e programmi “a benefici definiti”. Nei programmi a contributi definiti l’obbligazione dell’impresa, limitata al versamento dei contributi allo Stato ovvero a un patrimonio o a un’entità giuridicamente distinta (c.d. fondo), è determinata sulla base dei contributi dovuti. La passività relativa ai programmi a benefici definiti, al netto delle eventuali attività al servizio del piano, è determinata sulla base di ipotesi attuariali ed è rilevata per competenza coerentemente al periodo lavorativo necessario all’ottenimento dei benefici. Gli interessi netti (cd. net interest) includono la componente di rendimento delle attività al servizio del piano e del costo per interessi da rilevare a conto economico. Il net interest è determinato applicando alle passività, al netto delle eventuali attività al servizio del piano, il tasso di sconto definito per le passività; il net interest di piani a benefici definiti è rilevato tra i “Proventi (oneri) finanziari”. Per i piani a benefici definiti sono rilevate nel prospetto dell’utile complessivo le variazioni di valore della passività netta (cd rivalutazioni) derivanti da utili (perdite) attuariali, conseguenti a variazioni delle ipotesi attuariali utilizzate o a rettifiche basate sull’esperienza passata, e dal rendimento delle attività al servizio del piano differente dalla componente inclusa nel net interest. In presenza di attività nette sono inoltre rilevate nel prospetto dell’utile complessivo le variazioni di valore differenti dalla componente inclusa nel net interest. Le obbligazioni relative a benefici a lungo termine sono determinate adottando ipotesi attuariali; gli effetti derivanti dalle rivalutazioni sono rilevati interamente a conto economico. Ricavi e costi I ricavi delle vendite e delle prestazioni di servizi sono rilevati al momento dell’effettivo trasferimento dei rischi e dei vantaggi rilevanti tipici della proprietà o al compimento della prestazione. I ricavi derivanti dalla vendita dei prodotti sono riconosciuti al momento della spedizione quando a quella data i rischi di perdita sono trasferiti all’acquirente. Gli stanziamenti di ricavi associati a servizi parzialmente resi sono rilevati per il corrispettivo maturato, sempreché sia possibile determinarne attendibilmente lo stadio di completamento e non sussistano incertezze di rilievo sull’ammontare e sull’esistenza del ricavo e dei relativi costi; diversamente sono rilevati nei limiti dei costi sostenuti recuperabili. I corrispettivi maturati nell’esercizio, relativi ai 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). Le richieste di corrispettivi aggiuntivi derivanti da modifiche ai lavori previsti contrattualmente si considerano nell’ammontare complessivo dei corrispettivi quando è probabile che il committente approverà le varianti e il relativo prezzo. Le altre richieste (claims), derivanti ad esempio da maggiori oneri sostenuti per cause imputabili al committente, si considerano nell’ammontare complessivo dei corrispettivi solo quando è probabile che la controparte le accetti. I ricavi sono iscritti al netto di resi, sconti, abbuoni e premi, nonché delle imposte ad essi direttamente connesse. I costi sono iscritti quando associati a beni e servizi venduti o consumati nell’esercizio o per ripartizione sistematica, ovvero, quando non è possibile identificare l’utilità futura degli stessi. 47 ENIPOWER BILANCIO DI ESERCIZIO 2013 / Note al bilancio I costi relativi alle quote di emissione, determinati sulla base dei prezzi di mercato, sono rilevati limitatamente alla quota di emissioni di anidride carbonica eccedenti le quote assegnate. I costi relativi all’acquisto di diritti di emissione sono capitalizzati e rilevati tra le attività immateriali al netto dell’eventuale saldo negativo tra emissioni effettuate e quote assegnate. I proventi relativi alle quote di emissione sono rilevati all'atto del realizzo attraverso la cessione. In caso di cessione, ove presenti, si ritengono venduti per primi i diritti di emissione acquistati. I canoni relativi a leasing operativi sono imputati a conto economico lungo la durata del contratto. Differenze cambio I ricavi e i costi relativi a operazioni in valuta diversa da quella funzionale sono iscritti al cambio corrente del giorno in cui l’operazione è compiuta. Le attività e passività monetarie in valuta diversa da quella funzionale sono in essa convertite applicando il cambio corrente alla data di chiusura dell’esercizio di riferimento con imputazione dell’effetto a conto economico. Le attività e passività non monetarie in valuta diversa da quella funzionale, valutate al costo sono iscritte al cambio di rilevazione iniziale. Quando la valutazione è effettuata al fair valu,e ovvero al valore recuperabile o di realizzo, è adottato il cambio corrente alla data di determinazione di tale valore. Dividendi I dividendi sono rilevati alla data di assunzione della delibera da parte dell’assemblea, salvo quando sia ragionevolmente certa la cessione delle azioni prima dello stacco della cedola. I dividendi deliberati da società controllate, collegate o controllate congiuntamente sono imputati a conto economico anche nel caso in cui derivino dalla distribuzione di riserve di utili generatesi precedentemente all’acquisizione della partecipazione. La distribuzione di tali riserve di utili rappresenta un evento che fa presumere una perdita di valore e, pertanto, comporta la necessità di verificare la recuperabilità del valore d’iscrizione della partecipazione. Imposte sul reddito A partire dall’esercizio 2004 la società, congiuntamente a eni, ha esercitato l’opzione per il regime fiscale del consolidato fiscale nazionale, che consente di determinare l’Ires su una base imponibile corrispondente alla somma algebrica degli imponibili positivi e/o negativi delle singole società che partecipano al consolidato. I rapporti economici, oltre che le responsabilità e gli obblighi reciproci, fra eni e le altre società del Gruppo che hanno aderito al consolidato fiscale sono definiti nel “Regolamento di partecipazione al regime di tassazione del consolidato fiscale nazionale per le società del Gruppo Eni”, secondo il quale: i. le società controllate con imponibile positivo trasferiscono a eni le risorse finanziarie corrispondenti alla maggiore imposta da questa dovuta per effetto della loro partecipazione al Consolidato nazionale; ii. le società con imponibile negativo ricevono una compensazione, su base proporzionale, pari al relativo risparmio d’imposta realizzato da eni se e nella misura in cui, hanno prospettive di redditività che avrebbero consentito, in assenza del consolidato fiscale nazionale, di rilevare imposte anticipate. L’eventuale importo non remunerato da eni è rilevato nei limiti della sua recuperabilità. La relativa imposta, al netto degli acconti versati, delle ritenute subite e in genere dei crediti d’imposta, è conseguentemente rilevata come debito o credito verso la controllante. Il debito per IRES relativo all’addizionale prevista dal comma 16 dell’art. 81 del DL 112/2008, convertito con la legge 133/2008, è rilevato alla voce “Passività per imposte sul reddito correnti” in quanto, la società, pur partecipando al consolidato fiscale nazionale, deve provvedere autonomamente al versamento. Le imposte sul reddito correnti sono calcolate sulla base della stima del reddito imponibile della società. 48 ENIPOWER BILANCIO DI ESERCIZIO 2013 / Note al bilancio I debiti e i crediti tributari per imposte sul reddito correnti sono rilevati al valore che si prevede di pagare/recuperare alle/dalle autorità fiscali applicando le aliquote e le normative fiscali vigenti o sostanzialmente approvate alla data di chiusura dell’esercizio. Le imposte sul reddito differite e anticipate sono calcolate sulle differenze temporanee tra i valori delle attività e delle passività iscritte in bilancio e i corrispondenti valori riconosciuti ai fini fiscali sulla base delle aliquote e della normativa approvate o sostanzialmente tali per gli esercizi futuri. L’iscrizione di attività per imposte anticipate è effettuata quando il loro recupero è considerato probabile. In particolare la recuperabilità delle imposte anticipate è considerata probabile quando si prevede la disponibilità di un reddito imponibile, nell’esercizio in cui si annullerà la differenza temporanea, tale da consentire di attivare la deduzione fiscale. Le attività per imposte anticipate e le passività per imposte differite sono classificate tra le attività e le passività non correnti e sono compensate se riferite a imposte compensabili. Il saldo della compensazione, se attivo, è iscritto alla voce “Attività per imposte anticipate”, se passivo, alla voce “Passività per imposte differite”. Quando i risultati delle operazioni sono rilevati direttamente a patrimonio netto, le imposte correnti, anticipate e differite sono anch’esse rilevate al patrimonio netto. Strumenti derivati Gli strumenti derivati, ivi inclusi quelli impliciti (c.d. embedded derivatives) oggetto di separazione dal contratto principale, sono attività e passività rilevate al fair value stimato secondo i criteri indicati al punto “Valutazioni al fair value”. Il fair value delle passività per strumenti derivati considera le rettifiche per tener conto del non-performance risk dell’emittente (v. successivo punto “Valutazioni al fair value”). I derivati sono designati come strumenti di copertura quando la relazione tra il derivato e l’oggetto della copertura è formalmente documentata e l’efficacia della copertura, verificata periodicamente, è elevata. Quando i derivati di copertura coprono il rischio di variazione del fair value degli strumenti oggetto di copertura (fair value hedge; es. copertura della variabilità del fair value di attività/passività a tasso fisso), i derivati sono rilevati al fair value con imputazione degli effetti a conto economico. Coerentemente, gli strumenti oggetto di copertura sono adeguati per riflettere, a conto economico, le variazioni del fair value associate al rischio coperto, indipendentemente dalla previsione di un diverso criterio di valutazione applicabile generalmente alla tipologia di strumento. Valutazioni al fair value Il fair value è il prezzo che si percepirebbe per la vendita di un’attività ovvero che si pagherebbe per il trasferimento di una passività in una regolare transazione di mercato (ossia non in una liquidazione forzosa o in una vendita sottocosto) alla data di valutazione (exit price). La determinazione del fair value è basata sulle condizioni di mercato esistenti alla data della valutazione e sulle assunzioni degli operatori di mercato (market-based). La valutazione del fair value suppone che l’attività o la passività sia scambiata nel mercato principale o, in assenza dello stesso, nel più vantaggioso a cui l’impresa ha accesso, indipendentemente dall’intenzione della società di vendere l’attività o di trasferire la passività oggetto di valutazione. La determinazione del fair value di un’attività non finanziaria è effettuata considerando la capacità degli operatori di mercato di generare benefici economici impiegando tale attività nel suo massimo e migliore utilizzo, o vendendola ad un altro operatore di mercato che la impiegherebbe nel suo massimo e migliore utilizzo. La determinazione del massimo e migliore utilizzo dell’asset è effettuata dal punto di vista degli operatori di mercato anche nell’ipotesi in cui l’impresa intenda effettuarne un utilizzo differente; si presume che l’utilizzo corrente da parte della società di un’attività non finanziaria sia il massimo e migliore utilizzo della stessa, a meno che il mercato o altri fattori non suggeriscano che un differente utilizzo da parte degli operatori di mercato sia in grado di massimizzarne il valore. La valutazione del fair value di una passività, sia finanziaria che non finanziaria, o di uno strumento di equity, in assenza di un prezzo quotato, è effettuata considerando la valutazione della corrispondente attività posseduta da un operatore di mercato alla data della valutazione. 49 ENIPOWER BILANCIO DI ESERCIZIO 2013 / Note al bilancio Il fair value di una passività riflette l’effetto di un rischio di inadempimento; il rischio di inadempimento comprende, tra l’altro, il rischio di credito dell’entità stessa. In assenza di quotazioni di mercato disponibili, il fair value è determinato utilizzando tecniche di valutazione, adeguate alle circostanze, che massimizzino l’uso di input osservabili rilevanti, riducendo al minimo l’utilizzo di input non osservabili. Schemi di bilancio 5 Le voci dello stato patrimoniale sono classificate in correnti e non correnti, quelle del conto economico sono classificate per natura. Il prospetto dell’utile complessivo indica il risultato economico integrato dei proventi e oneri che per espressa disposizione degli IFRS sono rilevati direttamente a patrimonio netto. Il prospetto delle variazioni del patrimonio netto presenta i proventi (oneri) complessivi dell’esercizio, le operazioni con gli azionisti e le altre variazioni del patrimonio netto. Lo schema di rendiconto finanziario è predisposto secondo il “metodo indiretto”, rettificando l’utile dell’esercizio delle componenti di natura non monetaria. 3 Modifica dei criteri contabili Nel bilancio civilistico della società sono applicati gli stessi principi contabili e gli stessi criteri di valutazione dell’esercizio precedente, fatta eccezione per i principi contabili internazionali entrati in vigore a partire dall’1 gennaio 2013 illustrati nella sezione del bilancio d’esercizio 2012 “Principi contabili di recente emanazione”. In particolare, con il Regolamento 475/2012 emesso dalla Commissione Europea in data 5 giugno 2012 è stata omologata la nuova versione dello IAS 19 “Benefici per i dipendenti” (di seguito IAS 19) le cui nuove disposizioni sono applicate con effetto retroattivo rettificando i valori di apertura dello stato patrimoniale all’1 gennaio 2012 e i dati economici del 2012. L’applicazione delle nuove disposizioni dello IAS 19 non ha prodotto effetti significativi. Inoltre, a partire dall’ 1 gennaio 2013 è entrato in vigore l’IFRS 13 “Valutazione del fair value” (omologato dalla Commissione Europea con Regolamento n. 1255/2012 del 11 dicembre 2012) che definisce un framework unico per le valutazioni al fair value, richieste o consentite da parte di altri IFRS e per l’informativa di bilancio. In particolare, il fair value è definito come il prezzo da ricevere per la vendita di un’attività (da pagare per il trasferimento di una passività) nell’ambito di una transazione ordinaria posta in essere tra operatori di mercato alla data della valutazione. L’applicazione delle disposizioni dell’IFRS 13 non ha prodotto effetti significativi. 4 Utilizzo di stime contabili L’applicazione dei principi contabili generalmente accettati per la redazione del bilancio e delle relazioni contabili infrannuali comporta che la Direzione aziendale effettui stime contabili basate su giudizi complessi e/o soggettivi, stime basate su esperienze passate e ipotesi considerate ragionevoli e realistiche sulla base delle informazioni conosciute al momento della stima. L’utilizzo delle stime contabili influenza il valore d’iscrizione delle attività e delle passività e l’informativa su attività e passività potenziali alla data del bilancio, nonché l’ammontare dei ricavi e dei costi nel periodo di riferimento. I risultati effettivi possono differire da quelli stimati a causa dell’incertezza che caratterizza le ipotesi e le condizioni sulle quali le stime si basano. Di seguito sono indicate le stime contabili critiche al fine 5 Gli schemi di bilancio sono gli stessi adottati nel bilancio d’esercizio 2012, fatta eccezione per il prospetto dell’utile complessivo dove, per effetto dell’entrata in vigore delle modifiche allo IAS 1 “Presentazione del bilancio”, le componenti dell’utile complessivo sono raggruppate sulla base della possibilità di una loro riclassifica a conto economico secondo quanto disposto dagli IFRS di riferimento (cd. reclassification adjustments). 50 ENIPOWER BILANCIO DI ESERCIZIO 2013 / Note al bilancio della redazione del bilancio e delle relazioni contabili infrannuali perché comportano un elevato ricorso a giudizi soggettivi, assunzioni e ipotesi relative a tematiche per loro natura incerte. Le modifiche delle condizioni alla base di giudizi, assunzioni e ipotesi adottati possono determinare un impatto rilevante sui risultati successivi. Svalutazioni Le attività sono svalutate quando eventi o modifiche delle circostanze facciano ritenere che il valore di iscrizione in bilancio non sia recuperabile. Gli eventi che possono determinare una svalutazione di attività sono variazioni nei piani industriali, variazioni nei prezzi di mercato che possono determinare minori performance operative e ridotto utilizzo degli impianti. La decisione se procedere a una svalutazione e la quantificazione della stessa dipendono dalle valutazioni della Direzione aziendale su fattori complessi e altamente incerti, tra i quali l’andamento futuro dei prezzi, l’impatto dell’inflazione e dei miglioramenti tecnologici sui costi di produzione, i profili produttivi e le condizioni della domanda e dell’offerta su scala globale o regionale. La svalutazione è determinata confrontando il valore d’iscrizione con il relativo valore recuperabile, rappresentato dal maggiore tra il fair value, al netto degli oneri di dismissione, e il valore d’uso determinato attualizzando i flussi di cassa attesi derivanti dall’utilizzo dell’attività al netto degli oneri di dismissione. I flussi di cassa attesi sono quantificati alla luce delle informazioni disponibili al momento della stima sulla base di giudizi soggettivi sull’andamento di variabili future – quali i prezzi, i costi, i tassi di crescita della domanda, i profili produttivi – e sono attualizzati utilizzando un tasso che tiene conto del rischio inerente all’attività interessata. Il goodwill e le altre attività immateriali aventi vita utile indefinita non sono oggetto di ammortamento. La recuperabilità dei loro valori d’iscrizione è verificata almeno annualmente e comunque quando si verificano eventi che fanno presupporre una riduzione del valore. Con riferimento al goodwill, la verifica è effettuata a livello del più piccolo aggregato (cash generating unit) al quale il goodwill può essere attribuito su base ragionevole e coerente Tale aggregato rappresenta la base sulla quale la Direzione aziendale valuta, direttamente o indirettamente, il ritorno dell’investimento. Quando il valore d’iscrizione della cash generating unit comprensivo del goodwill ad essa attribuito è superiore al valore recuperabile, la differenza costituisce oggetto di svalutazione che viene attribuita in via prioritaria al goodwill fino a concorrenza del suo ammontare. L’eventuale eccedenza della svalutazione rispetto al goodwill è imputata pro quota al valore di libro degli asset che costituiscono la cash generating unit. Smantellamento e ripristino siti La società sostiene delle passività significative connesse agli obblighi di smantellamento delle attività materiali e di ripristino ambientale dei terreni al termine produzione della vita produttiva. La stima dei costi futuri di smantellamento e di ripristino è un processo complesso che richiede l’apprezzamento e il giudizio della Direzione aziendale nella valutazione delle passività da sostenersi a distanza di molti anni per l’adempimento di obblighi di smantellamento e di ripristino, spesso non compiutamente definiti da leggi, regolamenti amministrativi o clausole contrattuali. Questi obblighi risentono inoltre del costante aggiornamento delle tecniche e dei costi di smantellamento e di ripristino, nonché, della continua evoluzione della sensibilità politica e pubblica in materia di salute e di tutela ambientale. La criticità delle stime contabili degli oneri di smantellamento e di ripristino dipende anche dalla tecnica di contabilizzazione di tali oneri il cui valore attuale è inizialmente capitalizzato insieme al costo dell’attività a cui ineriscono in contropartita al fondo rischi. Successivamente, il valore del fondo rischi è aggiornato per riflettere il trascorrere del tempo e le eventuali variazioni di stima a seguito di modifiche dei flussi di cassa attesi, della tempistica della loro realizzazione nonché dei tassi di attualizzazione adottati. La determinazione del tasso di attualizzazione da utilizzare sia nella valutazione iniziale dell’onere, che nelle valutazioni successive è frutto di un processo complesso che comporta giudizi soggettivi da parte della Direzione aziendale. 51 ENIPOWER BILANCIO DI ESERCIZIO 2013 / Note al bilancio Passività ambientali Come le altre società del settore, Enipower è soggetta a numerose leggi e regolamenti per la tutela dell’ambiente a livello comunitario, nazionale, regionale e locale, ivi incluse le leggi che attuano convenzioni e protocolli internazionali relativi alle attività nel settore elettrico, ai prodotti e alle altre attività svolte. I relativi costi sono accantonati quando è probabile l’esistenza di una passività onerosa e l’ammontare può essere stimato attendibilmente. La società, sebbene attualmente non ritenga che vi saranno effetti negativi particolarmente rilevanti sul bilancio di esercizio dovuti al mancato rispetto della normativa ambientale – anche tenuto conto degli interventi già effettuati, delle polizze assicurative stipulate e dei fondi rischi accantonati – non può, tuttavia escludere che possa incorrere in ulteriori costi o responsabilità anche di proporzioni rilevanti perché, allo stato attuale delle conoscenze, è impossibile prevedere gli effetti dei futuri sviluppi tenuto conto tra l’altro dei seguenti aspetti: (i) la possibilità che emergano nuove contaminazioni; (ii) i risultati delle caratterizzazioni in corso e da eseguire e gli altri possibili effetti derivanti dall’applicazione delle leggi vigenti; (iii) gli eventuali effetti di nuove leggi e regolamenti per la tutela dell’ambiente; (iv) gli effetti di eventuali innovazioni tecnologiche per il risanamento ambientale; (v) la possibilità di controversie e la difficoltà di determinare le eventuali conseguenze, anche in relazione alla responsabilità di altri soggetti e ai possibili indennizzi. Fondi per benefici ai dipendenti I programmi a benefici definiti sono valutati sulla base di eventi incerti e di ipotesi attuariali che comprendono, tra le altre, i tassi di sconto, il livello delle retribuzioni future, i tassi di mortalità, l’età di ritiro e gli andamenti futuri delle spese sanitarie coperte. Le principali assunzioni utilizzate per la quantificazione di tali benefici sono determinate come segue: (i) i tassi di sconto e di inflazione che rappresentano i tassi in base ai quali l’obbligazione nei confronti dei dipendenti potrebbe essere effettivamente adempiuta, si basano sui tassi che maturano su titoli obbligazionari corporate di elevata qualità (ovvero, in assenza di un “deep market” di tali titoli, sui rendimenti dei titoli di stato) e sulle aspettative inflazionistiche dei Paesi interessati; (ii) il livello delle retribuzioni future è determinato sulla base di elementi quali le aspettative inflazionistiche, la produttività, gli avanzamenti di carriera e di anzianità; (iii) il costo futuro delle prestazioni sanitarie è determinato sulla base di elementi quali l’andamento presente e passato dei costi delle prestazioni sanitarie, comprese assunzioni sulla crescita inflattiva di tali costi, e le modifiche nelle condizioni di salute degli aventi diritto; (iv) le assunzioni demografiche riflettono la migliore stima dell’andamento di variabili, quali ad esempio la mortalità, il turnover e l’invalidità relative alla popolazione degli aventi diritto. Normalmente si verificano differenze nel valore della passività (attività) netta dei piani per benefici ai dipendenti derivanti dalle cd rivalutazioni rappresentate, tra l’altro, dalle modifiche delle ipotesi attuariali utilizzate, dalla differenza tra le ipotesi attuariali precedentemente adottate e quelle che si sono effettivamente realizzate e dal differente rendimento delle attività al servizio del piano rispetto a quello considerato nel net interest. Le rivalutazioni sono rilevate nel prospetto dell’utile complessivo per i piani a benefici definiti e a conto economico per i piani a lungo termine. Fondi La società, oltre ripristino dei siti prevalentemente materie è frutto aziendale. 52 a rilevare le passività ambientali, gli obblighi di rimozione delle attività materiali e di e le passività relative ai benefici per i dipendenti, effettua accantonamenti connessi ai contenziosi legali e fiscali e assicurativi. La stima degli accantonamenti in queste di un processo complesso che comporta giudizi soggettivi da parte della Direzione ENIPOWER BILANCIO DI ESERCIZIO 2013 / Note al bilancio 5 Principi contabili di recente emanazione Con il regolamento n. 1254/2012 emesso dalla Commissione Europea in data 11 dicembre 2012 sono stati omologati l’IFRS 10 “Bilancio consolidato” (di seguito “IFRS 10”) e la versione aggiornata dello IAS 27 “Bilancio separato” (di seguito “IAS 27”) che stabiliscono, rispettivamente, i principi da adottare per la presentazione e la preparazione del bilancio consolidato e del bilancio separato. Le disposizioni dell’IFRS 10 forniscono, tra l’altro, una nuova definizione di controllo da applicarsi in maniera uniforme a tutte le imprese (ivi incluse le società veicolo). Secondo tale definizione, un’impresa è in grado di esercitare il controllo se è esposta o ha il diritto a partecipare ai risultati (positivi e negativi) della partecipata e se è in grado di esercitare il suo potere per influenzarne i risultati economici. Il principio fornisce alcuni indicatori da considerare ai fini della valutazione dell’esistenza del controllo che includono, tra l’altro, diritti potenziali, diritti meramente protettivi, l’esistenza di rapporti di agenzia o di franchising. Le nuove disposizioni, inoltre, riconoscono la possibilità di esercitare il controllo su una partecipata anche in assenza della maggioranza dei diritti di voto per effetto della dispersione dell’azionariato o di un atteggiamento passivo da parte degli altri investitori. Le disposizioni dell’IFRS 10 e della nuova versione dello IAS 27 sono efficaci a partire dagli esercizi che hanno inizio il, o dopo il, 1 gennaio 2014. Con il regolamento n. 1254/2012 emesso dalla Commissione Europea in data 11 dicembre 2012 sono stati omologati l’IFRS 11 “Accordi a controllo congiunto” (di seguito “IFRS 11”) e la versione aggiornata dello IAS 28 “Partecipazioni in società collegate e joint venture” (di seguito “IAS 28”). L’IFRS 11 individua, sulla base dei diritti e delle obbligazioni in capo ai partecipanti, due tipologie di accordi, le joint operation e le joint venture, e disciplina il conseguente trattamento contabile da adottare per la loro rilevazione in bilancio. Con riferimento alla rilevazione delle joint venture, le nuove disposizioni indicano, quale unico trattamento consentito, il metodo del patrimonio netto, eliminando la possibilità di utilizzo del consolidamento proporzionale. La partecipazione a una joint operation comporta la rilevazione delle attività/passività e dei costi/ricavi connessi all’accordo sulla base dei diritti/obblighi spettanti indipendentemente dall’interessenza partecipativa detenuta. La versione aggiornata dello IAS 28 definisce, tra l’altro, il trattamento contabile da adottare in caso di vendita totale o parziale di una partecipazione in un’impresa controllata congiuntamente o collegata. Le disposizioni dell’IFRS 11 e della nuova versione dello IAS 28 sono efficaci a partire dagli esercizi che hanno inizio il, o dopo il, 1 gennaio 2014. Con il regolamento n. 1254/2012 emesso dalla Commissione Europea in data 11 dicembre 2012 è stato omologato l’IFRS 12 “Informativa sulle partecipazioni in altre entità” (di seguito “IFRS 12”) che disciplina l’informativa da fornire in bilancio in merito alle imprese controllate e collegate, alle joint operation e alle joint venture, nonché alle imprese veicolo (structured entities) non incluse nell’area di consolidamento. Le disposizioni dell’IFRS 12 sono efficaci a partire dagli esercizi che hanno inizio il, o dopo il, 1 gennaio 2014. Con il regolamento n. 313/2013, emesso dalla Commissione Europea in data 4 aprile 2013, è stato omologato il documento “Bilancio consolidato, Accordi a controllo congiunto e Informativa sulle partecipazioni in altre entità: Guida alle disposizioni transitorie (Modifiche all’IFRS 10, all’IFRS 11 e all’IFRS 12)” che fornisce alcuni chiarimenti e semplificazioni con riferimento ai transition requirements dei principi IFRS 10, IFRS 11 e IFRS 12. Le disposizioni del documento sono efficaci a partire dagli esercizi che hanno inizio il, o dopo il,1 gennaio 2014. 6 Con il regolamento n. 1256/2012, emesso dalla Commissione Europea in data 13 dicembre 2012, sono state omologate le modifiche allo IAS 32 “Strumenti finanziari: Esposizione in bilancio — Compensazione di attività e passività finanziarie” (di seguito “modifiche allo IAS 32”) -, in base alle quali: (i) al fine di operare una compensazione, il diritto di offsetting deve essere legalmente esercitabile in ogni circostanza ovvero sia nel normale svolgimento delle attività sia nei casi di insolvenza, default o bancarotta di una delle parti contrattuali; (ii) al verificarsi di determinate condizioni, il contestuale regolamento di attività e passività finanziarie su base lorda con la conseguente eliminazione o riduzione 6 In accordo con le regole di transizione previste dall’IFRS 10 e dall’IFRS 11, le nuove disposizioni saranno applicate, ai fini della redazione del bilancio consolidato, con effetto retroattivo a partire dal 1° gennaio 2014 rettificando i valori di apertura dello stato patrimoniale al 1° gennaio 2013 e i dati economici del 2013. Alla data del presente bilancio, si stima che l’applicazione delle nuove disposizioni nel bilancio consolidato comporti: (i) un aumento/riduzione del patrimonio netto al 1° gennaio 2013 di €…; (ii) un aumento/riduzione del patrimonio netto al 31 dicembre 2013 di €… . L’effetto sul conto economico 2013 non è significativo. 53 ENIPOWER BILANCIO DI ESERCIZIO 2013 / Note al bilancio significativa dei rischi di credito e di liquidità, può essere considerato equivalente ad un regolamento su base netta. Le modifiche allo IAS 32 sono efficaci a partire dagli esercizi che hanno inizio il, o dopo il, 1 gennaio 2014. Con il regolamento n. 1374/2013, emesso dalla Commissione Europea in data 19 dicembre 2013, sono state omologate alcune modifiche allo IAS 36 “Riduzione di valore delle attività – Informazioni integrative sul valore recuperabile delle attività non finanziarie” (di seguito “modifiche allo IAS 36”) che integrano le disclosure da fornire prevedendo: (i) l’indicazione del valore recuperabile dei singoli asset o cash generating unit oggetto di svalutazione/ripristino di valore; (ii) un’integrazione delle informazioni da fornire nei casi in cui il valore recuperabile sia determinato sulla base del fair value al netto dei costi di dismissione. Le modifiche allo IAS 36 sono efficaci a partire dagli esercizi che hanno inizio il, o dopo il, 1 gennaio 2014. Con il regolamento n. 1375/2013, emesso dalla Commissione Europea in data 19 dicembre 2013, sono state omologate alcune modifiche allo IAS 39 “Strumenti finanziari: Rilevazione e valutazione – Novazione di derivati e continuazione della contabilizzazione di copertura” (di seguito “modifiche allo IAS 39”), in base alle quali non rappresenta un evento che comporta la cessazione della contabilizzazione in hedge accounting la novazione di un contratto derivato, effettuata a seguito di disposizioni normative o regolamentari, che implichi la sostituzione della controparte originaria con una controparte centrale. Le modifiche allo IAS 39 sono efficaci a partire dagli esercizi che hanno inizio il, o dopo il, 1 gennaio 2014. Principi contabili e interpretazioni emessi dallo IASB/IFRIC e non ancora omologati dalla Commissione Europea In data 12 novembre 2009 lo IASB ha emesso l’IFRS 9 “Financial Instruments” (di seguito “IFRS 9”) che modifica i criteri di rilevazione e valutazione delle attività finanziarie e la relativa classificazione in bilancio. In particolare, le nuove disposizioni stabiliscono, tra l’altro, un modello di classificazione e valutazione delle attività finanziarie basato esclusivamente sulle seguenti categorie: (i) attività valutate al costo ammortizzato; (ii) attività valutate al fair value. Le nuove disposizioni, inoltre, prevedono che le partecipazioni diverse da quelle in controllate, controllate congiuntamente o collegate siano valutate al fair value con imputazione degli effetti a conto economico. Nel caso in cui tali partecipazioni non siano detenute per finalità di trading, è consentito rilevare le variazioni di fair value nel prospetto dell’utile complessivo, mantenendo a conto economico esclusivamente gli effetti connessi con la distribuzione dei dividendi; all’atto della cessione della partecipazione, non è prevista l’imputazione a conto economico degli importi rilevati nel prospetto dell’utile complessivo. Inoltre, in data 28 ottobre 2010, lo IASB ha integrato le disposizioni dell’IFRS 9 includendo i criteri di rilevazione e valutazione delle passività finanziarie. In particolare, le nuove disposizioni richiedono, tra l’altro, che, in caso di valutazione di una passività finanziaria al fair value con imputazione degli effetti a conto economico, le variazioni del fair value connesse a modifiche del rischio di credito dell’emittente (cd. own credit risk) siano rilevate nel prospetto dell’utile complessivo; è prevista l’imputazione di detta componente a conto economico per assicurare la simmetrica rappresentazione con altre poste di bilancio connesse con la passività evitando accounting mismatch. In data 19 novembre 2013, lo IASB ha integrato l’IFRS 9 con le nuove disposizioni in materia di hedge accounting aventi l’obiettivo di garantire che le operazioni di copertura siano allineate alle strategie di risk management delle imprese e siano basate su un approccio maggiormente principles-based rispetto al passato. In particolare, le principali modifiche riguardano: (i) la valutazione solo su base prospettica dell’efficacia della copertura; (ii) la possibilità di intervenire sull’operazione di copertura, successivamente alla designazione iniziale, (cd rebalancing) in presenza di obiettivi di risk management invariati; 54 ENIPOWER BILANCIO DI ESERCIZIO 2013 / Note al bilancio (iii) la possibilità, al verificarsi di determinate condizioni, di qualificare, come oggetto della copertura, una componente di rischio di un item non finanziario, posizioni nette o layer components; (iv) la possibilità di coprire posizioni aggregate, ossia una combinazione di un derivato e di un’esposizione non derivata; (v) la contabilizzazione del time value delle opzioni o dei punti premio di contratti forward, esclusi dalla valutazione dell’efficacia della copertura, coerentemente con le caratteristiche dell’oggetto della copertura. Inoltre, le integrazioni del novembre 2013 hanno rimosso la data di efficacia dell’IFRS 9 che sarà definita quando l’intero principio sarà finalizzato (le precedenti disposizioni facevano riferimento al 1 gennaio 2015). In data 20 maggio 2013, l’IFRIC ha emesso l’interpretazione IFRIC 21 “Levies” (di seguito IFRIC 21), che definisce il trattamento contabile dei pagamenti richiesti dalle autorità pubbliche (es. contributi da versare per operare in un determinato mercato), diversi dalle imposte sul reddito, dalle multe, dalle penali. L’IFRIC 21 indica i criteri per la rilevazione della passività, stabilendo che l’evento vincolante che dà origine all’obbligazione, e pertanto alla rilevazione della liability, è rappresentato dallo svolgimento dell’attività d’impresa che, ai sensi della normativa applicabile, comporta il pagamento. Le disposizioni dell’IFRIC 21 sono efficaci a partire dagli esercizi che hanno inizio il, o dopo il, 1 gennaio 2014. In data 21 novembre 2013, lo IASB ha emesso la modifica allo IAS 19 “Defined Benefit Plans: Employee Contributions”, in base alla quale è consentito rilevare i contributi connessi a piani a benefici definiti, dovuti dal dipendente o da terzi, a riduzione del service cost nel periodo in cui il relativo servizio è reso, sempreché tali contributi presentino le seguenti condizioni: (i) siano indicati nelle condizioni formali del piano; (ii) siano collegati al servizio svolto dal dipendente; (iii) siano indipendenti dal numero di anni di servizio del dipendente (es. i contributi rappresentano una percentuale fissa della retribuzione oppure un importo fisso per tutto il periodo di lavoro o correlato all’età del dipendente). La modifica è efficace a partire dagli esercizi che hanno inizio il, o dopo il, 1 luglio 2014 (per Enipower: bilancio 2015). In data 12 dicembre 2013, lo IASB ha emesso i documenti “Annual Improvements to IFRSs 2010 - 2012 Cycle” e “Annual Improvements to IFRSs 2011 - 2013 Cycle” contenenti modifiche, essenzialmente di natura tecnica e redazionale, dei principi contabili internazionali. Le modifiche ai principi sono efficaci a partire dagli esercizi che hanno inizio il, o dopo il, 1 luglio 2014 (per Enipower: bilancio 2015). Enipower sta analizzando i principi indicati e valutando se la loro adozione avrà un impatto significativo sul bilancio. 55 ENIPOWER BILANCIO DI ESERCIZIO 2013 / Note al bilancio Attività correnti 6 Disponibilità liquide ed equivalenti Al 31 dicembre 2013 le disponibilità liquide ed equivalenti sono di 32.656 migliaia di euro (124.161 migliaia di euro al 31 dicembre 2012) e comprendono attività finanziarie riguardanti i saldi attivi in giacenza sui c/c aperti presso eni e presso altri istituti di credito. 7 Crediti commerciali e altri crediti Al 31 dicembre 2013 i crediti commerciali e gli altri crediti di 393.154 migliaia di euro (378.667 migliaia di euro al 31 dicembre 2012) sono: (migliaia di euro) Crediti commerciali 31.12.2012 31.12.2013 341.902 361.686 36.765 31.468 Altri crediti: - altri 36.765 31.468 378.667 393.154 I crediti commerciali riguardano: crediti verso controllanti (255.238 migliaia di euro), crediti verso altre imprese del gruppo (48.449 migliaia di euro), crediti verso clienti terzi (52.751 migliaia di euro), crediti verso controllate (5.246 migliaia di euro) e crediti verso imprese collegate (2 migliaia di euro). L’incremento di 19.784 migliaia di euro rispetto al 2012 deriva principalmente all’aumento dei crediti verso controllanti (16.020 migliaia di euro), in particolare verso eni Divisione Gas & Power. I crediti verso società del gruppo evidenziano un incremento del credito verso la società Raffineria di Gela, quale anticipo per la realizzazione del collegamento elettrico presso la centrale fotovoltaica. Valore al 31.12.2013 7.500 650 (29) 8.121 7.500 650 (29) 8.121 Utilizzi Altre variazioni Crediti commerciali Accantonamenti (migliaia di euro) Valore al 31.12.2012 I crediti sono esposti al netto del fondo svalutazione di 8.121 migliaia di euro (7.500 migliaia di euro al 31 dicembre 2012): Crediti finanziari Altri crediti Il fondo svalutazione crediti commerciali riguarda principalmente la svalutazione del credito in concordato nei confronti di COEM (3.173 migliaia di euro) e del credito in procedura concorsuale nei confronti di Vinyls Italia S.p.A. (2.973 migliaia di euro). 56 ENIPOWER BILANCIO DI ESERCIZIO 2013 / Note al bilancio Al 31 dicembre 2013 i crediti commerciali e gli altri crediti si compongono come segue: 31.12.2012 (migliaia di euro) Crediti commerciali Altri crediti 324.287 36.765 Crediti non scaduti e non svalutati 31.12.2013 Totale Crediti commerciali Altri crediti Totale 361.052 357.323 31.468 388.791 Crediti svalutati al netto del fondo svalutazione 1.436 1.436 1.991 Crediti scaduti e non svalutati: - da 0 a 3 mesi 5.966 5.966 1.991 - da 3 a 6 mesi 2.178 2.178 27 27 - da 6 a 12 mesi 7.089 7.089 -667 -667 2.382 2.382 1.576 1.576 17.615 17.615 2.927 378.667 361.686 - oltre 12 mesi 341.902 36.765 2.927 31.468 393.154 I crediti verso parti correlate sono indicati alla nota n. 35 Rapporti con parti correlate. I crediti in valuta diversa dall’euro ammontano a 58 migliaia di euro. 31.12.2012 (migliaia di euro) 31.12.2013 Crediti per attività di disinvestimento Altri crediti: - controllanti per consolidato fiscale 20.825 - controllanti per liquidazione iva di gruppo 17.146 - collegate per dividendi ancora da incassare 11.076 6.246 - altre imprese del gruppo 1.009 2.138 - acconti per servizi 6.215 660 - crediti verso il personale 85 51 - crediti verso istituti di previdenza 21 13 - depositi cauzionali 228 228 - altri crediti 985 1.307 36.765 31.468 Gli altri crediti di 31.468 migliaia di euro si analizzano come segue: Il credito di 6.246 migliaia di euro verso collegate per dividendi si riferisce al credito vantato verso la società Termica Milazzo. 8 Rimanenze Al 31 dicembre 2013 le rimanenze sono di 21.521 migliaia di euro (27.577 migliaia di euro al 31 dicembre 2012) e si compongono come segue: 31.12.2012 (migliaia di euro) Materie prime, sussidiarie e di consumo Greggio, gas naturale e prodotti petroliferi 630 Lavori in corso su Prodotti chimici ordinazione 406 31.12.2013 Altre Totale Greggio, gas naturale e prodotti petroliferi 17.350 18.386 17 Lavori in corso su Prodotti chimici ordinazione 337 Prodotti in corso di lavorazione e semilavorati Altre Totale 17.255 17.609 214 Lavori in corso su ordinazione 1.507 Prodotti finiti e merci 630 406 1.507 1.507 7.684 7.684 25.034 27.577 1.695 17 337 1.695 214 1.695 2.003 2.003 19.472 21.521 57 ENIPOWER BILANCIO DI ESERCIZIO 2013 / Note al bilancio Le rimanenze riguardano essenzialmente le materie prime e i materiali diversi disponibili per l’attività di produzione di energia elettrica per 15.708 migliaia di euro, nonché le materie prime, i prodotti in corso di lavorazione e i prodotti finiti relativi alla produzione fotovoltaica per 4.118 migliaia di euro. I lavori in corso su ordinazione di 1.695 migliaia di euro (1.507 migliaia di euro al 31 dicembre 2012) rappresentano il valore contrattuale dei lavori eseguiti per la realizzazione d’impianti fotovoltaici. (16.646) (4.453) (3.495) 5.517 (3.719) (3.495) 5.517 27.577 (624) 1.658 (624) 1.658 Valore finale 42.201 Operazioni su rami d'azienda, fusioni, scissioni Rimanenze nette Differenze di cambio da conversione (16.646) (5.741) Variazione dell'area di consolidamento 47.942 Fondo svalutazione Utilizzi Variazioni dell'esercizio Rimanenze lorde (migliaia di euro) Accantonamenti Valore iniziale Le rimanenze sono esposte al netto del fondo svalutazione di 2.685 migliaia di euro (3.719 migliaia di euro al 31 dicembre 2012) presente sui prodotti finiti del sito di Nettuno. 31.12.2012 31.296 31.12.2013 Rimanenze lorde 31.296 Fondo svalutazione (3.719) Rimanenze nette 27.577 (4.453) (2.637) 24.206 (2.685) (2.637) 21.521 L’importo presente nella colonna “Operazioni su rami d’azienda, fusioni, scissioni” è relativo alla scissione parziale del ramo d’azienda della centrale termoelettrica di Taranto a eni Divisione R&M. Sulle rimanenze non sono costituite garanzie reali. 9 Attività per imposte sul reddito correnti Al 31 dicembre 2013, le attività per imposte sul reddito correnti sono di 11.185 migliaia di euro (19 migliaia di euro al 31 dicembre 2012) e si compongono come segue: (migliaia di euro) IRES 31.12.2012 31.12.2013 19 7.951 19 11.185 IRAP 3.234 L’incremento di 11.166 migliaia di euro deriva essenzialmente dall’effetto combinato delle maggiorazioni delle percentuali di acconto d’imposta succedutesi nel corso dell’anno e del minore imponibile rispetto all’esercizio precedente. Le imposte sono indicate alla nota n. 34 Imposte sul reddito. 58 ENIPOWER BILANCIO DI ESERCIZIO 2013 / Note al bilancio 10 Attività per altre imposte correnti Al 31 dicembre 2013 le attività per altre imposte correnti si articolano in: 31.12.2012 (migliaia di euro) 31.12.2013 Iva 83 83 Altre imposte e tasse 85 166 168 249 11 Altre attività correnti Le altre attività correnti al 31 dicembre 2013 sono di 7.342 migliaia di euro (7.485 migliaia di euro al 31 dicembre 2012) e si riferiscono a risconti attivi riguardanti principalmente la quota anticipata e non di competenza dell’esercizio per 6.382 migliaia di euro, relativa al contratto con eni divisione Refining & Marketing, per la compensazione delle emissioni in atmosfera della centrale termoelettrica del sito di Ferrera Erbognone. Attività non correnti 12 Immobili, impianti e macchinari Fondo ammortamento e svalutazione Valore finale lordo 24.353 24.353 6.161 17.024 (10.863) 65.938 1.104.347 2.035.495 (931.148) Altre variazioni Valore finale netto Operazioni su rami d'azienda, fusione e scissione Svalutazioni e ripristini di valore Ammortamenti Investimenti (migliaia di euro) Valore iniziale netto Al 31 dicembre 2013 gli immobili, impianti e macchinari sono di 987.941 migliaia di euro (1.246.979 migliaia di euro al 31 dicembre 2012) e si compongono come segue: 31.12.2012 Terreni Fabbricati Impianti e macchinari Attrezzature industriali e commerciali Altri beni Immobilizzazioni in corso e acconti 24.353 6.848 (960) 1.145.001 602 (107.194) 273 2.023 138 (715) 787 2.233 4.417 356 5 (135) 302 528 3.209 (2.681) (64.989) 109.357 114.014 (4.657) 2.311 1.246.979 2.198.512 (951.533) 73.468 100.862 16 1.252.049 101.607 (109.004) 16 (2.184) 31.12.2013 Terreni Fabbricati Impianti e macchinari Attrezzature industriali e commerciali Altri beni Immobilizzazioni in corso e acconti 24.353 6.161 1.104.347 (1.059) 95 (110.820) (220.946) 2.233 123 (412) 528 3 (156) 109.357 98.654 1.246.979 (75) 98.875 (112.447) (221.021) 24.353 24.353 9.298 21.150 (31) 4.227 (19.810) 127.858 (2) (12) 1.855 4.520 (2.665) (68) 69 376 3.198 (2.822) (4.614) (132.062) 71.335 71.384 (49) (24.525) 80 (11.852) 880.724 2.123.209 (1.242.485) 987.941 2.247.814 (1.259.873) I terreni (24.353 migliaia di euro) riguardano terreni industriali. I fabbricati (9.298 migliaia di euro) riguardano fabbricati industriali e commerciali. 59 ENIPOWER BILANCIO DI ESERCIZIO 2013 / Note al bilancio Gli impianti e macchinari (880.724 migliaia di euro) riguardano essenzialmente: le centrali termoelettriche di Brindisi, Ferrera Erbognone, Livorno, Ravenna e Bolgiano (717.127 migliaia di euro), le palette delle turbine a gas degli impianti (65.074 migliaia di euro), le linee di trasporto ad alta tensione acquisite con l’incorporazione di Enipower Trasmissioni S.p.A. (37.293 migliaia di euro), gli impianti fotovoltaici (20.303 migliaia di euro), le sottostazioni di trasformazione delle centrali (16.936 migliaia di euro), la rete di distribuzione di teleriscaldamento di Bolgiano (9.962 migliaia di euro), gli impianti di depurazione e trattamento delle acque industriali (8.170 migliaia di euro), i costi di smantellamento (3.518 migliaia di euro). Le attrezzature industriali e commerciali (1.856 migliaia di euro) riguardano attrezzatura d’officina e di laboratorio, nonché mezzi di trasporto interno. Gli altri beni (376 migliaia di euro) riguardano mobili ed arredi e macchine d’ufficio elettroniche. Le immobilizzazioni in corso e acconti (71.335 migliaia di euro) riguardano principalmente le seguenti attività: • il revamping della centrale di Bolgiano e l’estensione della rete del teleriscaldamento ad essa collegata (25.795 migliaia di euro); • acconti ed anticipi a fornitori (11.600 migliaia di euro), principalmente correlati alle attività di revamping della centrale di Bolgiano; • l’acquisto dei ricambi strategici Ansaldo (4.931 migliaia di euro) e dell’alternatore a scorta (3.867 migliaia di euro) a Ferrera Erbognone; • la capitalizzazione degli studi di ingegneria per la realizzazione dell’impianto a biomasse da 43,5 MW presso il sito di Porto Torres (3.548 migliaia di euro); • il revamping delle caldaie C, D ed E (3.291 migliaia di euro); • la costruzione dell’impianto fotovoltaico da circa 1 MWp a Porto Torres (2.498 migliaia di euro). di Livorno per adeguamento alle prescrizioni AIA Le attività oggetto di svalutazione sono state le centrali elettriche (213 milioni di euro), in seguito alla revisione del contratto di conto lavorazione con eni e la linea di produzione di celle e moduli fotovoltaici a causa dallo scenario sfavorevole dei prezzi di vendita e della previsione di domanda di pannelli fotovoltaici in Italia (6 milioni di euro). L’impianto fotovoltaico di Gela è stato svalutato per i bassi incentivi ad esso assegnati (2 milioni di euro). Le svalutazioni sono state determinate confrontando il valore di libro con il relativo valore recuperabile, rappresentato dal maggiore tra il fair value, al netto degli oneri di dismissione e il valore d’uso. La valutazione è stata effettuata per singola attività o per il più piccolo insieme identificabile di attività che genera flussi di cassa in entrata autonomi derivanti dal suo utilizzo continuativo (c.d. cash generating unit). In particolare le cash generating unit della società sono rappresentate dalle singole centrali elettriche, dallo stabilimento di Nettuno per la produzione di celle e moduli fotovoltaici e dagli impianti fotovoltaici di generazione elettrica. Il valore recuperabile delle cash generating unit è determinato sulla base del valore d’uso ottenuto attualizzando i flussi di cassa attesi determinati sulla base delle migliori informazioni disponibili al momento della stima, desumibili: (i) per i primi quattro anni della stima, dal piano industriale quadriennale approvato dalla Direzione Aziendale contenente le previsioni degli assetti industriali, degli investimenti, dei 60 ENIPOWER BILANCIO DI ESERCIZIO 2013 / Note al bilancio costi operativi e dei margini commerciali, nonché dell’andamento delle principali variabili monetarie, inflazione e tassi di interesse nominali; (ii) per gli anni successivi al quarto è stata utilizzata l’ipotesi che i contratti in essere vengano rinnovati con le medesime condizioni di remunerazione attuali; (iii) relativamente ai prezzi delle commodity, è stato utilizzato il più recente scenario di mercato redatto ai fini della verifica del valore recuperabile. I flussi di cassa al netto delle imposte sono attualizzati al tasso che corrisponde - per il settore cui Enipower fa riferimento - al costo medio ponderato del capitale di eni rettificato per tener conto del rischio Paese specifico in cui si svolge l’attività (WACC adjusted post-imposte); nel caso di Enipower, l’Italia. Nelle operazioni su rami d’azienda, fusioni e scissioni e’ indicata la scissione parziale del ramo d’azienda costituito dalla centrale termoelettrica di Taranto a eni Divisione R&M. I principali coefficienti annui di ammortamento adottati, rimasti invariati dall’anno precedente sono i seguenti: (%) Fabbricati Impianti generici fotovoltaico Impianti (CTE) Impianti (sottostazioni) Altri impianti specifici Attrezzature industriali e commerciali Arredi e macchine d'ufficio Macchine elettroniche 4 10 5 7 15,5 20 12 20 Sono inoltre presenti: • palette ammortizzate con il metodo Unit of Product (UOP), in base alle ore effettivamente lavorate; • costi di smantellamento ammortizzati in base alla data prevista di smantellamento; • immobili, impianti e macchinari temporaneamente inattivi per 12.918 migliaia di euro riguardanti le palette in ricondizionamento. 61 ENIPOWER BILANCIO DI ESERCIZIO 2013 / Note al bilancio 13 Attività immateriali Altre variazioni Valore finale netto Valore finale lordo Fondo ammortamento e svalutazione Operazioni su rami d'azienda, fusione e scissione Svalutazioni Ammortamenti Investimenti (migliaia di euro) Valore iniziale netto Al 31 dicembre 2013 le attività immateriali sono 1.381 migliaia di euro (2.714 migliaia di euro al 31 dicembre 2012) e si compongono come segue: 2.333 1.556 6.810 (5.254) 31.12.2012 Attività immateriali a vita utile definita - Diritti di brevetto industriale e diritti di utilizzazione delle opere dell'ingegno (777) - Concessioni, licenze, marchi e diritti simili - Accordi per servizi in concessione - Immobilizzazioni in corso e acconti - Altre attività immateriali 2.333 (6) (2.333) 604 2.937 (6) (6) 604 840 (236) 7.644 (5.490) (6) (777) 2.154 560 2.800 (2.240) (6) (777) 2.714 10.444 (7.730) 6.805 (6.028) Attività immateriali a vita utile indefinita - Goodwill 560 3.497 31.12.2013 Attività immateriali a vita utile definita - Diritti di brevetto industriale e diritti di utilizzazione delle opere dell'ingegno 1.556 (776) (3) 777 604 840 (236) 6 (776) (3) 1.381 7.645 (6.264) 1.856 (1.856) 6 (776) (3) 1.381 9.501 (8.120) - Concessioni, licenze, marchi e diritti simili - Accordi per servizi in concessione - Immobilizzazioni in corso e acconti - Altre attività immateriali (6) 6 604 2.154 Attività immateriali a vita utile indefinita - Goodwill 560 2.714 (371) (189) (371) (189) I diritti di brevetto industriale e diritti di utilizzazione delle opere dell’ingegno (777 migliaia di euro) riguardano essenzialmente i costi sostenuti per lo sviluppo di strumenti di simulazione di reti elettriche e il nuovo progetto informatico per l’ingresso della società nel Mercato dei Servizi di Dispacciamento. Le altre attività immateriali (604 migliaia di euro) riguardano emission rights, posseduti in eccesso rispetto al fabbisogno determinato dalle emissioni rilasciate nell’esercizio, al netto della svalutazione di 235 migliaia di euro riferita ad esercizi precedenti. Le altre variazioni sono relative alla chiusura di stanziamenti di anni precedenti. Nelle operazioni su rami d’azienda, fusioni e scissioni è indicata la scissione parziale del ramo d’azienda costituito dalla centrale termoelettrica di Taranto a eni Divisione R&M. 62 ENIPOWER BILANCIO DI ESERCIZIO 2013 / Note al bilancio 14 Partecipazioni Valore finale Altre variazioni Differenze di cambio da conversione Decremento per dividendi Minusvalenze da valutazione al patrimonio netto Plusvalenze da valutazione al patrimonio netto Cessioni e rimborsi Versamenti in conto capitale (migliaia di euro) Acquisizioni e sottoscrizioni Valore iniziale Le partecipazioni in imprese controllate e collegate sono: 31.12.2013 Partecipazioni in imprese controllate - Enipower Mantova S.p.A. - S.E.F. S.r.l. 90.610 90.610 102.000 102.000 192.610 192.610 14.874 14.874 Partecipazioni in imprese collegate - Termica Milazzo S.r.l. - Ravenna servizi Industriali S.c.p.a. 1.700 1.700 16.574 16.574 209.184 209.184 Differenza rispetto alla valutazione al patrimonio netto Valore patrimonio netto Valore netto al 31.12.2013 Valore di iscrizione al 31.12.2013 quota % posseduta Utile/Perdita di esercizio Patrimonio netto Capitale Valuta Sede Denominazione (migliaia di €) Imprese controllate: Enipower Mantova S.p.A. S.E.F. S.r.l. S.Donato M.se S.Donato M.se Imprese collegate: Termica Milazzo S.r.l. Milano Ravenna Servizi Industriali Scpa Ravenna eur 144.000 179.817 28.273 86,50% 90.610 90.610 179.817 89.207 eur 170.000 196.312 (18.014) 51,00% 102.000 102.000 196.312 94.312 192.610 192.610 14.874 1.700 14.874 1.700 22.550 1.700 7.676 0 eur eur 23.241 5.597 42.204 5.599 (1.392) 0 40.00% 30.37% 16.574 16.574 209.184 209.184 63 ENIPOWER BILANCIO DI ESERCIZIO 2013 / Note al bilancio 15 Altre partecipazioni Le altre partecipazioni per le quali il fair value non è determinabile in modo attendibile sono valutate al costo e sono indicate qui di seguito: (migliaia di euro) Acquisizioni e Effetto sottoscrizio valutazione ni Alienazioni al fair value Saldo iniziale Differenze di cambio Altre variazioni Valore finale 31.12.2013 - Brindisi Servizi Generali S.c.a.r.l. - D.T.N.E. S.c.a.r.l. 16 138 138 5 5 143 143 Altre attività finanziarie Al 31 dicembre 2013 le altre attività finanziarie (invariate rispetto al 31 dicembre 2012) si riferiscono al c/c vincolato presso Banca Intesa San Paolo: (migliaia di euro) Crediti finanziari strumentali all'attività operativa 17 31.12.2012 31.12.2013 90 90 90 90 Attività per imposte anticipate Decrementi Valore al 31.12.2013 Incrementi Attività per imposte anticipate 104.113 128.502 (62.768) (12.097) 157.750 Passività per imposte differite (98.166) (96) 35.613 (776) (63.425) 5.947 128.406 (27.155) (12.873) 94.325 (migliaia di euro) Altre variazioni Valore al 31.12.2012 Differenze di cambio da conversione Le attività per imposte anticipate ammontano a 94.325 migliaia di euro (imposte anticipate di 5.723 migliaia di euro al 31 dicembre 2012) e sono indicate al netto delle passività per imposte differite compensabili per 63.425 migliaia di euro (98.166 migliaia di euro al 31 dicembre 2012). L’applicazione delle nuove disposizioni dello IAS 19 “Benefici a dipendenti”, come indicato nel paragrafo “Modifica dei criteri contabili”, ha comportato la rettifica con effetto retroattivo dei valori di apertura per 224 migliaia di euro. 64 ENIPOWER BILANCIO DI ESERCIZIO 2013 / Note al bilancio Le attività per imposte anticipate si articolano come segue: 31.12.2013 31.12.2012 (migliaia di euro) Passività per imposte differite Attività per imposte anticipate compensabili Passività nette per imposte differite Attività per imposte anticipate 104.113 157.750 Passività per imposte differite compensabili (98.166) (63.425) Attività nette per imposte anticipate 5.947 94.325 La natura delle differenze temporanee che hanno determinato le attività nette per imposte anticipate è la seguente: (migliaia di euro) Imposte sul reddito anticipate: - fondi per rischi e oneri - svalutazioni non deducibili - ammortamenti non deducibili - svalutazione cespiti - altre Valore al 31.12.2012 Accantonamenti Utilizzi 81.746 4.317 15.379 356 31.997 237 4.017 91.434 (24.366) (630) (2.261) (35.321) Differenze di cambio da conversione Altre variazioni Valore al 31.12.2013 (4.841) (714) (287) (6.179) 84.536 3.210 16.848 50.290 2.315 817 (190) (76) 2.866 104.113 128.502 (62.768) (12.097) 157.750 (61.903) Imposte sul reddito differite: - ammortamenti anticipati ed eccedenti (svalutaz. Cespiti) (93.845) 32.514 (572) - capitalizzazione oneri finanziari (2.649) 2.899 (251) (1) - capitalizzazione canoni manutenzione (1.163) 9 (1.154) - altre Attività nette per imposte anticipate (509) (96) 200 38 (367) (98.166) (96) 35.613 (776) (63.425) 5.947 128.406 (27.155) (12.873) 94.325 La componente remeasurement dei piani a benefici definiti, evidenziata alla riga “altre” , è pari a 17 migliaia di euro. 18 Altre attività non correnti Al 31 dicembre 2013 le altre attività non correnti ammontano a 2.666 migliaia di euro (2.464 migliaia di euro al 31 dicembre 2012) e riguardano i crediti, con relativi interessi, per le istanze di rimborso di imposte sul reddito presentate negli anni 2009 e 2013 (2.665 migliaia di euro) e i depositi cauzionali (1 migliaio di euro). 65 ENIPOWER BILANCIO DI ESERCIZIO 2013 / Note al bilancio Passività correnti 19 Debiti commerciali e altri debiti Al 31 dicembre 2013 i debiti commerciali e gli altri debiti si attestano a 220.889 migliaia di euro (252.964 migliaia di euro al 31 dicembre 2012) e si compongono come segue: (migliaia di euro) Debiti commerciali Acconti e anticipi Altri debiti 31.12.2012 31.12.2013 165.916 193.701 1.483 1.512 85.565 25.676 252.964 220.889 I debiti commerciali (193.701 migliaia di euro) diminuiscono di 27.785 migliaia di euro e si riferiscono principalmente ad acquisti di energia elettrica, vapore ed altre utilities destinati prevalentemente alla rivendita. Gli acconti e anticipi (1.512 migliaia di euro) si incrementano di 29 migliaia di euro e riguardano gli anticipi sulle forniture di moduli fotovoltaici. Gli altri debiti (25.676 migliaia di euro) si articolano in: (migliaia di euro) 31.12.2012 31.12.2013 Debiti verso: - fornitori per attività di investimento 50.123 17.267 - personale 4.091 3.743 - istituti di previdenza e di sicurezza sociale 2.662 2.303 - controllanti per liquidazione IVA di gruppo - consulenti e professionisti - debiti tributari verso controllanti - altri debiti 962 373 809 26.774 1.542 592 85.565 25.676 Non vi sono debiti in valuta diversa dall’euro. I debiti verso parti correlate sono indicati alla nota n. 35 Rapporti con parti correlate. La valutazione al fair value dei debiti commerciali e altri debiti non produce effetti significativi considerato il breve periodo di tempo intercorrente tra il sorgere del debito e la sua scadenza. 20 Passività per imposte sul reddito correnti Al 31 dicembre non vi sono passività per imposte sul reddito correnti (14.933 migliaia di euro al 31 dicembre 2012). 66 ENIPOWER BILANCIO DI ESERCIZIO 2013 / Note al bilancio Passività per altre imposte correnti 21 Al 31 dicembre 2013 le passività per altre imposte correnti si attestano a 864 migliaia di euro (844 migliaia di euro al 31 dicembre 2012) e si articolano come segue: (migliaia di euro) 31.12.2012 31.12.2013 844 864 844 864 Altre imposte e tasse Le altre imposte e tasse riguardano essenzialmente i debiti verso l’Erario per trattenute a dipendenti e lavoratori autonomi. 22 Altre passività correnti Al 31 dicembre 2013 le altre passività correnti si attestano a 6.298 migliaia di euro (6.711 migliaia di euro al 31 dicembre 2012) e si riferiscono a risconti passivi di proventi diversi. Passività non correnti Passività finanziarie a lungo termine e quote a breve di passività a lungo termine 23 Al 31 dicembre 2013 le passività finanziarie a lungo termine, comprensive delle quote a breve termine, si attestano a 218.253 migliaia di euro (272.805 migliaia di euro al 31 dicembre 2012) e si articolano come segue: (migliaia di euro) Valore al 31 dicembre 2013 Tipo Scadenza Altri finanziatori 2017 Scadenza 2012 2013 Scad. 2014 2015 2016 2017 272.805 218.253 54.617 54.545 54.545 54.546 2018 Oltre 163.636 Totale 272.805 218.253 54.617 54.545 54.545 54.546 163.636 I finanziamenti in essere al 31 dicembre 2013 comprensivi degli interessi maturati e non pagati sono i seguenti: • finanziamento di originari 200.000 migliaia di euro (debito residuo al 31 dicembre 2013 pari a 72.751 migliaia di euro), stipulato nell’esercizio 2002 con la finanziaria del gruppo eni Enifin S.p.A. (dal 1 gennaio 2007 incorporata da eni) per finanziare la costruzione delle centrali a ciclo combinato e dipendente da analogo prestito della Banca Europea degli Investimenti. Il finanziamento ha scadenza il 15 dicembre 2017. Il piano di ammortamento prevede il rimborso in 22 quote semestrali di pari importo, a partire dal 15 giugno 2007. Il pagamento degli interessi avviene semestralmente in via posticipata il 15 giugno e il 15 dicembre di ogni anno; 67 ENIPOWER BILANCIO DI ESERCIZIO 2013 / Note al bilancio • finanziamento di originari 100.000 migliaia di euro (debito residuo al 31 dicembre 2013 pari a 36.375 migliaia di euro) stipulato nell’esercizio 2003 con la finanziaria del gruppo eni Enifin S.p.A. (dal 1 gennaio 2007 incorporata da eni) per la costruzione delle centrali a ciclo combinato, dipendente da analogo prestito della Banca Europea degli Investimenti. Il finanziamento ha scadenza il 15 dicembre 2017. Il piano di ammortamento prevede il rimborso in 22 quote semestrali di pari importo a partire dal 15 giugno 2007. Il pagamento degli interessi avviene semestralmente in via posticipata il 15 giugno e il 15 dicembre di ogni anno; • finanziamento di originari 300.000 migliaia di euro (debito residuo al 31 dicembre 2013 pari a 109.127 migliaia di euro) stipulato nell’esercizio 2003 con la finanziaria del gruppo eni Enifin S.p.A. (dal 1 gennaio 2007 incorporata da eni) per finanziare la costruzione delle centrali a ciclo combinato, dipendente da analogo prestito della Banca Europea degli Investimenti. Il finanziamento ha scadenza il 15 dicembre 2017. Il piano di ammortamento prevede il rimborso in 22 quote semestrali di pari importo a partire dal 15 giugno 2007. Il pagamento degli interessi avviene semestralmente in via posticipata il 15 giugno e il 15 dicembre di ogni anno. Al fine di coprirsi dal rischio di tasso, su tale finanziamento, a partire dal 16 settembre 2003, è stato stipulato un interest rate swap con la finanziaria di gruppo eni Enifin S.p.A. (dal 1 gennaio 2007 incorporata da eni). Con tale contratto la società Enipower acquista un tasso variabile (il tasso Euribor al quale è indicizzato il finanziamento) e vende un tasso fisso pari al 3,98%. Le passività finanziarie a lungo termine, comprensive delle quote a breve termine, diminuiscono di 54.552 migliaia di euro per effetto del rimborso delle rate di capitale (per 54.545 migliaia di euro) al netto dell’effetto derivante dagli interessi maturati e non pagati, contabilizzati tra le quote a breve termine. La società non possiede passività finanziarie in valuta diversa dall’euro. I debiti finanziari presentano principalmente un tasso d’interesse variabile. Il tasso di interesse medio ponderato al 31 dicembre 2013 è del 0,677% (1,167% nell’esercizio 2012). I tassi d’interesse effettivi adottati sono compresi tra lo 0,633% e lo 0,747%. Al 31 dicembre 2013 non vi sono passività finanziarie garantite da depositi vincolati. L’indebitamento finanziario netto indicato nel “Commento ai risultati economico-finanziari” della “Relazione sulla gestione” è così articolato: 31.12.2012 (migliaia di euro) Correnti A. Disponibilità liquide ed equivalenti 124.161 Non correnti 31.12.2013 Totale Correnti 124.161 32.656 124.161 32.656 Non correnti Totale 32.656 B. Titoli disponibili per la vendita C. Liquidità (A+B) 124.161 D. Crediti finanziari 90 90 54.623 218.182 272.805 54.623 218.182 (69.538) 218.092 32.656 90 90 54.617 163.636 218.253 272.805 54.617 163.636 218.253 148.554 21.961 163.546 185.507 E. Passività finanziarie a breve termine verso banche F. Passività finanziarie a lungo termine verso banche G. Prestiti obbligazionari H. Passività finanziarie a breve termine verso entità correlate I. Passività finanziarie a lungo termine verso entità correlate L. Altre passività finanziarie a breve termine M. Altre passività finanziarie a lungo termine N. Indebitamento finanziario lordo (E+F+G+H+I+L+M) O. Indebitamento finanziario netto (N-C-D) 68 ENIPOWER BILANCIO DI ESERCIZIO 2013 / Note al bilancio 24 Fondi per rischi e oneri 10.694 Fondo rischi per contenziosi Fondo per contenzioso altre imposte Fondo esodi agevolati Fondo contratti onerosi (29.797) (5.612) (4.431) 195.715 1.697 133 (66) (1.476) (1.269) 13.846 105 (2.452) (805) 204 230 3.806 2.961 (40) 1.428 16 16.932 Fondo mutua assicurazione OIL 622 Fondo oneri sociali e TFR 247 226.751 1.083 6.767 862 1.537 12.509 10.694 893 Fondo garanzia pannelli fotovoltaici Valore al 31.12.2013 Fondo riduzione prezzo eccedenze incentivate anno 2006 Altre variazioni 15.457 Utilizzi per esuberanza Fondo rischi ambientali Utilizzi a fronte oneri 73.819 14.827 Effetto attualizzazione 161.736 Fondo smantellamento e ripristino siti Rilevazione iniziale e variazione stima Fondo certificati verdi Accantonamenti (migliaia di euro) Valore al 31.12.2012 Al 31 dicembre 2013 i fondi per rischi e oneri si attestano a 244.678 migliaia di euro (226.751 migliaia di euro al 31 dicembre 2012) e si compongono come segue: (66) 796 (432) 2.549 (3.800) (13.132) (111) (34) 79.470 1.697 254 (36.613) (21.176) 511 (5) 208 (5.705) 244.678 Il fondo certificati verdi (195.715 migliaia di euro) si basa sulla stima degli oneri per la produzione non cogenerativa che i produttori di energia elettrica devono sostenere per la parte di utilizzo nel processo produttivo di fonti di energia non rinnovabile ai sensi dell’art. 11 del decreto legislativo 16 marzo 1999, n° 79. L’accantonamento al fondo certificati verdi di 73.819 migliaia di euro effettuato nel 2013 riguarda la stima dell’onere associato alla produzione non cogenerativa dell’anno e l’adeguamento di quanto già accantonato nei precedenti esercizi con riferimento alla produzione non cogenerativa del 2011 e del 2012. Sono stati rilevati utilizzi per 35.409 migliaia di euro (di cui 29.797 migliaia di euro per annullamento dei certificati verdi relativi alla produzione non cogenerativa del 2011 e 5.612 migliaia di euro per esuberanza). Il fondo contratti onerosi di 16.932 migliaia di euro nel 2012, che accoglieva la stima degli oneri derivanti dai contratti di acquisto di tipo “take or pay” relativi a wafer di silicio con Deutsche Solar GMBH, sottoscritti nel 2005 e nel 2006 e con durata decennale, è stato completamente utilizzato in seguito alla risoluzione anticipata dei contratti sulla base dell’accordo transattivo raggiunto nel mese di novembre con il fornitore tedesco. Il fondo rischi e oneri ambientali (12.509 migliaia di euro) riguarda i costi ambientali relativi a bonifiche presso i siti produttivi ove sono presenti le centrali Enipower. Tale fondo si decrementa di 2.948 migliaia di euro per effetto dell’accantonamento per i futuri oneri da sostenere di 204 migliaia di euro e per oneri finanziari di 105 migliaia di euro relativi al processo di attualizzazione, al netto degli utilizzi a fronte di oneri di 2.452 migliaia di euro e degli utilizzi per esuberanza di 805 migliaia di euro. Il fondo include: • l’onere previsto a carico della società (4.200 migliaia di euro) per la proposta di accordo di compensazione del danno ambientale avviata da eni con il Ministero dell’Ambiente e della Tutela del Territorio e del Mare; • le attività di bonifica da eseguire sulla rete di teleriscaldamento di Bolgiano (5.272 migliaia di euro); • le attività di bonifica da eseguire presso il sito di Brindisi (2.362 migliaia di euro). Il fondo smantellamento e ripristino siti (13.846 migliaia di euro) si riferisce ai costi che si presume di sostenere al momento della rimozione di vecchi impianti e del ripristino dei siti. Il fondo si riduce di 981 69 ENIPOWER BILANCIO DI ESERCIZIO 2013 / Note al bilancio migliaia di euro per effetto delle variazioni di stima di 1.697 migliaia di euro, sulle quali hanno notevolmente influito la revisione dei costi da sostenere presso il sito di Ravenna. Si sono registrati inoltre oneri finanziari per il trascorrere del tempo per 133 migliaia di euro. Il fondo è diminuito per 1.269 migliaia di euro in seguito all’operazione di scissione parziale del ramo d’azienda della centrale di termoelettrica di Taranto e per gli utilizzi a fronte di oneri di 66 migliaia di euro e per esuberanza di 1.476 migliaia di euro. Il fondo riduzione prezzo eccedenze incentivate (10.694 migliaia di euro) è relativo a oneri previsti a fronte di un contenzioso promosso avanti al TAR circa le pretese avanzate dalla Cassa Conguaglio del Settore Elettrico per la restituzione dei ricavi relativi agli anni 2004-2006 per l’incentivazione CIP6/92 dell’impianto di Ravenna. Il fondo rischi per contenzioso altre imposte (6.767 migliaia di euro) si riferisce per 1.338 migliaia di euro a contenziosi che riguardano imposte di consumo sull’energia elettrica, su cui si sono innestati anche dei contenziosi che attengono l’IVA per complessivi 359 migliaia di euro relativi al sito di Ravenna, contenziosi relativi ad avvisi di accertamento riguardanti ICI per 2.197 migliaia di euro relativi al sito di Brindisi per gli anni 2006, 2007 e 2008 e per 2.873 migliaia di euro relativi al sito di Ravenna per gli anni 2008, 2009, 2010 e 2011 . Il fondo rischi per vertenze legali e contenziosi (1.083 migliaia di euro), si riferisce prevalentemente a pretese di terzi a seguito della costituzione di servitù per la posa degli elettrodotti. Si tratta di passività acquisite con l’incorporazione di Enipower Trasmissione avvenuta nel 2009. Il fondo rileva inoltre nel 2013 un accantonamento per cause di contenzioso lavoro per 230 migliaia di euro e un utilizzo per esubero di 40 migliaia di euro. Il fondo unfunded losses -Mutua Assicurazione OIL (511 migliaia di euro) si riferisce agli oneri accertati, ma differiti temporalmente negli esercizi successivi, dell’”unfunded losses” attribuito da eni alla società in base alla ripartizione che viene effettuata sulla base dei weighted gross assets US GAAP dichiarati alla Oil Insurance Ltd (Oil) e si decrementa di 111 migliaia di euro per l’adeguamento apportato nell’esercizio. Il fondo oneri sociali e TFR su incentivi monetari (208 migliaia di euro) riguarda gli oneri che la società ha previsto di sostenere a fronte degli oneri accessori da corrispondere sugli incentivi monetari differiti assegnati ai dirigenti della società. Il fondo per esodi agevolati si incrementa per 1.428 migliaia di euro per la mobilità riferita agli anni 2013 e 2014 e per l’accreation discount di 16 migliaia di euro per la mobilità riferita agli anni 2010 e 2011, rilevato tra le componenti di natura finanziaria. Il fondo si riduce per utilizzi a fronte oneri di 432 migliaia di euro riferiti alla mobilità per l’anno 2013. 25 Fondi per benefici ai dipendenti I fondi per benefici ai dipendenti di 5.999 migliaia di euro si articolano come segue: (migliaia di euro) Trattamento di fine rapporto di lavoro subordinato Fondo integrativo sanitario dirigenti aziende Gruppo Eni Altri fondi per benefici ai dipendenti 31.12.2012 31.12.2013 4.543 4.101 573 553 1.593 1.345 6.709 5.999 I dati presenti nella colonna 2012 differiscono da quanto pubblicato lo scorso anno in seguito al restatement per l’applicazione del principio IAS 19 “Benefici a dipendenti”; la voce TFR è stata rettificata, in aumento, di 578 migliaia di euro e la voce fondo integrativo sanitario dirigenti è stata rettificata, in aumento, di 80 migliaia di euro. 70 ENIPOWER BILANCIO DI ESERCIZIO 2013 / Note al bilancio Il fondo trattamento di fine rapporto, disciplinato dall’art. 2120 del codice civile, accoglie la stima dell’obbligazione, determinata sulla base di tecniche attuariali, dell’ammontare da corrispondere ai dipendenti delle imprese italiane all’atto della cessazione del rapporto di lavoro. L’indennità, erogata sotto forma di capitale, è pari alla somma di quote di accantonamento calcolate sulle voci retributive corrisposte in dipendenza del rapporto di lavoro e rivalutate fino al momento della cessazione dello stesso. Per effetto delle modifiche legislative introdotte a partire dall’1 gennaio 2007, il trattamento di fine rapporto maturando sarà destinato ai fondi pensione, al fondo di tesoreria istituito presso l’INPS ovvero, nel caso di imprese aventi meno di 50 dipendenti, potrà rimanere in azienda. Questo comporta che una quota significativa del trattamento di fine rapporto maturando sia classificato come un piano a contributi definiti in quanto l’obbligazione dell’impresa è rappresentata esclusivamente dal versamento dei contributi al fondo pensione ovvero all’INPS. La passività relativa al trattamento di fine rapporto antecedente all’1 gennaio 2007 continua a rappresentare un piano a benefici definiti da valutare secondo tecniche attuariali. Il fondo integrativo sanitario dirigenti aziende Gruppo eni accoglie la stima, determinata su basi attuariali, degli oneri relativi ai contributi da corrispondere al fondo integrativo sanitario a beneficio dei dirigenti in servizio e pensione. Gli altri fondi per benefici ai dipendenti riguardano piani a benefici definiti per 713 migliaia di euro, e benefici a lungo termine per 632 migliaia di euro. I piani d’incentivazione monetaria differita assegnati ai dirigenti che hanno conseguito gli obiettivi prefissati, e i piani di incentivazione a lungo termine, che saranno erogati al termine del vesting period, accolgono la stima dei compensi variabili in relazione alle performance aziendali. I premi di anzianità sono benefici erogati al raggiungimento di un periodo minimo di servizio in azienda e, per quanto riguarda l’Italia, sono erogati in natura. I piani d’incentivazione monetaria differita e a lungo termine, nonché i premi di anzianità rappresentano piani per benefici a lungo termine. I fondi per benefici ai dipendenti, valutati applicando tecniche attuariali, si articolano come segue: 31.12.2012 Piani Altri Benefici Pensione Medici TFR Piani (migliaia di euro) Valore attuale dell'obbligazione all'inizio dell'esercizio 3.632 424 1.368 16 310 174 19 54 901 160 86 35 (33) Costo corrente Interessi passivi TFR 4.543 31.12.2013 Piani Altri Benefici Pensione Medici Piani 573 1.593 26 308 132 17 30 (44) (48) 14 (9) (141) 7 (61) Rivalutazioni: - utili/perdite attuariali risultanti da variazioni nelle ipotesi demografiche - utili/perdite attuariali risultanti da variazioni nelle ipotesi finanziarie - effetto dell'esperienza passata (60) Costo per prestazioni passate e Utili/perdite per estinzione (16) Contributi al piano: - Contributi dei dipendenti - Contributi del datore di lavoro Benefici pagati (299) (13) (260) (108) 35 (362) (13) (319) di cui per estinzioni Effetto aggregazioni aziendali, dismissioni, trasferimenti 100 (63) Effetto differenze cambio Valore attuale dell'obbligazione alla fine dell'esercizio (a) 4.543 573 1.593 4.101 553 1.345 71 ENIPOWER BILANCIO DI ESERCIZIO 2013 / Note al bilancio I costi per benefici ai dipendenti, determinati utilizzando ipotesi attuariali, rilevati a conto economico sono i seguenti: 31.12.2012 Piani Altri Benefici Pensione Medici TFR Piani (migliaia di euro) Costo corrente 16 31.12.2013 Piani Altri Benefici Pensione Medici TFR Piani 310 26 Costo per prestazioni passate e Utili/perdite per estinzione 308 (16) Interessi passivi (attivi) netti: - interessi passivi sull'obbligazione 174 19 54 132 19 54 132 17 30 17 30 - interessi attivi sulle attività al servizio del piano - interessi attivi su diritti di rimborso - interessi sul massimale delle attività Totale interessi passivi (attivi) netti 174 0 0 - di cui rilevato nel costo lavoro - di cui rilevato nei proventi oneri finanziari (174) (19) (132) (17) Rivalutazione dei piani a lungo termine Altri costi Totale 174 418 132 (174) 0 (132) 0 43 322 (17) 0 - di cui rilevato nel costo lavoro - di cui rilevato nei proventi oneri finanziari I costi per piani a benefici definiti rilevati tra le altre componenti dell’utile complessivo sono: 31.12.2012 Piani Altri Benefici Pensione Medici TFR Piani (migliaia di euro) 31.12.2013 Piani Altri Benefici Pensione Medici TFR Piani Rivalutazioni: - utili/perdite attuariali risultanti da variazioni nelle ipotesi demografiche - utili/perdite attuariali risultanti da variazioni nelle ipotesi finanziarie - effetto dell'esperienza passata 901 160 35 (33) 86 (44) (48) 0 (9) (60) 7 (104) (50) - rendimento delle attività al servizio del piano - rendimento dei diritti di rimborso - modifiche nel massimale di attività Totale 86 936 0 Le principali ipotesi attuariali adottate sono di seguito indicate: Tasso di sconto 31.12.2012 31.12.2013 da 1,15% a 4,75% da 1,10% a 3,00% 2% 2% 25,7 22,0 25,7 22,0 Tasso tendenziale di crescita dei salari Tasso d'inflazione Aspettativa di vita all'età di 65 anni: - donne - uomini Il tasso di sconto adottato è stato determinato considerando i rendimenti di titoli obbligazionari di aziende Corporate con rating AA. Sono state adottate le tavole di mortalità redatte dalla Ragioneria Generale dello Stato (RG48) con eccezione per il piano medico Fisde per il quale sono state adottate le tavole di mortalità Istat Proiettate e Selezionate (IPS55). 72 ENIPOWER BILANCIO DI ESERCIZIO 2013 / Note al bilancio Gli effetti derivanti da una modifica ragionevolmente possibile delle principali ipotesi attuariali alla fine dell’esercizio sono di seguito indicati: Tasso di sconto Incremento del 0,5% (migliaia di euro) Trattamento di fine rapporto di lavoro subordinato Fondo integrativo sanitario dirigenti aziende Gruppo Eni Altri fondi per benefici ai dipendenti Tasso di inflazione Riduzione del 0,5% 4114 4769 503 610 1356 1424 Incremento del 0,5% Tasso di crescita dei salari Tasso di crescita del costo sanitario Riduzione del 0,5% Incremento del 0,5% Riduzione del 0,5% 4657 4429 815 160 Incremento del 0,5% 609 Tale analisi è stata eseguita sulla base di una metodologia che estrapola l’effetto sull’obbligazione netta derivante da modifiche ragionevolmente possibili delle principali ipotesi attuariali alla data di chiusura dell’esercizio. L’ammontare dei contributi che si prevede di versare ai piani per benefici ai dipendenti nell’esercizio successivo ammonta a 433 migliaia di euro, di cui 83 migliaia di euro relativi ai piani a benefici definiti. Il profilo di scadenza delle obbligazioni per piani a benefici per i dipendenti è il seguente: 2012 (migliaia di euro) Piani a benefici definiti Entro 1 anno 117 Entro 2 anni 2013 Altri piani Piani a benefici definiti 82 Altri piani 83 350 116 83 337 Entro 3 anni 122 82 313 Entro 4 anni 137 81 107 Entro 5 anni 156 146 36 Oltre 5 anni 1061 925 288 La durata media ponderata delle obbligazioni per piani a benefici per i dipendenti alla fine dell’esercizio è di seguito indicata: (migliaia di euro) Durata media ponderata delle obbligazioni 26 TFR Piani medici 15 Altri benefici 19 5 Passività per imposte differite L’analisi delle passività per imposte differite è indicata alla nota n. 17 Attività per imposte anticipate. 73 ENIPOWER BILANCIO DI ESERCIZIO 2013 / Note al bilancio 27 Altre passività non correnti Le altre passività non correnti di 9.274 migliaia di euro (14.343 migliaia di euro al 31 dicembre 2012) si articolano come segue: (migliaia di euro) 31.12.2012 31.12.2013 13.443 8.374 Contratti derivati: - interest rate swap Altre passività: - depositi cauzionali 900 900 14.343 9.274 Il fair value sui contratti derivati non di copertura è di seguito indicato: (migliaia di euro) 31.12.2012 31.12.2013 Contratti su tassi d'interesse Fair value su contratti su tassi d'interesse (13.443) (8.374) (13.443) (8.374) I depositi cauzionali a lungo termine sono relativi a depositi cauzionali in contanti ricevuti da clienti terzi e rimangono invariati rispetto all’esercizio precedente. 74 ENIPOWER BILANCIO DI ESERCIZIO 2013 / Note al bilancio 28 Patrimonio netto Il patrimonio netto della società si articola come segue: (migliaia di euro) Capitale sociale Riserva legale Riserva per sovraprezzo azioni 31.12.2012 31.12.2013 944.948 944.948 36.790 40.648 2.330 2.330 47.331 27.944 5.066 5.066 Altre riserve: - riserve facoltative - riserve da conferimento - total remeasurement included in OCI (TFR e FISDE) (604) - riserva ex-art.13 DLGS 124/93 19 19 Utili relativi a esercizi precedenti 96.340 84.851 Utile/Perdita dell'esercizio 77.147 (49.619) 1.209.971 1.055.583 Capitale sociale Al 31 dicembre 2013, il capitale sociale della società è rappresentato da n. 944.947.849 azioni ordinarie del valore nominale di 1 euro cadauna. Il capitale sociale al 31 dicembre 2013 risulta interamente posseduto da eni che è, pertanto, l’unico azionista. Riserva legale La riserva legale di 40.648 migliaia di euro aumenta di 3.858 migliaia di euro a seguito della delibera dell’assemblea del 5 aprile 2013 che ha previsto di attribuire a riserva legale il 5% dell’utile dell’esercizio 2012. Riserva da sovrapprezzo azioni La riserva da sovrapprezzo azioni di 2.330 migliaia di euro non ha subito variazioni nel corso dell’esercizio. Altre riserve La riserva facoltativa di 27.944 migliaia di euro (47.331 migliaia di euro al 31 dicembre 2012) è stata utilizzata per 19.387 migliaia di euro per la cessione ad eni Divisione R&M, della centrale termoelettrica di Taranto ed è comprensiva del fair value relativo al piano di stock option per 15 migliaia di euro. La riserva da conferimento, per totali 5.066 migliaia di euro, è stata costituita nell’anno 2010 e si riferisce al conguaglio prezzo relativo alla cessione del ramo di Bolgiano (7.550 migliaia di euro), al valore di cessione del ramo amministrativo ad eni – ex Eniadfin (127 migliaia di euro) ed al relativo stanziamento di imposte (-2.610 migliaia di euro). La riserva ex articolo 13 D.Lgs. 124/93 di 19 migliaia di euro non ha subito variazioni rispetto all’esercizio precedente. Utili portati a nuovo Gli utili portati a nuovo per 77.572 migliaia di euro (89.061 migliaia di euro al 31 dicembre 2012) diminuiscono di 11.489 migliaia di euro a seguito della delibera dell’Assemblea degli Azionisti del 5 aprile 2013 che ha previsto di utilizzare parte degli utili a nuovo per la distribuzione dei dividendi agli Azionisti per 11.756 migliaia di euro, e si incrementano di 267 migliaia di euro, per effetto dell’entrata in vigore delle nuove disposizioni dello IAS 19 “Benefici a dipendenti” che hanno portato a rideterminare l’impatto sul patrimonio netto all’1 gennaio 2012 del TFR e FISDE. 75 ENIPOWER BILANCIO DI ESERCIZIO 2013 / Note al bilancio Analisi del patrimonio netto per origine, possibilità di utilizzazione e distribuibilità (migliaia di euro) Capitale sociale Importo Possibilità di utilizzazione Quota disponibile 944.948 Riserve di capitale Riserva per sovrapprezzo azioni 2.330 A, B 2.330 Riserve di utili Riserva legale 40.648 B 40.648 Riserve disponibili 4.481 A, B, C 4.481 Riserve facoltative 27.944 A, B, C 27.944 84.851 A, B, C Utili portati a nuovo 1.105.202 84.851 160.254 Quota non distribuibile (40.063) Residua quota distribuibile 120.191 Legenda: A: disponibile per aumento di capitale B: disponibile per copertura perdite C: disponibile per distribuzione ai soci Relativamente alle variazioni nei due esercizi precedenti delle riserve, si rinvia al “Prospetto delle variazioni nelle voci di patrimonio netto”. La parte di patrimonio netto non distribuibile risulta costituita dalla riserva legale al 31 dicembre 2013 (40.648 migliaia di euro), dalla riserva ex art. 13 D. Lgs. 124/93 (19 migliaia di euro) e dalle riserve Total Remeasurement Included in OCI per TFR e FISDE (604 migliaia di euro). Non vi sono limitazioni alla distribuzione delle riserve a norma dell’art. 2426, comma 1°, n. 5 del codice civile perché non vi sono costi di impianto e di ampliamento e costi di ricerca e sviluppo non ammortizzati. Secondo quanto prevede l’art. 109, comma 4 lettera b del DPR n. 917/1986 le riserve diverse da quelle in sospensione d’imposta (160.235 migliaia di euro) possono essere distribuite senza concorrere alla formazione del reddito imponibile ai fini Ires e Irap fino a 35.855 migliaia di euro. La differenza di 124.380 migliaia di euro corrisponde agli ammortamenti, alle rettifiche di valore e agli accantonamenti dedotti ai soli fini fiscali e, dall’esercizio 2004, solo nella dichiarazione dei redditi, al netto della relativa fiscalità differita. 76 ENIPOWER BILANCIO DI ESERCIZIO 2013 / Note al bilancio 29 Garanzie, impegni e rischi Garanzie Al 31 dicembre 2013 le garanzie prestate ed emesse sono 30.128 migliaia di euro (32.021 migliaia di euro al 31 dicembre 2012) e si articolano in: (migliaia di euro) Altri Fidejussioni 31.12.2012 Altre garanzie personali Totale 32.024 (3) 32.021 32.024 (3) 32.021 Fidejussioni 31.12.2013 Altre garanzie personali Totale 30.131 (3) 30.128 30.131 (3) 30.128 Le fidejussioni prestate dalla società, tramite eni, a favore di terzi sono principalmente rilasciate a garanzia di rapporti commerciali. Impegni e rischi Gli impegni e rischi si articolano in: (migliaia di euro) 31.12.2012 31.12.2013 180.247 135.296 180.247 135.296 Impegni - Acquisto di beni Rischi Gli altri impegni per acquisti di beni e servizi ammontano a 135.296 migliaia di euro e si riferiscono principalmente al progetto di adeguamento della centrale di Bolgiano (53.079 migliaia di euro), a contratti pluriennali per l’acquisto di materie prime di 58.136 migliaia di euro e ai contratti relativi all’attività di manutenzione Ansaldo presso Ferrera Erbognone (6.798 migliaia di euro) ed a progetti di investimento del sito di Ravenna (tra i quali quello relativo a Major 75000H ed Upgrade Turbo Gas) per 17.283. Gestione dei rischi d’impresa Nell’ambito dei rischi d’impresa, i principali rischi identificati, monitorati e, per quanto di seguito specificato, attivamente gestiti da Enipower sono i seguenti: (i) il rischio di mercato derivante dall’esposizione alle fluttuazioni dei tassi di interesse; (ii) il rischio di credito derivante dalla possibilità di default di una controparte; (iii) il rischio liquidità derivante dalla mancanza di risorse finanziarie per far fronte agli impegni finanziari a breve termine. Per quanto attiene ai rischi ambientali si rinvia al paragrafo “Fattori di rischio e incertezza” presente nella Relazione sulla gestione. Di seguito è fornita la descrizione dei principali rischi aziendali e delle relative modalità di gestione nonché l’esposizione ai rischi di mercato. 77 ENIPOWER BILANCIO DI ESERCIZIO 2013 / Note al bilancio Rischio di mercato Il rischio di mercato consiste nella possibilità che variazioni dei tassi d’interesse o dei prezzi delle commodity possano influire negativamente sul valore delle attività, delle passività o dei flussi di cassa attesi. La società svolge l’attività di produzione nell’ambito del settore elettrico con esposizione ai rischi di mercato in connessione a modifiche nei tassi d’interesse e nei prezzi delle merci. Il rischio di variazione dei prezzi e dei flussi finanziari è strettamente connesso alla natura stessa del business ed è solo parzialmente mitigabile attraverso l’utilizzo di appropriate politiche di gestione del rischio. In base al contratto di conto lavorazione, la società assume il ruolo di trasformatore del combustibile di proprietà del Toller e, pertanto, i rischi tipici di chi opera nel mercato elettrico, quali l’approvvigionamento del combustibile e la vendita di energia, sono a carico del Toller e non hanno un impatto diretto sulle attività della società. Rischio di tasso d’interesse Le oscillazioni dei tassi d’interesse influiscono sul valore di mercato delle attività e passività finanziarie dell’impresa e sul livello degli oneri finanziari netti. La società utilizza contratti derivati su tassi di interesse; in particolare, ha stipulato un Interest Rate Swap con eni inerente il rischio di interesse derivante da un finanziamento a m/l termine, a tasso variabile, concesso da eni. Per quanto attiene alla valorizzazione a fair value degli strumenti derivati su tassi d’interesse, essa viene fornita dalla controparte eni stessa che si basa sistematicamente su quotazioni di mercato fornite da primari info-provider. Rischio di credito Il rischio di credito rappresenta l’esposizione della società a potenziali perdite derivanti dal mancato adempimento delle obbligazioni assunte dalla controparte. Eni approccia con policy differenziate i rischi riferiti a controparti per transazioni commerciali, rispetto a quelli riferiti a controparti per transazioni finanziarie, in funzione anche, per quanto attiene a questi ultimi, del modello di finanza accentrato adottato. Per ciò che attiene al rischio di controparte in contratti di natura commerciale la gestione del credito è affidata alla responsabilità delle unità di business e alle funzioni specialistiche Corporate dedicate, sulla base di procedure formalizzate di valutazione e di affidamento dei partner commerciali, ivi comprese le attività di recupero crediti e dell’eventuale gestione del contenzioso. A livello Corporate sono definiti gli indirizzi e le metodologie per la qualificazione e il controllo della rischiosità del cliente. Per quanto attiene al rischio di controparte finanziaria derivante dall’impiego della liquidità, dalle posizioni in contratti derivati e da transazioni con sottostante fisico con controparti finanziarie, le sopra indicate “Linee Guida” individuano come obiettivo di risk management l’ottimizzazione del profilo di rischio nel perseguimento degli obiettivi operativi. I limiti massimi di rischio sono espressi in termini di massimo affidamento per classi di controparti, definite a livello di Consiglio di Amministrazione eni e basate sul rating fornito dalle principali Agenzie. Il rischio è gestito dalle Strutture di Finanza Operativa eni nonchè da Eni Trading & Shipping per l’attività in derivati su commodity, nonché dalle società e divisioni limitatamente alle operazioni su fisico con controparti finanziarie, in coerenza con il modello accentrato. Nell’ambito dei massimali definiti per classe di rating, sono individuati per ciascuna struttura operativa gli elenchi nominativi delle controparti abilitate, assegnando a ciascuna un limite massimo di affidamento, che viene monitorato e controllato giornalmente. La situazione di criticità verificatasi sui mercati finanziari a partire dall’esercizio 2008 ha determinato l’adozione di più stringenti disposizioni, quali la diversificazione del rischio e la rotazione delle controparti finanziarie, e di selettività per le operazioni in strumenti derivati di durata superiore a tre mesi. L’impresa non ha avuto casi significativi di mancato adempimento delle controparti. 78 ENIPOWER BILANCIO DI ESERCIZIO 2013 / Note al bilancio La società gestisce il rischio credito sulla base delle policy emesse dalla controllante. Al 31 dicembre 2013 non vi sono concentrazioni significative di rischio di credito nei confronti di soggetti terzi; il 96,87% dei crediti è verso entità correlate, prevalentemente verso eni Divisione G&P. Rischio di liquidità Il rischio liquidità rappresenta il rischio che, a causa dell’incapacità di reperire nuovi fondi (funding liquidity risk) o di liquidare attività sul mercato (asset liquidity risk), la società non riesca a far fronte ai propri impegni di pagamento e, più in generale, alle esigenze finanziarie di breve termine. Allo stato attuale, la società ritiene, data l’ampia disponibilità di accesso a linee di credito, di poter disporre di fonti di finanziamento sufficienti a soddisfare le prevedibili necessità finanziarie. Pagamenti futuri a fronte di passività finanziarie, debiti commerciali e altri debiti Nella tabella che segue sono rappresentati i pagamenti contrattualmente dovuti in relazione ai debiti finanziari, compresi i pagamenti per interessi. Anni di scadenza (migliaia di euro) 2013 2014 2015 2016 2017 Oltre Totale 54.623 54.545 54.545 54.545 54.547 272.805 68.066 54.545 54.545 54.545 54.547 286.248 1.683 1.313 962 614 262 4.834 2014 2015 2016 2017 2018 54.617 54.545 54.545 54.546 218.253 62.991 54.545 54.545 54.546 226.627 1.457 1.121 715 305 3.598 31.12.2012 Passività finanziarie a lungo termine Passività finanziarie a breve termine Passività per strumenti derivati Interessi su debiti finanziari 13.443 13.443 Garanzie finanziarie Anni di scadenza Oltre Totale 31.12.2013 Passività finanziarie a lungo termine Passività finanziarie a breve termine Passività per strumenti derivati Interessi su debiti finanziari 8.374 8.374 Garanzie finanziarie Nella tabella che segue è rappresentato il timing degli esborsi a fronte dei debiti commerciali e diversi: (migliaia di eu ro) 2013 Anni di scadenz a 2014-2017 Oltre Totale 31.12.2 012 Debiti c omm erc iali 165 .915 Altri debiti e anticipi 1 .483 167 .398 2014 1 165.916 1 167.399 1.483 Anni di scadenz a 2015-2018 Oltre Totale 31.12.2 013 Debiti c omm erc iali 193 .431 Altri debiti e anticipi 1 .512 194 .943 270 193.701 270 195.213 1.512 79 ENIPOWER BILANCIO DI ESERCIZIO 2013 / Note al bilancio Altre informazioni sugli strumenti finanziari Categorie di strumenti finanziari - Valore di iscrizione e relativi effetti economici e patrimoniali Il valore d’iscrizione degli strumenti finanziari e i relativi effetti economici e patrimoniali sono i seguenti: 2012 2013 Proventi (oneri) rilevati a (migliaia di euro) Proventi (oneri) rilevati a Valore di Patrimonio iscrizione Conto economico netto Valore di iscrizione Conto economico Patrimonio netto Strumenti finanziari di negoziazione: - Strumenti derivati non di copertura (a) Crediti e debiti e altre attività/passività valutate al costo ammortizzato: (13.443) (5.196) (8.374) 123 - Crediti commerciali e altri crediti (b) 378.668 (3.198) 393.154 (650) - Crediti finanziari (b) 90 90 - Debiti commerciali e altri debiti (c) (252.964) (220.889) - Debiti finanziari (d) (272.805) (218.253) (a) Gli effetti a conto economico sono stati rilevati nei "Proventi (oneri) finanziari". (b) Gli effetti a conto economico sono stati rilevati negli "Acquisti prestazioni di servizi e costi diversi" per 650 migliaia di euro di oneri (accant.al fondo svalutazione crediti). Valori di mercato degli strumenti finanziari Nell’espletamento della sua attività, la società utilizza diverse tipologie di strumenti finanziari. Le informazioni concernenti il valore di mercato degli strumenti finanziari sono riportate di seguito. Crediti commerciali e altri crediti: il valore di mercato dei crediti commerciali e altri crediti esigibili oltre l’esercizio successivo è stimato sulla base del valore attuale dei flussi di cassa futuri. Altre attività finanziarie non correnti: il valore di mercato delle altre attività finanziarie non correnti è stimato sulla base del valore attuale dei flussi di cassa futuri. Altre attività non correnti: il valore di mercato delle altre attività non correnti è stimato sulla base del valore attuale dei flussi di cassa futuri. Passività finanziarie a lungo termine e quote a breve di passività a lungo termine: il valore di mercato delle passività finanziarie esigibili oltre l’esercizio successivo, inclusa la quota a breve, è stimato sulla base del valore attuale dei flussi di cassa futuri. Altre passività non correnti: il valore di mercato delle altre passività non correnti è stimato sulla base del valore attuale dei flussi di cassa futuri. 31.12.2012 (migliaia di euro) Valore contabile - Altre attività non correnti - Passività finanziarie a lungo termine e quote a breve - Altre passività non correnti 80 31.12.2013 Valore di mercato Valore contabile Valore di mercato 91 91 91 91 272.805 272.805 218.253 218.253 14.343 14.343 9.274 9.274 ENIPOWER BILANCIO DI ESERCIZIO 2013 / Note al bilancio Contratti derivati Valori nominali dei contratti derivati Per valore nominale di un contratto derivato si intende l’ammontare contrattuale con riferimento al quale i differenziali sono scambiati. Tale ammontare può essere espresso sia in termini di quantità monetarie che in termini di quantità fisiche (ad esempio barili, tonnellate, ecc.). Le quantità monetarie in valuta estera sono convertite in euro applicando il cambio corrente alla data di chiusura dell’esercizio. I valori nominali dei contratti derivati, successivamente riepilogati, non rappresentano gli importi scambiati tra le parti e pertanto non costituiscono una misura dell’esposizione al rischio di credito per l’impresa che è limitata al fair value positivo dei contratti a fine esercizio. Gestione del rischio dei tassi di interesse L’impresa ha stipulato un interest rate swap per mitigare il rischio connesso alle oscillazioni dei tassi di interesse. (migliaia di euro) Interest rate swap (IRS) Valore nominale al 31.12.2012 Valore nominale al 31.12.2013 136.364 109.091 L’“interest rate swap” (IRS) è stato stipulato al fine di stabilizzare il flusso dei pagamenti relativi agli interessi sul finanziamento a lungo termine. In relazione a tale contratto la società ha concordato con la controparte di scambiare, a scadenze determinate, la differenza tra un tasso fisso e un tasso variabile calcolata su un valore nominale di riferimento. Nella tabella che segue per lo swap in essere, sono riportati il tasso medio ponderato nonché la scadenza dell’operazione. Il tasso medio variabile è basato sul tasso alla fine dell'esercizio e può subire modifiche che potrebbero influenzare in modo significativo i futuri flussi finanziari. Il confronto tra il tasso medio acquistato e venduto non è indicativo del risultato del contratto derivato posto in essere; la determinazione di questo risultato è effettuata tenendo conto dell’operazione sottostante. 31.12.2012 31.12.2013 Tasso medio ponderato venduto 3,98% 3,98% Tasso medio ponderato acquistato 0,18% 0,28% Scadenza media ponderata (anni) 5,03 4,01 (migliaia di euro) Vendere tasso fisso/Acquistare tasso variabile 81 ENIPOWER BILANCIO DI ESERCIZIO 2013 / Note al bilancio Contenziosi La società è parte in procedimenti civili e amministrativi e in azioni legali collegati al normale svolgimento delle sue attività. Di seguito è indicata una sintesi dei procedimenti più significativi. Contenzioso civile 1. Con atto di citazione del 24 aprile 2008 il sig. Grassenio, proprietario di un appezzamento di terreno sito in Mazzarino sul quale, negli anni settanta, è stato installato un elettrodotto da parte dell’allora Agip Petroli S.p.A. successivamente trasferito ad Enipower Trasmissione e poi ceduto a Terna S.p.A., ha convenuto Enipower Trasmissione, incorporata in Enipower a far data dall’1/1/2009, dinanzi al Tribunale di Gela assumendo l’insussistenza di procedimenti espropriativi e di costituzione di diritti di servitù e chiedendo il risarcimento dei danni per l’illegittima installazione quantificati in euro 45.000,00, oltre un ulteriore risarcimento da determinarsi nel corso del giudizio per deturpamento dell’ambiente e per la limitazione dell’utilizzo dell’immobile. Terna S.p.A. quale avente causa di Enipower Trasmissione, ora Enipower, ha chiamato in garanzia quest’ultima che ha eccepito l’intervenuta prescrizione del diritto, nonché l’esistenza di una servitù costituita dal precedente proprietario dell’immobile, con tanto di riconoscimento di indennizzo, a favore dell’Anic S.p.A., dante causa di AgipPetroli S.p.A., e titolare originaria dell’elettrodotto. Il Giudice unico designato non ha accolto le istanze istruttorie di controparte ed ha rinviato la causa a precisazione delle conclusioni. Si è in attesa del pronunciamento del giudice. 2. Nel 2003 il sig. Mitrotta, locatario di un terreno attiguo al comprensorio industriale del Comune di Brindisi, aveva citato presso il Tribunale di Brindisi Enipower e altre società coinsediate per asseriti danni alle sue coltivazioni provocati, a sua detta, dalle emissioni dal sito petrolchimico di Brindisi. Il valore del risarcimento richiesto è di euro 232.000,00. Nel settembre 2013, il Giudice ha aderito alle eccezioni sollevate dai convenuti e con sentenza parziale ha dichiarato l’illegittimità dell’acquisizione della documentazione, nominando nel gennaio 2014 nuovi Consulenti Tecnici d’Ufficio. L’inizio delle operazioni peritali è previsto per il primo trimestre 2014. 3. La Nuova Sicma S.r.l., in liquidazione, ha presentato ricorso per decreto ingiuntivo nei confronti della società per ottenere il pagamento di euro 285.000,00 in relazione alle prestazioni derivanti da un contratto di appalto. La società si è opposta, sostenendo che tali somme non sono dovute in quanto all’appaltatrice sono state addebitate penali per uguale importo a causa di inadempimenti al predetto contratto. Dopo varie udienze, il giudice ha ammesso le prove orali richieste dalle parti, fissando l’udienza il 22 gennaio 2010 nella quale sono avvenute le audizioni dei testimoni della società. Il giudice ha rinviato la causa al 24 giugno 2014. 4. B&C S.r.l. (già Bettella prodotti S.r.l.) ha promosso decreto ingiuntivo nei confronti della società presso il Tribunale di Milano per presunto mancato pagamento per complessivi euro 179.000,00 per forniture di prodotti chimici. La società ha interposto atto di opposizione e la causa è in fase istruttoria. 5. In data 29 novembre 2013 la società ha ricevuto un atto di citazione da parte della società Hi.de.co srl mediante il quale viene promossa un’azione di risarcimento danni per inadempimento dell’art. 4.1.2 del contratto “Servizi di assemblaggio di moduli fotovoltaici, realizzati eseguendo operazioni in conto lavorazione su materiali di proprietà Enipower”, relativamente a ordini di lavoro minimi garantiti ed in opzione di acquisto. La prima udienza è fissata per il primo trimestre 2014. Contenzioso amministrativo 1. La società ha proposto ricorso avanti al TAR Lazio in data 18 maggio 2012 per l’annullamento della nota del Gestore Servizi Energetici (GSE) del 20 marzo 2012, attraverso la quale ha ritenuto non applicabile alla produzione combinata di energia elettrica e calore effettuata nell’anno 2011 la delibera 42/02 in relazione all’esenzione dall’obbligo di acquisto di Certificati Verdi di cui all’art. 11 del d.lgs 79/99. 82 ENIPOWER BILANCIO DI ESERCIZIO 2013 / Note al bilancio A seguito del ricorso, sono state impugnate per motivi aggiunti le comunicazioni di improcedibilità della richiesta di riconoscimento della produzione per l’anno 2011 di energia elettrica e calore come cogenerazione ai sensi della delibera AEEG 42/02, trasmesse dal GSE in data 10.7.2012. Nel mese di novembre del 2012, inoltre, Enipower ha ricevuto dal GSE un “preavviso di rigetto” dell’istanza per il riconoscimento del funzionamento come cogenerazione ad alto rendimento ai sensi del d.lgs. 20/07 come integrato dal D.M. 4 agosto 2011, anch’essa prontamente impugnata con i secondi motivi aggiunti. In data 8 gennaio 2013 il GSE ha trasmesso a Enipower le comunicazioni relative all’acquisto dei Certificati Verdi per la produzione 2011, nelle quali il numero di certificati previsti non teneva conto dell’energia prodotta in cogenerazione, ovvero dell’energia CAR. Anche tali provvedimenti sono stati impugnati con il terzo ricorso per motivi aggiunti, con relativa domanda di sospensione cautelare. Enipower ha quindi proposto ricorso presso il TAR del Lazio contro le comunicazioni del GSE del 29 aprile 2013 di rigetto del riconoscimento della produzione CAR per l’anno 2011. I ricorsi, uno per ogni impianto, sono stati notificati nel mese di giugno. In data 8 maggio 2013 il GSE ha trasmesso la comunicazione “Certificati Verdi – Autocertificazione dell’obbligo 2012” con la quale ha definitivamente determinato il numero di Certificati Verdi necessari per l’adempimento dell’obbligo di cui all’art. 11, comma 1, del d.lgs. n. 79/99 per l’anno 2012. Con lettera del 4 giugno 2013 il GSE ha obbligato Enipower ad annullare entro 30 giorni il quantitativo di certificati necessari per adempiere l’obbligo. Enipower ha proposto ricorso presso il TAR del Lazio con richiesta di sospensione ante causam. Con decreto cautelare del 28 giugno 2013 il TAR del Lazio ha sospeso il provvedimento e fissato l’udienza in camera di consiglio al 31 luglio 2013. A pochi giorni dalla camera di consiglio, tuttavia, il GSE con comunicazione del 22 luglio 2013 ha annullato in parte la comunicazione di verifica e richiesta di adempimento. Enipower, di conseguenza, ha rinunciato all’azione cautelare per sopravvenuta carenza di interesse, non sussistendo più le ragioni di urgenza. Il giudice amministrativo ha preso atto della sopravvenuta carenza di interesse all’istanza cautelare. La prossima udienza è stata fissata per il 29 aprile 2014. Per quanto riguarda la produzione relativa al 2012, la società ha proposto ricorso presso il TAR del Lazio contro le comunicazioni di improcedibilità delle istanze di riconoscimento della produzione in cogenerazione ai sensi della delibera 42/02 in relazione all’esenzione dall’obbligo di acquisto di certificati di cui all’art. 11 del d.lgs 79/99 per i propri impianti. I ricorsi,uno per ogni impianto, sono stati notificati in data 16 luglio 2013 e, a seguito del deposito, occorrerà attendere la fissazione dell’udienza di merito. Contenzioso penale 1. Nel mese di giugno 2004 la magistratura ha avviato indagini sui contratti di appalto stipulati da Enipower, nonché sulle forniture di altre imprese alla stessa Enipower. Dalle indagini è emerso il pagamento di somme di denaro da fornitori ad un dirigente della società, subito licenziato. A Enipower (committente) e alla Snamprogetti (oggi Saipem S.p.A. – appaltatore dei servizi di ingegneria e di approvvigionamento) sono state notificate informazioni di garanzia ai sensi della disciplina della responsabilità amministrativa delle persone giuridiche ex Decreto Legislativo 8 giugno 2001, n. 231. Eni, ha intrapreso le azioni necessarie per la sua costituzione come parte civile nel procedimento penale ai fini del risarcimento degli eventuali danni che fossero derivati dai comportamenti illeciti dei propri fornitori e dei propri dipendenti. Nell’agosto 2007 è stato notificato il provvedimento con cui il Pubblico Ministero ha chiesto lo stralcio e la successiva archiviazione per le società Enipower e Snamprogetti S.p.A (oggi Saipem). in quanto non più rientranti tra i soggetti giuridici indagati ai sensi del Decreto Legislativo 8 giugno 2001, n. 231. Il procedimento è proseguito a carico di ex dipendenti delle predette società nonché nei confronti di dipendenti e dirigenti di alcune società fornitrici. Eni, Enipower e Snamprogetti si sono costituite parte civile nell’udienza preliminare che si è conclusa il 27 aprile 2009. Il giudice ha disposto il decreto di rinvio a giudizio di tutte le parti che non hanno fatto richiesta di patteggiamento, ad esclusione di alcuni soggetti nei cui confronti è intervenuta la prescrizione. Nel corso dell’udienza del 2 marzo 2010, è stata confermata la costituzione di parte civile di eni, Enipower e Snamprogetti (oggi Saipem). 83 ENIPOWER BILANCIO DI ESERCIZIO 2013 / Note al bilancio Il processo è stato rinviato all’udienza del 20 settembre 2011 nel corso della quale il Tribunale di Milano ha pronunciato la sentenza secondo la quale i 9 imputati per i reati loro ascritti, sono stati condannati oltre al risarcimento dei danni da liquidarsi in separata sede alla rifusione delle spese processuali sostenute dalle parti civili. Il Tribunale ha dichiarato prescritti i reati contestati a 7 imputati rappresentanti di alcune società coinvolte e ha inoltre assolto 15 imputati. Con riferimento agli enti imputati ai sensi del D.lgs. n. 231/2001, il Collegio ha dichiarato 7 società responsabili degli illeciti amministrativi loro ascritti, applicando oltre alla sanzione amministrativa pecuniaria anche la corrispondente confisca del profitto derivante dai reati ascritti. Eni, Enipower e Snamprogetti (oggi Saipem) si erano costituite parti civili nel procedimento anche nei confronti delle predette persone giuridiche nell’interesse delle quali i reati sono stati commessi. Con la sentenza il Collegio ha dichiarato di escludere tale costituzione nei confronti degli enti imputati. Le motivazioni della sentenza sono state depositate in data 19 dicembre 2011. Le parti condannate hanno provveduto ad impugnare tempestivamente il suddetto provvedimento. Considerato che nel procedimento eni, Enipower e Snamprogetti (oggi Saipem) sono parti lese non sussistono rischi in riferimento alle passività nei contenziosi. 2. Nell’aprile 2010 è stato aperto da parte della Procura di Velletri un procedimento penale, rubricato 3573/10, relativo al superamento dei limiti di sostanze pericolose nello scarico dello stabilimento di Nettuno. A seguito di verifiche disposte dall’ARPA Lazio in data 7 gennaio e in data 1 aprile 2010, sono stati effettuati dei prelievi da parte dell’Autorità di controllo per verificare il rispetto dei limiti autorizzati nelle acque reflue industriali in uscita dallo stabilimento. Le analisi dei campioni hanno riscontrato la presenza di zinco oltre i limiti consentiti su uno scarico parziale dello stabilimento. In data 8 settembre 2010 la Procura di Velletri ha successivamente disposto sequestro preventivo dello scarico finale inibendo, di fatto, la prosecuzione dell’attività industriale ed ha del pari notificato l’Avviso di Conclusione delle Indagini e l’Avviso di Garanzia nei confronti di due dirigenti della società. A seguito della misura cautelare lo stabilimento ha disposto nell’ottobre 2010 la sostituzione di tutte le tubazioni zincate, che potrebbero essere all’origine del problema riscontrato dall’ARPA in quanto in alcun modo la presenza di zinco può essere correlata con l’attività industriale. Le verifiche effettuate dallo stabilimento nel mese di dicembre 2010 sugli scarichi idrici ed autorizzate dal PM pur in pendenza di sequestro preventivo hanno escluso l’ulteriore presenza di zinco. Anche le verifiche effettuate dall’ARPA e delegate dal PM hanno escluso il perdurare di tale problema. Il 10 gennaio 2011 è stata presentata istanza di dissequestro. Il GIP con provvedimento del 19 gennaio 2011 ne ha disposto il dissequestro autorizzando la prosecuzione dell’attività industriale. Nonostante la memoria ed i colloqui intercorsi con l’Autorità Giudiziaria, il PM procedente ha disposto la citazione a giudizio per gli imputati per l’udienza del 14 aprile 2010. A tale udienza il procedimento è stato rinviato al 13 ottobre 2011. In tale sessione è stato effettuato l’esame dei testi del PM ed il procedimento è stato rinviato all’udienza del 16 maggio 2012 ed aggiornato d’ufficio all’udienza 11 ottobre 2012. Dopo l’esame dei CT della difesa il processo è stato rinviato per la discussione all’udienza del 18 aprile 2013. Terminata la discussione il Giudice ha assolto entrambi gli imputati perché il fatto non sussiste. 3. In data 24 gennaio 2012 la Procura di Roma ha notificato ai responsabili dello stabilimento di Nettuno l’avviso di conclusione delle indagini con riferimento al procedimento penale 51864/11. Con tale provvedimento veniva contestata la falsa attestazione commessa dai responsabili di stabilimento al Dirigente della Provincia di Roma, circa le sostanze contaminanti presenti negli scarichi parziali e finali dello stabilimento. Secondo l’ipotesi accusatoria con tale azione, gli indagati avrebbero indotto in errore il Pubblico Ufficiale, il quale nel provvedimento autorizzativo non disponeva il controllo sulla presenza di alcune sostanze pericolose riscontrate invece durante le verifiche in data 7 gennaio 2011 e 1 aprile 2011. Il Pubblico Ministero procederà alla citazione in giudizio di tutti gli indagati. 4. Nel mese di luglio 2012 nello stabilimento di Brindisi si è verificato lo sversamento in mare di soda caustica diluita al 25%. La causa è da attribuire a una fessurazione presente nel bacino di contenimento del serbatoio di stoccaggio soda dell’impianto di produzione acqua demineralizzata. Sono intervenuti sul posto la Capitaneria di Porto, i Carabinieri e l’ARPA Dipartimento di Brindisi che hanno attivato un procedimento d’indagine. Il PM ha chiesto il rinvio a giudizio del direttore di stabilimento, del responsabile impianti e del responsabile della sicurezza e ha disposto la citazione diretta a giudizio per l’udienza che si terrà il 10 luglio 84 ENIPOWER BILANCIO DI ESERCIZIO 2013 / Note al bilancio 2014. Durante il dibattimento la società intende dimostrare che tutti i campionamenti effettuati erano a norma e che, per la sostanza individuata, non è prevista alcuna sanzione penale. Contenzioso ambientale 1. La società, nell’interesse dello stabilimento di Brindisi, ha presentato ricorso presso il Tar Lazio per l’impugnazione del Regolamento Regionale (Regione Puglia) del 3 ottobre 2012, n. 24 - Linee guida per l’attuazione della Legge regionale n. 21 del 24 luglio 2012, recante – “Norme a tutela della salute, dell’ambiente e del territorio sulle emissioni industriali inquinanti per le aree pugliesi già dichiarate a elevato rischio ambientale”. Il provvedimento è fortemente lesivo degli interessi della società poiché, al suo interno, prevede la creazione della VDS (Valutazione di Danno Sanitario) come procedura di valutazione degli impatti delle emissioni industriali sulla popolazione. Questo è un approccio che non corrisponde ad alcuno schema discusso in letteratura scientifica ed è fortemente ambiguo in relazione ai metodi impiegati. Il ricorso non è stato discusso nel merito al Tar del Lazio all’udienza prevista per il 16 luglio 2013, ma la discussione è stata rinviata a causa di uno sciopero degli Avvocati. In data 26/11/2013 la società ha presentato ricorso per motivi aggiunti presso il TAR del Lazio in relazione alla definizione dei criteri di VDS indicati nel DM 24 aprile 2013 del Ministro della salute di concerto con il Ministro dell’ambiente. 85 ENIPOWER BILANCIO DI ESERCIZIO 2013 / Note al bilancio 30 Ricavi Di seguito sono analizzate le principali voci che compongono i “Ricavi”. I motivi delle variazioni più significative sono indicati nel “Commento ai risultati economico-finanziari” della Relazione sulla gestione. Ricavi della gestione caratteristica I ricavi della gestione caratteristica si articolano come segue: (migliaia di euro) Ricavi delle vendite e delle prestazioni Accise correlate alle vendite Variazione dei lavori in corso su ordinazione 2012 1.051.507 2013 962.623 (102) (4.598) 187 1.046.807 962.810 I ricavi delle vendite e delle prestazioni sono così composti: (migliaia di euro) 2012 2013 Ricavi delle vendite di produzione e materie diverse: Corrispettivi di conto lavorazione 595.038 546.528 Energia elettrica 143.484 126.535 Ricavi per operazioni di mercato dei servizi di dispacciamento 124.072 132.086 Vapore 123.007 109.588 50.176 41.120 Ricavi per somministrazione acqua industriale, altre utilities e servizi Dispacciamento, trasporto e altri oneri accessori energia elettrica Pannelli e sistemi fotovoltaici 2.516 3.886 13.214 2.199 1.051.507 962.623 Ricavi per nuove iniziative progettuali 681 I corrispettivi di conto lavorazione riguardano prevalentemente il contratto di conto lavorazione con eni divisione Gas & Power e in misura marginale, l’analogo contratto con EniServizi S.p.A. I ricavi per la vendita di energia elettrica e vapore e altre utilities sono realizzati esclusivamente nei confronti dei clienti ubicati nei siti petrolchimici ove è presente la società con le proprie centrali. L’impresa opera sostanzialmente in Italia. 86 ENIPOWER BILANCIO DI ESERCIZIO 2013 / Note al bilancio Altri ricavi e proventi Gli altri ricavi e proventi si articolano in: 2012 (migliaia di euro) Cessione di certificati verdi e TEE 7.361 2013 7.759 Risarcimento danni da enti assicurativi 1.629 2.841 Contributi in conto esercizio 1.394 1.555 Cessione di Emission Rights 13.266 102 343 3 Penalità contrattuali e altri proventi relativi a rapporti commerciali Plusvalenze da vendite di attività materiali e immateriali Altri proventi 83 9.871 7.177 33.947 19.437 Gli altri proventi di 7.177 riguardano principalmente i proventi per servizi manageriali prestati per conto delle società controllate Enipower Mantova S.p.A. (2.478 migliaia di euro) e S.E.F. S.r.l (2.810 migliaia di euro). 31 Costi operativi Di seguito sono analizzate le principali voci che compongono i “Costi operativi”. I motivi delle variazioni più significative sono indicati nel “Commento ai risultati economico-finanziari” della Relazione sulla gestione. Acquisti, prestazioni di servizi e costi diversi Gli acquisti, prestazioni di servizi e costi diversi si articolano in: (migliaia di euro) Costi per materie prime, sussidiarie, di consumo e merci 2012 2013 583.752 525.601 85.612 77.326 2.825 2.698 Variazioni delle rimanenze 10.026 3.607 Altri oneri 13.358 49.222 Costi per servizi Costi per godimento di beni di terzi Accantonamenti al fondo svalutazione crediti Accantonamenti netti ai fondi per rischi e oneri 3.198 650 123.438 53.939 822.209 713.043 a dedurre: - incrementi per lavori interni - attività materiali (10.073) 812.136 (6.410) 706.633 87 ENIPOWER BILANCIO DI ESERCIZIO 2013 / Note al bilancio I costi per materie prime, sussidiarie, di consumo e merci di 519.191 migliaia di euro riguardano: (migliaia di euro) 2012 2013 Altre materie prime e materiali diversi 216.492 199.507 Energia elettrica 188.097 170.139 Vapore 163.448 198.544 Appalti per costruzione impianti 43.229 55.856 Acqua 39.234 36.659 Vapore alta pressione 64.028 Riaddebito materiali (87.548) Acquisti per investimenti (53.302) (79.248) (62.266) 573.678 519.191 I costi per servizi di 77.326 migliaia di euro riguardano: (migliaia di euro) Utilizzo fondi a fronte costi di esercizio per servizi Progettazione e direzione lavori Costruzioni Manutenzioni 2012 (1.905) 2013 (2.518) 118 212 1.947 3.886 40.715 35.557 Trasporti e movimentazioni 5.053 4.544 Assicurazioni 2.024 2.629 Costi di vendita diversi Altri servizi di carattere operativo (37) 1 26.176 25.206 Costi per servizi relativi al personale 1.464 862 Consulenze e prestazioni professionali 8.377 8.665 894 668 Altri servizi di carattere generale 1.768 82 Riaddebiti costi di manutenzione (177) Pubblicita, propaganda e rappresentanza Riaddebiti trasporti e movimentazioni Riaddebiti altri servizi di carattere operativo Acquisti prestazioni per costruzione impianti Servizi per investimento (20) (21) (785) (2.447) 53.102 62.266 (53.102) (62.266) 85.612 77.326 Nel totale delle consulenze e prestazioni professionali sono inclusi i compensi spettanti alla società di revisione che ammontano a 90 migliaia di euro e riguardano unicamente l’attività di revisione legale dei conti. I costi per godimento beni di terzi per 2.698 migliaia di euro riguardano: (migliaia di euro) 2012 Locazioni 2.254 2.256 466 354 Canoni per brevetti, licenze e concessioni 91 80 Noleggi 14 8 2.825 2.698 Leasing operativi 2013 La variazione delle rimanenze di 3.607 migliaia di euro riguarda principalmente i semilavorati e i prodotti finiti dell’attività fotovoltaica (5.845 migliaia di euro). 88 ENIPOWER BILANCIO DI ESERCIZIO 2013 / Note al bilancio Gli oneri diversi di gestione, pari a 49.222 migliaia di euro, riguardano principalmente l’acquisto di quote di diritti di emissione (29.159 migliaia di euro), l’Imposta Municipale sugli Immobili (7.733 migliaia di euro), gli oneri sostenuti per la chiusura del contratto oneroso “take or pay” con il fornitore Deutsche Solar per oneri di annullamento (3.800 migliaia di euro) e per perdite da transazione per la parte versata come anticipo (5.590 migliaia di euro). L’accantonamento al fondo svalutazione crediti ammonta a 650 migliaia di euro. Gli accantonamenti ai fondi per rischi e oneri ammontano a 53.939 migliaia di euro e riguardano principalmente gli accantonamenti al fondo certificati verdi per 73.819 migliaia di euro, con il relativo utilizzo fondo per esubero di 5.612 migliaia di euro e l’utilizzo per esubero del fondo per contratto oneroso con Deutsche Solar per 13.132 migliaia di euro. Le informazioni relative ai fondi rischi e oneri sono indicate alla nota n. 24 Fondi per rischi e oneri a cui si rinvia. Costo lavoro Il costo lavoro si articola in: 2012 2013 23.747 23.792 Oneri sociali 7.399 7.057 Oneri per programmi a benefici e contributi definiti 2.030 1.724 239 1.505 (migliaia di euro) Salari e stipendi Altri costi Comandati e borsisti 1.426 196 34.841 34.274 a dedurre: - incrementi per lavori interni - attività materiali (122) 34.719 (97) 34.177 I valori indicati nell'esercizio 2012 sono stati rettificati degli effetti prodotti per l'applicazione retroattiva del nuovo principio contabile IAS 19 Benefici a dipendenti Gli oneri per programmi a benefici definiti pari a 1.724 migliaia di euro includono oneri per programmi a contributi definiti per 1.401 migliaia di euro e oneri per programmi a benefici definiti per 323 migliaia di euro. Gli oneri per programmi a benefici definiti sono analizzati alla nota n. 25 Fondi per benefici ai dipendenti. Numero medio dei dipendenti Il numero medio dei dipendenti ripartito per categoria è il seguente: (numero) 2012 Dirigenti 17 2013 18 Quadri 84 79 Impiegati 245 237 Operai 113 113 459 447 Il numero medio dei dipendenti è calcolato come semisomma dei dipendenti all’inizio e alla fine del periodo. 89 ENIPOWER BILANCIO DI ESERCIZIO 2013 / Note al bilancio Compensi spettanti agli amministratori e ai sindaci I compensi spettanti agli amministratori ammontano a 56 migliaia di euro (77 migliaia di euro nel 2012). I compensi spettanti ai sindaci ammontano a 108 migliaia di euro (111 migliaia di euro nel 2012). I compensi comprendono gli emolumenti e ogni altra somma avente natura retributiva, previdenziale e assistenziale dovuti per lo svolgimento della funzione di amministratore o di sindaco, che abbiano costituito un costo per la società anche se non soggetti all’imposta sul reddito delle persone fisiche. Ammortamenti e svalutazioni Gli ammortamenti e svalutazioni si articolano come segue: (migliaia di euro) 2012 2013 Ammortamenti: - attività materiali - attività immateriali 109.004 112.447 777 776 109.781 113.223 (16) 221.021 (16) 221.392 109.765 334.615 2012 2013 Svalutazioni: - attività materiali - attività immateriali 371 a dedurre: - rivalutazioni di attività materiali - rivalutazioni di attività immateriali - incrementi per lavori interni - attività materiali - incrementi per lavori interni - attività immateriali 32 Proventi (oneri) finanziari I proventi (oneri) finanziari si articolano in: (migliaia di euro) Proventi (oneri) finanziari Proventi finanziari Oneri finanziari Strumenti finanziari derivati 1.583 595 (6.316) (2.362) (4.733) (1.767) (5.195) 123 (9.928) (1.644) I valori indicati nell'esercizio 2012 sono stati rettificati degli effetti prodotti per l'applicazione retroattiva del nuovo principio contabile IAS 19 Benefici a dipendenti 90 ENIPOWER BILANCIO DI ESERCIZIO 2013 / Note al bilancio Il valore netto dei proventi e oneri finanziari è il seguente: (migliaia di euro) 2012 2013 Proventi (oneri) finanziari correlati all'indebitamento finanziario netto - Interessi e altri oneri verso la controllante - Interessi e altri oneri verso banche e altri finanziatori - Interessi attivi verso banche - Interessi e altri proventi su crediti finanziari non strumentali all'attività operativa (4.127) (1.944) (1) 120 581 306 (3.427) (1.638) Differenze attive (passive) di cambio - Differenze attive di cambio - Differenze passive di cambio 839 128 (859) (11) (20) 117 Altri proventi (oneri) finanziari - Proventi su partecipazioni - Interessi e altri proventi su crediti finanziari e titoli strumentali all'attività operativa - Interessi su crediti commerciali 17 - Interessi su crediti d'imposta 26 100 (1.136) (255) 56 - Interessi attivi di mora verso altri - Oneri finanziari connessi al trascorrere del tempo (a) (148) - Oneri finanziari su piani a benefici definiti 5 - Altri proventi (oneri) finanziari (4) - Accantonamenti al fondo altre imposte (1.093) (246) (4.540) (1.767) (a) La voce riguarda l’incremento dei fondi per rischi e oneri che sono indicati, ad un valore attualizzato, nelle passività non correnti del bilancio. Gli interessi verso la controllante si riferiscono a interessi su finanziamenti a lungo termine per 1.738 migliaia di euro (3.885 migliaia di euro al 31 dicembre 2012), a interessi su finanziamenti a breve termine per 200 migliaia di euro e a interessi passivi maturati sui c/c per 6 migliaia di euro (242 migliaia di euro al 31 dicembre 2012). I proventi (oneri) su strumenti finanziari derivati sono: (migliaia di euro) Contratti su tassi di interesse 2012 2013 (5.196) 123 (5.196) 123 I proventi finanziari su contratti derivati di 123 migliaia di euro rappresentano il provento da valutazione al fair value del contratto derivato IRS (Interest Rate Swap) in essere con eni per 5.069 migliaia di euro e gli oneri realizzati sul medesimo contratto in occasione delle liquidazioni semestrali dei differenziali per complessivi 4.946 migliaia di euro. 91 ENIPOWER BILANCIO DI ESERCIZIO 2013 / Note al bilancio 33 Proventi (oneri) su partecipazioni I proventi (oneri) su partecipazioni si articolano in: 2012 (migliaia di euro) Dividendi (migliaia di euro) Plusvalenze nette da vendita Altri proventi (oneri) netti Dividendi Termica Milazzo 6.755 Enipower Mantova 13.702 2012 Plusvalenze/ Minusvalenze da alienazione Pacific Solar 2013 22.743 Altri proventi 22.743 (oneri) netti 4.059 18.684 168 20.457 34 Altri proventi (oneri) netti Dividendi 20.457 2013 168 Plusvalenze/ Minusvalenze 20.625 da alienazione 168 22.743 Imposte sul reddito Le imposte sul reddito sono le seguenti: (migliaia di euro) 2012 2013 Imposte correnti: - IRES - IRAP 82.833 55.834 13.283 10.101 96.116 65.935 Imposte differite e anticipate nette: - imposte differite - imposte anticipate (2.976) (34.758) (35.456) (53.637) (38.432) (88.395) 57.684 (22.460) L’incidenza delle imposte dell’esercizio, sul risultato prima delle imposte, è del -31,16% (42,78% nell’esercizio 2012). L’analisi della differenza tra l’aliquota fiscale teorica e quella effettiva è la seguente: (%) Aliquota teorica 2012 2013 43,30% -41,63% Variazioni in aumento (diminuzione) rispetto all'aliquota teorica: - effetto applicazione Decreto Legge n. 112/2008, Legge Finanziaria 2008 - differenze permanenti e altre motivazioni 3,50% 16,82% -4,02% -6,35% 42,78% -31,16% L’aliquota teorica è determinata rapportando le imposte calcolate applicando le aliquote delle imposte sul reddito(nel caso dell’Italia, Ires e Irap) all’utile prima delle imposte. La variazione dell’aliquota rispetto all’anno precedente è determinata essenzialmente dalla notevole riduzione del risultato civilistico ante imposte in seguito all’operazione di svalutazione dei cespiti, così come illustrato alla nota n. 12 Immobili impianti e macchinari. 92 ENIPOWER BILANCIO DI ESERCIZIO 2013 / Note al bilancio 35 Rapporti con parti correlate Le operazioni compiute dalla società con le parti correlate riguardano essenzialmente lo scambio di beni, la prestazione di servizi, la provvista e l’impiego di mezzi finanziari con le imprese controllanti, controllate, collegate e a controllo congiunto nonché con altre società possedute o controllate dallo Stato. Tutte le operazioni fanno parte dell’ordinaria gestione, sono generalmente regolate a condizioni di mercato, cioè alle condizioni che si sarebbero applicate fra due parti indipendenti e sono state compiute nell’interesse della società. Rapporti commerciali e diversi I rapporti commerciali più rilevanti riguardano i contratti di Conto Lavorazione stipulati con eni Divisione Gas & Power e con EniServizi S.p.A. Sul fronte attivo, la società effettua somministrazioni di energia elettrica e vapore ad eni Divisione Refining & Marketing e a Versalis S.p.A in base a contratti con prezzi determinati in base ad oggettivi parametri di mercato, fornendo inoltre servizi manageriali alle proprie controllate a fronte di appositi contratti, i cui corrispettivi annui sono commisurati al costo del lavoro medio delle risorse equivalenti dedicate all’attività a cui si aggiungono i costi indiretti e una congrua remunerazione. La società ha in essere contratti per gli acquisti di energia elettrica e vapore tecnologico da eni Divisione Gas & Power. La società intrattiene, inoltre, rapporti commerciali con eni che le fornisce servizi ICT e di approvvigionamento e servizi amministrativi e finanziari, con eni Divisione Gas & Power che le fornisce servizi centralizzati e con società di scopo che forniscono prestazione di servizi al Gruppo eni; tra le principali, EniServizi che svolge servizi generali quali la gestione di immobili, la ristorazione, la guardiania, l’approvvigionamento dei beni non strategici e la gestione di magazzini. In considerazione dell’attività svolta e della natura della correlazione (società possedute interamente o pressoché interamente dall’eni), i servizi forniti da queste società sono regolati sulla base di tariffe definite con riferimento ai costi specifici sostenuti e al margine minimo per il recupero dei costi generali e la remunerazione del capitale investito. La società riceve anche servizi industriali nei propri siti da eni Divisione Refining & Marketing e da Versalis S.p.A., i cui rapporti sono regolati da contratti che contengono tariffe differenziate in relazione ai servizi utilizzati. 93 ENIPOWER BILANCIO DI ESERCIZIO 2013 / Note al bilancio I rapporti commerciali e diversi sono di seguito analizzati: Esercizio 2012 (migliaia di euro) 31.12.2012 2012 Costi Denominazione Imprese controllate: Enipower Mantova S.p.A. SEF S.r.l. Imprese controllanti: Eni Corporate Eni Divisione Gas & Power Eni Divisione Refining & Marketing Eni Divisione Exploration & Production Imprese controllate dall'Eni S.p.A.: Agenzia Giornalistica Italiana Ambiente S.p.A. Brindisi Servizi Generali Distretto Tecnologico Nz. Energia S.C.A.R.L. Eni Adfin S.p.A. Eni Corporate University S.p.A. Eni Insurance Limited Enimed S.p.A. EniServizi S.p.A. Eni Trading & Shipping I.S.A.F Spa Italgas S.p.A. Italkali-Società Italiana Sali Alcalini S.p.A. Lng Shipping S.p.A. Petrobel Belayim Petroleum Co Versalis S.p.A. Saipem S.p.A. Saipem Energy Service S.p.A. Serfactoring S.p.A. Servizi Aerei S.p.A. Syndial S.p.A. Raffineria di Gela S.p.A. Raffineria di Milazzo ScpA Ravenna Servizi S.p.A. Termica Milazzo S.r.l. Tecnomare S.p.A. Toscana Servizi S.p.A. Venezia Tecnologie S.p.A. Viscolube Italiana S.p.A. Imprese possedute o controllate dallo Stato: Gruppo Enel Gruppo Finmeccanica GSE- Gestore Servizi Elettrici Gruppo Fintecna Terna SpA Gruppo Cassa Depositi e Prestiti Gruppo Ferrovie dello Stato Gruppo SNAM Crediti e Debiti e altre altre attività passività 2.692 1.829 4.521 723 7 730 17.869 229.201 13.357 3.290 263.717 43.725 93.015 8.977 17 145.734 Garanzie Beni Ricavi Servizi Altro Beni -419 -1 -420 21 21 22 22 -6 338.997 27.311 6.357 8.923 11.717 5.581 30.411 366.302 26.997 35.992 Altro 2.742 3.277 6.019 28 62.811 584.242 24.238 4.877 3.688 87.049 592.835 5.208 86 -2.658 12 2.648 45 52 -86 43 66 10 -490 700 1.536 47 6.918 788 318 10 1.645 34 2.068 652 1.089 -33 4.353 2.524 1.202 27 38 652 12.918 4 38 8.104 900 58 -39 34.122 7 16.581 2.514 93.901 782 5.202 -11 1.329 203.215 15 182 7 434 5.932 27 3 6.205 1 225 84 15 139 4.272 6 11.076 15 345 290 7.237 905 15 94 3.207 5 57.709 29.101 105.518 20.402 2.301 206.824 6 -73 33.641 -959 369 13.239 1 -37 18.926 9 283 601 8 4 40.355 54 71 83.908 5 2 3 18 38.332 4.111 25.662 619 30.398 356.345 406 46.624 222.189 124.388 596.208 19.787 66.766 (b) i ricavi si differenziano da quelli dello schema di conto economico perché sono esposti i proventi relativi al personale in comando. 12.986 132 5 9.728 7.556 61.269 110 61.405 110 355.300 605.931 (a) i costi si differenziano da quelli dello schema di conto economico perché sono esposti al lordo delle quote capitalizzate e del costo per personale in comando. 94 Servizi 7.556 25.951 ENIPOWER BILANCIO DI ESERCIZIO 2013 / Note al bilancio Esercizio 2013 (migliaia di euro) 31.12.2013 2013 Costi Denominazione Imprese controllate: Enipower Mantova S.p.A. SEF S.r.l. Imprese controllanti: Eni Corporate Eni Divisione Gas & Power Eni Divisione Refining & Marketing Eni Divisione Exploration & Production Imprese controllate dall'Eni S.p.A.: Agenzia Giornalistica Italiana Ambiente S.p.A. Brindisi Servizi Generali Distretto Tecnologico Nz. Energia S.C.A.R.L. Eni Adfin S.p.A. Eni Corporate University S.p.A. Eni Insurance Limited Enimed S.p.A. EniServizi S.p.A. Eni Trading & Shipping I.S.A.F Spa Italgas S.p.A. Italkali-Società Italiana Sali Alcalini S.p.A. Lng Shipping S.p.A. Petrobel Belayim Petroleum Co Versalis S.p.A. Saipem S.p.A. Saipem Energy Service S.p.A. Serfactoring S.p.A. Servizi Aerei S.p.A. Syndial S.p.A. Raffineria di Gela S.p.A. Raffineria di Milazzo ScpA Ravenna Servizi S.p.A. Termica Milazzo S.r.l. Tecnomare S.p.A. Toscana Servizi S.p.A. Venezia Tecnologie S.p.A. Viscolube Italiana S.p.A. Imprese possedute o controllate dallo Stato: Gruppo Enel Gruppo Finmeccanica GSE- Gestore Servizi Elettrici Gruppo Fintecna Terna SpA Gruppo Cassa Depositi e Prestiti Gruppo Anas Gruppo Ferrovie dello Stato Gruppo SNAM Crediti e Debiti e altre altre attività passività Garanzie Ricavi Beni Servizi Altro 2.482 2.764 5.246 736 -97 639 -3 -1 -4 22 -2 20 524 -7 517 24.787 250.710 8.834 708 285.039 10.670 101.980 7.763 6 120.419 224 319.817 24.280 1.268 15.234 10.302 27 26.831 233 2.658 123 5 3.019 344.321 Beni Servizi Altro 2.456 2.876 5.332 1.501 52.984 535.160 19.001 1.623 871 71.985 539.155 49 137 169 1.107 1.462 45 50 -100 9 47 7.128 101 855 66 10 -191 742 730 864 1.708 7.677 2 6.246 15 9 1.911 1.764 2.426 56 855 4.615 33 36.645 -6 305 5 728 2 -900 28 8 22.403 45 13.490 101 -52 14.391 4.004 86.929 743 7.923 1.264 17 4 240 33 11 7.560 81 84 4.100 9 283 5.971 497 180.808 26 131 4 221 261 3 151 68 3.149 5 61.274 29.513 97.596 2 12.002 -79 33.004 -959 15.198 56 26.414 10.459 494 38.912 1 676 43.102 Fondi Pensione Fopdire 16.411 24.014 262 54.627 10 16.971 35 171 288 69.881 2 -2 17.475 29 390.471 193.702 184.744 13.519 2.375 28.285 152 145 9.314 3 79.102 1 1 -28 28.524 2 79.256 1 8 153 9.315 335.985 552.827 18.484 304 511.794 60.737 56.378 (a) i costi si differenziano da quelli dello schema di conto economico perché sono esposti al lordo delle quote capitalizzate e del costo per personale in comando. (b) i ricavi si differenziano da quelli dello schema di conto economico perché sono esposti i proventi relativi al personale in comando. 95 ENIPOWER BILANCIO DI ESERCIZIO 2013 / Note al bilancio Rapporti finanziari Tra i principali rapporti finanziari, oltre ai contratti di finanziamento a lungo termine già commentati alla nota n. 23 Passività finanziarie a lungo termine, si dà evidenza che è in essere una convenzione in base alla quale eni provvede alla copertura dei fabbisogni finanziari e all’impiego della liquidità e alle operazioni di “cash pooling” della società, nonché alla copertura dei rischi di cambio, di tasso di interesse e di prezzo delle merci attraverso la stipulazione di contratti derivati. I rapporti finanziari sono i seguenti: Esercizio 2012 (migliaia di euro) 31.12.2012 Denominazione Imprese controllate da Eni: Eni Corporate 2012 Crediti Debiti Garanzie 124.080 272.805 32.024 Oneri finanziari Proventi finanziari 9.329 180 11 3 Proventi su partecipazioni Eni Divisione Gas & Power S.p.A. Eni Adfin S.p.A. EniServizi S.p.A. Enipower Mantova S.p.A. 72 13.702 Ravenna Servizi Industriali 1 Syndial S.p.A. Termica Milazzo S.p.A. 581 Polimeri Europa 6.755 1 Pacific Solar PTY LTD 168 Imprese a controllo statale: Gruppo Cassa Depositi e Prestiti 124.152 272.805 32.024 9.342 764 20.625 Esercizio 2013 (migliaia di euro) 31.12.2013 Denominazione Imprese controllate da Eni: Eni Corporate 2013 Crediti Debiti Garanzie 32.654 218.253 30.132 Oneri finanziari Proventi finanziari 6.896 5.177 Proventi su partecipazioni Eni Divisione Gas & Power S.p.A. Eni Adfin S.p.A. EniServizi S.p.A. Enipower Mantova S.p.A. Ravenna Servizi Industriali Syndial S.p.A. 18.684 Termica Milazzo S.p.A. 306 4.059 Polimeri Europa Pacific Solar PTY LTD Imprese a controllo statale: Gruppo GSE - Gestore servizi elettrici Gruppo Cassa Depositi e Prestiti 5 32.654 96 218.253 30.132 6.896 5.488 22.743 ENIPOWER BILANCIO DI ESERCIZIO 2013 / Note al bilancio Incidenza delle operazioni o posizioni con parti correlate sulla situazione patrimoniale, sul risultato economico e sui flussi finanziari L’incidenza delle operazioni o posizioni con parti correlate sulle voci dello stato patrimoniale è indicata nella 31.12.2012 (migliaia di euro) Crediti commerciali e altri crediti Altre attività correnti 31.12.2013 Totale Entità correlate Incidenza % Totale Entità correlate 378.668 7.485 349.033 7.312 2.464 Incidenza % 92,17 97,69 393.154 7.342 380.838 7.342 96,87 100,00 1 0,04 2.666 2.291 85,93 252.964 208.746 82,52 220.889 185.319 83,90 272.805 272.805 100,00 218.253 218.253 100,00 14.343 13.443 93,73 6.298 9.274 9 8.375 0,14 90,31 Altre attività finanziarie non correnti Altre attività non correnti Passività finanziarie a breve termine Debiti commerciali e altri debiti Passivita' finanziarie a lungo termine comprensive delle quote a breve termine Altre passività correnti Altre passività non correnti seguente tabella di sintesi: L’incidenza delle operazioni con parti correlate sulle voci del conto economico è indicata nella seguente tabella di sintesi: 2012 (migliaia di euro) 2013 Totale Entità correlate Incidenza % Totale Entità correlate Incidenza % 1.046.807 958.626 91,58 962.810 888.812 92,31 33.947 28.365 83,56 19.437 17.231 88,65 812.136 649.372 79,96 706.633 627.138 88,75 34.912 1.574 4,51 34.177 516 1,51 Proventi finanziari 1.583 764 48,26 595 420 70,59 Oneri finanziari 6.123 4.146 67,71 2.362 1.950 82,56 Strumenti derivati 5.196 5.196 100,00 (123) (123) 100,00 20.625 20.625 100,00 22.743 22.743 100,00 Ricavi della gestione caratteristica Altri ricavi e proventi Acquisti, prestazioni di servizi e costi diversi Costo lavoro Altri proventi (oneri) su partecipazioni 97 ENIPOWER BILANCIO DI ESERCIZIO 2013 / Note al bilancio I principali flussi finanziari con parti correlate sono indicati nella seguente tabella di sintesi: 2012 (migliaia di euro) Ricavi e proventi 2013 986.991 906.043 (650.946) (627.654) (43.331) (31.835) Variazione dei debiti commerciali e diversi 16.380 (8.008) Dividendi incassati 18.809 27.573 Costi e oneri Variazione dei crediti commerciali e diversi Altri proventi (oneri) operativi Interessi incassati Interessi pagati Flusso di cassa netto da attività operativa 120 23 (4.143) (2.131) 323.880 264.011 6 (6) (50.213) (25.607) Investimenti: - immobilizzazioni immateriali - immobilizzazioni materiali - partecipazioni - variazione crediti finanziari - variazione debiti e crediti relativi all’attività di investimento Flusso di cassa degli investimenti 18.330 (20.486) (31.877) (46.099) (31.877) (46.099) (54.545) (54.546) Disinvestimenti: - immobilizzazioni immateriali - immobilizzazioni materiali - partecipazioni - variazione crediti finanziari - variazione debiti e crediti relativi all’attività di investimento Flusso di cassa dei disinvestimenti Flusso di cassa netto da attività di investimento Assunzione di debiti finanziari a lungo Rimborsi di debiti finanziari a lungo Decremento di debiti finanziari a breve Dividendi pagati Flusso di cassa netto da attività di finanziamento Totale flussi finanziari verso entità correlate (197) (6) (66.146) (85.045) (120.888) (139.597) 171.115 78.315 L’incidenza dei flussi finanziari con parti correlate è indicata nella seguente tabella di sintesi: 2012 (migliaia di euro) Totale 2013 Entità Incidenza correlate % Totale Entità Incidenza correlate % Flusso di cassa da attività operativa 225.154 323.880 143,85 172.657 264.011 Flusso di cassa da attività di investimento (70.344) (31.877) 45,32 (131.658) (46.099) 35,01 (120.888) (120.888) 100,00 (139.597) (139.597) 100,00 Flusso di cassa da attività di finanziamento 98 152,91 ENIPOWER BILANCIO DI ESERCIZIO 2013 / Note al bilancio 36 Eventi ed operazioni significative non ricorrenti Non si rilevano eventi e/o operazioni significative non ricorrenti che abbiano incidenza sulla situazione patrimoniale, sul risultato economico e sui flussi finanziari della società. 37 Posizioni o transazioni derivanti da operazioni atipiche e/o inusuali Non si rilevano posizioni o transazioni derivanti da operazioni atipiche e/o inusuali che abbiano incidenza sulla situazione patrimoniale, sul risultato economico e sui flussi finanziari della società. 99 ENIPOWER BILANCIO DI ESERCIZIO 2013 / Note al bilancio 38 Attività di direzione e coordinamento A norma dell’articolo 2497-bis si indicano i dati essenziali del bilancio al 31 dicembre 2012 dell’eni spa che esercita sull’impresa attività di direzione e coordinamento. 100 ENIPOWER BILANCIO DI ESERCIZIO 2013 / Note al bilancio I dati essenziali della controllante eni esposti nel prospetto riepilogativo richiesto dall’art. 2497-bis del codice civile sono stati estratti dal relativo bilancio di esercizio per l’esercizio chiuso al 31 dicembre 2012. Per un’adeguata e completa comprensione della situazione patrimoniale e finanziaria di eni spa al 31 dicembre 2012, nonché del risultato economico conseguito dalla società nell’esercizio chiuso a tale data, si rinvia alla lettura del bilancio che, corredato della relazione della società di revisione, è disponibile presso la sede della società. 101 ENIPOWER BILANCIO DI ESERCIZIO 2013 / Note al bilancio 39 Eventi successivi alla chiusura dell’esercizio I fatti di rilievo avvenuti dopo la chiusura dell’esercizio sono illustrati nella stessa voce esposta nella Relazione sulla Gestione. 102 ENIPOWER BILANCIO DI ESERCIZIO 2013 / Note al bilancio Proposta del Consiglio di Amministrazione all’Assemblea degli Azionisti Signori Azionisti, il conto economico della Vostra società presenta una perdita di esercizio di 49.619.014,24 euro che si propone di riportare all’esercizio successivo. Il Presidente e Amministratore Delegato Dott. Daniele De Giovanni 103 ENIPOWER BILANCIO DI ESERCIZIO 2013 / Note al bilancio 104 ENIPOWER BILANCIO DI ESERCIZIO 2013 / Note al bilancio 105 ENIPOWER BILANCIO DI ESERCIZIO 2013 / Note al bilancio 106 ENIPOWER BILANCIO DI ESERCIZIO 2013 / Note al bilancio 107 ENIPOWER BILANCIO DI ESERCIZIO 2013 / Note al bilancio 108 ENIPOWER BILANCIO DI ESERCIZIO 2013 / Note al bilancio 109 ENIPOWER BILANCIO DI ESERCIZIO 2013 / Note al bilancio 110 ENIPOWER BILANCIO DI ESERCIZIO 2013 / Note al bilancio Convocazione dell’Assemblea degli Azionisti L'assemblea ordinaria degli azionisti di Enipower S.p.A è convocata per il giorno 11 aprile 2014 alle ore 10,30 in prima convocazione in San Donato Milanese, Piazza Vanoni 1, Primo Palazzo Uffici eni, presso la sala consigliare di Enipower al 2° Piano Dente A, e, occorrendo, il giorno 24 aprile 2014 stessi ora e luogo, in seconda convocazione, per discutere e deliberare sul seguente: Ordine del giorno 1. Nomina di un Amministratore; nomina del Presidente del Consiglio di Amministrazione. 2. Bilancio di esercizio al 31 dicembre 2013, relazioni degli Amministratori, del Collegio Sindacale e della Società di Revisione. Delibere relative e conseguenti. 3. Nomina dei Sindaci e del Presidente del Collegio Sindacale per gli esercizi 2014, 2015 e 2016 e determinazione della retribuzione spettante ai Sindaci effettivi e al Presidente del Collegio Sindacale. Il presente avviso di convocazione è trasmesso mediante posta elettronica, come previsto dall'art. 10 dello statuto. Per la partecipazione all'Assemblea si osservano le norme di legge e le disposizioni statutarie. Distinti saluti. 111 ENIPOWER BILANCIO DI ESERCIZIO 2013 / Note al bilancio Deliberazioni dell’Assemblea degli Azionisti L’assemblea degli azionisti di Enipower S.p.A si è riunita il giorno 11 aprile 2014 alle ore 10,30 in prima convocazione, in San Donato Milanese, Piazza Vanoni 1, presso gli uffici eni spa. Con riferimento al secondo punto previsto all’ordine del giorno, l’Assemblea degli Azionisti ha deliberato di approvare il bilancio di esercizio al 31 dicembre 2013 che presenta una perdita di 49.619.014,24 euro e di riportare la suddetta perdita all’esercizio successivo. Con riferimento al terzo punto previsto all’ordine del giorno, l’Assemblea degli Azionisti ha deliberato di: • nominare membri del Collegio sindacale i signori: Giovanna Campanini Presidente; Mauro Romano Sindaco effettivo; Elena Nembrini Sindaco effettivo; Francesca Parente Sindaco supplente; Luca Bertoli Sindaco supplente. I sindaci così nominati resteranno in carica per la durata di tre esercizi e con scadenza alla data dell’Assemblea convocata per l’approvazione del bilancio relativo all’esercizio 2016; • 112 determinare la retribuzione spettante al Presidente e a ciascun sindaco effettivo, rapportata al periodo di durata della carica, nella misura forfetaria e onnicomprensiva per le diverse attività svolte rispettivamente di 45.000 euro annui lordi e di 30.000 euro annui lordi, oltre al rimborso delle spese sostenute.