Bilancio - eni.com · Enipower Bilancio di esercizio 2017/ Relazione sulla gestione Identità aziendale Enipower S.p.A.soc, ietà controllata al 100% da Eni, è stata costituita nel

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EniPower S.p.A. è la società di Eni per le attività di generazione di energia elettrica e di vapore tecnologico. La salvaguardia dell’ambiente, la tutela della salute e della sicurezza di lavoratori e comunità, i rapporti con il territorio e con gli stakeholder sono obiettivi fondamentali delle logiche gestionali di EniPower.

EniPower S.p.A. società con socio unico e soggetta all’attività di direzione e coordinamento dell’Eni S.p.A.

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Enipower Bilancio di esercizio 2017 / Relazione sulla gestione

Enipower S.p.A. Relazione sulla gestione

Il gruppo Enipower 4 Identità aziendale 5 Profilo dell'anno 6 Scenario macro-economico e di mercato 8 Evoluzione del quadro normativo 11 Governance 15 Salute, ambiente, sicurezza e qualità 16 Ricerca scientifica e tecnologica 17 Rapporti con le Comunità 17

Andamento operativo Generazione e vendita 18 Investimenti tecnici 18 Risorse umane 19

Commento ai risultati e altre informazioni Conto economico 20 Stato patrimoniale riclassificato 24 Rendiconto finanziario riclassificato 28 Andamento economico delle società partecipate 29 Fattori di rischio e incertezza 30 Evoluzione prevedibile della gestione 32

Altre informazioni 33 Riconduzione degli schemi di bilancio riclassificati utilizzati nella relazione sulla gestione a quelli obbligatori 35 Bilancio di esercizio

Schemi di bilancio 38 Note al bilancio 45 Proposta del Consiglio di Amministrazione all'Assemblea degli Azionisti 99 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. 100 Relazione della società di revisione 103

Deliberazioni dell'Assemblea degli Azionisti 106

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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 Ferrara: 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.

Di.T.N.E.: società consortile, con finalità di ricerca in ambito energetico in cui Enipower S.p.A. partecipa quale socio sostenitore.

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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 1° gennaio 2007, Enipower opera sulla base di un contratto di Conto Lavorazione (tolling) stipulato con Eni S.p.A, contratto in base al quale la società genera energia elettrica che Eni commercializza sul mercato.

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.

Oggi la società, direttamente o attraverso le sue partecipate, è proprietaria di 6 centrali elettriche ubicate nei siti petrolchimici di Brindisi, Ferrara, Mantova e Ravenna e nella raffineria di Ferrera Erbognone (PV) e di una centrale di cogenerazione a Bolgiano, con una potenza complessiva in esercizio di circa 5,06 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.

La società nel dicembre 2016 ha approvato il riassetto contrattuale delle attività di vendita di energia elettrica e vapore ai clienti di sito a seguito di valutazioni sugli effetti delle modifiche regolatorie relative alle Reti Interne di Utenza. A partire dal 1° gennaio 2017 le attività di vendita di energia elettrica ai clienti di sito sono effettuate direttamente da Eni. Inoltre, al fine di razionalizzare le attività commerciali, anche le vendite di vapore ai clienti di sito sono state cedute a Eni.

Dove opera Enipower

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Profilo dell’anno

Fatti di rilievo

L’Assemblea dei Azionisti dell’11 aprile 2017 ha nominato il nuovo collegio sindacale che rimarrà in carica per gli esercizi 2017, 2018 e 2019. Ha inoltre conferito l’incarico di revisione legale per il periodo 2017-2019 alla società di revisione EY S.p.A..

Nel Consiglio di Amministrazione del 19 dicembre 2017 Il Presidente e Amministratore Delegato ha comunicato che la società SEF S.r.l., partecipata da Enipower S.p.A. (51%) e da Axpo International S.A. (49%), ha provveduto, in data 15 dicembre, al rimborso ai Soci della parte di capitale sociale ridotto per esuberanza, in maniera proporzionale alle rispettive quote sociali, come deliberato dall’Assemblea di SEF S.r.l. del 10 luglio. Enipower ha ricevuto l’importo pari a euro 15.300.000.

Il Consiglio di Amministrazione del 19 dicembre 2017 ha inoltre deliberato la cessione del ramo d’azienda costituito dalle attività fotovoltaiche. La cessione rientra in un progetto di integrazione delle attività fotovoltaiche dove è stata individuata la società Eni New Energy (ENE), controllata al 100% da Eni S.p.A., in cui far confluire dette attività al fine di creare in Eni un centro unico di competenze e gestione degli asset per la produzione di energia da solare fotovoltaico.

Il ramo d’azienda Impianti Fotovoltaici è stato così identificato:

(i) 9 impianti di generazione elettrica da solare fotovoltaico, di cui 8 installati presso siti di proprietà di società del Gruppo Eni (Gela- 3 impianti, Ragusa, Ravenna, Nettuno - 2 impianti e Porto Torres) e 1 sui capannoni della Fiera del Levante di Bari, per una capacità installata complessiva di circa 10 MW, con ricavi incentivati e asset parzialmente svalutati;

(ii) 6 risorse dedicate esclusivamente alla gestione di tali impianti; (iii) passività, obbligazioni e magazzino prodotti relativi all'attività pregressa svolta da EniPower

(produzione, installazione e vendita di pannelli e impianti fotovoltaici); (iv) contratti passivi per la manutenzione degli impianti di proprietà e di terzi e contratti attivi per servizi

di O&M effettuati su impianti di terzi (impianti installati presso i comuni di Verano (BZ) e Roana (VI), nonché presso la Raffineria di Milazzo);

(v) terreni e fabbricati situati presso il sito di Nettuno.

Al fine di perfezionare la cessione del ramo è stata sottoscritto un contratto preliminare di cessione sospensivamente condizionato in quanto per la cessione dell’impianto di Gela realizzato sulla discarica di fosfogessi di ISAF, è necessario un impegno vincolante antecedente la vendita da parte della Regione Sicilia per avviare l’iter di ottenimento delle autorizzazioni al subentro dell’acquirente. Ai fini del bilancio 2017 l’operazione verrà trattata in ottemperanza a quanto stabilito dal principio contabile internazionale IFRS 5. Le attività e passività relative al ramo saranno classificate come disponibili per la vendita.

A partire dal 1° Gennaio 2018, come stabilito dall’Autorità di Regolazione per Energia Reti e Ambiente (ARERA ex AEEGSI di seguito Autorità) con la delibera 582/2017 del 3 Agosto 2017, è diventata operativa l’applicazione delle modalità di erogazione dei servizi di connessione, misura, trasporto e dispacciamento per i Sistemi di Distribuzione Chiusi (SDC), di cui fanno parte anche le Reti Interne di Utenza (RIU) stabilite dalla delibera 539/2015. La proroga al 1° gennaio 2018 è stata giustificata con la necessità di far decorrere la regolazione sulle RIU con l’entrata in vigore della riforma della struttura degli oneri di sistema per le utenze non domestiche.

L’Autorità, con le delibere 921/2017, 922/2017 e 923/2017 del 28 Dicembre 2017, ha completato la riforma della struttura tariffaria degli oneri generali di sistema per le utenze non domestiche del settore elettrico e delle agevolazioni per le imprese a forte consumo di energia elettrica. Pur restando alcune incertezze relativamente alla classificazione degli utenti energivori che saranno rimosse in via definitiva entro il prossimo mese di Giugno, si conferma che la riforma incide in modo significativo sul valore

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economico della permanenza in RIU da parte degli utenti energivori a più forte consumo di energia elettrica con potenziali sviluppi nel corso del 2018. In relazione ai ricorsi pendenti presso il TAR Lombardia aventi ad oggetto la richiesta di annullamento ovvero di revisione delle principali disposizioni della delibera AEEGSI 539/2015, si rileva che il giudizio del Tribunale Amministrativo Regionale è tuttora sospeso in attesa del pronunciamento della Corte di Giustizia Europea cui il TAR Lombardia ha rimandato alcune questioni pregiudiziali.

Destinazione dell’utile d’esercizio In data 11 aprile 2017 sulla base dei risultati conseguiti nel 2016, l’Assemblea degli Azionisti ha deliberato la distribuzione del dividendo di 100.164.471,99 euro in ragione di 0,106 euro per azione del valore nominale di 1 euro.

I risultati

Nel 2017 il risultato netto evidenzia un utile di 102.764 migliaia di euro che riflette il peggioramento del risultato operativo (-13.853 migliaia di euro) e il peggioramento della gestione finanziaria (-7.725 migliaia di euro) per effetto principalmente dei minori dividendi incassati rispetto all’anno 2016, parzialmente compensati da minori imposte dell’esercizio (+12.487 migliaia di euro).

Di seguito i principali dati relativi al periodo 2015-2017:

2015 2016 2017

Ricavi della gestione caratteristica (migliaia di euro) 774.680 646.928 433.319Utile operativo 124.477 121.050 107.197Utile netto 95.415 111.855 102.764

Flusso di cassa netto da attività operativa 283.078 194.405 202.858Investimenti tecnici 64.561 29.771 27.819

Capitale investito netto a fine periodo 1.095.969 1.025.509 936.987Patrimonio netto 1.149.438 1.143.091 1.145.749Indebitamento finanziario netto a fine periodo -53.469 (117.582) (208.762)

Principali dati economici, patrimoniali e finanziari

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Scenario macro-economico e di mercato

Nel 2017 il PIL mondiale è cresciuto del 3,2%, un tasso superiore a quello del 2016 (+3,1%). Lo scorso anno la scena economica mondiale è stata decisamente più vivace rispetto agli anni precedenti: dopo oltre un decennio di crisi e stagnazione, la crescita economica internazionale si è notevolmente rinforzata grazie al contributo congiunto delle economie avanzate ed emergenti. In particolare, il commercio internazionale ha toccato ritmi di espansione che non si vedevano dal 2011 con una crescita prossima al 6%, grazie soprattutto al contributo europeo e asiatico. La ripresa è stata accompagnata da tassi di inflazione modesti e sostenuta da un mercato azionario vivace e da tassi di interesse ai minimi storici.

Anche per le economie avanzate il 2017 ha segnato una sostenuta accelerazione della crescita, passata dall’1,7% del 2016 al 2,3%. Negli Stati Uniti la crescita (+2,2%), pur restando ancora al di sotto del potenziale, si è consolidata con un continuo miglioramento del mercato del lavoro prossimo ai livelli di piena occupazione. Fattori frenanti sono stati il processo di normalizzazione della politica monetaria (tre rialzi dei tassi di interesse nel corso dell’anno da parte della Fed) e la mancata attuazione di misure fiscali a sostegno del reddito. In Giappone, la crescita del Pil è raddoppiata passando dallo 0,9% del 2016 all’1,8%, trainata principalmente dalla domanda estera. Il Regno Unito ha invece manifestato un leggero rallentamento (dall’1,9% nel 2016 all’1,8% nel 2017). Tuttavia gli effetti negativi della BREXIT sono stati sicuramente inferiori alle aspettative, anche alla luce del fatto che il paese non è ancora fuori dal mercato unico europeo.

In tutta l’area dell’euro la ripresa è stata di gran lunga superiore alle attese e ora ci si interroga se lo scorso anno sia stato un anno di momentanea euforia o l’inizio di una nuova fase di ripresa strutturale. I dati preconsuntivi indicano che il 2017 si concluderà con un incremento del Pil del 2,5% e che tutte le principali economie hanno rafforzato il tasso di crescita: la Germania (+2,6%), la Francia (+1,9%), l’Italia (+1,5%). La Spagna si è mossa su un sentiero di crescita sostenuta, ma in lieve decelerazione (+3,1%). Il settore industriale, in particolare quello manifatturiero, è stato l’elemento trainante del rilancio di tutta l’area. Nel corso dell’anno l’inflazione si è attestata intorno all’1,5%, al di sotto del target prefissato dalla BCE (2%); a questo ha contribuito l’apprezzamento dell’euro, in particolare nei confronti del dollaro, che è giunto a quotazione 1,130$ in media 2017. Nel corso dello scorso anno la BCE ha avviato un processo di normalizzazione della propria politica monetaria, in linea con la tendenza delle principali banche centrali mondiali. A ottobre è stata annunciato l’inizio della fase di progressiva riduzione del piano di acquisto di titoli, da 60 a 30 miliardi di euro al mese, a partire da gennaio 2018.

La favorevole congiuntura ha interessato anche le economie emergenti che hanno risentito positivamente della ripresa del commercio internazionale, della stabilità dei prezzi delle materie prime e dell’indebolimento del dollaro che, incoraggiando un ritorno dei capitali internazionali verso questi paesi, ha permesso una stabilizzazione dei loro mercati finanziari. Secondo i dati preconsuntivi, nel 2017 la crescita media delle economie emergenti è stata del 4,8%, del 6,8% quella della sola Cina. E’ però in atto un importante cambiamento nello scenario economico cinese che potrebbe provocare una decelerazione della crescita del paese asiatico: dallo scorso anno è iniziato un processo di graduale decelerazione della domanda interna e, secondo i target dichiarati dalle autorità politiche cinesi, uno spostamento delle politiche verso obiettivi volti più a una crescita qualitativa che quantitativa, come avvenuto in passato. In ogni caso, tutti i BRIC hanno chiuso bene il 2017, guidati da un settore manifatturiero in espansione e, più in generale, dall’accelerazione della crescita delle esportazioni. Dopo la recessione del 2016, l’incremento del Pil nel 2017 è stato dell’1,0% in Brasile e dell’1,6% in Russia. L’India ha viaggiato a un tasso del 6,5% annuo e sta gradualmente adattandosi agli importanti cambiamenti che lo scorso anno hanno interessato il sistema economico indiano, come il nuovo sistema di tassazione dei beni e servizi che dovrebbe comportare notevoli benefici per gli interscambi commerciali delle imprese.

Anche l’Italia ha partecipato al rinnovato slancio dell’economia globale: il 2017 è stato uno dei migliori anni degli ultimi venti, con una discreta crescita del Pil (ci si attende un consuntivo di almeno +1,5%) al di sotto di quella dei principali partner europei ma al di sopra delle aspettative. La crescita è stata guidata dall’ottima performance delle esportazioni che hanno beneficiato del rilancio di tutto il commercio

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internazionale (e che pare non abbiano ancora risentito dell’apprezzamento dell’euro). Mentre l’uscita dalla recessione del 2012–2013 era stata guidata dalla spesa delle famiglie, l’attuale ripresa riflette una fase più matura del ciclo e sta gradualmente interessando non solo tutti i settori industriali ma anche quello dei servizi. Nello scorso anno anche gli investimenti delle imprese hanno manifestato un’ottima performance, mentre sono stati stabili i consumi, ancora deboli invece le spese del settore delle costruzioni e quelle del settore pubblico, sulla scia di una politica di riduzione del deficit pubblico. A questa fase di rafforzamento del ciclo è mancato l’elemento dell’inflazione che si è mantenuta mediamente su livelli bassi, prossimi all’1,2%. Questo fenomeno indica probabilmente che l’Italia si trova in una fase del ciclo meno avanzata di quanto si creda, anche rispetto alle altre principali economie.

Nel 2017 il prezzo medio del Brent è stato pari a 54 $/b, superiore di 10 $/b al valore medio del 2016 di 44 $/b. Il recupero del prezzo del greggio, a cui ormai solo circa 1/3 dei contratti europei di approvvigionamento è indicizzato ma che rimane un driver determinante dei prezzi asiatici, contribuisce indirettamente a rialzare le quotazioni del gas, sostenute a livello mondiale anche dal boom della domanda cinese (superiore al 15% rispetto al 2016). Nel 2017 si è registrato un aumento dei prezzi spot in tutti i principali mercati del gas:

• in Europa, nonostante la crescita di offerta di LNG a livello mondiale, la ripresa della domanda legata prevalentemente al settore power supporta le quotazioni dei marker europei (es. prezzo al NBP che è risultato in media pari a 5,8 $/MBtu, +25% rispetto al 2016);

• sul mercato asiatico il prezzo spot JKM è stato pari a 7,1 $/MBtu (+25% rispetto al 2016), in forte crescita principalmente per il sensibile aumento della domanda cinese, trainata dalle politiche governative volte a ridurre l’inquinamento locale e limitare l’utilizzo del carbone;

• negli USA l’Henry Hub si è attestato su una media annuale di 3 $/MBtu (+19% rispetto al 2016), dopo aver toccato nell’anno precedente il minimo degli ultimi 17 anni. Nonostante una domanda domestica in rallentamento, a causa di una riduzione dei consumi di gas nel power e un inverno mite, i prezzi sono stati sostenuti dell’aumento della capacità di export (terminale LNG di Sabine Pass) e dal calo della produzione nel primo semestre.

Il mercato del carbone nel 2017 ha risentito della diminuzione delle produzioni in Cina per l’intenzione del Governo di ridurre l’eccesso di offerta e del graduale assorbimento dell’oversupply a livello mondiale. Il prezzo spot CIF ARA in media si è attestato su un valore di circa 84 $/ton (vs 60 $/ton del 2016), consentendo agli impianti di generazione a gas più efficienti di guadagnare competitività rispetto agli impianti a carbone.

Il prezzo dell’European Union Allowance (EUA) rimane nel 2017 in media prossimo ai livelli del 2016. Dopo aver oscillato nella prima metà dell’anno intorno ai 5 €/ton, torna a crescere dal mese di luglio, trainato dalle aspettative sulla finalizzazione della riforma dell’ETS IV fase (post-2020) sulla quale si raggiunge un accordo nel mese di novembre. Negli ultimi mesi dell’anno il prezzo si consolida sopra i 7 €/ton. La riforma, la cui approvazione definitiva è prevista nei primi mesi del 2018, ha come obiettivo la riduzione dell’oversupply di quote, attraverso una più rapida riduzione del tetto alle emissioni e il ritiro delle quote in eccesso grazie al meccanismo della Market Stability Reserve (MSR).

Sulla base dei dati preliminari, la domanda di gas in Europa conferma il trend di ripresa, crescendo per il terzo anno consecutivo. Infatti, i consumi di gas europei sono aumentati di circa il 4-5% nel 2017, con il settore power responsabile per la gran parte di tale incremento. Nella generazione elettrica il gas ha beneficiato del ridotto contributo di idroelettrico (in particolare nel Sud Europa), nucleare e carbone, oltre che di temperature al di sotto della media. Tra i paesi principali d’Europa, la domanda gas si è ridotta solo nel Regno Unito, condizionato da una climatica sfavorevole, mentre gli aumenti più consistenti, superiori al 5%, si sono registrati in Spagna, Italia e Germania. In Italia, dopo i risultati negativi degli scorsi anni e il parziale recupero nel biennio 2015-16, il consumo di gas si rafforza nel 2017 grazie al comparto termoelettrico dove il gas si avvantaggia del calo della produzione idroelettrica e, in particolare nei primi mesi dell’anno, dell’import di elettricità dalla Francia. Inoltre, la produzione di energia elettrica da carbone è diminuita sia a causa del prezzo del carbone, che è cresciuto sino a superare i 90 $/ton a fine anno, sia a causa della ridotta produzione in alcuni impianti. Su base annua l’incremento dei consumi gas

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complessivi si è attestato nell’ordine del 6%. I consumi elettrici sono tornati a salire, grazie al miglioramento del quadro economico oltre che a temperature estive superiori alla media che hanno supportato la domanda per il raffrescamento.

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Evoluzione del quadro normativo Il Decreto legge 244/2016 (cd. “Decreto Milleproroghe”), convertito con modifiche dalla legge 19/1, ha i) prorogato la riforma generale degli oneri generali di sistema del sistema elettrico applicati agli utenti non domestici dal 1° gennaio 2016 al 1° gennaio 2018; ii) disposto l’applicazione degli oneri di sistema alla sola energia elettrica prelevata dalle reti pubbliche con obbligo di connessione di terzi. Con la delibera 126/2017/R/eel l’Autorità di Regolazione per Energia Reti e Ambiente (“Autorità”) ha confermato in via definitiva i valori dei corrispettivi tariffari relativi a tali oneri applicati agli utenti non domestici nel corso del 2016 e nel primo trimestre 2017, in conseguenza della proroga della decorrenza della riforma degli oneri generali di sistema del sistema elettrico applicati agli utenti non domestici prevista dal Decreto Milleproroghe. Facendo seguito al Decreto Milleproroghe, l’Autorità: con la delibera 481/2017/R/eel ha definito la nuova struttura tariffaria degli oneri generali di sistema applicati dal 1° gennaio 2018 ai clienti non domestici, prevedendo due soli raggruppamenti: “oneri generali relativi al sostegno delle energie rinnovabili ed alla cogenerazione” e “rimanenti oneri”; con la delibera 276/2017/R/eel ha aggiornato il testo integrato dei Sistemi Semplici di Produzione e Consumo (TISSPC) e quello del Sistemi di Distribuzione Chiusi (TISDC). Le novità hanno riguardato il ruolo del GSE con riferimento al rilascio delle qualifiche SEU e SEESEU e ai controlli sulle configurazioni SSPC e SDC, le modalità di applicazione degli oneri generali di sistema, anche in relazione agli oneri dovuti ma non corrisposti relativi al periodo precedente al 2017, e le modalità di individuazione dei clienti c.d. “nascosti”. Tramite le delibere 461/2016/R/eel e 496/2017/R/eel l’Autorità ha ulteriormente prorogato, rispettivamente per il 2017 e il 2018, la validità della suddivisione zonale del mercato già in essere. L’Autorità al contempo ha richiesto a Terna di elaborare un’analisi sulla determinazione delle configurazioni zonali, inizialmente con il solo metodo expert-based e successivamente anche con il metodo model-based, ai sensi del Regolamento CE 2015/1222 (c.d. Regolamento CACM). Con la delibera 788/2016/R/eel l’Autorità aveva disposto il rinvio al 1° ottobre 2017 dell’efficacia del testo Integrato dei Sistemi di Distribuzione Chiusi (TISDC), completando contestualmente la regolazione degli SDC e dei SSPC, chiarendone i rispettivi ambiti e introducendo la nuova qualifica di SEESEU-D. Con la delibera 582/2017/R/eel l’Autorità ha quindi stabilito un’ulteriore e definitiva proroga posticipando dall’1° ottobre 2017 all’1° gennaio 2018 l’applicazione del TISDC. Con riferimento agli obblighi previsti dal TISDC, la legge 4 agosto 2017 n. 124 (“Legge concorrenza”) ha previsto che ai gestori dei Sistemi di Distribuzione Chiusi (“SDC”), che comprendono anche le RIU gestite da Enipower, non debbano applicarsi gli obblighi di separazione funzionale previsti dall’articolo 38 comma 1 del d.lgs 93/2011. Ai gestori degli SDC si applicano quindi solamente gli obblighi di separazione contabile. In seguito alle sentenze del Tar che avevano parzialmente annullato la delibera 268/2015/R/eel in merito alle garanzie a carico degli utenti del trasporto per l’esazione degli oneri generali di sistema elettrico, l’Autorità ha istituito una disciplina transitoria tramite la delibera 109/2017/R/eel, successivamente sospesa con decreto del Consiglio di Stato, e, in considerazione del quadro di incertezza derivante dal contenzioso in corso, ha confermato per il 2017, tramite la delibera 293/2017/R/eel, il valore 2016 del parametro alfa che concorre alla determinazione del corrispettivo di accesso alle garanzie sotto forma di rating creditizio o alla parent company guarantee. Con la delibera 507/2017/R/eel l’Autorità, in seguito alla decisione della Commissione europea C(2017) 3406, ha dato disposizioni alla Cassa per i Servizi Energetici e Ambientali (CSEA) per l’erogazione delle agevolazioni a favore delle imprese a forte consumo di energia elettrica di competenza

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2015 e per la regolazione definitiva delle partite di competenza 2013 e 2014, con l'eccezione delle imprese che, in esito alle procedure di verifica, risultano in condizione di sovracompensazione. A seguito dell’approvazione della Legge Europea, è stato pubblicato il Decreto Ministeriale 21 Dicembre 2017 con le nuove agevolazioni previste per i cosiddetti “clienti energivori” in applicazione alla decisione della Commissione europea C(2017) 3406. A valle della pubblicazione del decreto l’Autorità con la delibera 921/2017/R/eel ha definito le disposizioni attuative per il riconoscimento delle agevolazioni per le imprese a forte consumo di energia elettrica di cui e ha inoltre aggiornato il testo integrato dei sistemi di distribuzione chiusi (TISDC) e il testo integrato dei sistemi semplici di produzione e consumo (TISSPC), al fine di recepire all’interno degli stessi la nuova disciplina delle imprese a forte consumo di energia elettrica; con la delibera 922/2017/R/eel ha completato la riforma della struttura tariffaria degli oneri generali di sistema per i clienti non domestici del settore elettrico, in attuazione delle disposizioni della deliberazione 481/17, coordinandola con il nuovo meccanismo di riconoscimento delle agevolazioni per le imprese a forte consumo di energia elettrica. Con la delibera 923/2017/R/com ha aggiornato, a decorrere dal 1° gennaio 2018, le componenti tariffarie a copertura degli oneri generali di sistema e di ulteriori componenti tariffarie relativamente ai settori dell'energia elettrica e del gas. Con la delibera 201/2017/R/eel l’Autorità ha adeguato in riduzione il corrispettivo tariffario per la reintegrazione dei costi delle unità essenziali (ex art. 45 delibera 111/06) per l’anno 2017, in considerazione del minor costo che potrebbe derivare per l’impianto di Brindisi Sud dagli impegni presentati da Enel Produzione nell’ambito del procedimento aperto da AGCM per prezzi eccessivi su MSD. Con la delibera 314/2017/R/eel l’Autorità ha successivamente adottato provvedimenti relativi all’impianto Brindisi Sud di Enel Produzione in seguito all’accettazione degli impegni di Enel da parte di AGCM e ha contestualmente archiviato la procedura a carico di questo impianto precedentemente aperta ai sensi della delibera 342/2016/R/eel. Con la delibera 300/2017/R/eel, parzialmente modificata con la delibera 372/2017/R/eel, l’Autorità ha disposto una prima apertura del Mercato dei Servizi di Dispacciamento (MSD) alla domanda elettrica, alle unità di produzione, anche da fonti rinnovabili, in precedenza non abilitate e ai sistemi di accumulo attraverso la partecipazione a progetti pilota, finalizzati ad acquisire elementi utili per la definizione della riforma organica di MSD, in vista della costituzione del Testo Integrato Dispacciamento Elettrico (TIDE) coerente con il balancing code europeo. Con la delibera 372/2017/R/eel è stato anche approvato un progetto pilota per la partecipazione della domanda al MSD con l’avvio di aste per prodotti a termine per il periodo 19 giugno – 30 settembre 2017. Con la delibera 333/2017/R/eel l’Autorità, in deroga al Regolamento europeo Forward Capacity Allocation (FCA), ha stabilito che Terna non emetta Long Term Transmission Rights (LT TR) fra zone di offerta interne al mercato italiano e che siano mantenuti in vigore i prodotti di copertura locale (CCC e CCP), al fine di tenere conto delle peculiarità del sistema elettrico italiano. Nell’ambito del regime transitorio di capacity payment, l’Autorità con la delibera 398/2017/R/eel ha destinato al riconoscimento del corrispettivo S per la remunerazione integrativa dei ricavi nel 2015 lo stesso importo del 2014; con la delibera 418/2017/R/eel ha destinato al riconoscimento del corrispettivo CAP1 per la specifica remunerazione della capacità produttiva nel 2016 un gettito pari a 130.000.000 euro ; con la delibera 588/2017/R/eel ha definito anche per l'anno 2016 i criteri per l’erogazione del corrispettivo S per l'ulteriore remunerazione della disponibilità di capacità d generazione elettrica. Con la delibera 419/2017/R/eel l’Autorità ha previsto l’applicazione dal 1° luglio 2017 dei corrispettivi di non arbitraggio macrozonale e dal 1° settembre 2017 della nuova metodologia di calcolo del segno dello sbilanciamento aggregato zonale proposta da Terna, con contestuale ritorno al single pricing per le unità non abilitate.

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Con la delibera 583/2017/R/eel l’Autorità ha approvato il regolamento relativo al progetto pilota per la partecipazione della generazione distribuita a MSD come UVAP nell’ambito dei criteri definiti dalla del. 300/2017. Con la delibera 598/2017/R/eel l’Autorità, in coordinamento con tutte le altre autorità di regolazione europee, ha richiesto al GME di emendare la proposta comune relativa alla metodologia di algoritmo per il price coupling del mercato del giorno prima e del mercato intraday, predisposta da tutti i NEMO ai sensi del Regolamento UE 2015/1222 (Regolamento CACM). Con la delibera 599/2017/R/eel l’Autorità, in coordinamento con tutte le altre autorità di regolazione europee, ha richiesto al GME di emendare la proposta comune relativa ai prodotti che possono essere inclusi nel processo di coupling del mercato del giorno prima e del mercato intraday, predisposta da tutti i NEMO ai sensi del Regolamento UE 2015/1222 (Regolamento CACM). Con la delibera 600/2017/R/eel l’Autorità, in coordinamento con tutte le altre autorità di regolazione europee, ha richiesto al GME di emendare la proposta comune relativa alla metodologia di back up predisposta da tutti i NEMO ai sensi del Regolamento UE 2015/1222 (Regolamento CACM). Con la delibera 601/2017/R/eel l’Autorità, in coordinamento con tutte le altre autorità di regolazione della regione Italy North, ha richiesto di emendare la proposta comune relativa alla metodologia di fallback predisposta dai TSO della regione sensi del Regolamento UE 2015/1222 (Regolamento CACM). Con la delibera 602/2017/R/eel l’Autorità, in coordinamento con tutte le altre autorità di regolazione della regione Italy North e della regione Greece-Italy, ha richiesto di emendare la proposta comune relativa alla metodologia per il disegno e l'implementazione di aste regionali intraday complementari, predisposta congiuntamente da NEMO e TSO della regione sensi del Regolamento UE 2015/1222 (Regolamento CACM). Con la delibera 743/2017/R/eel l’Autorità ha approvato la proposta di Terna per l’implementazione delle procedure concorsuali di assegnazione degli strumenti di copertura contro il rischio volatilità del corrispettivo di utilizzo della capacità di trasporto (ccc e ccp), per l’anno 2018. Con la delibera 744/2017/R/eel l’Autorità ha determinato l'importo dell'acconto del corrispettivo di reintegrazione dei costi per l'anno 2017, con riferimento all'impianto Brindisi Sud. Con la delibera 764/2017/R/eel l’Autorità ha approvato la proposta di regole di allocazione dei diritti di trasmissione di lungo termine valide sui confini con la Svizzera, predisposte dai TSO interessati e sottoposte a consultazione pubblica. Con la delibera 765/2017/R/eel l’Autorità ha approvato la proposta di regole di allocazione della capacità su base giornaliera sui confini con la Svizzera e la Grecia (per i quali non è ancora implementato il market coupling) e la proposta di regole di allocazione della capacità su base infragiornaliera sui confini con Francia, Svizzera e Austria. Con la delibera 799/2017/R/eel l’Autorità ha determinato i valori di parametri rilevanti per l'applicazione dei regimi tipici agli impianti di produzione essenziali per l'anno 2018 e ha apportato alcune modifiche alla disciplina dei regimi tipici di essenzialità. Con la delibera 802/2017/R/eel l’Autorità ha approva il Regolamento valevole per l'anno 2018 per le aste di assegnazione del servizio di importazione virtuale e lo schema contrattuale che regola la fornitura del medesimo servizio.

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Con la delibera 842/2017/R/eel l’Autorità ha rideterminato i valori dei parametri tecnico-economici rilevanti nell'ambito del regime alternativo di remunerazione degli impianti essenziali per l'anno 2018, in considerazione della scelta di Enel Produzione S.p.A. di aderire parzialmente al regime medesimo. Con la delibera 928/2017/R/eel ha accolto l’istanza di ammissione dell’impianto Brindisi Sud al regime asimmetrico di reintegrazione avanzata da Enel Produzione per l’anno 2018. Con la delibera 844/2017/R/eel l’Autorità ha aggiornato alcuni parametri della disciplina transitoria della specifica remunerazione della disponibilità di capacità di generazione elettrica per l'anno 2017. Con la delibera 894/2017/R/eel l’Autorità ha aggiornato la definizione di Unità di Consumo di cui al TISSPC e al TISDC e ha posticipato al 30 giugno 2018 la data entro cui regolarizzare i cosiddetti “clienti nascosti”. Con la delibera 575/2017/R/GAS l’Autorità ha stabilito i criteri di regolazione delle tariffe del servizio di trasporto di gas naturale per il periodo transitorio negli anni 2018 e 2019, in particolare adottando una ripartizione entry-exit dei ricavi di rete nazionale pari a 40/60, in luogo della precedente ripartizione 50/50. Con la delibera 795/2017/R/gas l’AEEGSI, sulla base dei criteri di cui al paragrafo precedente, ha approvato le tariffe di trasporto del gas naturale per l’anno 2018. In particolare, rispetto al 2017, si registra:

• una riduzione generalizzata dei corrispettivi capacitivi di entrata CPe di circa il 18%; • un aumento generalizzato del 14% dei corrispettivi capacitivi di uscita CPu; • un aumento di circa il 10% del corrispettivo di trasporto regionale CRr.

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Governance

Enipower S.p.A.

Società per Azioni con sede legale in San Donato Milanese – Milano

Piazza Vanoni, 1

Capitale Sociale euro 944.947.849 i.v.

Registro imprese di Milano-Monza-Brianza-Lodi

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 S.p.A.

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 2017:

Dott. Francesco Giunti Presidente /Amministratore Delegato

Ing. Stefano Ballista Consigliere

Dott.ssa Hannelore Rocchio Consigliere

Il Collegio Sindacale è così composto:

Dott. Michele Casò Presidente

Dott.ssa Cinzia Cravagna Sindaco effettivo

Dott.ssa Sara Anita Speranza Sindaco effettivo

Dott. Luca Bertoli Sindaco supplente

Dott.ssa Giulia De Martino Sindaco supplente

I membri del Collegio Sindacale resteranno in carica fino all’approvazione del bilancio al 31 dicembre 2019.

La società di revisione è la EY S.p.A. alla quale l’Assemblea degli Azionisti del 11 aprile 2017 ha conferito, per gli esercizi 2017 – 2019, 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.

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Salute, ambiente, sicurezza e qualità Le attività svolte dalla società nel corso del 2017 sono state principalmente finalizzate al mantenimento delle registrazioni EMAS di tutti i siti e delle certificazioni di salute e sicurezza (OHSAS 18001), ambiente (ISO 14001) e energia (ISO 50001). Nell’ambito dei processi di verifica e controllo delle certificazioni, Enipower nel corso del 2017 ha realizzato il programma annuale di audit interno HSE, conducendo visite presso i siti produttivi che hanno consentito la verifica della conformità legislativa, compresi gli adempimenti relativi alle Emission Trading, e dei sistemi di gestione agli standard volontari. Inoltre sono stati condotti audit relativi al sistema di gestione della sicurezza di processo secondo i nuovi standard di Eni.

Tutti gli stabilimenti termoelettrici di Enipower sono dotati di Autorizzazione Integrata Ambientale (AIA). Gli stabilimenti sono oggetto dei periodici sopralluoghi da parte dell’Istituto Superiore per la Protezione e la Ricerca Ambientale o dalle Agenzie Regionali per la Protezione dell'Ambiente. Tali controlli sono destinati alla verifica del rispetto dei Piani di Monitoraggio e Controllo dei dati ambientali. Nel 2017 è stata visitata la centrale di Ferrera Erbognone (PV) senza evidenze di alcuna criticità.

La protezione dell’ambiente è perseguita in un’ottica di gestione sostenibile, con particolare riguardo al miglioramento dell’efficienza energetica. Le emissioni di NOX e CO sono minimizzate grazie alla presenza dei più avanzati sistemi tecnologici di riduzione delle stesse, bruciatori VeLoNOX e sistemi di abbattimento catalitico, installati sui vari cicli combinati. Le emissioni di SO2 sono imputabili esclusivamente alla centrale di Ferrera Erbognone (PV) e dovute all’uso di gas derivati di raffineria, utilizzati insieme al gas naturale.

Nel 2017 si è verificato un infortunio di un contrattista. A tale scopo la società ha rafforzato in tutti i siti la realizzazione di azioni finalizzate alla promozione della cultura della sicurezza. Ciò è avvenuto attraverso la diffusione di un’uniforme metodologia di monitoraggio e di analisi dei mancati infortuni e delle condizioni pericolose, il coordinamento e la promozione dei controlli operativi in campo e la promozione e diffusione della cultura della sicurezza. Inoltre nel corso dell’anno per attivare una valutazione delle best practice di società è stato effettuato un ciclo di “verifica tra pari” (cd. “HSE peer review”) con un competitor sulle tematiche di salute, sicurezza ed ambiente, che ha visto coinvolti due siti produttivi. Da tale confronto si sono rilevati vari spunti di miglioramento.

In ambito Salute, nell’ottica della prevenzione secondaria Enipower ha aderito al Piano di diagnosi precoce, che offre la possibilità di sottoporsi a visite per la diagnosi di alcuni dei tumori più frequenti presso gli ambulatori della LILT su tutto il territorio nazionale o presso altre strutture sanitarie convenzionate. Nel 2017 nell’ambito di tale iniziativa sono stati eseguiti circa 80 protocolli di screening.

Nel corso del 2017 è stato inoltre pubblicato il Bilancio di Sostenibilità relativo alle performance HSE per l’anno 2016. Il Bilancio di Sostenibilità rappresenta l’occasione per comunicare le scelte operate al fine di 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.

Normativa ambientale Nel 2017 sono state emesse alcune norme relative alla gestione dei rifiuti e alla gestione dell’autorizzazione integrata ambientale. Enipower ha intrapreso specifiche azioni per valutare l’impatto di questa normativa e ha verificato l’adeguatezza del proprio modello organizzativo, operativo e di controllo.

Nell’ambito della partecipazione al secondo periodo di adempimento del Sistema Europeo di Emission Trading relativo allo scambio di quote di emissione di CO2 ai sensi della Direttiva 2003/87/CE, la società nel 2017 ha ottenuto, nei tempi previsti, la certificazione delle emissioni 2016 su tutti i propri siti da parte di SGS e ha raggiunto la conformità con la restituzione delle quote per l’anno 2016. Le emissioni di CO2 per l’anno 2017, soggette a regolamento Emissions Trading System, sono state complessivamente pari a 7.179.438 quote. Per il Piano di Bilanciamento 2017 la società ha potuto disporre di 97.837 quote di CO2, così come previsto dalle ultime delibere ministeriali. A dicembre 2017 sono state acquistate 4.456.975

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quote di CO2. Le restanti quote di CO2 che andranno a coprire l’intera restituzione delle quote 2017 saranno acquistate entro il 30 aprile 2018.

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

Nel 2017 la società ha sostenuto con impegno una serie di iniziative in campo artistico e culturale.

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.

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Andamento operativo Generazione e vendita Nel 2017 la società ha prodotto energia elettrica, al netto degli autoconsumi, per 16.530 gigawattora, in ripresa di circa 9,7% rispetto a quanto prodotto nel 2016 (15.741 gigawattora).

La produzione di vapore per usi industriali è stata di 4.753 migliaia di tonnellate, in calo rispetto al 2016 (5.068 migliaia di tonnellate), sostanzialmente per effetto della scissione dello stabilimento di Livorno.

In seguito al riassetto contrattuale approvato nel dicembre 2016, a partire dall’ 1 gennaio 2017, le attività di vendita di energia elettrica e vapore ai clienti di sito non sono più svolte dalla società, ma da Eni.

Il grado di utilizzo della capacità produttiva degli impianti, calcolato sulla potenza termica (inclusi gli impianti tenuti a “riserva fredda”), è stato mediamente del 59,52%.

Investimenti tecnici

Investimenti in immobilizzazioni materiali

Nel 2017 gli investimenti in immobilizzazioni materiali della società ammontano a 27.819 migliaia di euro (29.771 migliaia di euro nel 2016). Gli investimenti hanno riguardato:

• le iniziative volte al mantenimento e all’efficienza energetica degli impianti per 21.030 migliaia di euro. Tra i principali interventi si annoverano le attività di revamping del sistema di controllo della turbina a gas e a vapore del CC2 di Ferrera Erbognone, gli interventi di flessibilizzazione sul CC2 di Brindisi, gli interventi di ottimizzazione sul CC2 di Ferrera Erbognone e il nuovo impianto di produzione di acqua demineralizzata a Brindisi da completare nel 2018;

• l’acquisto di palette delle turbine a gas e ricambi strategici per complessivi 6.789 migliaia di euro.

Investimenti in immobilizzazioni immateriali e finanziarie

Nel 2017 non sono stati effettuati investimenti in immobilizzazioni immateriali e finanziarie.

2015 2016 2017

Capacità produttiva installata (gigaw att) 3,9 3,7 3,6Capacità produttiva in esercizio 3,6 3,4 3,4

Produzione di energia elettrica 1 (gigaw attora) 14.927 15.741 16.530

Vendite di energia elettrica 2 1.338 1.443 -

Produzione di vapore (migliaia di tonnellate) 6.427 5.068 4.753 Vendite di vapore 2.845 2.844 -

(2) A seguito dell'entrata in vigore del contratto di conto lavorazione, attraverso il quale Enipow er S.p.A. mette a disposizione di eni spa tutta l'energia prodotta. Con Energia Elettrica venduta si intende l'energia riacquistata da eni spa e rivenduta ai clienti coinsediati.

(1) Per le centrali di Brindisi, Bolgiano, Ferrera Erbognone e Ravenna che operano in Tolling si intende quantitativi di energia elettrica/vapore al netto di autoconsumi e perdite di rete.

Principali dati operativi e di sostenibilità

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Risorse umane Al 31 dicembre 2017 i dipendenti a ruolo della società sono 304 (306 al 31 dicembre 2016). I dipendenti distaccati presso Enipower da altre società del Gruppo sono 7, i dipendenti di Enipower in distacco presso altre società del Gruppo sono 7.

La ripartizione dei dipendenti per qualifica contrattuale è la seguente:

Con riferimento al personale a ruolo, nel corso dell’anno si sono verificati i seguenti movimenti:

• +11 risorse sono state trasferite da altre società del gruppo Eni;

• + 6 risorse inserite ai ruoli a seguito di assunzioni da mercato;

• - 16 risorse sono state trasferite ad altre società del gruppo Eni;

• - 2 risorse per licenziamento.

Non si evidenziano cambiamenti organizzativi rilevanti nel 2017.

E’ proseguita l’azione di coordinamento delle attività di definizione, aggiornamento e sviluppo del sistema organizzativo, del sistema dei poteri (procure e deleghe interne) e del sistema normativo. Con riferimento a questo ultimo punto, sono continuate a livello societario le attività di analisi, recepimento e successiva implementazione degli strumenti normativi emessi da Eni spa (Management System Guidelines – MSG), oltre che le attività di sviluppo e aggiornamento dei documenti normativi societari (procedure, istruzioni operative).

Nell’ambito della formazione manageriale sono stati avviati percorsi specifici dedicati al change management ed alla leadership (Business Change Leader) a cui sono collegati coaching individuali per una popolazione selezionata di dirigenti (Coaching Accademy di Eni Corporate University), finalizzati a sviluppare le capacità manageriali della risorsa e accompagnarla nel cambiamento di prospettive, aiutandola ad individuare azioni efficaci e ad accelerare i processi decisionali per ottenere i risultati desiderati. Il coaching, inoltre, è una forma di affiancamento e supporto strategico che mira ad innescare un sistema auto-rigenerativo di sviluppo. È stata inoltre attivata l’iscrizione per alcune risorse selezionate al corso “Energy to Lead", percorso di formazione dedicato ai responsabili Eni.

Questo programma è finalizzato a promuovere una visione organica e trasversale delle tematiche manageriali Eni, utili ad interpretare al meglio il ruolo di responsabile, a prescindere dalle aree funzionali di appartenenza.

Energy to Lead è realizzato in collaborazione con Eni Corporate University, in modalità distance learning tramite un ambiente dedicato in Enicampus e si articola in un insieme organico di attività formative, fruibili in accordo con gli impegni lavorativi di ciascuno.

DIPENDENTI A RUOLO FINE PERIODO (per qualifica) 2015 2016 2017 Var. ass.

DIRIGENTI 13 10 11 1

QUADRI 71 62 62

IMPIEGATI 198 171 169 (2)

OPERAI 74 63 62 (1)

TOTALE 356 306 304 (2)

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Commento ai risultati Conto economico

Utile Operativo Nel 2017 la società ha registrato un utile operativo di 107.197 migliaia di euro.

L’utile operativo evidenzia un risultato inferiore a quello registrato nell’esercizio precedente per 13.853 migliaia di euro, derivante dai seguenti fenomeni:

• -3,8 milioni di euro per minori margini dall’attività in Conto Lavorazione, dovuti ai minori margini per attività sul Mercato dei servizi di Dispacciamento (-6,9 milioni di euro) e ai minori ricavi per la remunerazione del capitale investito (-3,7 milioni di euro), parzialmente compensati dall’efficienza in termini di costi operativi (+6,8 milioni di euro);

• -3,3 milioni di euro derivanti da fattori non ricorrenti relativi a passati esercizi per conguagli di costo e rimborsi assicurativi;

• -3,1 milioni di euro di margini da Conto Lavorazione per effetto della scissione della centrale di Livorno avvenuta a marzo 2016;

• -1,8 milioni di euro per premi da componenti Bonus/Malus di Conto Lavorazione;

• -1,7 milioni di euro per la svalutazione dei risconti attivi degli impianti fotovoltaici;

• -1,5 milioni di euro per minori margini dall’attività di rivendita energia elettrica e vapore (attività ceduta a Eni dal 1 gennaio 2017);

• +3,8 milioni di euro dall’attività di vendita di acque industriali principalmente per effetto dell’andamento dello scenario energetico;

• -2,5 milioni per maggiori ammortamenti principalmente per effetto degli ammortamenti delle palette, dovuti alle ore di marcia degli impianti, e per la svalutazione dei fabbricati del sito di Nettuno.

Risultato netto Nel 2017 il risultato netto evidenzia un utile di 102.764 migliaia di euro che riflette il peggioramento del risultato operativo (-13.853 migliaia di euro) e il peggioramento della gestione finanziaria (-7.725 migliaia di euro) per effetto principalmente dei minori dividendi incassati rispetto all’anno precedente, parzialmente compensati da minori imposte dell’esercizio (+12.487 migliaia di euro).

2015 2016 2017 Var. ass. Var. %

774.680 Ricavi della gestione caratteristica 646.928 433.319 (213.609) (33,0)6.107 Altri ricavi e proventi 11.643 10.141 (1.502) (12,9)

780.787 Ricavi 658.571 443.460 (215.111) (32,7)

(528.180) Acquisti, prestazioni di servizi e costi diversi (416.712) (213.024) 203.688 48,9

(29.430) Costo lavoro (24.264) (24.174) 90 0,4

(98.637) Ammortamenti e svalutazioni (96.524) (99.071) (2.547) (2,6)(63) Radiazioni (21) 6 27 128,6

124.477 Utile operativo 121.050 107.197 (13.853) (11,4)

(1.027) Proventi (oneri) finanziari netti 9 (75) (84) 933,316.193 Proventi netti su partecipazioni 38.055 30.414 (7.641) 20,1

139.643 Utile prima delle imposte 159.114 137.536 (21.578) (13,6)(44.228) Imposte sul reddito (47.259) (34.772) 12.487 26,4

(31,7) Tax rate (%) (29,7) (25,3) 4,4

95.415 Utile netto 111.855 102.764 (9.091) (8,1)

(migliaia di euro)

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Analisi delle voci del conto economico Ricavi Nel 2017 la società ha registrato ricavi nella gestione caratteristica per 433.319 migliaia di euro in contrazione di 213.609 migliaia di euro rispetto al 2016 (646.928 migliaia di euro nel 2016). Tale variazione è dovuta principalmente al riassetto contrattuale approvato nel dicembre 2016 per il quale a partire dal 1° gennaio 2017, le attività di vendita di energia elettrica e vapore ai clienti di sito sono effettuate direttamente da Eni.

I ricavi dell’esercizio sono così composti:

• 309.577 migliaia di euro (351.026 migliaia di euro nel 2016) per il contratto di tolling con Eni e per 27.052 migliaia di euro (27.522 migliaia di euro nel 2016) per quello con EniServizi;

• 94.186 migliaia di euro (76.987 migliaia di euro nel 2016) per la partecipazione al Mercato dei Servizi di Dispacciamento, di cui 3.646 migliaia di euro relativi a capacity payment di passati esercizi;

• 1.413 migliaia di euro (17.057 migliaia di euro nel 2016) dalla vendita di acque industriali;

• 4.250 migliaia di euro (4.250 migliaia di euro nel 2016) per la fornitura di altre utilities e servizi;

• 1.141 migliaia di euro (857 migliaia di euro nel 2016) dall’attività di operation e maintenance su impianti fotovoltaici di proprietà.

Gli altri ricavi per 10.141 migliaia di euro (11.643 migliaia di euro nel 2016) si riferiscono principalmente a:

• proventi da cessione di diritti di emissione per 3.716 migliaia di euro;

• risarcimenti danni da enti assicurativi per 2.404 migliaia all’euro;

• contributi in conto esercizio per la vendita di energia elettrica al GSE per gli impianti fotovoltaici per 1.520 migliaia di euro.

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Acquisti, prestazioni di servizi e costi diversi Nel 2017 la società ha sostenuto costi per 213.024 migliaia di euro in riduzione di 203.688 migliaia di euro rispetto al 2016 (416.712 migliaia di euro nel 2016). Tale variazione è dovuta principalmente al riassetto contrattuale approvato nel dicembre 2016 per il quale a partire dal 1° gennaio 2017, la società non acquista più energia elettrica e vapore per i clienti di sito.

I costi dell’esercizio sono così articolati:

• 91.336 migliaia di euro (75.446 migliaia di euro nel 2016) per la partecipazione al Mercato dei Servizi di Dispacciamento;

• 44.569 migliaia di euro (41.932 migliaia di euro nel 2016) per materiali e servizi di manutenzione;

• 48.940 migliaia di euro (30.468 migliaia di euro nel 2016) per gli oneri associati all’acquisto di emission rights.

Si evidenziano inoltre:

• costi verso GSE per 148.697 migliaia di euro completamente coperti da fondo rischi per vertenze legali essendo venuto meno l’interesse a proseguire i contenziosi con il GSE in materia di certificati verdi in quanto il GSE ha accolto le autocertificazioni, presentate ex-novo, relative agli obblighi di acquisto di certificati verdi per gli anni di produzione 2011-2014;

• costi verso Eni per servizi centralizzati per 4.121 migliaia di euro (4.085 migliaia di euro nel 2016), per servizi informatici per 5.404 migliaia di euro (4.264 migliaia di euro nel 2016) e per service amministrativo per 2.582 migliaia di euro (2.413 migliaia di euro nel 2016, non comprensivi dei costi per i servizi svolti alle società partecipate);

• riaddebiti per servizi manageriali prestati alle società controllate Enipower Mantova (2.683 migliaia di euro) e SEF (3.159 migliaia di euro);

• accantonamenti al fondo svalutazione dei risconti attivi relativi a diritti di superficie e servitù di impianti fotovoltaici per 1.718 migliaia di euro;

• oneri per l’Imposta Municipale sugli Immobili di 1.144 migliaia di euro.

Tra gli accantonamenti netti a fondi rischi e oneri figurano:

• 934 migliaia di euro per l’accantonamento al fondo rischi e oneri ambientali;

• 22.380 migliaia di euro per l’utilizzo per esubero del fondo certificati verdi in seguito al raggiugimento dell’accordo transattivo stragiudiziale con il GSE per la chiusura del relativo contenzioso legale;

• 1.567 migliaia di euro per l’utilizzo per esubero dei fondo rischi e oneri ambientali;

• 500 migliaia di euro per l’utilizzo per esubero di fondi per conteziosi legali;

• 297 migliaia di euro per l’utilizzo per esubero del fondo smantellamento e ripristino siti.

Costo lavoro Nel 2017 il costo lavoro sostenuto dalla società è stato di 24.174 migliaia di euro (24.264 migliaia di euro nel 2016) in diminuzione di 90 migliaia di euro.

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Ammortamenti e svalutazioni Nel 2017 gli ammortamenti sono stati di 98.551 migliaia di euro (96.524 migliaia di euro nel 2016) e hanno riguardato le attività materiali, in particolare gli impianti e macchinari (96.545 migliaia di euro).

Nel 2017 si sono apportate svalutazioni al fabbricato di Nettuno per 1.260 migliaia di euro e all’ impianto fotovoltaico di Nettuno per 69 migliaia di euro. Gli altri impianti fotovoltaici sono stati invece oggetto di ripresa di valore per 809 migliaia di euro come da risultanze di impairment test.

In seguito ad apposita perizia è stata revisionata la vita utile dei cespiti facenti parte delle Reti Interne di Utenza. La revisione della vita utile dei cespiti ha comportato minori ammortamenti rispetto all’anno precedente per 1.575 migliaia di euro.

Proventi (oneri) finanziari netti Nel 2017 la società ha sostenuto oneri finanziari netti per 75 migliaia di euro in aumento di 84 migliaia di euro rispetto al 2016 (-9 migliaia di euro). Il saldo della gestione finanziaria si articola principalmente in:

• 157 migliaia di euro (461 migliaia di euro nel 2016) relativi principalmente a interessi attivi maturati su crediti di imposta, crediti commerciali e crediti finanziari;

• 78 migliaia di euro (230 migliaia di euro nel 2016) per interessi passivi maturati su finanziamenti con Eni;

• 40 migliaia di euro riferiti a oneri su TFR, Fisde e fondi mobilità (84 migliaia di euro nel 2016);

• 95 migliaia di euro relativi a oneri per l’attualizzazione dei fondi oneri ambientali e smantellamento impianti (40 migliaia di euro nel 2016);

• 4 migliaia di euro (62 migliaia di euro di proventi netti nel 2016) per oneri finanziari netti relativi allo strumento derivato IRS (Interest Rate Swap).

Proventi netti su partecipazione I proventi netti su partecipazione ammontano a 30.414 migliaia di euro e diminuiscono di 7.641 migliaia di euro in seguito alla cessione della partecipazione nella società Termica Milazzo avvenuta nel 2016.

Si registrano proventi da partecipazione distribuiti da Enipower Mantova per 18.684 migliaia di euro (18.684 migliaia di euro nel 2016) e da SEF per 11.730 migliaia di euro (15.300 migliaia di euro nel 2016).

Imposte sul reddito La gestione fiscale ammonta a 34.772 migliaia di euro (47.259 migliaia di euro nel 2016, di cui imposte correnti per 32.588 migliaia di euro e oneri per fiscalità differita per 14.671 migliaia di euro) e comprende minori imposte correnti Ires e Irap per 695 migliaia di euro, a cui si aggiungono oneri per la fiscalità differita per 35.467 migliaia di euro.

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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)

Capitale immobilizzato

Il capitale immobilizzato al 31 dicembre 2017 è pari a 935.029 migliaia di euro, in diminuzione di 94.263 migliaia di euro per effetto principalmente degli ammortamenti e svalutazioni e della riclassifica degli impianti fotovoltaici oggetto di futura cessione a Eni New Energy S.p.A tra le attività destinate alla vendita, in parte compensati dagli investimenti tecnici dell’esercizio.

Le immobilizzazioni materiali nette al 31 dicembre 2017 sono 770.078 migliaia di euro (848.033 migliaia di euro a fine 2016) ed evidenziano una riduzione di 77.955 migliaia di euro principalmente dovuta agli ammortamenti e svalutazioni dell’anno per 99.071 migliaia di euro e alla riclassifica degli impianti fotovoltaici oggetto di futura cessione a Eni New Energy S.p.A tra le attività destinate alla vendita per 6.948 migliaia di euro, compensati dagli investimenti dell’anno per 27.819 migliaia di euro.

Le immobilizzazioni immateriali al 31 dicembre 2017 sono 604 migliaia di euro (stesso valore del 2016).

Le partecipazioni al 31 dicembre 2017 sono 179.153 migliaia di euro e diminuiscono di 15.300 migliaia di euro in seguito al rimborso di capitale sociale effettuato da SEF.

(migliaia di euro) 31.12.2016 31.12.2017 Var. ass.

Capitale immobilizzatoImmobili, impianti e macchinari 848.033 770.078 (77.955)

Attività immateriali 604 604

Partecipazioni 194.453 179.153 (15.300)

Crediti finanziari e titoli strumentali all’attività operativa 135 187 52Debiti netti relativi all’attività di investimento (13.933) (14.993) (1.060)

1.029.292 935.029 (94.263)

Capitale di esercizio nettoRimanenze 10.718 11.390 672

Crediti commerciali 265.713 201.915 (63.798)

Debiti commerciali (163.095) (113.579) 49.516

Debiti tributari e fondo imposte netto 28.179 13.670 (14.509)

Fondi per rischi e oneri (205.328) (26.026) 179.302Altre attività (passività) d’esercizio 65.018 (90.183) (155.201)

1.205 (2.813) (4.018)Fondi per benefici ai dipendenti (4.988) (5.138) (150)Attività e passività destinate alla vendita 9.909CAPITALE INVESTITO NETTO 1.025.509 936.987 (88.522)

PATRIMONIO NETTO 1.143.091 1.145.749 2.658Indebitamento finanziario netto (117.582) (208.762) (91.180)COPERTURE 1.025.509 936.987 (88.522)

(a) Per la riconduzione allo schema obbligatorio v. il paragrafo "Riconduzione degli schemi di bilancio riclassificati utilizzati nella relazione sulla gestione a quelli obbligatori".

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Al 31 dicembre 2017 i debiti netti relativi all’attività d’investimento ammontano a 14.993 migliaia di euro in diminuzione di 1.060 migliaia di euro rispetto al 31 dicembre 2016.

Capitale di esercizio netto Al 31 dicembre 2017 il capitale d’esercizio netto è -2.813 migliaia di euro in diminuzione di 4.018 migliaia di euro rispetto al 31 dicembre 2016 (1.205 migliaia di euro). La diminuzione è prevalentemente riconducibile alla chiusura del fondo rischi per vertenze legali relativo al contenzioso per certificati verdi verso il GSE per 171.077 migliaia di euro che ha anche comportato lo stanziamento di debiti diversi verso il GSE per 148.697 migliaia di euro, fenomeni compensati dalla diminuzione dei crediti e debiti commerciali, in seguito al riassetto contrattuale relativo alle attività di vendita di energia elettrica e vapore ai clienti di sito.

Il capitale di esercizio netto si articola in:

• rimanenze per 11.390 migliaia di euro, in calo di 672 migliaia di euro;

• crediti commerciali per 201.915 migliaia di euro in diminuzione di 63.798 migliaia di euro per minori stanziamenti attivi verso Eni e verso altre imprese del gruppo;

• debiti commerciali principalmente verso Eni e verso terzi per 113.579 migliaia di euro, in diminuzione di 49.516 migliaia di euro minori stanziamenti attivi verso Eni;

• debiti tributari e fondo imposte netto per 13.670 migliaia di euro, in diminuzione di 14.509 migliaia di euro per effetto:

- della diminuzione dei crediti netti per imposte anticipate per 35.460 migliaia di euro per effetto principalmente della chiusura del contenzioso per certificati verdi e dei rigiri netti delle svalutazioni dei cespiti;

- della diminuzione dei debiti tributari per 17.310 migliaia di euro, principalmente per l’azzeramento dei debiti verso Eni per consolidato fiscale Ires per 17.266 migliaia di euro;

- dell’aumento dei crediti tributari per 3.641 migliaia di euro, riconducibile principalmente al credito verso Eni per consolidato fiscale Ires per 673 migliaia di euro e del credito per Irap per 4.536 migliaia di euro, parzialmente compensati dalla diminuzione del credito verso Eni per Iva di gruppo per 1.591 migliaia di euro;

• i fondi per rischi e oneri di 26.026 migliaia di euro (205.328 migliaia di euro a fine 2016) in diminuzione di 179.302 migliaia di euro per effetto principalmente:

- della diminuzione di 171.848 migliaia di euro dei fondi per vertenze legali in seguito principalmente alla chiusura del fondo rischi per il contenzioso verso il GSE relativo ai certificati verdi per 171.077 migliaia di euro;

- della diminuzione di 6.580 migliaia di euro dei fondi smantellamento e ripristino siti e dei fondi per rischi e oneri ambientali;

- della riclassifica del fondo pannelli fotovoltaici come passività disponibile per la vendita per 612 migliaia di euro;

• le altre attività (passività) di esercizio di -90.183 migliaia di euro (65.018 migliaia di euro a fine 2016) diminuiscono di 155.201 migliaia di euro principalmente per lo stanziamento di debiti diversi verso il GSE per 148.697 migliaia di euro per la chiusura del contenzioso relativo ai certificati verdi, per l’incasso di crediti diversi per 6.120 migliaia di euro e per la svalutazione di risconti attivi relativi a diritti di superficie e servitù di impianti fotovoltaici per 1.718 migliaia di euro.

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Si segnala che dal capitale di esercizio netto sono state riclassificate patrimonialmente le seguenti voci oggetto di futura cessione a Eni New Energy S.p.A tra le attività e passività destinate alla vendita:

- rimanenze di pannelli fotovoltaici per 71 migliaia di euro;

- risconti attivi relativi a diritti di superficie e servitù di impianti fotovoltaici per 213 migliaia di euro;

- crediti commerciali a lungo termine verso Raffineria di Milazzo per 3.394 migliaia di euro;

- crediti verso il personale per 1 migliaio di euro;

- debiti verso il personale per 14 migliaia di euro.

I fondi per i benefici a dipendenti di 5.138 migliaia di euro (4.988 migliaia di euro nel 2016) si riferiscono al trattamento di fine rapporto (TFR) per 3.407 migliaia di euro, al fondo integrativo sanitario dirigenti (FISDE) per 566 migliaia di euro e ad altri fondi per benefici definiti a dipendenti per 1.165 migliaia di euro.

Si segnala che dai fondi benefici dipendenti sono stati riclassificati patrimonialmente le seguenti voci oggetto di futura cessione a Eni New Energy S.p.A tra passività destinate alla vendita:

- fondi benefici dipendenti per TFR per 88 migliaia di euro;

- fondi per premi anzianità per 4 migliaia di euro.

Riconduzione dell’utile complessivo

(migliaia di euro) 2016 2017Utile netto dell'esercizio 111.855 102.764Altre componenti dell'utile complessivo:- Rivalutazioni di piani a benefici definiti per i dipendenti (89) 58- Effetto fiscale 33 (1)Totale altre componenti dell'utile complessivo, al netto dell'essetto fiscale (56) 57Totale utile complessivo dell'esercizio 111.799 102.821

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Indebitamento finanziario netto (migliaia di euro) 31.12.2016 31.12.2017 Var. ass.

Debiti finanziari 54.460 (90) (54.550)

Debiti finanziari a lungo termine (90) (90)

Debiti finanziari a breve termine 54.550 (54.550)Disponibilità liquide ed equivalenti (172.042) (208.672) (36.630)

Indebitamento finanziario netto (117.582) (208.762) (91.180)

Patrimonio netto 1.143.091 1.145.749 2.658

Leverage (0,10) (0,18) (0,08) Al 31 dicembre 2017 l’indebitamento finanziario netto ammonta a -208.762 migliaia di euro (-117.582 migliaia di euro al 31 dicembre 2016) in aumento di 91.180 migliaia di euro rispetto al 31 dicembre 2016.

L’indebitamento finanziario netto a lungo termine è di 90 migliaia di euro, in riduzione di 54.550 migliaia di euro rispetto al 31 dicembre 2016 in seguito alla scadenza degli originari prestiti della durata di 15 anni per 600.000 migliaia di euro, sottoscritti con Eni ed erogati in diverse tranches.

Le disponibilità liquide ed equivalenti sono di 208.672 migliaia di euro, in aumento di 36.630 migliaia di euro rispetto al 31 dicembre 2016. Tale aumento è riconducibile principalmente alle variazioni del capitale di esercizio netto e al rimborso del capitale sociale eseguito da SEF, fenomeni in parte compensati dal pagamento a Eni dei dividendi deliberati dall’Assemblea degli Azionisti sulla base dei risultati conseguiti nel 2016. Patrimonio netto

Al 31 dicembre 2017 il patrimonio netto è 1.145.749 migliaia di euro ed è composto da: capitale sociale (944.948 migliaia di euro), riserva legale (54.256 migliaia di euro), altre riserve (6.931 migliaia di euro), utili/perdite portati a nuovo (36.850 migliaia di euro) e utile dell’esercizio (102.764 migliaia di euro).

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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 (a)

(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 2017 la società ha generato un free cash flow per 191.344 migliaia di euro risultante dalla differenza tra la cassa generata dall’attività operativa per 202.858 migliaia di euro e quella impiegata per gli investimenti per 11.514 migliaia di euro.

2015 (migliaia di euro) 2016 2017 Var. ass.

95.415 Utile netto 111.855 102.764 (9.091)

98.051 96.023 99.245 3.222

(43) 4.076 (4.076)

28.364 4.900 4.285 (615)

78.754 (54.716) (14.280) 40.436(17.463) 32.267 10.844 (21.423)

283.078 Flusso di cassa netto da attività operativa 194.405 202.858 8.453

(64.561) Investimenti tecnici (29.771) (27.819) 1.952

67 6 (3) (9)

10.784 15.300 4.516

(323) 188 (52) (240)(4.100) (19.487) 1.060 20.547

214.161 Free cash flow 156.125 191.344 35.219

(54.569) (54.557) (54.550) 7

(66.146) (90.620) (100.164) (9.544)(1.392) 1.392

93.446 FLUSSO DI CASSA NETTO DEL PERIODO 9.556 36.630 27.074

Variazione dell'indebitamento finanziario netto

31.12.2015 (migliaia di euro) 31.12.2016 31.12.2017 Var. ass.

214.161 Free cash flow 156.125 191.344 35.219

Debiti e crediti finanziari società acquisite

Debiti e crediti finanziari società disinvestite

(1.392) 1.392(66.146) Flusso di cassa del capitale proprio (90.620) (100.164) (9.544)

148.015 VARIAZIONE DELL'INDEBITAMENTO FINANZIARIO NETTO 64.113 91.180 27.067

Crediti finanziari strumentali all'attività operativa - investimento

Rettifiche per ricondurre l'utile al flusso di cassa da attività operativa:

- ammortamenti e altri componenti non monetari

- plusvalenze nette su cessioni di attività

- dividendi, interessi e imposte

Variazione del capitale di esercizio Dividendi incassati, imposte pagate, interessi (pagati) incassati

Dismissioni di attività materiali

Dismissioni di partecipazioni

Crediti finanziari strumentali all'attività operativa - investimentoAltre variazioni relative all’attività di investimento

Variazione debiti finanziari correnti e non correnti

Altre variazioni delle disponibilità liquide (conguaglio scissione Livorno)

Flusso di cassa del capitale proprioAltre variazioni delle disponibilità liquide (conguaglio scissione Livorno)

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Andamento economico delle società partecipate

Nelle tabelle seguenti sono riportati il risultato operativo e il risultato netto delle principali società partecipate.

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 dal 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 2017 è stato di 42.606 migliaia di euro e l’utile d’esercizio è stato di 30.661 migliaia di euro. Si registrano un peggioramento della performance operativa rispetto all’esercizio precedente (-2.768 migliaia di euro), un miglioramento della gestione finanziaria (+175 migliaia di euro) e minori imposte di competenza dell’esercizio (+2.497 migliaia di euro). Il 51% di Società Enipower 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 S.p.A.

Il risultato operativo conseguito nel 2017 è stato di 31.916 migliaia di euro. L’utile netto di 21.806 migliaia di euro diminuisce di 2.369 migliaia di euro rispetto all’anno precedente (24.175 migliaia di euro). Rispetto al 2016 si registrano un peggioramento della performance operativa (-4.229 migliaia di euro) e minori imposte di competenza dell’esercizio (+1.969 migliaia di euro).

Enipower Mantova S.p.A.

31.12.2016 31.12.2017 Var. ass.

Utile operativo 45.374 42.606 (2.768)

Utile netto 30.757 30.661 (96)

Società Enipower Ferrara Srl

31.12.2016 31.12.2017 Var. ass.

Utile operativo 36.145 31.916 (4.229)

Utile netto 24.175 21.806 (2.369)

(migliaia di euro)

(migliaia di euro)

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Fattori di rischio e incertezza

Nell’ambito dei rischi d’impresa, i principali rischi identificati e monitorati sono 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 con l’obiettivo di uniformare e coordinare le politiche Eni (“Linee Guida in materia di gestione e controllo dei rischi finanziari”) e sono descritti nelle note al bilancio.

Di seguito vengono analizzati i rischi principali ai quali è soggetta la società: 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, la società 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 stipulati con le imprese costruttrici.

In aggiunta al rischio di interruzione dell’operatività degli impianti, associato a fermate non programmate o accidentalità, si segnala il rischio del 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 della produzione degli impianti sono attive politiche relative alle attività di manutenzione preventiva e predittiva, di asset integrity management e di monitoraggio degli scostamenti dalle performance ottimali codificate; tali politiche, allineate alle MSG (Management System Guidelines) di Eni, sono continuamente aggiornate dalle unità dedicate delle funzioni Produzione e Servizi Tecnici di Enipower, che ne coordinano e monitorano la puntuale applicazione in tutti gli stabilimenti produttivi.

Viene 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 i danni causati da eventuali guasti. Per quanto riguarda il rischio del possibile spiazzamento associato all’evoluzione del progresso tecnico, al fine di mitigarlo sono state istituite apposite unità organizzativa presso le competenti funzioni di Eni responsabili del monitoraggio dello sviluppo tecnologico e delle nuove applicazioni in ambito industriale. E’ stato inoltre costituito un Comitato Innovazione a livello Eni con l’ottica di miglioramento continuo dell’efficacia della ricerca di Eni nel medio lungo periodo e di allineamento agli obiettivi strategici.

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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 ad una intensa attività regolamentare. La gestione aziendale risulta, quindi, condizionata dalla costante evoluzione, 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”.

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Evoluzione prevedibile della gestione La società prosegue nell’attività di generazione elettrica in regime di Conto Lavorazione per Eni, alla quale si affiancherà l’attività di distribuzione di energia elettrica a partire dal 1° gennaio 2018 a seguito del posticipo dell’entrata in vigore del testo Integrato dei Sistemi di Distribuzione Chiusi (TISDC).

La gestione continua ad essere finalizzata all’efficacia e all’efficienza operativa degli impianti migliorandone l’affidabilità e la flessibilità, ponendo sempre maggior attenzione ai temi legati alla salute, sicurezza e ambiente.

Tra le iniziative presenti nel piano strategico del 2018-2021 si segnalano la nuova caldaia e il nuovo impianto di produzione di acqua demineralizzata a Brindisi, il revamping dei sistemi di controllo delle turbine a gas e turbine a vapore nelle centrali a ciclo combinato e le iniziative per incrementare l’affidabilità e la flessibilità degli impianti, in particolare la realizzazione di modifiche hardware sulla turbina a gas del CC2 di Ravenna, oltre all’acquisto dei materiali per sostituzione delle palette e i ricambi strategici.

32


Altre informazioni Rapporti con le parti correlate La società è controllata da Eni S.p.A. 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 e laddove applicabile 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 S.p.A., 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. Inoltre Enipower 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 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 2017, 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 di Regolazione per Energia Reti e Ambiente (ex AEEGSI) 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 di Regolazione per Energia Reti e Ambiente (ex AEEGSI).

Sedi secondarie

In ottemperanza a quanto disposto dall’articolo 2428, quarto comma del codice civile, si attesta che al 31 dicembre 2017 la società non ha sedi secondarie, ma ha le seguenti unità locali:

- Via F. Maritano, 24 – San Donato Milanese (MI) – stabilimento - Via A. D’Andrea, 6 – Nettuno – impianto fotovoltaico - Via Taliercio, 14 – Mantova – ufficio commerciale - Via E. Fermi, 4 – Brindisi – stabilimento - Via Baiona, 107/111 – Ravenna – stabilimento - Strada della Corradina – Ferrera Erbognone (PV) – stabilimento - Piazzale G. Donegani, 12- Ferrara (FE) – ufficio - Piazzale E. Mattei 1 - Roma- ufficio commerciale - Contrada Ponte Olivo SS.117 – Gela – impianto fotovoltaico

33


- Contrada Bulala – Gela – impianto fotovoltaico - Contrada Piana del Signore – Gela – impianto fotovoltaico - Contrada Tabuna – Ragusa – impianto fotovoltaico - Zona Industriale La Marinella – Porto Torres – impianto fotovoltaico - Lungomare Starita snc – Bari - impianto fotovoltaico

Fatti di rilievo avvenuti dopo la chiusura dell’esercizio Non vi sono eventi da segnalare avvenuti dopo la chiusura dell’esercizio.

34


Riconduzione degli schemi di bilancio riclassificati utilizzati nella relazione sulla gestione a quelli obbligatori

(migliaia di euro)

Voci dello stato patrimoniale riclassificato (dove non espressamente indicato, la componente è ottenuta

direttamente dallo schema legale)

Capitale immobilizzatoImmobili, impianti e macchinari 848.033 770.078

Attività immateriali 604 604Partecipazioni valutate con il metodo del patrimonio nettoe Altre partecipazioni 194.453 179.153Crediti finanziari e Titoli strumentali all'attività operativa 135 187Debiti netti relativi all'attività di investimento, composti da: (13.933) (14.993)

- crediti relativi all'attività di investimento/disinvestimento

- debiti per attività di investimento (13.933) (14.993)

Totale Capitale immobilizzato 1.029.292 935.029Capitale di esercizio nettoRimanenze 10.718 11.390Crediti commerciali 265.713 201.915Debiti commerciali (163.095) (113.579)Debiti tributari e fondo imposte netto, composti da: 28.179 13.670

- debiti verso controllanti per consolidato fiscale (17.266)- debiti verso controllanti per liquidazione iva di gruppo- passività per imposte sul reddito correnti (68)- passività per altre imposte correnti (682) (706)- passività per imposte differite (44.851) (44.748)- crediti verso controllanti per liquidazione iva di gruppo 1.885 295- attività per imposte sul reddito non correnti 395 402- crediti verso controllanti per consolidato fiscale 673- attività per imposte sul reddito correnti 4.536- attività per altre imposte correnti 99 114- attività per imposte anticipate 88.667 53.104

Fondi per rischi ed oneri (205.328) (26.026)Altre attività (passività), composte da: 65.018 (90.183)

- altri crediti 8.307 1.903- altre attività correnti 68.394 68.581- altri crediti e altre attività non correnti 3.369 2.414- acconti e anticipi, altri debiti (4.104) (152.816)- altre passività correnti (5.792) (6.405)- altri debiti, altre passività non correnti (5.156) (3.860)

Totale Capitale di esercizio netto 1.205 (2.813)Fondi per benefici ai dipendenti (4.988) (5.138)Attività e passività destinate alla vendita 9.909CAPITALE INVESTITO NETTO 1.025.509 936.987

Patrimonio netto comprese le interessenze di terzi 1.143.091 1.145.749Indebitamento finanziario nettoDebiti finanziari e obbligazioni, composti da: 54.550

- passività finanziarie a lungo termine

- quote a breve di passività finanziarie a lungo termine 54.550

a dedurre:Disponibilità liquide ed equivalenti (172.042) (208.672)

Crediti finanziari non strumentali all'attività operativa (90) (90)

Totale Indebitamento finanziario netto (117.582) (208.762)COPERTURE 1.025.509 936.987

Stato patrimoniale riclassificato

31 dicembre 2016 31 dicembre 2017

Valori daschema

legale

Valori daschema

riclassif icato

Valori daschema

legale

Valori daschema

riclassif icato

35


Rendiconto finanziario riclassificato

(migliaia di euro)Utile netto 111.855 102.764

Ammortamenti e altri componenti non monetari 96.023 99.245- ammortamenti 96.524 98.551- svalutazioni nette di attività materiali e immateriali 520- radiazioni 21 (6)- altre variazioni (155) 2- variazione fondo per benefici ai dipendenti (367) 178

Plusvalenze nette su cessioni di attività 4.076 0

Dividendi, interessi e imposte 4.900 4.285

- dividendi (42.145) (30.414)

- interessi attivi (461) (156)

- interessi passivi 247 83

- imposte sul reddito 47.259 34.772

Variazione del capitale di esercizio (54.716) (14.280)

- rimanenze 614 (743)

- crediti commerciali 14.740 60.403

- debiti commerciali 14.064 (49.516)

- fondi per rischi e oneri (9.418) (178.690)

- altre attività e passività (74.716) 154.266

Dividendi incassati, imposte pagate, interessi (pagati) incassati 32.267 10.844

- dividendi incassati 42.145 30.414

- interessi incassati 141 278

- interessi pagati (242) (83)- imposte sul reddito pagate al netto dei crediti d'imposta rimborsati (9.777) (19.765)

Flusso di cassa netto da attività operativa 194.405 202.858

Investimenti tecnici (29.771) (27.819)

- attività materiali (29.771) (27.819)- attività immateriali

Dismissioni 10.790 15.297- attività materiali 6 (3)- imprese uscite dall'area di consolidamento e rami d'azienda- partecipazioni 10.784 15.300

Crediti finanziari strumentali all'attività operativa - investimento 188 (52)Altre variazioni relative all'attività di investimento (19.487) 1.060

- variazione debiti e crediti relativi all'attività di investimento eimputazione di ammortamenti all'attivo patrimoniale (19.487) 1.060- variazione debiti e crediti relativi all'attività di disinvestimento

Free cash flow 156.125 191.344

Investimenti e disinvestimenti relativi all'attività di finanziamentoVariazione debiti finanziari correnti e non correnti (54.557) (54.550)

- assunzione debiti finanziari non correnti- rimborsi di debiti finanziari non correnti (54.546)- incremento (decremento) di debiti finanziari correnti (11) (54.550)

Crediti finanziari non strumentali all'attività operativa - investimento 0 0Flusso di cassa del capitale proprio (90.620) (100.164)

- dividendi pagati (90.620) (100.164)Altre variazioni delle disponibilità liquide (conguaglio scissione Livorno) (1.392)Flusso di cassa netto del periodo 9.556 36.630

Rettifiche per ricondurre l'utile al flusso di cassa da attività operativa:

2016 2017

Voci del Rendiconto Finanziario Riclassificato econfluenze/riclassifiche delle voci dello schema legale

Valori daschema

legale

Valori daschema

riclassif icato

Valori daschema legale

Valori daschema

riclassif icato

36

Enipower Bilancio di esercizio 2017 / Schemi

Bilancio 2017

C

M

Y

CM

MY

CY

CMY

K

Bilancio ENIPOWER 2017.pdf 1 02/07/18 10:34

Enipower Bilancio di esercizio 2017/ Schemi

Stato patrimoniale (in euro) Note Totale

di cui verso parti correlate Totale

di cui verso parti correlate

ATTIVITA'ATTIVITA' CORRENTI

Disponibilità liquide ed equivalenti (6) 172.042.431 172.034.162 208.671.703 208.659.841

Crediti commerciali e altri crediti (7) 275.904.530 253.658.619 204.785.377 206.999.923

Rimanenze (8) 10.718.126 11.390.404

Attività per imposte sul reddito correnti (9) 4.536.284

Attività per altre imposte correnti (10) 99.205 114.241

Altre attività correnti (11) 68.393.551 2.572.219 68.580.953 2.481.184

527.157.843 498.078.962 ATTIVITA' NON CORRENTI

Immobili, impianti e macchinari (12) 848.032.564 770.079.321

Attività immateriali (13) 603.547 603.547

Partecipazioni in imprese controllate, collegate e a controllo congiunto (14) 194.310.033 179.010.033

Altre partecipazioni (15) 142.866 142.866

Altre attività finanziarie (16) 225.215 277.278

Attività per imposte anticipate (17) 43.816.082 8.355.883 Altre attività non correnti (18) 3.764.430 3.365.293 2.815.406 2.408.529

1.090.894.737 961.284.333 Attività non correnti destinate alla vendita (19) 10.627.012

TOTALE ATTIVITA' 1.618.052.579 1.469.990.307 PASSIVITA' E PATRIMONIO NETTO

PASSIVITA' CORRENTI

Quote a breve di passività finanziarie a lungo termine (24) 54.550.303 54.550.303

Debiti commerciali e altri debiti (20) 198.397.799 137.637.137 281.387.597 227.029.755

Passività per imposte sul reddito correnti (21) 67.808

Passività per altre imposte correnti (22) 682.084 706.612

Altre passività correnti (23) 5.792.253 5.249.917 6.405.360 5.983.438

259.490.247 288.499.569 PASSIVITA' NON CORRENTI

Fondi per rischi e oneri (25) 205.328.091 26.025.719

Fondi per benefici ai dipendenti (26) 4.987.602 5.137.837

Altre passività non correnti (27) 5.155.536 888.459 3.860.089 215.471.229 35.023.645

Passività direttamente associabili ad attività non correnti destinate alla vendita (28) 718.013 TOTALE PASSIVITA' 474.961.475 324.241.227 PATRIMONIO NETTO (29)

Capitale sociale 944.947.849 944.947.849

Riserva sovrapprezzo azioni 2.329.765 2.329.765

Riserva legale 48.662.736 54.255.497

Altre riserve 4.543.562 4.602.461

Utili relativi a esercizi precedenti 30.751.974 36.849.960

Utile (Perdita) dell'esercizio 111.855.219 102.763.549

TOTALE PATRIMONIO NETTO 1.143.091.104 1.145.749.080

TOTALE PASSIVITA' E PATRIMONIO NETTO 1.618.052.579 1.469.990.307

31.12.2016 31.12.2017

38


Conto economico

(in euro) Note Totaledi cui verso

parti correlate Totaledi cui verso

parti correlate

RICAVI (31)

Ricavi della gestione caratteristica 646.927.548 593.382.926 433.318.807 434.734.741

Altri ricavi e proventi 11.642.989 9.072.359 10.140.750 9.460.549

Totale ricavi 658.570.537 602.455.285 443.459.557 444.195.290 COSTI OPERATIVI (32)

Acquisti, prestazioni di servizi e costi diversi 416.712.116 434.551.668 213.024.169 346.593.277 (a)

Costo lavoro 24.263.648 248.299 24.174.439 88.868

AMMORTAMENTI E SVALUTAZIONI 96.524.347 99.071.059 RADIAZIONI 21.122 (5.849)UTILE OPERATIVO 121.049.304 107.195.740 PROVENTI (ONERI) FINANZIARI (33)

Proventi finanziari 467.872 288.554 158.578 149.571

Oneri finanziari (396.839) (235.737) (229.434) (82.686)

Strumenti finanziari derivati (61.890) (61.890) (3.595) (3.595)

9.143 (9.073) (74.451) 63.290 PROVENTI (ONERI) SU PARTECIPAZIONI (34)

- Altri proventi (oneri) su partecipazioni 38.055.499 38.055.499 30.414.000 30.414.000 38.055.499 30.414.000

Utile prima delle imposte 159.113.945 137.535.289 Imposte sul reddito (35) (47.258.727) (34.771.740)

Utile (Perdita) netta dell'esercizio 111.855.219 102.763.549

2016 2017

(a) Alla riga “Acquisti, prestazioni di servizi e costi diversi”, nella colonna “di cui verso parti correlte” si evidenziano costi verso il GSE per 148.697 migliaia di euro, con contropartita debiti diversi, completamente coperti da fondo rischi per vertenze legali.

39


Prospetto dell’utile complessivo (migliaia di euro) note 2016 2017Utile/Perdita netto dell'esercizio 111.855 102.764 Altre componenti dell'utile complessivo:- Rivalutazioni di piani a benefici definiti per i dipendenti (26) (89) 58

- Effetto fiscale (26) 33 (1)

Totale altre componenti dell'utile complesssivo, al netto dell'effetto fiscale (56) 57 Totale utile/perdita complessivo dell'esercizio 111.799 102.821

40


Prospetto delle variazioni nelle voci di patrimonio netto

(migliaia di euro) Cap

itale

soc

iale

Ris

erva

lega

le

Ris

erva

sov

rapp

rezz

o az

ioni

Ris

erva

es

art.1

3 D

lgs

124/

93

Ris

erva

faco

ltativ

a

Ris

erva

per

ava

nzo/

disa

vanz

o di

fusi

one

Altr

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Util

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rel

ativ

i a e

serc

izi

prec

eden

ti

Util

e/pe

rdita

del

l'ese

rciz

io

Tota

le

Saldi al 31 dicembre 2014 944.948 40.648 2.330 19 27.944 3.833 35.232 64.887 1.119.841

Utile dell'esercizio 95.415 95.415

Altre componenti dell'utile complessivo:IAS 19 OCI 2015 329 329Totale perdita complessiva esercizio 2015 329 329

Operazioni con gli azionisti:Attribuzione dividendoDestinazione utile /perdita 3.244 (4.504) (64.887) (66.147)

944.948 43.892 2.330 19 27.944 4.162 30.728 95.415 1.149.438Altri movimenti di patrimonio netto:Altre variazioni (8.645) 8.645

Saldi al 31 dicembre 2015 944.948 43.892 2.330 19 19.299 8.645 4.162 30.728 95.415 1.149.438

Patrimonio netto di Enipower S.p.A.

41


segue Prospetto delle variazioni nelle voci di patrimonio netto


itale

soc

iale

Ris

erva

lega

le

Ris

erva

sov

rapp

rezz

o az

ioni

Ris

erva

es

art.1

3 D

lgs

124/

93

Ris

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faco

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fusi

one

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serc

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prec

eden

ti

Util

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rdita

del

l'ese

rciz

io

Tota

le

Saldi al 31 dicembre 2015 944.948 43.892 2.330 19 19.299 8.645 4.162 30.728 95.415 1.149.438


Altre componenti dell'utile complessivo:IAS 19 OCI 2016 (56) (56)Totale perdita complessiva esercizio 2016 (56) (56)

Operazioni con gli azionisti:Attribuzione dividendo (90.620) (90.620)Destinazione utile /perdita 4.771 24 (4.795)

944.948 48.663 2.330 19 19.299 8.645 4.106 30.752 111.855 1.170.617Altri movimenti di patrimonio netto:Altre variazioni (18.881) (8.645) (27.526)

Saldi al 31 dicembre 2016 944.948 48.663 2.330 19 418 4.106 30.752 111.855 1.143.091


42


segue Prospetto delle variazioni nelle voci di patrimonio netto


itale

soc

iale

Ris

erva

lega

le

Ris

erva

sov

rapp

rezz

o az

ioni

Ris

erva

es

art.1

3 D

lgs

124/

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l'ese

rciz

io

Tota

le

Saldi al 31 dicembre 2016 944.948 48.663 2.330 19 418 4.106 30.752 111.855 1.143.091


Altre componenti dell'utile complessivo:IAS 19 OCI 2017 57 57IFRS 2 Incentivo lungo termine azionario 1 1Totale perdita complessiva esercizio 2017 1 57 58

Operazioni con gli azionisti:Attribuzione dividendo (100.164) (100.164)Destinazione utile /perdita 5.593 6.098 (11.691)

Saldi al 31 dicembre 2017 944.948 54.256 2.330 19 418 1 4.163 36.850 102.764 1.145.749


43


Rendiconto finanziario (migliaia di euro) Note 2016 2017Utile (Perdita) netto dell'esercizio 111.855 102.764Rettifiche per ricondurre l'utile netto al flusso di cassa da attività operativa:

Ammortamenti (32) 96.524 98.551

Radiazioni 21 (6)

Svalutazioni nette di attività materiali e immateriali (32) 520

Plusvalenze nette su cessioni di attività 4.076

Dividendi (34) (42.145) (30.414)

Interessi attivi (461) (156)

Interessi passivi 247 83

Imposte sul reddito (35) 47.259 34.772

Altre variazioni (155) 2

Variazioni del capitale di esercizio:

- rimanenze 614 (743)

- crediti commerciali 14.740 60.403

- debiti commerciali 14.064 (49.516)

- fondi per rischi e oneri (9.418) (178.690)

- altre attività e passività (74.716) 154.266

Flusso di cassa del capitale di esercizio (54.716) (14.280)

Variazione fondo per benefici ai dipendenti (367) 178

Dividendi incassati 42.145 30.414

Interessi incassati 141 278

Interessi pagati (242) (83)

Imposte sul reddito pagate al netto dei crediti d'imposta rimborsati (9.777) (19.765)

Flusso di cassa netto da attività operativa 194.405 202.858- di cui verso parti correlate (36) 222.516 233.579

Investimenti:

- attività materiali (12) (29.771) (27.819)

- attività immateriali

- crediti finanziari (16)- variazione debiti e crediti relativi all’attività di investimento e imputazione di ammortamenti all’attivo patrimoniale

Flusso di cassa degli investimenti (29.771) (27.819)

Disinvestimenti:

- attività materiali 6 (3)


- partecipazioni 10.784 15.300

- crediti finanziari 188 (52)

- variazione debiti e crediti relativi all’attività di disinvestimento (19.487) 1.060

Flusso di cassa dei disinvestimenti (8.509) 16.305

Flusso di cassa netto da attività di investimento (38.280) (11.514)-di cui verso parti correlate (36) 10.638 15.524

Rimborso di debiti finanziari a lungo termine (54.546) (54.550)

Incremento (Decremento) di debiti finanziari correnti (11)

Dividendi distribuiti (90.620) (100.164)

Flusso di cassa netto da attività di finanziamento (145.177) (154.714)-di cui verso parti correlate (36) (145.177) (154.714)Altre variazioni delle disponibilità liquide (conguaglio scissione Livorno) (1.392)

Flusso di cassa netto dell'esercizio 9.556 36.630 44

Enipower Bilancio di esercizio 2017 / 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 2017 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, nonché sul sito internet www.eni.com

Il bilancio di esercizio 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 valutate al fair value, come indicato nei criteri di valutazione.

Il progetto di bilancio di esercizio al 31 dicembre 2017, approvato dal Consiglio di Amministrazione di Enipower S.p.A. nella riunione del 14 marzo 2018, è sottoposto alla revisione contabile da parte della EY 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 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 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. Sono rilevati all’attivo patrimoniale anche gli elementi acquistati per ragioni di sicurezza o ambientali che, seppur non incrementando direttamente i benefici economici futuri delle attività esistenti, sono necessari per l’ottenimento di benefici di altre attività materiali.

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

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Enipower Bilancio di esercizio 2017/ Note al bilancio

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, diverse dalle sostituzioni di componenti identificabili, che reintegrano e non incrementano le prestazioni dei beni, 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 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). I WACC sono differenziati in funzione della rischiosità espressa dai settori in cui opera l’attività. 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.

Le attività materiali sono eliminate contabilmente al momento della loro dismissione o quando nessun beneficio economico futuro è atteso dal loro utilizzo o dismissione; il relativo utile o perdita è rilevato a conto economico.

Attività immateriali

Le attività immateriali riguardano le attività prive di consistenza fisica identificabile, controllate dall’impresa e in grado di produrre benefici economici futuri.

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”.

Le attività immateriali sono eliminate contabilmente al momento della loro dismissione o quando nessun beneficio economico futuro è atteso dal loro utilizzo o dismissione; il relativo utile o perdita è rilevato a conto economico.

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Contributi in conto capitale

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.

Rimanenze

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.

Attività finanziarie correnti

Le disponibilità liquide ed equivalenti comprendono la cassa e i depositi a vista e sono valutate al valore nominale.

I crediti sono inizialmente iscritti al fair value e successivamente valutati secondo il metodo del costo ammortizzato sulla base del tasso di interesse effettivo. 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 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”.

Attività finanziarie non correnti

Partecipazioni

Le partecipazioni in imprese controllate, in joint venture e in imprese collegate sono valutate al costo di acquisto. In presenza di obiettive evidenze di perdita di valore, (v. attività finanziarie correnti) la recuperabilità è verificata confrontando il valore di iscrizione della partecipazione con il relativo valore recuperabile rappresentato dal maggiore tra il fair value, al netto degli oneri di dismissione, e il valore d’uso. 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 dalla partecipazione e, se significativi e ragionevolmente determinabili, dalla sua cessione al netto degli oneri di dismissione. I flussi di cassa attesi 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 ad 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.

La quota di pertinenza della partecipante di eventuali perdite della partecipata eccedenti il valore di iscrizione della partecipazione è rilevata in un apposito fondo nella misura in cui la partecipate è impegnata ad adempiere a obbligazioni legali, o implicite della partecipata o comunque, a coprirne le perdite.

Quando vengono meno i motivi delle svalutazioni effettuate, le partecipazioni sono rivalutate nei limiti delle svalutazioni effettuate con imputazione dell’effetto a conto economico alla voce “Altri proventi/oneri su partecipazioni”.

La cessione di quote di partecipazione che comporta la perdita del controllo sulla partecipata, con mantenimento di una partecipazione non di controllo, oppure la perdita del controllo congiunto o dell’influenza notevole sulla partecipata, con mantenimento di una partecipazione minoritaria, determina la rilevazione a conto economico: (i) dell’eventuale plusvalenza/minusvalenza calcolata come differenza tra il corrispettivo ricevuto e la corrispondente frazione del valore d’iscrizione ceduta; e (ii) dell’effetto della rivalutazione dell’eventuale partecipazione residua mantenuta per allinearla al relativo fair value. Il valore dell’eventuale partecipazione mantenuta, allineato al relativo fair value alla data di perdita del controllo, del

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controllo congiunto o dell’influenza notevole, rappresenta il nuovo valore di iscrizione e pertanto il valore di riferimento per la successiva valutazione secondo i criteri di valutazione applicabili.

Le altre partecipazioni sono valutate al fair value con imputazione degli effetti 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. Quanto le partecipazioni non sono quotate in un mercato regolamentato il fair value non può essere attendibilmente determinato, le stesse 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

Le passività finanziarie, diverse dagli strumenti derivati, sono valutate con il metodo del costo ammortizzato (v. punto precedente “Attività finanziarie non correnti”).

Strumenti finanziari derivati

Gli strumenti finanziari derivati sono attività e passività rilevate al fair value.

Le variazioni del fair value dei derivati che non soddisfano le condizioni per essere qualificati come di copertura sono rilevate a conto economico. In particolare, le variazioni del fair value dei derivati non di copertura su tassi di interesse e su valute sono rilevate nella voce di conto economico “Proventi (oneri) finanziari”.

Compensazione di attività e passività finanziarie Le attività e passività finanziarie sono compensate nello stato patrimoniale quando si ha il diritto legale alla compensazione, correntemente esercitabile, e si ha l’intenzione di regolare il rapporto su base netta (ovvero di realizzare l’attività e contemporaneamente estinguere la passività).

Eliminazione contabile di attività e passività finanziarie Le attività finanziarie cedute sono eliminate dall’attivo patrimoniale quando i diritti contrattuali connessi all’ottenimento dei flussi di cassa associati allo strumento finanziario sono realizzati, scaduti ovvero trasferiti a terzi. Le passività finanziarie sono eliminate quando sono estinte, ovvero quando l’obbligazione specificata nel contratto è adempiuta, cancellata o scaduta.

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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. 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.

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.

Benefici per i dipendenti

I benefici per i dipendenti sono le remunerazioni erogate dall’impresa in cambio dell’attività lavorativa svolta dal dipendente o in virtù della cessazione del rapporto di lavoro.

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 rivalutazioni della passività netta per benefici definiti, rilevate nel prospetto dell’utile complessivo, non sono successivamente riclassificate a conto economico.

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

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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 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.

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.

Pagamenti basati su azioni

Il costo lavoro include, coerentemente alla natura sostanziale di retribuzione che assume, il costo del piano di incentivazione con pagamento basato su azioni.1 Il costo dell’incentivazione è determinato con riferimento al fair value degli strumenti attribuiti e alla previsione del numero di azioni che saranno effettivamente assegnate; la quota di competenza dell’esercizio è determinata pro-rata temporis lungo il periodo intercorrente tra la data dell’attribuzione (cd grant date) e la data di assegnazione (cd. vesting period). Il fair value degli strumenti sottostanti il piano di incentivazione è determinato alla grant date tenendo conto delle previsioni in merito al raggiungimento dei parametri di performance associati a condizioni di mercato (es Total Shareholder Return) e non è oggetto di rettifica negli esercizi successivi; quando l’ottenimento del beneficio è connesso anche a condizioni diverse da quelle di mercato (ad es. permanenza in servizio e condizioni di performance non di mercato), la stima relativa a tali condizioni è riflessa adeguando, lungo il vesting period, il numero di azioni che si prevede saranno effettivamente assegnate. Il fair value del piano di incentivazione è rilevato in contropartita alle riserve di patrimonio netto. Al termine del vesting period, nel caso in cui il piano non assegni azioni ai partecipanti per il mancato raggiungimento delle condizioni di performance, la quota del costo afferente le condizioni di mercato non è oggetto di reversal a conto economico.

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.

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

1 Il piano di incentivazione basato su azioni attualmente in essere è stato approvato dall’Assemblea del 13 aprile 2017 e prevedere il regolamento tramite l’attribuzione di azioni proprie.

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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. Le imposte sul reddito correnti sono calcolate sulla base della stima del reddito imponibile della società.

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 sul reddito caratterizzate da elementi di incertezza sono rilevate quando il loro ottenimento è ritenuto probabile.

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.

Attività destinate alla vendita

Le attività non correnti e le attività correnti e non correnti dei gruppi in dismissione sono classificate come destinate alla vendita se il relativo valore di iscrizione sarà recuperato principalmente attraverso la vendita anziché attraverso l’uso continuativo. Questa condizione si considera rispettata quando la vendita è altamente probabile e l’attività o il gruppo in dismissione è disponibile per una vendita immediata nelle sue attuali condizioni. La verifica del rispetto delle condizioni previste per la classificazione di un item come destinato alla vendita comporta che la Direzione Aziendale effettui valutazioni soggettive formulando ipotesi ragionevoli e realistiche sulla base delle informazioni disponibili.

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Le attività non correnti destinate alla vendita, le attività correnti e non correnti afferenti a gruppi in dismissione e le passività direttamente associabili sono rilevate nello stato patrimoniale separatamente dalle altre attività e passività dell’impresa.

Immediatamente prima della classificazione come destinate alla vendita, le attività e le passività rientranti in un gruppo in dismissione sono valutate secondo i principi contabili ad esse applicabili. Successivamente, le attività non correnti destinate alla vendita non sono oggetto di ammortamento e sono valutate al minore tra il valore di iscrizione e il relativo fair value, ridotto degli oneri di vendita.

L’eventuale differenza tra il valore di iscrizione delle attività non correnti e il fair value ridotto degli oneri di vendita è imputata a conto economico come svalutazione; le eventuali successive riprese di valore sono rilevate sino a concorrenza delle svalutazioni rilevate in precedenza, ivi incluse quelle riconosciute anteriormente alla qualificazione dell’attività come destinata alla vendita.

Le attività non correnti e le attività correnti e non correnti dei gruppi in dismissione, classificate come destinate alla vendita, non costituiscono una discontinued operation.

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 tra operatori 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.

Il fair value degli strumenti finanziari è determinato considerando il rischio di credito della controparte di un’attività finanziaria (cd.Credit Valuation Adjustment o CVA) e rischio di inadempimento di una passività finanziaria da parte dell’entità stessa (cd Debit Valuation Adjustment o DVA).

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.

3 Schemi di bilancio Gli schemi di Bilancio sono gli stessi adottati nel bilancio 2016.

Le voci dello stato patrimoniale sono classificate in correnti e non correnti, quelle del conto economico sono classificate per natura.

Le attività e le passività sono classificate come correnti se: (i) la loro realizzazione/estinzione è prevista nel normale ciclo operativo aziendale o nei dodici mesi successivi alla chiusura dell’esercizio; (ii) sono costituite

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da disponibilità liquide o disponibilità liquide equivalenti che non presentano vincoli tali da limitarne l’utilizzo nei dodici mesi successivi alla data di chiusura dell’esercizio; o (iii) sono detenute principalmente con finalità di trading.

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 nelle voci del patrimonio netto presenta l’utile (perdita) complessivo 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.

Modifica dei criteri contabili Non ci sono state modifiche di principi contabili entrati in vigore nell’esercizio 2017 che hanno prodotto impatti.

4 Stime contabili e giudizi significativi

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 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.

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Smantellamento e ripristino siti

Enipower 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.

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.

Sebbene Enipower 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.

Benefici per i 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

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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 a rilevare le passività ambientali, gli obblighi di rimozione delle attività materiali e di ripristino dei siti e le passività relative ai benefici per i dipendenti, effettua accantonamenti connessi prevalentemente ai contenziosi legali e fiscali. La stima degli accantonamenti in queste materie è frutto di un processo complesso che comporta giudizi soggettivi da parte della Direzione Aziendale.

5 Principi contabili di recente emanazione

Principi contabili e interpretazioni emessi dallo IASB e omologati dalla Commissione Europea

Con i regolamenti n. 2016/1905 e 2017/1987 emessi dalla Commissione Europea, rispettivamente, in data 22 settembre 2016 e 31 ottobre 2017 sono stati omologati l’IFRS 15 “Ricavi provenienti da contratti con i clienti” (di seguito IFRS 15) e il documento “Chiarimenti dell'IFRS 15 Ricavi provenienti da contratti con i clienti”, che definiscono i criteri di rilevazione e valutazione dei ricavi derivanti da contratti con la clientela (ivi inclusi i contratti afferenti a lavori su ordinazione).

In particolare, l’IFRS 15 prevede che la rilevazione dei ricavi sia basata sui seguenti 5 step: (i) identificazione del contratto con il cliente; (ii) identificazione delle performance obligation (ossia le promesse contrattuali a trasferire beni e/o servizi a un cliente); (iii) determinazione del prezzo della transazione; (iv) allocazione del prezzo della transazione alle performance obligation identificate sulla base del prezzo di vendita stand alone di ciascun bene o servizio; e (v) rilevazione del ricavo quando la relativa performance obligation risulta soddisfatta. Inoltre, l’IFRS 15 integra l’informativa di bilancio da fornire con riferimento a natura, ammontare, timing e incertezza dei ricavi e dei relativi flussi di cassa. Le disposizioni dell’IFRS 15 sono efficaci a partire dagli esercizi che hanno inizio il, o dopo il, 1° gennaio 2018.

Nel corso dell’esercizio 2017 sono state completate le attività di analisi per l’identificazione degli ambiti interessati dalle nuove disposizioni e per la determinazione dei relativi impatti.

In sede di prima applicazione delle nuove disposizioni, Eni intende avvalersi della possibilità di rilevare l’effetto connesso alla rideterminazione retroattiva dei valori nel patrimonio netto al 1° gennaio 2018, avendo riguardo alle fattispecie esistenti a tale data, senza effettuare il restatement degli esercizi precedenti posti a confronto.

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Con il regolamento n. 2016/2067 emesso dalla Commissione Europea in data 22 novembre 2016 è stata omologata la versione completa dell’IFRS 9 “Strumenti finanziari” (di seguito IFRS 9). In particolare, le nuove disposizioni dell’IFRS 9: (i) modificano il modello di classificazione e valutazione delle attività finanziarie basandolo sulle caratteristiche dello strumento finanziario e sul business model adottato dall’impresa; (ii) introducono una nuova modalità di svalutazione delle attività finanziarie, che tiene conto delle perdite attese (cd. expected credit losses); e (iii) modificano le disposizioni in materia di hedge accounting. Le disposizioni dell’IFRS 9 sono efficaci a partire dagli esercizi che hanno inizio il, o dopo il, 1° gennaio 2018.

Gli ambiti oggetto di impatto del nuovo principio riguardano essenzialmente: (i) l’adozione dell’expected credit loss model per l’impairment delle attività finanziarie che comporta la rilevazione della svalutazione delle attività finanziarie sulla base di un approccio predittivo, basato sulla previsione del default della controparte (cd. probability of default) e della capacità di recupero nel caso in cui l’evento di default si verifichi (cd. loss given default); e (ii) per le partecipazioni minoritarie, l’allineamento del relativo valore al fair value, nei casi in cui il costo non rappresenti un’adeguata approssimazione del fair value.

In particolare, nel corso dell’esercizio 2017 sono state completate le attività per la definizione e per l’implementazione della metodologia per l’impairment delle attività finanziarie che prevede essenzialmente:

(i) l’adozione dei rating interni, già utilizzati ai fini dell’affidamento, per la determinazione della probability of default delle controparti; per le controparti rappresentate da Entità Statali ed in particolare per le National Oil Company, la probability of default, rappresentata essenzialmente dalla probabilità di un ritardato pagamento, è determinata utilizzando, quale dato di input, i country risk premium adottati ai fini della determinazione dei WACC per l’impairment degli assets non finanziari;

(ii) l’identificazione dell’esposizione da considerare avendo riguardo all’eventuale presenza di strumenti di mitigazione del rischio di credito (quali, ad esempio, collateral, garanzie, polizze assicurative, debiti compensabili, etc.);

(iii) per la clientela retail, non caratterizzata da rating interni, l’implementazione di un approccio semplificato basato su una provision matrix che ripartisce la clientela in funzione di cluster di rischio omogenei;

(iv) la determinazione della loss given default della controparte sulla base delle esperienze pregresse e delle differenti modalità di recupero attivabili (es azioni stragiudiziali, contenziosi legali, etc).2

Relativamente alla valutazione delle partecipazioni minoritarie rileva la circostanza che le disposizioni dell’IFRS 9 richiedono l’adozione del fair value, limitano la possibilità di operare la valutazione al costo nei soli casi in cui tale valutazione sia considerata un’adeguata stima del fair value. Ai fini della rappresentazione Eni intende avvalersi della previsione del principio di designare le partecipazioni minoritarie come attività da valutare al fair value con effetti a patrimonio netto (tra le altre componenti dell’utile complessivo) e con rilevazione a conto economico degli eventuali dividendi distribuiti; le variazioni del valore di mercato rilevate tra le altre componenti dell’utile complessivo non sono oggetto di successiva imputazione a conto economico.3

In sede di prima applicazione, in considerazione della complessità di rideterminare i valori all’inizio del primo esercizio presentato senza l’uso di elementi noti successivamente, gli effetti dell’adozione del nuovo principio contabile in materia di classificazione e valutazione, ivi incluso l’impairment delle attività finanziarie, saranno rilevati nel patrimonio netto al 1° gennaio 2018; relativamente all’hedge accounting, l’adozione delle nuove disposizioni non produce effetti significativi.

Con il regolamento n. 2017/1986 emesso dalla Commissione Europea in data 31 ottobre 2017 è stato omologato l’IFRS 16 “Leasing”, che sostituisce lo IAS 17 e le relative interpretazioni. In particolare, l’IFRS 16 definisce il leasing come un contratto che attribuisce al cliente (il lessee) il diritto d’uso di un asset per un determinato periodo di tempo in cambio di un corrispettivo. Il nuovo principio contabile elimina la classificazione dei leasing come operativi o finanziari ai fini della redazione del bilancio delle imprese che operano quali lessee; per tutti i contratti di leasing con durata superiore ai 12 mesi è richiesta la rilevazione

2 Per i rapporti tra e con società controllate la capacità di recupero è assunta pari al 100% in considerazione delle possibilità di intervento sul capitale delle partecipate per garantire la posizione in bonis delle stesse.

3 In alternativa l’IFRS 9 consente di valutare le partecipazioni minoritarie al fair value con imputazione degli impatti a conto economico; la scelta delle modalità di rappresentazione delle partecipazione (attività da valutare al fair value con effetti a patrimonio netto o a conto economico) può essere operata in maniera selettiva per ciascuna partecipazione.

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di una attività, rappresentativa del diritto d’uso, e di una passività, rappresentativa dell’obbligazione ad effettuare i pagamenti previsti dal contratto. Differentemente, ai fini della redazione del bilancio dei lessor, è mantenuta la distinzione tra leasing operativi e finanziari. L’IFRS 16 rafforza l’informativa di bilancio sia per i lessee che per i lessor. Le disposizioni dell’IFRS 16 sono efficaci a partire dagli esercizi che hanno inizio il, o dopo il, 1° gennaio 2019. Allo stato sono in corso le attività di analisi delle nuove disposizioni anche ai fini della determinazione dei relativi effetti.

Con il regolamento n. 2018/182 emesso dalla Commissione Europea in data 7 febbraio 2018 è stato omologato il documento “Ciclo annuale di miglioramenti agli IFRS 2014-2016”, contenente modifiche, essenzialmente di natura tecnica e redazionale, dei principi contabili internazionali. Le modifiche ai principi contabili sono efficaci a partire dagli esercizi che hanno inizio il, o dopo il, 1° gennaio 20184.

Sulla base delle analisi effettuate, la prossima adozione, a partire dal 1° gennaio 2018, delle disposizioni dell’IFRS 9 e dell’IFRS 15, rispettivamente in materia di strumenti finanziari e di ricavi da contratti con la clientela, non determinerà effetti significativi sulla società.

Principi contabili e interpretazioni emessi dallo IASB e non ancora omologati dalla Commissione Europea

In data 11 settembre 2014, lo IASB ha emesso le modifiche all’IFRS 10 e allo IAS 28 “Sale or Contribution of Assets between an Investor and its Associate or Joint Venture” (di seguito modifiche all’IFRS 10 e allo IAS 28) che ha definito le modalità di rilevazione degli effetti economici connessi, principalmente, alla perdita del controllo di una partecipazione per effetto del suo trasferimento ad una realtà collegata o a una joint venture. Il 17 dicembre 2015 lo IASB ha pubblicato l’amendment che differisce l’entrata in vigore a tempo indeterminato delle modifiche all’IFRS 10 e allo IAS 28.

In data 8 dicembre 2016, lo IASB ha emesso l’IFRIC Interpretation 22 “Foreign Currency Transactions and Advance Consideration” (di seguito IFRIC 22), in base alla quale il tasso di cambio da utilizzare in sede di rilevazione iniziale di un asset, costo o ricavo correlato ad un anticipo, precedentemente pagato/incassato, in valuta estera, è quello vigente alla data di rilevazione dell’attività/passività non monetaria connessa a tale anticipo. L’IFRIC 22 è efficace a partire dagli esercizi aventi inizio il, o dopo il, 1° gennaio 2018.

In data 18 maggio 2017, lo IASB ha emesso l’IFRS 17 “Insurance Contracts” (di seguito IFRS 17), che definisce l’accounting dei contratti assicurativi emessi e dei contratti di riassicurazione posseduti. Le disposizioni dell’IFRS 17, che superano quelle attualmente previste dall’IFRS 4 “Contratti assicurativi”, sono efficaci a partire dagli esercizi aventi inizio il, o dopo il, 1° gennaio 2021.

In data 7 giugno 2017, lo IASB ha emesso l’IFRIC 23 “Uncertainty over Income Tax Treatments” (di seguito IFRIC 23), contenente indicazioni in merito all’accounting di attività e passività fiscali (correnti e/o differite) relative a imposte sul reddito in presenza di incertezze nell’applicazione della normativa fiscale. Le disposizioni dell’IFRIC 23 sono efficaci a partire dagli esercizi aventi inizio il, o dopo il, 1° gennaio 2019.

In data 12 ottobre 2017, lo IASB ha emesso le modifiche all’IFRS 9 “Prepayment Features with Negative Compensation” (di seguito modifiche all’IFRS 9), volte a consentire la valutazione al costo ammortizzato o al fair value con imputazione degli effetti alla riserva di patrimonio netto afferente le altre componenti dell’utile complessivo anche per gli strumenti di debito le cui clausole contrattuali prevedono la possibilità di risoluzione anticipata del contratto ad un ammontare variabile che potrebbe essere inferiore all’ammontare non pagato dei flussi di cassa contrattuali rappresentativi esclusivamente di capitale e interessi. Ai fini della valutazione al costo ammortizzato o al fair value con imputazione degli effetti alla riserva di patrimonio netto afferente le altre componenti dell’utile complessivo, la differenza negativa tra l’ammontare corrisposto per la risoluzione anticipata del contratto e l’ammontare non pagato di capitale e interessi deve rappresentare una compensazione ragionevole. Le modifiche all’IFRS 9 sono efficaci a partire dagli esercizi aventi inizio il, o dopo il, 1° gennaio 2019.

In data 12 ottobre 2017, lo IASB ha emesso le modifiche allo IAS 28 “Long-term Interests in Associates and Joint Ventures” (di seguito modifiche allo IAS 28), volte a chiarire che le disposizioni dell’IFRS 9, ivi incluse

4 La modifica dell’ambito di applicazione dell’IFRS 12 “Informativa sulle partecipazioni in altre entità” è efficace a partire dal 1° gennaio 2017.

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quelle in materia di impairment, si applicano anche ai crediti finanziari a lungo termine verso una società collegata o una joint venture, il cui rimborso non è pianificato o non è probabile nel prevedibile futuro e che pertanto, nella sostanza, fanno parte dell’investimento netto nella società collegata o joint venture. Le modifiche allo IAS 28 sono efficaci a partire dagli esercizi aventi inizio il, o dopo il, 1° gennaio 2019.

In data 7 febbraio 2018, lo IASB ha emesso le modifiche allo IAS 19 “Plan Amendment, Curtailment or Settlement” (di seguito modifiche allo IAS 19), volte essenzialmente a richiedere l’utilizzo di ipotesi attuariali aggiornate nella determinazione del costo relativo alle prestazioni di lavoro correnti e degli interessi netti per il periodo successivo ad una modifica, una riduzione o un’estinzione di un piano a benefici definiti esistente. Le modifiche allo IAS 19 sono efficaci a partire dagli esercizi che hanno inizio il, o dopo il, 1° gennaio 2019.

In data 12 dicembre 2017, lo IASB ha emesso il documento “Annual Improvements to IFRS Standards 2015-2017 Cycle”, contenente modifiche, essenzialmente di natura tecnica e redazionale, dei principi contabili internazionali. Le modifiche ai principi contabili sono efficaci a partire dagli esercizi che hanno inizio il, o dopo il, 1° gennaio 2019.

Allo stato Enipower sta analizzando i principi indicati e valutando se la loro adozione avrà un impatto significativo sul bilancio.

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Attività correnti 6 Disponibilità liquide ed equivalenti Le disponibilità liquide ed equivalenti di 208.672 migliaia di euro, sono in aumento di 36.630 migliaia di euro rispetto al 31 dicembre 2016 (172.042 migliaia di euro) e comprendono attività finanziarie riguardanti i saldi attivi in giacenza sui c/c aperti presso Eni e presso altri istituti di credito. L’aumento delle disponibilità è riconducibile principalmente alle variazioni del capitale di esercizio netto e al rimborso del capitale sociale eseguito da SEF, fenomeni in parte compensati dal pagamento a Eni dei dividendi deliberati dall’Assemblea degli Azionisti sulla base dei risultati conseguiti nel 2016.

7 Crediti commerciali e altri crediti I crediti commerciali e gli altri crediti di 204.785 migliaia di euro (275.905 migliaia di euro al 31 dicembre 2016) si analizzano come segue:

(migliaia di euro) 31.12.2016 31.12.2017Crediti commerciali 265.713 201.915 Altri crediti:

- altri 10.192 2.870

10.192 2.870 275.905 204.785

I crediti commerciali diminuiscono rispetto all’esercizio precedente di 63.798 migliaia di euro e riguardano: crediti verso controllanti (175.333 migliaia di euro), crediti verso altre imprese del gruppo (14.548 migliaia di euro), crediti verso clienti terzi (3.291 migliaia di euro), crediti verso la joint venture SEF (4.690 migliaia di euro), crediti verso la controllata EniPower Mantova (4.049 migliaia di euro) e crediti verso imprese collegate (4 migliaia di euro).

I crediti sono esposti al netto del fondo svalutazione di 5.052 migliaia di euro (5.629 migliaia di euro al 31 dicembre 2016):

(migliaia di euro) Valor

e al

31.12

.2016

Acca

nton

amen

ti

Utiliz

zi

Altre

varia

zioni

Valor

e al

31.12

.2017

Crediti commerciali 5.629 201 (376) 5.052

Crediti finanziari

Altri crediti

5.629 201 (376) 5.052 Il fondo svalutazione crediti commerciali riguarda principalmente la svalutazione dei crediti in procedura concorsuale nei confronti di Coem S.p.A. (1.183 migliaia di euro) e Vynilis Italia S.p.A. (2.973 migliaia di euro). Le altre variazioni sono costituite dallo stralcio dei crediti ritenuti non recuperabili.

Al 31 dicembre 2017 i crediti commerciali e gli altri crediti si compongono come segue:

I crediti verso parti correlate sono indicati alla nota 36.

(migliaia di euro)

Crediti commerciali Altri crediti Totale

Crediti commerciali Altri crediti Totale

Crediti non scaduti e non svalutati 260.599 10.192 270.791 197.184 2.870 200.054Crediti svalutati al netto del fondo svalutazione 655 655 291 291Crediti scaduti e non svalutati:

- da 0 a 3 mesi 1.946 1.946 1.886 1.886

- da 3 a 6 mesi 1.275 1.275 59 59

- da 6 a 12 mesi 320 320 2.228 2.228

- oltre 12 mesi 918 918 267 267

4.459 4.459 4.440 4.440265.713 10.192 275.905 201.915 2.870 204.785

31.12.2016 31.12.2017

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I crediti sono tutti in valuta euro ad eccezione di 80 migliaia di euro in dinari tunisini relativi a crediti verso Sergaz per emolumenti.

Gli altri crediti di 2.870 migliaia di euro (10.192 migliaia di euro nel 2016) si analizzano come segue: (migliaia di euro) 31.12.2016 31.12.2017

Crediti per attività di disinvestimento

Altri crediti:

- controllanti per consolidato fiscale 673

- controllanti per liquidazione Iva di gruppo 1.885 295

- altre imprese del gruppo 173 184

- acconti per servizi 90 87

- crediti verso il personale 131 83

- crediti verso istituti di previdenza 40 15

- depositi cauzionali 228 7

- altri crediti 7.645 1.526

10.192 2.870

8 Rimanenze

Le rimanenze di 11.390 migliaia di euro (10.718 migliaia di euro al 31 dicembre 2016) si compongono come segue:

(migliaia di euro)Prodotti

petroliferiProdottichimici

Lavoriin corso

suordinazione

Materiali tecnici Totale

Prodottipetroliferi

Prodottichimici

Lavoriin corso

suordinazione

Materiali tecnici Totale

Materie prime,sussidiarie e di consumo 13 256 10.357 10.626 12 251 11.127 11.390

Prodotti in corsodi lavorazione e semilavorati

Lavori in corso su ordinazione

Prodotti finiti e merci 92 92

13 256 10.449 10.718 12 251 11.127 11.390

31.12.2016 31.12.2017

Le rimanenze relative all’attività di produzione di energia elettrica sono costituite da prodotti petroliferi per 12 migliaia di euro, prodotti chimici per 251 migliaia di euro e materiali tecnici per 11.127 migliaia di euro. Tali rimanenze riguardano essenzialmente i materiali diversi disponibili per l’attività di produzione di energia elettrica.

Le rimanenze sono esposte al netto del fondo svalutazione di 455 migliaia di euro (641 migliaia di euro al 31 dicembre 2016).

(migliaia di euro) Valo

re in

izial

e

Varia

zioni

del

l'ese

rcizi

o

Acca

nton

amen

ti

Utiliz

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Varia

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l'are

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Altre

var

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Oper

azio

ni s

u ra

mi

d'az

iend

a, fu

sion

i, sc

issi

oni

Valo

re fi

nale

31.12.2016Rimanenze lorde 16.374 (720) (4.295) 11.359

Fondo svalutazione (747) 106 (641)

Rimanenze nette 15.627 (4.295) 10.718 31.12.2017Rimanenze lorde 11.359 697 (211) 11.845

Fondo svalutazione (641) 46 140 (455)

Rimanenze nette 10.718 (71) 11.390

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Si segnala che le altre variazioni di 71 migliaia di euro si originano dalla riclassifica patrimoniale delle rimanenze di pannelli fotovoltaici tra le attività destinate alla vendita in quanto oggetto di futura cessione a Eni New Energy S.p.A. come commentato alla nota 19 “Attività non correnti destinate alla vendita”.

Sulle rimanenze non sono costituite garanzie reali.

9 Attività per imposte sul reddito correnti Le attività per imposte sul reddito correnti di 4.536 migliaia di euro (non presenti al 31 dicembre 2016) derivano da crediti per Irap versata in acconto.

Le imposte sono commentate alla nota 35 “Imposte sul reddito”.

10 Attività per altre imposte correnti Le attività per altre imposte correnti si analizzano come segue:

(migliaia di euro) 31.12.2016 31.12.2017Iva

Altre imposte e tasse 99 114

99 114 Le altre imposte e tasse si riferiscono principalmente a crediti per ritenute di acconto. 11 Altre attività correnti Le altre attività correnti di 68.581 migliaia di euro (68.394 migliaia di euro al 31 dicembre 2016) si analizzano come segue: (migliaia di euro) 31.12.2016 31.12.2017Altre attività:

- Risconti attvi 2.573 728

- Certificati verdi e da teleriscaldamento 65.821 67.853

68.394 68.581 Le altre attività correnti si riferiscono ai certificati verdi e di teleriscaldamento acquistati da Eni Divisione Gas & Power e da Enipower Mantova e ai risconti attivi riguardanti principalmente la quota anticipata e non di competenza dell’esercizio relativa al contratto con Eni Divisione Refining & Marketing per la compensazione delle emissioni in atmosfera della centrale termoelettrica del sito di Ferrera Erbognone.

Si segnala che 212 migliaia di euro presenti nei risconti attivi relativi a diritti di superficie e servitù di impianti fotovoltaici sono stati oggetto di riclassifica patrimoniale tra le attività destinate alla vendita in quanto oggetto di futura cessione a Eni New Energy S.p.A. come commentato alla nota 19 “Attività non correnti destinate alla vendita”.

Tali risconti sono stati oggetto di svalutazione per 1.718 migliaia di euro.

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Attività non correnti

12 Immobili, impianti e macchinari Gli immobili, impianti e macchinari di 770.078 migliaia di euro (848.033 migliaia di euro al 31 dicembre 2016) si compongono come segue:


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31.12.2016Terreni 24.353 (1.329) 23.024 23.024

Fabbricati 8.806 (545) (393) 1.772 9.640 19.553 (9.913)

Impianti e macchinari 871.026 164 (95.092) (15.286) 12.057 772.869 2.256.280 (1.483.411)

Attrezzature industriali e commerciali 1.474 503 (626) (626) 674 1.399 4.046 (2.647)

Altri beni 846 7 (262) (3) 588 3.307 (2.719)

Immobilizzazioni in corso e acconti 28.696 29.097 (2.770) (14.510) 40.513 40.562 (49)

935.201 29.771 (96.525) (20.407) (7) 848.033 2.346.772 (1.498.739)31.12.2017Terreni 23.024 (181) 22.843 22.843

Fabbricati 9.640 (494) (1.260) (1.007) 408 7.287 18.953 (11.666)

Impianti e macchinari 772.869 (97.604) 740 (5.760) 43.724 713.969 2.294.234 (1.580.265)

Attrezzature industriali e commerciali 1.399 109 (245) 849 2.112 5.003 (2.891)

Altri beni 588 3 (208) 299 682 3.609 (2.927)

Immobilizzazioni in corso e acconti 40.513 27.707 (45.035) 23.185 23.235 (50)

848.033 27.819 (98.551) (520) (6.948) 245 770.078 2.367.877 (1.597.799)

I terreni (22.843 migliaia di euro) riguardano terreni industriali.

I fabbricati (7.287 migliaia di euro) riguardano fabbricati industriali e commerciali.

Gli impianti e macchinari (713.969 migliaia di euro) riguardano essenzialmente le centrali termoelettriche di Brindisi, Ferrera Erbognone, Ravenna e Bolgiano (592.410 migliaia di euro), le palette delle turbine a gas degli impianti di ricondizionamento (51.259 migliaia di euro), le linee di trasporto A.T. (30.877 migliaia di euro ), la rete di distribuzione di teleriscaldamento di Bolgiano (21.584 migliaia di euro), le sottostazioni di trasformazione delle centrali (14.429 migliaia di euro), gli impianti di depurazione e trattamento delle acque industriali (2.002 migliaia di euro) e i costi di smantellamento e ripristino siti (1.254 migliaia di euro).

Le attrezzature industriali e commerciali (2.112 migliaia di euro) riguardano attrezzatura d’officina e di laboratorio, nonché mezzi di trasporto interno.

Gli altri beni (682 migliaia di euro) riguardano mobili ed arredi e macchine d’ufficio elettroniche.

Le immobilizzazioni in corso e acconti (23.185 migliaia di euro) riguardano principalmente le seguenti attività:

- per la centrale di Bolgiano interventi di manutenzione degli impianti esistenti per 364 migliaia di euro;

- per la centrale di Brindisi interventi di manutenzione degli impianti esistenti per 8.189 migliaia di euro, l’acquisto delle palette sul Gruppo 3 per 5.788 migliaia di euro e la realizzazione del nuovo impianto di demineralizzazione per 2.722 migliaia di euro;

- per la centrale di Erbognone interventi di manutenzione degli impianti esistenti per 1.403 migliaia di euro;

- per la centrale di Ravenna interventi di manutenzione degli impianti esistenti per 4.198 migliaia di euro.

Gli acconti al 31/12/2017 sono pari a 522 migliaia di euro (343 migliaia di euro al 31.12.2016).

Al 31 dicembre 2017 l’attività di impairment test ha determinato una svalutazione di 69 migliaia di euro e una ripresa di valore di 809 migliaia di euro riguardanti gli impianti fotovoltaici di proprietà Enipower.

62


E’ stato inoltre svalutato il fabbricato di Nettuno per un importo di 1.260 migliaia di euro per allinearlo al valore di mercato.

In seguito ad apposita perizia è stata revisionata la vita utile dei cespiti facenti parte delle Reti Interne di Utenza. La revisione della vita utile dei cespiti ha comportato minori ammortamenti rispetto all’anno precedente per 1.575 migliaia di euro.

Si segnala inoltre che 6.948 migliaia di euro presenti nelle immobilizzazioni sono stati oggetto di riclassifica patrimoniale tra le attività destinate alla vendita in quanto oggetto di futura cessione a Eni New Energy S.p.A. come commentato alla nota 19 “Attività non correnti destinate alla vendita” e come indicato in tabella.

I principali coefficienti di ammortamento annui adottati, rimasti invariati dall’anno precedente, sono i seguenti:

13 Attività immateriali Le attività immateriali di 604 migliaia di euro invariate rispetto al 31 dicembre 2016 si compongono come segue:


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31.12.2016Attività immateriali a vita utile definita- Diritti di brevetto industriale e diritti di utilizzazione delle opere dell'ingegno

- Altre attività immateriali 604 604

604 604 604Attività immateriali a vita utile indefinita- Goodwill

604 604 60431.12.2017Attività immateriali a vita utile definita- Diritti di brevetto industriale e diritti di utilizzazione delle opere dell'ingegno 6.805 6.805

- Altre attività immateriali 604 604 839 235

604 604 7.644 (7.040)Attività immateriali a vita utile indefinita- Goodwill

604 604 7.644 (7.040)

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.

63


14 Partecipazioni Le partecipazioni in imprese controllate, collegate e joint venture sono di seguito indicate:


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31.12.2017Partecipazioni in imprese controllate

- Enipower Mantova S.p.A. 90.610 90.610

90.610 90.610Partecipazioni in Joint Venture

- SEF S.r.l. 102.000 (15.300) 86.700102.000 86.700

Partecipazioni in imprese collegate

- Ravenna servizi Industriali S.c.p.a. 1.700 1.700

1.700 1.700194.310 179.010

Le partecipazioni diminuiscono di 15.300 migliaia di euro in seguito al rimborso di capitale sociale effettuato da SEF a Enipower in data 15 dicembre.

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Imprese controllate:

Enipower Mantova S.p.A.S.Donato M.se eur 144.000 215.992 30.661 86,50% 90.610 90.610 186.833 96.223

90.610 90.610Joint Venture:

S.E.F. S.r.l.S.Donato M.se eur 140.000 205.054 21.806 51,00% 86.700 86.700 104.578 17.878

86.700 86.700Imprese collegate:

Ravenna Servizi Industriali Scpa Ravenna eur 5.597 5.599 0 30.37% 1.700 1.700 1.700

1.700 1.700179.010 179.010

(migliaia di euro)

15 Altre partecipazioni Le altre partecipazioni per le quali il fair value non è determinabile in modo attendibile sono valutate al costo e si analizzano come di seguito indicato:

Saldo iniziale

Acquisizionie

sottoscrizioni Alienazioni

Effetto valutazione al fair value

Differenze di cambio

Altre variazioni

Valore finale

(migliaia di euro)

31.12.2017- Brindisi Servizi Generali S.c.a.r.l. 138 138

- D.T.N.E. S.c.a.r.l. 5 5

143 143

64


16 Altre attività finanziarie Le altre attività finanziarie di 277 migliaia di euro (225 migliaia di euro al 31 dicembre 2016) si riferiscono al c/c vincolato presso Banca Intesa San Paolo (90 migliaia di euro) e al c/c vincolato per prestiti ai dipendenti (187 migliaia di euro).

(migliaia di euro) 31.12.2016 31.12.2017Crediti finanziari strumentali all'attività operativa 225 277

225 277

17 Attività per imposte anticipate Le attività per imposte anticipate ammontano a 8.356 migliaia di euro (43.816 migliaia di euro al 31 dicembre 2016) e sono indicate al netto delle passività per imposte differite compensabili per 44.748 migliaia di euro (44.851 migliaia di euro al 31 dicembre 2016).


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Attività per imposte anticipate 88.667 18.143 (54.011) 305 53.104

Passività per imposte differite (44.851) 159 (56) (44.748)

43.816 18.143 (53.852) 249 8.356 Le attività per imposte anticipate si articolano come segue:

(migliaia di euro) 31.12.2016 31.12.2017

Attività per imposte anticipate 88.667 53.104

Passività per imposte differite compensabili (44.851) (44.748)

Attività nette per imposte anticipate 43.816 8.356

La natura delle differenze temporanee che hanno determinato le attività nette per imposte anticipate è la seguente:

(migliaia di euro)

Valoreal

31.12.2016 Accantonamenti Utilizzi

Differenze di cambio

da conversion

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variazioni

Valoreal

31.12.2017

Imposte sul reddito anticipate:

- fondi per rischi e oneri 53.677 496 (49.299) (18) 4.856

- svalutazioni non deducibili 776 (11) (6) 759

- ammortamenti non deducibili 13.032 3.068 (992) 338 15.446

- svalutazione cespiti 20.879 377 (3.655) (46) 17.555

- altre 303 70 (54) 37 356

- perdite fiscali remunerate dal consolidato fiscale nazionale 14.132 14.132

88.667 18.143 (54.011) 305 53.104Imposte sul reddito differite:

- ammortamenti anticipati ed eccedenti (44.130) 57 (55) (44.128)

- capitalizzazione canoni manutenzione (490) 81 (409)

- altre (231) 21 (1) (211)

(44.851) 159 (56) (44.748)Attività nette per imposte anticipate 43.816 18.143 (53.852) 249 8.356

65


18 Altre attività non correnti Le altre attività non correnti ammontano a 2.815 migliaia di euro (3.764 migliaia di euro al 31 dicembre 2016) e riguardano principalmente i risconti attivi a lungo termine relativi ai contratti con Eni Divisione Refining & Marketing per la compensazione delle emissioni in atmosfera della centrale termoelettrica del sito di Ferrera Erbognone (1.824 migliaia di euro) e con Industria Siciliana Acido Fosforico S.p.A. (585 migliaia di euro), nonché i crediti comprensivi di interessi per istanze di rimborso relativi a imposte sul reddito presentate negli anni 2009 e 2014 (402 migliaia di euro).

19 Attività non correnti destinate alla vendita La società nel Consiglio di Amministrazione del 19 dicembre 2017 ha deliberato la cessione del ramo d’azienda costituito dalle attività fotovoltaiche.

Il progetto di integrazione delle attività fotovoltaiche svolte da Enipower in Italia ha individuato nella società Eni New Energy (ENE), controllata al 100% da Eni S.p.A., la società dove far confluire dette attività al fine di creare in Eni un centro unico di competenze e gestione degli asset per la produzione di energia da solare fotovoltaico.

Ai fini del bilancio 2017 l’operazione è stata trattata in ottemperanza a quanto stabilito dal principio contabile internazionale IFRS 5.

Le attività destinate alla vendita ammontano a 10.627 migliaia di euro e riguardano:

- immobilizzazioni materiali per 6.948 migliaia di euro, relative ai terreni e fabbricati per uso industriale ubicati nel sito di Nettuno e 9 impianti fotovoltaici sparsi sul territorio oltre a impianti specifici e attrezzature;

- rimanenze costituite da pannelli fotovoltaici per 71 migliaia di euro;

- risconti attivi relativi a diritti di superficie e servitù di impianti fotovoltaici per 213 migliaia di euro;

- crediti commerciali a lungo termine per 3.394 migliaia di euro verso Raffineria di Milazzo;

- crediti verso il personale per 1 migliaio di euro.

66


Passività correnti 20 Debiti commerciali e altri debiti I debiti commerciali e gli altri debiti di 281.388 migliaia di euro (198.398 migliaia di euro al 31 dicembre 2016) si analizzano come segue:

(migliaia di euro) 31.12.2016 31.12.2017Debiti commerciali 163.095 113.579

Acconti e anticipi

Altri debiti 35.303 167.809

198.398 281.388 I debiti commerciali di 113.579 migliaia di euro si riferiscono principalmente a debiti verso controllanti per 18.929 migliaia di euro, debiti verso altre imprese del gruppo per 44.473 migliaia di euro e debiti verso fornitori terzi per 49.210 migliaia di euro.

Gli altri debiti di 167.809 migliaia di euro si articolano in: (migliaia di euro) 31.12.2016 31.12.2017Debiti verso:

- fornitori per attività di investimento 13.933 14.993

- personale 1.722 1.715

- istituti di previdenza e di sicurezza sociale 1.572 1.637

- consulenti e professionisti 511 573

- debiti tributari verso controllanti 17.266

- GSE per risoluzione contenzioso certificati verdi 148.697

- altri debiti 299 194

35.303 167.809 I debiti sono tutti in valuta euro.

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.

I debiti verso parti correlate sono indicati alla nota 36.

21 Passività per imposte sul reddito correnti Le passività per imposte sul reddito correnti risultano azzerate al 31 dicembre 2017. (migliaia di euro) 31.12.2016 31.12.2017Ires

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22 Passività per altre imposte correnti Le passività per altre imposte correnti di 706 migliaia di euro (682 migliaia di euro al 31 dicembre 2016) si compongono come segue:

(migliaia di euro) 31.12.2016 31.12.2017Altre imposte e tasse 682 706

682 706

Le altre imposte e tasse riguardano essenzialmente i debiti verso l’Erario per trattenute a dipendenti e lavoratori autonomi.

67


23 Altre passività correnti Le altre passività correnti di 6.405 migliaia di euro (5.792 migliaia di euro al 31 dicembre 2016) si compongono come segue:

(migliaia di euro) 31.12.2016 31.12.2017Altre passività 5.792 6.405

5.792 6.405

Le altre passività al 31 dicembre 2017 si riferiscono a risconti passivi di proventi diversi, in particolare verso Eni Trading Shipping S.p.A. per 5.983 migliaia di euro per operazioni di vendita di swap EUA vs CER.

Passività non correnti 24 Passività finanziarie a lungo termine e quote a breve di passività a lungo termine Le passività finanziarie a lungo termine, comprensive delle quote a breve termine (54.550 migliaia di euro al 31 dicembre 2016) risultano azzerate in data 15 dicembre 2017 per effetto del rimborso dei finanziamenti in essere con Eni.S.p.A.

(migliaia di euro)

3

Tipo Scadenza 2016 2017 Scad. 2017 2018 2019 Oltre TotaleAltri finanziatori 2018 54.550

54.550

Valore al 31 dicembre 2017 Scadenza

I finanziamenti scaduti in data 15 dicembre 2017 sono i seguenti:

- finanziamento di originari 200.000 migliaia di euro (debito residuo al 31 dicembre 2016 pari a 18.183 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;

- finanziamento di originari 100.000 migliaia di euro (debito residuo al 31 dicembre 2016 pari a 9.092 migliaia di euro) stipulato nell’esercizio 2003 con la finanziaria del gruppo Eni Enifin S.p.A. (dal 1° gennaio 2007 incorporata da Eni spa) per la costruzione delle centrali a ciclo combinato, dipendente da analogo prestito della Banca Europea degli Investimenti;

- finanziamento di originari 300.000 migliaia di euro (debito residuo al 31 dicembre 2016 pari a 27.275 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.

Al 31 dicembre 2017 non vi sono passività finanziarie garantite da depositi vincolati.

68


L’indebitamento finanziario netto indicato nel “Commento ai risultati economico-finanziari” della “Relazione sulla gestione” è così articolato:

(migliaia di euro) CorrentiNoncorrenti Totale Correnti

Noncorrenti Totale

A. Disponibilità liquide ed equivalenti 172.042 172.042 208.672 208.672

B. Titoli disponibili per la vendita

C. Liquidità (A+B) 172.042 172.042 208.672 208.672D. Crediti finanziari 90 90 90 90E. 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 54.550 54.550

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) 54.550 54.550O. Indebitamento finanziario netto (N-C-D) (117.582) (117.582) (208.762) (208.762)

31.12.2016 31.12.2017

25 Fondi per rischi e oneri I fondi per rischi e oneri di 26.026 migliaia di euro (205.328 migliaia di euro al 31 dicembre 2016) si compongono come segue:


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Fondo smantellamento e ripristino siti 6.461 26 (4.022) (297) 238 2.406 Fondo rischi ambientali 8.116 934 69 (1.961) (1.567) 5.591 Fondo riduzione prezzo eccedenze incentivate anno 2006 10.694 10.694 Fondo rischi per contenziosi 173.570 (148.898) (22.880) (70) 1.722 Fondi diversi - Controversie del lavoro 70 70 140 Fondo per contenzioso altre imposte 4.220 40 4.260 Fondo garanzia pannelli fotovoltaici 449 179 (16) (612)

Fondo esodi agevolati 1.305 5 (38) (579) 693 Fondo mutua assicurazione OIL 317 (73) 244 Fondo oneri sociali e TFR 196 65 (7) 22 276

205.328 1.288 100 (154.942) (25.396) (352) 26.026

Il fondo smantellamento e ripristino siti di 2.406 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 complessivamente si decrementa di 4.055 migliaia di euro per effetto degli utilizzi a fronte di oneri di 4.022 migliaia di euro e degli utilizzi per esuberanza di 297 migliaia di euro, compensati in parte dall’incremento registrato per il sito di Ravenna di 238 migliaia di euro e dagli oneri finanziari per il trascorrere del tempo per 26 migliaia di euro.

Il fondo rischi e oneri ambientali di 5.591 migliaia di euro riguarda i costi ambientali relativi a bonifiche presso i siti produttivi dove sono presenti le centrali Enipower.

Tale fondo si decrementa di 2.525 migliaia di euro per effetto degli utilizzi a fronte di oneri di 1.961 migliaia di euro e degli utilizzi per esuberanza di 1.567 migliaia di euro, compensati in parte dall’ accantonamento per i futuri oneri da sostenere per 934 migliaia di euro e dagli oneri finanziari di 69 migliaia di euro relativi processo di attualizzazione.

Il fondo include:

- le attività di bonifica da eseguire sulla rete di teleriscaldamento relative alla rete di teleriscaldamento di Bolgiano (2.459 migliaia di euro);

- le attività di bonifica da eseguire presso il sito di Brindisi (3.132 migliaia di euro).

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Il fondo riduzione prezzo eccedenze incentivate di 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 vertenze legali e contenziosi di 1.722 migliaia di euro si riferisce prevalentemente a contenziosi legali relativi alla realizzazione di impianti fotovoltaici e a pretese di terzi a seguito della costituzione di servitù per la posa di elettrodotti, acquisite con l’incorporazione di Enipower Trasmissione avvenuta nel 2009. Il fondo principalmente si è decrementato per 171.848 migliaia di euro per effetto:

- della chiusura del fondo certificati verdi, essendo venuto meno l’interesse a proseguire i contenziosi con il GSE in materia di certificati verdi in quanto il GSE ha accolto le autocertificazioni, presentate ex-novo, relative agli obblighi di acquisto di certificati verdi per gli anni di produzione 2011-2014 (171.077 migliaia di euro);

- della chiusura del contenzioso con la Società Agricola Garofalo (500 migliaia di euro).

Il fondo rischi per contenzioso “altre imposte” di 4.260 migliaia di euro si riferisce a contenziosi che riguardano imposte di consumo sull’energia elettrica per 1.624 migliaia di euro, a IVA per maggior imposta erariale per 440 migliaia di euro e a contenziosi relativi ad avvisi di accertamento riguardanti ICI per 2.196 migliaia di euro relativi al sito di Brindisi per gli anni 2006, 2007 e 2008.

Il fondo garanzia pannelli fotovoltaici di 612 migliaia di euro è stato riclassificato come passività disponibile per la vendita in quanto oggetto di futura cessione del ramo fotovoltaico a Eni New Energy S.p.A..

Il fondo per esodi agevolati di 693 migliaia di euro si decrementa per utilizzi a fronte oneri e per esubero riferiti prevalentemente alla mobilità relativa agli anni 2010 e 2011.

Il fondo unfunded losses (Mutua Assicurazione OIL) di 244 migliaia di euro si riferisce agli oneri accertati, ma differiti temporalmente negli esercizi successivi, dell’”unfunded losses” attribuito da eni spa alla società in base alla ripartizione effettuata da eni spa sulla base dei weighted gross assets US GAAP dichiarati alla Oil Insurance Ltd (Oil) e si decrementa di 73 migliaia di euro per l’adeguamento apportato nell’esercizio.

Il fondo oneri sociali e TFR su incentivo monetario di 276 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.

26 Fondi per benefici ai dipendenti I fondi per benefici ai dipendenti di 5.138 migliaia di euro (4.988 migliaia di euro al 31 dicembre 2016) si articolano come segue:

(migliaia di euro) 31.12.2016 31.12.2017Trattamento di fine rapporto di lavoro subordinato 3.458 3.407

Fondo Gas 12 13

Fondo integrativo sanitario dirigenti aziende Gruppo Eni 567 566

Altri fondi per benefici ai dipendenti 951 1.152

4.988 5.138 Il fondo trattamento di fine rapporto, disciplinato dall’art. 2120 del codice civile, accoglie la stima dell’obbligazione, determinata sulla base di tecniche attuariali, relativa all’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 dal 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

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pensione ovvero all’INPS. La passività relativa al trattamento di fine rapporto antecedente al 1° gennaio 2007 continua a rappresentare un piano a benefici definiti da valutare secondo tecniche attuariali.

Il Fondo gas è un fondo pensione integrativo istituiti negli anni 70 e gestito dall’Inps per i dipendenti del settore della distribuzione gas. Nel corso del 2015 è stata emanata una modifica normativa che interessa anche il gruppo Eni in quanto risultano risorse iscritte al fondo gas sebbene trattasi di dipendenti di Enipower S.p.A.. La modifica normativa sancisce che il fondo gas sarà destinato esclusivamente al pagamento dei benefit previsti dei pensionati attuali. Per i dipendenti ancora in servizio iscritti al fondo gas è previsto un benefit sostitutivo parametrato all’1% della retribuzione annuale lorda del 2014 moltiplicato per gli anni di servizio prestati. Sono previsti complessi meccanismi di rivalutazione di questo importo iniziale fasati per fasce di anzianità lavorativa; è inoltre prevista la facoltà da parte del dipendente di mantenere questo benefit in azienda e riceverlo alla risoluzione del rapporto di lavoro o di farlo confluire nel fondo pensione di appartenenza. Il benefit sostitutivo rappresenta un nuovo piano a benefici dipendenti da valutarsi secondo ipotesi attuariali. Dopo la prima iscrizione avvenuta nel 2015 la passività sarà aggiornata per tener conto dell’evoluzione delle ipotesi attuariali.

Il fondo integrativo sanitario dirigenti aziende Gruppo Eni (FISDE) 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 premi di anzianità e fondo gas per 334 migliaia di euro, e benefici a lungo termine per incentivo monetario differito per 831 migliaia di euro.

I piani di 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 di 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 analizzano come di seguito indicato:

31.12.2016 31.12.2017TFR Fondo Piani Altri TFR Fondo Piani Altri

(migliaia di euro) Gas Medici Benefici Gas Medici Benefici

Valore attuale dell'obbligazione all'inizio dell'esercizio 3.878 8 662 1.205 3.458 12 567 951Costo corrente 28 251 20 269

Interessi passivi 71 13 10 34 5 3

Rivalutazioni:

- utili/perdite attuariali risultanti da variazioni nelle ipotesi demografiche (32) 3 (9) (50) (3)

- utili/perdite attuariali risultanti da variazioni nelle ipotesi finanziarie 150 1 2 19 (80) (1) (1) 36

- effetto dell'esperienza passata 49 (75) 25 25 (1) 1

Costo per prestazioni passate e Utili/perdite per estinzione 2

Contributi al piano:

- Contributi dei dipendenti

- Contributi del datore di lavoro

Benefici pagati (1) (12) (180) (9) (12) (186)

di cui per estinzioni

Effetto aggregazioni aziendali, dismissioni, trasferimenti (657) (42) (329) (21) (12) 81

Effetto differenze cambioValore attuale dell'obbligazione alla fine dell'esercizio 3.458 12 567 951 3.407 13 566 1.152

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I costi per benefici ai dipendenti, determinati utilizzando ipotesi attuariali, rilevati a conto economico si analizzano come di seguito indicato:


(migliaia di euro) gas Medici Benefici gas Medici Benefici

Costo corrente 28 251 20 269

Costo per prestazioni passate e Utili/perdite per estinzione

Interessi passivi (attivi) netti:

- interessi passivi sull'obbligazione 71 13 10 34 2 6 3

- interessi attivi sulle attività al servizio del piano

- interessi attivi su diritti di rimborso

- interessi sul massimale delle attività

Totale interessi passivi (attivi) netti 71 13 10 34 2 6 3

- di cui rilevato nel costo lavoro 10 3

- di cui rilevato nei (proventi) oneri finanziari 13 6

Rivalutazione dei piani a lungo termine

Altri costi

Totale 71 41 261 34 2 26 272- di cui rilevato nel costo lavoro 28 261 2 20 272- di cui rilevato nei (proventi) oneri finanziari 71 13 34 6

I costi per piani a benefici definiti rilevati tra le altre componenti dell’utile complessivo si analizzano come di seguito indicato:


(migliaia di euro) Gas Medici Benefici Gas Medici Benefici

Rivalutazioni:

- utili/perdite attuariali risultanti da variazioni nelle ipotesi demografiche (32) 3 (9) (50) (3)

- utili/perdite attuariali risultanti da variazioni nelle ipotesi finanziarie 150 1 2 19 (80) (1) (1) 36

- effetto dell'esperienza passata 49 (75) 25 25 (1) 1

- rendimento delle attività al servizio del piano

- rendimento dei diritti di rimborso

- modifiche nel massimale di attività

Totale 167 4 (82) (6) (55) (1) (2) 34

Le principali ipotesi attuariali adottate sono di seguito indicate:

31.12.2016 31.12.2017

Tasso di sconto da 0,00% a 1,00% da 0,00% a 1,50%

Tasso tendenziale di crescita dei salari

Tasso d'inflazione da 0,00% a 1,00% da 0,00% a 1,50%

Aspettativa di vita all'età di 65 anni:

- donne 26,0 26,0

- uomini 22,0 22,0 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 del piano medico Fisde per il quale sono state adottate le tavole di mortalità Istat Proiettate e Selezionate (IPS55).

Gli effetti derivanti da una modifica ragionevolmente possibile delle principali ipotesi attuariali alla fine dell’esercizio sono di seguito indicati:

Tasso di sconto Tasso di inflazione Tasso di crescita dei salari Tasso di crescita del costo sanitario

(migliaia di euro)Incremento

del 0,5%Riduzione del 0,5%

Incremento del 0,5%

Riduzione del 0,5%

Incremento del 0,1%

Riduzione del 0,1%

Incremento del 0,5%

Trattamento di fine rapporto di lavoro subordinato 3.302 3.706 3.627 3.495

Fondo integrativo sanitario dirigenti aziende Gruppo Eni 517 623 621

Altri fondi per benefici ai dipendenti 1.148 349 335 219 189

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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 603 migliaia di euro, di cui 168 migliaia di euro relativi ai piani a benefici definiti.

Il profilo di scadenza delle obbligazioni per piani a benefici per i dipendenti è di seguito indicato:

2016 2017

(migliaia di euro) Piani a benefici definiti Altri piani Piani a benefici definiti Altri pianiEntro 1 anno 145 207 168 435

Entro 2 anni 159 319 172 256

Entro 3 anni 164 207 180 247

Entro 4 anni 201 48 209 47

Entro 5 anni 173 50 121 26

Oltre 5 anni 607 159 778 213 La durata media ponderata delle obbligazioni per piani a benefici per i dipendenti alla fine dell’esercizio è di seguito indicata:

31.12.2017(migliaia di euro) TFR Piani medici Altri benefici

Durata media ponderata delle obbligazioni 12 19 4

27 Altre passività non correnti Le altre passività non correnti di 3.860 migliaia di euro (5.156 migliaia di euro al 31 dicembre 2016) si analizzano come segue:

(migliaia di euro) 31.12.2016 31.12.2017Contratti derivati

- interest rate swap 888

Altre passività

- risconti passivi a lungo termine 3.368 2.960

- depositi cauzionali 900 900

5.156 3.860 I risconti passivi a lungo termine si riferiscono a risconti passivi di proventi diversi.

I depositi cauzionali a lungo termine sono relativi a depositi cauzionali in contanti ricevuti da clienti terzi e rimangono invariati rispetto all’esercizio precedente.

28 Passività direttamente associabili ad attività non correnti destinate alla vendita La società nel Consiglio di Amministrazione del 19 dicembre 2017 ha deliberato la cessione del ramo d’azienda costituito dalle attività fotovoltaiche.

Il progetto di integrazione delle attività fotovoltaiche svolte da Enipower in Italia ha individuato nella società Eni New Energy (ENE), controllata al 100% da Eni S.p.A., la società dove far confluire dette attività al fine di creare in Eni un centro unico di competenze e gestione degli asset per la produzione di energia da solare fotovoltaico.

Ai fini del bilancio 2017 l’operazione è stata trattata in ottemperanza a quanto stabilito dal principio contabile internazionale IFRS 5.

Le passività destinate alla vendita di 718 migliaia di euro riguardano debiti verso il personale per 14 migliaia di euro, il fondo garanzia pannelli fotovoltaici per 612 migliaia di euro e fondi benefici ai dipendenti per 92 migliaia di euro.

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29 Patrimonio netto Il patrimonio netto di Enipower S.p.A. si analizza come segue: (migliaia di euro) 31.12.2016 31.12.2017Capitale sociale 944.948 944.948

Riserva legale 48.663 54.256

Riserva per sovraprezzo azioni 2.330 2.330

Altre riserve:

- riserve facoltative 418 418

- riserva per avanzo di fusione

- riserve da conferimento

- riserva per business combination under common control 5.066 5.066

- total remeasurement included in OCI (TFR e FISDE) (960) (902)

- riserva ex-art.13 DLGS 124/93 19 19

Utili relativi a esercizi precedenti 80.371 86.469

Perdite relative a esercizi precedenti (49.619) (49.619)

Utile/Perdita dell'esercizio 111.855 102.764

1.143.091 1.145.749 Capitale sociale Al 31 dicembre 2017, il capitale sociale di Enipower S.p.A. è rappresentato da n. 944.947.849 azioni ordinarie del valore nominale di 1 euro cadauna. Il capitale sociale al 31 dicembre 2017 risulta interamente posseduto da Eni che è pertanto l’unico azionista.

Riserva legale La riserva legale di 54.256 migliaia di euro si incrementa di 5.593 migliaia di euro a seguito di quanto disposto dall’assemblea degli azionisti dell’11 aprile 2017 relativamente alla distribuzione del dividendo per l’esercizio 2017.

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 Le altre riserve ammontano a 4.601 migliaia di euro.

La riserva da conferimento di 5.066 migliaia di euro, costituitasi nell’anno 2010 e riferita al conguaglio del prezzo della cessione del ramo di Bolgiano (7.550 migliaia di euro), al valore di cessione del ramo amministrativo ad Eni – ex Eniadfin (126 migliaia di euro) e al relativo stanziamento di imposte (-2.610 migliaia di euro), è stata riclassifica nella riserva “Business Combination Under Common Control” nel 2016 e non ha subito variazioni nel corso dell’esercizio.

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 di 86.469 migliaia di euro si incrementano di 6.098 migliaia di euro rispetto all’esercizio precedente in seguito a quanto disposto dall’Assemblea degli Azionisti dell’11 aprile 2017 relativamente alla distribuzione del dividendo per l’esercizio 2016.

Perdite portate a nuovo Le perdite portate a nuovo sono pari a 49.619 migliaia di euro e si riferiscono alla perdita dell’esercizio 2013 di pari importo come stabilito a seguito della delibera dell’Assemblea degli Azionisti dell’11 aprile 2014.

Analisi del patrimonio netto per origine, possibilità di utilizzazione e distribuibilità 74


(migliaia di euro) ImportoPossibilità di utilizzazione

Quota disponibile

Capitale sociale 944.948

Riserve di capitaleRiserva per sovrapprezzo azioni 2.330 A, B 2.330

Riserve di utiliRiserva legale 54.256 B 54.256

Riserve disponibili 5.085 A, B, C 5.085

Riserva piano di incentivazione di L.T. Azionario 2017 1 -

Riserva per avanzo di fusione A, B, C

Riserve facoltative 418 A, B, C 418

Riserva per remeasurement included in OCI (902) -

Utili / perdite portati a nuovo 36.850 A, B, C 36.850

1.042.986 98.939Quota non distribuibile 47.772Residua quota distribuibile 51.167

Legenda:A: disponibile per aumento di capitaleB: disponibile per copertura perditeC: 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 quota non distribuibile risulta costituita dalla riserva legale al 31 dicembre 2017 (54.256 migliaia di euro), dalla riserva ex art. 13 D. Lgs. 124/93 (19 migliaia di euro), dalla riserva piano incentivazione di L.T. azionario 2017 (1 migliaio di euro) e dalle riserve Total Remeasurement Included in OCI per TFR e FISDE (- 902 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, nella versione precedente alle modifiche apportate dall’art. 1, comma 33, lett. q), della legge 24 dicembre 2007, n. 244, le riserve, diverse da quelle in sospensione d’imposta (98.019 migliaia di euro) e gli utili dell’esercizio 2017 non possono essere distribuiti senza concorrere alla formazione del reddito imponibile ai fini Ires, fino all’importo complessivo di 140.075 migliaia di euro, pari al valore degli ammortamenti, delle rettifiche di valore e degli accantonamenti dedotti ai soli fini fiscali, al netto della relativa fiscalità differita. L’importo da assoggettare a tassazione in caso di distribuzione corrisponde all’ammontare delle riserve e degli utili dell’esercizio 2017 distribuiti (fino all’importo di 42.056 migliaia di euro) aumentato delle imposte differite ad esso corrispondenti calcolate al 24% ed è pari a 55.337 migliaia di euro.

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30 Garanzie, impegni e rischi Garanzie Le garanzie di 23.563 migliaia di euro (24.628 migliaia di euro al 31 dicembre 2016) si analizzano come segue:

(migliaia di euro) Fidejussioni

Altregaranzie

personali Totale Fidejussioni

Altregaranzie

personali Totale

Altri 24.631 (3) 24.628 23.566 (3) 23.563

24.631 (3) 24.628 23.566 (3) 23.563

31.12.2016 31.12.2017

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 analizzano come segue: (migliaia di euro) 31.12.2016 31.12.2017Impegni

- Acquisto di beni 56.444 71.787

56.444 71.787 Gli impegni per acquisti di beni e servizi ammontano a 71.787 migliaia di euro e si riferiscono a contratti di manutenzione per 45.802 migliaia di euro e a progetti di investimento per 25.985 migliaia di euro, di cui 38.457 migliaia di euro si riferiscono a interventi effettuati presso il sito di Brindisi, 5.540 migliaia di euro a interventi nel sito di Ravenna, 4.576 migliaia di euro a interventi nel sito di Ferrera Erbognone e 3.544 migliaia di euro a interventi di adeguamento della centrale di Bolgiano.

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.

Rischio di mercato Il rischio di mercato consiste nella possibilità che variazioni dei tassi di 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.

Il modello di business di Enipower con il contratto di “Tolling” implica una precisa ripartizione dei ruoli, delle responsabilità e dei rischi tra Enipower ed il Toller. Con il contratto di tolling Enipower assume il ruolo di trasformatore del combustibile di proprietà del Toller. 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.

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Inoltre, i flussi finanziari della società sono esposti alle oscillazioni dei tassi di cambio e di interesse in relazione allo sfasamento temporale tra il momento degli acquisti e delle vendite. In particolare, l’esposizione ai tassi di cambio deriva dalla circostanza che i prezzi di una parte rilevante dei prodotti venduti (acquistati) sono quotati o legati al dollaro USA. Le oscillazioni dei tassi di interesse influiscono sul valore di mercato delle attività e passività finanziarie della società e sul livello degli oneri finanziari netti.

Rischio di tasso d’interesse Le oscillazioni dei tassi di interesse influiscono sul valore di mercato delle attività e passività finanziarie dell’impresa e sul livello degli oneri finanziari netti. Enipower utilizza contratti derivati su tassi di interesse, in particolare Enipower ha stipulato un Interest Rate Swap con Eni inerente il rischio di interesse derivante da un finanziamento a m/l termine concesso da Eni a tasso variabile. Per quanto attiene alla valorizzazione a fair value degli strumenti derivati su tassi di 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 credito rappresenta l’esposizione dell’impresa 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 quanto 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 vengono 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 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 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.

La società gestisce il rischio credito sulla base delle policy emesse dalla controllante.

Al 31 dicembre 2017 non vi sono concentrazioni significative di rischio di credito nei confronti di soggetti terzi; i crediti sono prevalentemente verso Eni Divisione Gas & Power.

Rischio di liquidità Il rischio liquidità rappresenta il rischio che, a causa della difficoltà di reperire nuovi fondi (funding liquidity risk) o di liquidare attività sul mercato (asset liquidity risk), l’impresa non riesca a far fronte ai propri impegni di pagamento e, più in generale, a esigenze finanziarie di breve termine.

Allo stato attuale, la società ritiene, data l’ampia disponibilità di accedere a linee di credito, di avere accesso a fonti di finanziamento sufficienti a soddisfare le prevedibili necessità finanziarie.

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Pagamenti futuri a fronte di passività finanziarie, debiti commerciali e altri debiti Le passività finanziarie a lungo termine, comprensive delle quote a breve termine (54.550 migliaia di euro al 31 dicembre 2016) risultano azzerate in data 15 dicembre 2017 per effetto del rimborso dei finanziamenti in essere con Eni.S.p.A..

Nella tavola che segue è rappresentato il timing degli esborsi a fronte dei debiti commerciali e diversi:

Anni di scadenza

(migliaia di euro) 2017 2018-2021 Oltre Totale

31.12.2016Debiti commerciali 163.020 75 163.095

Altri debiti e anticipi 35.303 35.303

198.323 75 198.398Anni di scadenza

(migliaia di euro) 2018 2019-2022 Oltre Totale

31.12.2017Debiti commerciali 113.452 127 113.579

Altri debiti e anticipi 167.809 167.809

281.261 127 281.388

Anni di scadenza

Altre informazioni sugli strumenti finanziari Categorie di strumenti finanziari - Valore di iscrizione e relativi effetti economici e patrimoniali Il valore di iscrizione degli strumenti finanziari e i relativi effetti economici e patrimoniali sono di seguito illustrati:

Proventi (oneri) rilevati a Proventi (oneri) rilevati a

(migliaia di euro)Valore di

iscrizione Conto economicoPatrimonio

nettoValore di

iscrizione Conto economicoPatrimonio

nettoStrumenti finanziari di negoziazione:- Strumenti derivati non di copertura (a) (888) 62 4 Crediti e debiti e altre attività/passivitàvalutate al costo ammortizzato:- Crediti commerciali e altri crediti (b) 275.905 (126) 204.785 (201)

- Altre attività correnti (b) 68.581 1.718

- Debiti commerciali e altri debiti

- Debiti finanziari

2016 2017

(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". Valori di mercato degli strumenti finanziari Nell’espletamento della sua attività, l’impresa utilizza diverse tipologie di strumenti finanziari. Le informazioni concernenti il valore di mercato degli strumenti finanziari dell’impresa 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.

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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.

(migliaia di euro)

Valore contabile Valore di mercato Valore contabile Valore di mercato

- Altre attività finanziarie non correnti 225 225 277 277- Altre attività non correnti 3.764 3.764 2.815 2.815

- Passività finanziarie a lungo termine e quote a breve 54.550 54.666

- Strumento derivato IRS/CIRS 888 888

- Altre passività non correnti 4.267 4.267 3.860 3.860

31.12.2016 31.12.2017

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 sia 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, riepilogati successivamente, 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 che si è concluso in data 15/12/2017.

L’Interest Rate Swap (IRS) è stato stipulato con l’obiettivo di stabilizzare il flusso dei pagamenti relativi agli interessi sul finanziamento a lungo termine. Relativamente a tale contratto l’impresa 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. 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. Poichè tale contratto è stato estinto in data 15/12/2017 i dati indicati sono stati recepiti dalla situazione al 30/11/2017 e non è stata indicata la scadenza media ponderata perché non più significativa.

(migliaia di euro) 31.12.2016 31.12.2017Vendere tasso f isso/Acquistare tasso variabile

Tasso medio ponderato venduto 3,98% 3,98%

Tasso medio ponderato acquistato -0,32% -0,33%

Scadenza media ponderata (anni) 0,97

(migliaia di euro)

Valore nominale al 31.12.2016

Valore nominale al 31.12.2017

Interest rate swap (IRS) 27.273

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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. 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. La relazione dei nuovi consulenti, depositata in data 25 luglio 2014, ha ribadito le conclusioni dei consulenti precedenti sostenendo la “ragionevole verosimiglianza” dell’esistenza di un nesso di causalità tra le emissioni del sito e i danni alle colture lamentati dal sig. Mitrotta. La nuova relazione è stata profondamente contestata da Enipower e dalle altre società coinsediate che all’udienza del 19 giugno 2015 hanno ottenuto un ulteriore contradditorio con il CTU per la verifica delle conclusioni. Il giudizio si è concluso con sentenza del 15 settembre 2016 con cui il Tribunale di Brindisi ha ritenuto fondata la domanda di risarcimento del sig. Mitrotta e condannato in solido le società Dow Italia e Basell al risarcimento dei danni subiti e quantificati in circa 88.000 euro. Tutte le società del gruppo Eni sono state ritenute invece non responsabili. In seguito alla sentenza del 15 settembre 2016 una delle società soccombenti, la Dow Italia, ha proposto appello e si è provveduto alla costituzione in giudizio nell’interesse di Enipower. All’udienza del 20 gennaio 2017 la causa è stata rinviata all’11 dicembre 2018 per la precisazione delle conclusioni.

2. In data 10 Dicembre 2015 la società Agricola Garofalo Srl ha notificato ad Enipower un atto di citazione lamentando danni di varia natura derivanti dalla fornitura e posa di un impianto fotovoltaico presso la sede di Francolise (CE). Tali danni sono stati complessivamente quantificati nell’importo di euro 3.024.193,48. La vicenda processuale trae origine da un contratto sottoscritto tra le parti in data 25 marzo 2010, con cui Enipower s’impegnava a progettare, fornire i materiali e posare in opera un impianto fotovoltaico dietro corrispettivo del prezzo pattuito in contratto. La società Agricola Garofalo Srl a seguito della posa e collaudo dell’impianto eseguita da Enipower in linea con quanto pattuito, lamentava una scarsa produttività dello stesso rispetto alle aspettative, nonché asseriti vizi e difetti dell’impianto che costringevano la società ad attività di manutenzione straordinaria. Pertanto la società Agricola Garofalo Srl ha citato in giudizio Enipower chiedendo al giudice presso il Tribunale di Milano di accertare il diritto al risarcimento dei danni patiti a causa dei vizi asseriti dell’impianto fotovoltaico fornito da Enipower. Il giudice dopo l’udienza di precisazione delle conclusioni del 11 Luglio 2017, ha trattenuto la causa in decisione.

3. In data 25 Gennaio 2016 la società F.lli Garofalo S.S. Agricola ha notificato ad Enipower un atto di citazione richiedendo il risarcimento danni di varia natura, derivanti da un precedente contratto di fornitura e posa di un impianto fotovoltaico presso la sede in San Tammaro (CE). La società pretende da Enipower a titolo di risarcimento danni la somma pari a euro 1.998.847,35. La vicenda processuale trae origine da un contratto sottoscritto tra le parti in data 25 marzo 2010, con cui Enipower s’impegnava a progettare, fornire i materiali e posare un impianto fotovoltaico dietro corrispettivo del prezzo pattuito in contratto. La F.lli Garofalo S.S. Agricola in seguito alla posa e collaudo dell’impianto, eseguita da Enipower in linea con quanto pattuito, lamentava una scarsa produttività dello stesso rispetto alle aspettative, nonché asseriti vizi e difetti dell’impianto, che la costringevano ad attività di manutenzione straordinaria. Pertanto la società ha citato in giudizio Enipower chiedendo al giudice presso il Tribunale di Milano di accertare il diritto al risarcimento dei danni patiti a causa dei vizi asseriti dell’impianto fotovoltaico fornito da Enipower. In fase istruttoria il giudice ha deciso il rigetto delle istanze di controparte ed ha rinviato all’udienza del 5 dicembre 2017, per precisazione delle conclusioni. Alla stessa udienza il giudice ha pubblicato la sentenza di rigetto di tutte le domande avanzate dall'attrice, condannandola a rifondere le spese legali ad Enipower, nella misura di Euro 20.148,30 oltre accessori.

4. In data 25 Gennaio 2016, la società Buffalo Beef soc. agricola a.r.l. ha notificato ad Enipower un atto di citazione richiedendo il risarcimento danni di varia natura, derivanti da un precedente contratto di fornitura e posa di un impianto fotovoltaico presso la sede in Galluccio (CE). La società pretende da Enipower la somma pari a euro 1.632.970,59. La vicenda processuale trae origine da un contratto sottoscritto tra le

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parti in data 25 marzo 2010, con cui Enipower s’impegnava a progettare, fornire i materiali e posare in opera un impianto fotovoltaico, dietro corrispettivo del prezzo pattuito in contratto. La Buffalo Beef soc. agricola a.r.l. in seguito alla posa e collaudo dell’impianto, eseguita da Enipower in linea con quanto pattuito, lamentava una scarsa produttività dello stesso rispetto alle aspettative, nonché asseriti vizi e difetti dell’impianto che la costringevano ad attività di manutenzione straordinaria. Pertanto la società ha citato in giudizio Enipower chiedendo al giudice presso il Tribunale di Milano di accertare il diritto al risarcimento dei danni patiti a causa dei vizi asseriti dell’impianto fotovoltaico fornito da Enipower. Dopo la concessione dei termini istruttori ex art. 183 c.p.c., con ordinanza del 22 dicembre 2016 il giudice ha rigettato le istanze istruttorie fissando l’udienza del 30 maggio 2018 per la precisazione delle conclusioni. Contenzioso amministrativo La società ha proposto ricorso avanti al TAR Lazio nel maggio 2012 per l’annullamento della nota del Gestore Servizi Energetici (GSE) del 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 (CV) di cui all’art. 11 del d.lgs 79/99.

A seguito del ricorso sono state impugnate 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 dei “preavvisi 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’essi prontamente impugnati.

Nel gennaio 2013 il GSE ha trasmesso a Enipower una comunicazione relativa all’acquisto dei CV per la produzione 2011, nella quale il numero di certificati previsti non teneva conto dell’energia prodotta in cogenerazione, ovvero dell’energia CAR. Anche tale nota è stata impugnata.

Enipower ha quindi proposto ricorso presso il TAR del Lazio contro le comunicazioni del GSE dell’aprile 2013 di rigetto del riconoscimento della produzione CAR per l’anno 2011.

Nel maggio 2013 il GSE ha trasmesso la comunicazione “Certificati Verdi – Autocertificazione dell’obbligo 2012” (sempre relativo alla produzione 2011) con la quale ha definitivamente determinato il numero di Certificati Verdi necessari per l’adempimento dell’obbligo di cui al d.lgs. n. 79/99. Con lettera del giugno 2013 il GSE ha chiesto di annullare a Enipower, entro 30 giorni, il quantitativo di CV necessari per adempiere l’obbligo. Enipower ha proposto ricorso avanti al TAR Lazio, Roma. A seguito del parziale annullamento da parte del GSE della comunicazione di verifica e richiesta di adempimento, Enipower ha rinunciato all’azione cautelare per sopravvenuta carenza di interesse, non sussistendo più le ragioni di urgenza. Enipower ha quindi provveduto all’annullamento dei CV esclusivamente per la parte non contestata.

Per quanto riguarda la produzione relativa al 2012, la società ha proposto ricorso avanti al TAR del Lazio contro le comunicazioni di improcedibilità delle istanze di riconoscimento della produzione in cogenerazione ai sensi della delibera 42/02 a suo tempo presentate. La società ha inoltre impugnato con istanza di sospensione cautelare, la comunicazione del marzo 2014 – con la quale il GSE ha stabilito il numero dei CV da annullare, ancora una volta senza tenere conto dell’energia prodotta in cogenerazione ai sensi del d.lgs. 79/99 e relativa delibera 42/02 – nonché la successiva comunicazione dell’aprile 2014, con la quale il GSE chiedeva di annullare il quantitativo di CV, come sopra definito, entro 30 giorni. Il giudice amministrativo ha sospeso i provvedimenti impugnati. Enipower ha dunque provveduto all’annullamento dei CV esclusivamente per la parte non contestata.

Con sentenza pubblicata il 13 luglio 2015 il TAR Lazio ha respinto i ricorsi di Enipower contro i provvedimenti del GSE che dichiaravano l’improcedibilità del riconoscimento dell’esenzione in base alla delibera 42/02 per l’anno 2011 contro la quale la società ha presentato appello. Per quanto riguarda la produzione 2013, come per gli anni precedenti 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 AEEG n. 42/02 e contro i provvedimenti con cui il GSE ha determinato il numero dei CV da annullare.

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Per quanto riguarda la produzione 2014, la società non ha contestato la mancata applicazione della delibera 42/02, in quanto non più applicabile per effetto dell’entrata in vigore del d.lgs 102/2014, ma ha proposto comunque ricorso presso il TAR del Lazio contestando i principi applicati dal GSE per il riconoscimento della CAR.

I contenziosi amministrativi pendenti in materia verranno chiusi, a seguito dell’accoglimento da parte degli organi giudiziari competenti delle apposite istanze presentate dalla società essendo venuto meno l’interesse a proseguire tali contenziosi in quanto il GSE ha accolto le autocertificazioni, presentate ex-novo, relative agli obblighi di acquisto di certificati verdi per gli anni di produzione 2011-2014. Contenzioso ambientale 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. La società è in attesa della fissazione dell’udienza da parte del TAR.

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31 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 analizzano come segue:

(migliaia di euro) 2016 2017Ricavi delle vendite e delle prestazioni 646.928 433.319

Accise correlate alle vendite

Variazione dei lavori in corso su ordinazione

646.928 433.319 I ricavi delle vendite e delle prestazioni per categorie di attività si analizzano come segue:

(migliaia di euro) 2016 2017Ricavi delle vendite di produzione e materie diverse:

Corrispettivi di conto lavorazione 378.548 336.629

Energia elettrica 104.634 (4.300)

Ricavi per operazioni di mercato dei servizi di dispacciamento 76.987 94.186

Vapore 64.595 (217)

Ricavi per somministrazione acqua industriale, altre utilities e servizi 17.057 1.413

Dispacciamento, trasporto e altri oneri accessori energia elettrica 4.250 4.467

Pannelli e sistemi fotovoltaici 857 1.141

Ricavi per nuove iniziative progettuali

646.928 433.319 I corrispettivi di conto lavorazione riguardano prevalentemente il contratto di Conto Lavorazione con Eni Direzione Gas&Power e in misura marginale, l’analogo contratto con EniServizi S.p.A.

I ricavi per energia elettrica e vapore presentano valori negativi relativi a conguagli di esercizi precedenti in seguito al riassetto contrattuale approvato nel dicembre 2016 per il quale a partire dal 1° gennaio 2017 le attività di vendita di energia elettrica e vapore ai clienti di sito sono effettuate direttamente da Eni.

L’impresa opera sostanzialmente in Italia.

Altri ricavi e proventi Gli altri ricavi e proventi si analizzano come segue:

(migliaia di euro) 2016 2017Cessione di Emission Rights 6.189 3.716

Penalità contrattuali e altri proventi relativi a rapporti commerciali 33 72

Contributi in conto esercizio 1.369 1.520 Proventi per prescrizione di debiti 160 Plusvalenze da vendite di attività materiali e immateriali 14

Risarcimento danni da enti assicurativi 400 2.404

Cessione di certificati verdi e TEE (15) (15)

Proventi relativi a transazioni e liti

Altri proventi 3.493 2.444

11.643 10.141

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32 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 analizzano come segue:

(migliaia di euro) 2016 2017Costi per materie prime, sussidiarie, di consumo e merci 323.970 134.102

Costi per servizi 56.820 48.003

Costi per godimento di beni di terzi 3.132 2.573

Variazioni delle rimanenze 641 (743)

Altri oneri 33.480 52.409

Accantonamenti al fondo svalutazione crediti 126 1.517

Accantonamenti netti ai fondi per rischi e oneri (553) (23.704)

417.616 214.157 a dedurre:

- incrementi per lavori interni - attività materiali (904) (1.133)

416.712 213.024 I costi per materie prime, sussidiarie, di consumo e merci di 132.969 migliaia di euro riguardano:

(migliaia di euro) 2016 2017Altre materie prime e materiali diversi 120.705 115.060

Energia elettrica 121.238 2.848

Vapore 117.691 545

Appalti per costruzione impianti 11.959 5.541

Acqua 17.950 15.649

Vapore alta pressione

Riaddebito materiali (53.614)

Acquisti per investimenti (12.863) (6.674)

323.066 132.969 I costi per servizi di 48.003 migliaia di euro riguardano:

(migliaia di euro) 2016 2017Utilizzo fondi a fronte costi di esercizio per servizi (8.156) (5.999)

Progettazione e direzione lavori 586 169

Costruzioni 7.924 7.778

Manutenzioni 30.587 29.663

Trasporti e movimentazioni 6.732 (2.788)

Assicurazioni 2.033 1.876

Costi di vendita diversi

Altri servizi di carattere operativo 16.926 16.912

Costi per servizi relativi al personale 1.315 1.377

Consulenze e prestazioni professionali 7.195 6.377

Pubblicita, propaganda e rappresentanza 70 42

Altri servizi di carattere generale 40 38

Riaddebiti costi di manutenzione (1.565) (1.101)

Riaddebiti trasporti e movimentazioni (13) (25)

Riaddebiti altri servizi di carattere operativo (6.830) (6.317)

Riaddebiti per servizi al personale (24) 1

Acquisti prestazioni per costruzione impianti 17.691 20.966

Servizi per investimento (17.691) (20.966)

56.820 48.003 84


Nei riaddebiti per altri servizi di carattere operativo sono inclusi i corrispettivi dei contratti per servizi manageriali prestati per conto delle società controllate Enipower Mantova S.p.A. (2.683 migliaia di euro) e SEF S.r.l. (3.159 migliaia di euro).

Nel totale delle consulenze e prestazioni professionali sono inclusi i compensi spettanti alla società di revisione. I compensi riferiti all’anno 2017 per 72 migliaia di euro riguardano unicamente l’attività di revisione legale dei conti. Non sono stati svolti altri servizi diversi dalla revisione contabile.

I costi per godimento beni di terzi di 2.573 migliaia di euro riguardano:

(migliaia di euro) 2016 2017Locazioni 2.330 2.005

Leasing operativi 225 223

Canoni per brevetti, licenze e concessioni 260 187

Noleggi 317 158

3.132 2.573

La variazione delle rimanenze di 743 migliaia di euro riguarda principalmente i materiali diversi dei siti di produzione e i prodotti finiti dell’attività fotovoltaica.

Gli oneri diversi di gestione, pari a 52.409 migliaia di euro, riguardano principalmente gli oneri associati all’acquisto di emission rights per 48.940 migliaia di euro (30.468 migliaia di euro nel 2016) e costi verso il GSE per 148.697 migliaia di euro completamente coperti da fondo rischi per vertenze legali, essendo venuto meno l’interesse a proseguire i contenziosi con il GSE in materia di certificati verdi, in quanto il GSE ha accolto le autocertificazioni, presentate ex-novo, relative agli obblighi di acquisto di certificati verdi per gli anni di produzione 2011-2014.

Tra gli accantonamenti netti a fondi rischi e oneri figurano:

- l’utilizzo del fondo rischi ed oneri ambientali per esubero per 1.567 migliaia di euro;

- l’accantonamento al fondo rischi ed oneri ambientali per 934 migliaia di euro.

Le informazioni relative ai fondi rischi e oneri sono indicate alla nota 25 a cui si rinvia.

Costo lavoro Il costo lavoro si analizza come segue:

(migliaia di euro) 2016 2017Salari e stipendi 17.539 17.763

Oneri sociali 5.104 5.193

Oneri per programmi a benefici e contributi definiti 1.149 1.462

Altri costi 259 (287)

Comandati e borsisti 213 43

24.264 24.174 a dedurre:

- incrementi per lavori interni - attività materiali

24.264 24.174 Gli oneri per programmi a benefici definiti pari a 1.462 migliaia di euro includono oneri per programmi a contributi definiti per 1.190 migliaia di euro e oneri per programmi a benefici definiti per 272 migliaia di euro.

Gli oneri per programmi a benefici definiti sono analizzati alla nota 26 relativa ai “Fondi per benefici ai dipendenti”.

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Il costo relativo al Piano di Incentivazione di Lungo Termine 2017-2019, rilevato come componente del costo lavoro, ammonta a 1 migliaio di euro con contropartita alle riserve di patrimonio netto.

Il Piano di Incentivazione di Lungo Termine 2017-2019 prevede tre attribuzioni di azioni ordinarie negli anni 2017, 2018 e 2019 ed è destinato all’Amministratore Delegato di Eni e ai dirigenti di Eni e delle sue società controllate rientranti nell’ambito delle “risorse manageriali critiche per il business”, individuate tra coloro che occupano le posizioni più direttamente responsabili dei risultati aziendali o che sono di interesse strategico, compresi i dirigenti con responsabilità strategiche. Il Piano prevede l’assegnazione di azioni Eni a titolo gratuito ai beneficiari al termine di un periodo di vesting triennale a condizione che gli stessi siano rimasti in servizio; coerentemente alla natura sostanziale di retribuzione, ai sensi delle disposizioni dei principi contabili internazionali, il costo del piano è determinato con riferimento al fair value degli strumenti attribuiti e alla previsione del numero di azioni che saranno effettivamente assegnate al termine del vesting period; il costo è rilevato pro-rata temporis lungo il vesting period.

Il numero di azioni che verrà assegnato a scadenza dipende: (i) per il 50%, dall’andamento del Total Shareholder Return (TSR) del titolo Eni, rapportato al TSR dell’indice FTSE Mib di Borsa Italiana, confrontato con quello registrato da un gruppo di competitors di Eni (“Peers Group”)5 rapportato anch’esso con il TSR delle rispettive borse valori di riferimento;6 e (ii) per il 50%, dalla variazione percentuale annuale del Net Present Value (NPV) delle riserve certe confrontata con l’analoga variazione di ciascuna società del Peer Group.

In base all’andamento dei parametri di performance sopra indicati, il numero di azioni che saranno offerte a titolo gratuito dopo tre anni dall’attribuzione potrà essere compreso tra lo 0% e il 180% del numero delle azioni attribuite inizialmente; il 50% delle azioni che saranno effettivamente assegnate a ciascun beneficiario in servizio sarà sottoposta ad una clausola di lock-up che ne impedisce il trasferimento per un anno dalla data di assegnazione.

Alla data di attivazione del piano (cd grant date) sono state attribuite 4.412 azioni; il fair value medio ponderato di tali azioni alla medesima data è pari a 7,99 euro per azione. In particolare la determinazione del valore di mercato è stata operata adottando appropriate tecniche di valutazione avuto riguardo ai differenti parametri di performance previsti dal piano (metodo stocastico per la componente del piano afferente al TSR e modello Black-Scholes per la componente afferente al NPV delle riserve) tenendo conto, essenzialmente, del valore del titolo Eni alla data di attribuzione (13,81€ per azione), ridotto dei dividendi attesi nel vesting period (5,79% del prezzo dell’azione determinato considerando i dividendi annunciati nei 12 mesi precedenti l’attribuzione), considerando la volatilità del titolo (25,12%), le previsioni relative all’andamento dei parametri di performance, nonché il minor valore attribuibile alle azioni caratterizzate dal vincolo di cedibilità al termine del vesting period (cd lock-up period).

Numero medio dei dipendenti

Il numero medio dei dipendenti ripartito per categoria è il seguente:

(numero) 2016 2017Dirigenti 11 11

Quadri 67 62

Impiegati 185 169

Operai 68 62

331 304 Il numero medio dei dipendenti è calcolato come semisomma dei dipendenti all’inizio e alla fine del periodo.

5 Il Peer Group è composto dalla seguenti società: Anadarko, Apache, BP, Chevron, ConocoPhillips, ExxonMobil, Marathon Oil, Royal Dutch Shell, Statoil e Total. 6 La condizione di performance connessa con il TSR ai fini dei principi contabili internazionali rappresentata una cd market condition.

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Compensi spettanti agli amministratori e ai sindaci I compensi spettanti agli amministratori e ai sindaci si analizzano come segue:

(migliaia di euro) 2016 2017Compensi agli amministratori 288 296

Compensi ai sindaci 114 109 402 405

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 in Enipower S.p.A., 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 analizzano come segue:

(migliaia di euro) 2016 2017Ammortamenti:

- attività materiali 96.524 98.551


96.524 98.551 Svalutazioni:

- attività materiali 520


520 96.524 99.071

Radiazioni Le radiazioni si analizzano come segue: (migliaia di euro) 2016 2017Radiazioni:

- attività materiali (21) 6


(21) 6 33 Proventi (oneri) finanziari

I proventi (oneri) finanziari si analizzano come segue: (migliaia di euro) 2016 2017Proventi (oneri) finanziariProventi finanziari 468 158

Oneri finanziari (397) (229)

71 (71)Strumenti finanziari derivati (62) (4)

9 (75)

87


Il valore netto dei proventi e oneri finanziari si analizza come segue:

(migliaia di euro) 2016 2017Proventi (oneri) finanziari correlati all'indebitamento finanziario netto- Interessi e altri oneri verso la controllante (230) (78)

- Interessi e altri proventi su crediti finanziari non strumentali all'attività operativa 279 269

49 191Differenze attive (passive) di cambio- Differenze attive di cambio 6 2

- Differenze passive di cambio (2) (2)

4Altri proventi (oneri) finanziari- Interessi su crediti d'imposta 19 7

- Interessi attivi di mora verso altri 163 (119)

- Oneri finanziari connessi al trascorrere del tempo (65) (100)

- Oneri finanziari su piani a benefici definiti (84) (40)

- Altri proventi (oneri) finanziari (15) (10)

18 (262)71 (71)

Gli interessi verso la controllante si riferiscono a interessi su finanziamenti per 78 migliaia (230 migliaia di euro al 31 dicembre 2016).

I proventi (oneri) su strumenti finanziari derivati si analizzano come segue:

(migliaia di euro) 2016 2017Contratti su tassi di interesse 62 4

62 4

Gli oneri finanziari su contratti derivati di 4 migliaia di euro rappresentano l’onere da valutazione al fair value del contratto derivato IRS (Interest Rate Swap) in essere con Eni per 892 migliaia di euro e i proventi realizzati sul medesimo contratto in occasione delle liquidazioni semestrali dei differenziali per complessivi 888 migliaia di euro. Tale contratto si è chiuso in data 15/12/2017.

34 Proventi (oneri) su partecipazioni I proventi (oneri) su partecipazioni si analizzano come segue: (migliaia di euro) 2016 2017Dividendi 42.145 30.414

Plusvalenze nette da vendita

Altri proventi (oneri) netti

Minusvalenze da alienazione partecipazioni (4.090)

38.055 30.414 (migliaia di euro)

Dividendi

Plusvalenze/Minusvalenze da alienazione

Altri proventi (oneri) netti Dividendi

Plusvalenze/Minusvalenze da alienazione

Altri proventi (oneri) netti

Termica Milazzo 8.161 (4.090)

Enipower Mantova 18.684 18.684

SEF 15.300 11.730

42.145 (4.090) 30.414 -

2016 2017

88


35 Imposte sul reddito Le imposte sul reddito si analizzano come segue:

(migliaia di euro) 2016 2017Imposte correnti:

- Ires 28.006 (679)- Irap 4.582 (16)

32.588 (695)Imposte differite e anticipate nette:

- imposte differite (402) (104)

- imposte anticipate 15.073 35.571

14.671 35.467 47.259 34.772

L’incidenza delle imposte dell’esercizio sul risultato prima delle imposte è del 25,28% (29,70% nell’esercizio 2016).

L’analisi della differenza tra l’aliquota fiscale teorica e quella effettiva è la seguente:

(%) 2016 2017Aliquota teorica (1) 30,88% 27,44%Effetto delle variazioni in aumento (diminuzione) rispetto all'aliquota teorica:- imposte anno precedente 0,13% 0,10%- rideterminazione differite/anticipate per cambio aliquota 4,21% -0,27%

- imponibili e imposte indeducibili 0,66% 0,76%

- altre variazioni -6,18% -2,75%

Aliquota effettiva 29,70% 25,28% (1) L’aliquota teorica è determinata rapportando le imposte calcolate applicando le aliquote delle imposte sul reddito (Ires e Irap) all’utile

prima delle imposte.

La riduzione dell’aliquota del tax rate rispetto all’anno precedente è essenzialmente dovuta alla diminuzione dell’aliquota Ires al 24% a partire dal periodo d’imposta 2017, come previsto dalla Legge di Stabilità 2016.

89


36 Rapporti con parti correlate Le operazioni compiute da Enipower S.p.A. 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 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.

Sempre 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 e 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 ha in essere contratti per gli acquisti di energia elettrica e vapore tecnologico da Eni Divisione Gas & Power: Enipower ha inoltre rapporti commerciali con Eni S.p.A. che fornisce servizi ICT e di approvvigionamento e servizi amministrativi e finanziari , con Eni Divisione Gas & Power che fornisce servizi centralizzati e con società di scopo che forniscono prestazione di servizi al Gruppo Eni; tra le principali, EniServizi S.p.A. 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.

Enipower 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.

Nei rapporti verso parti correlate si evidenziano inoltre costi verso GSE per 148.697 migliaia di euro, in contropartita a debiti diversi, completamente coperti da fondo rischi per vertenze legali essendo venuto meno l’interesse a proseguire i contenziosi con il GSE in materia di certificati verdi in quanto il GSE ha accolto le autocertificazioni, presentate ex-novo, relative agli obblighi di acquisto di certificati verdi per gli anni di produzione 2011-2014.

90


I rapporti commerciali e diversi sono di seguito analizzati:

Esercizio 2016

91


Esercizio 2017 (migliaia di euro)

DenominazioneCrediti e altre

attivitàDebiti e altre

passività Garanzie Beni Servizi Altro Beni Servizi AltroImprese controllate:Enipower Mantova S.p.A. 4.049 135 93 -2.794 2.032 166SEF S.r.l. 4.690 4 45 -3.029 3 208

8.739 139 0 138 -5.823 2.032 3 0 374Imprese controllanti:Eni Corporate 453 6.624 23.563 197 11.689 88 1.266 31Eni Divisione Gas & Power 175.577 10.493 38.917 24 47 45.825 310.710 133Eni Divisione Downstream -133Eni Divisione Refining & Marketing 3.350 1.823 2.839 5.724 663 -3 1.463 46

Eni Divisione Exploration & Production 9 18 35 17 17

179.389 18.825 23.563 41.953 17.472 815 45.822 313.439 227

Imprese controllate dall'Eni S.p.A.:Brindisi Servizi Generali 162 16 963 21Centro Padano int.merci spa 6 1 22Distretto Tecnologico Nz. Energia S.C.A.R.L. 10 5Eni Adfin S.p.A. -100 -8Eni CongoEni Corporate University S.p.A. 1 53 246 -8Eni Gas Transport Service -31 12Eni Insurance Limited -10 56 1.540 2.953Enimed S.p.A. 58 30 100EniServizi S.p.A. 12.497 2.579 5.298 833 17 -1.850 27.052Eni Trading & Shipping 1.585 41.254 11.597 35.435 3.716Ing. Luigi Conti Vecchi spa -6I.S.A.F Spa 630 630 45 Lng Shipping S.p.A. 7 -27 134Versalis S.p.A. -295 2.238 6.810 626 1.179 59 51 120Serfactoring S.p.A. 131 21Syndial S.p.A. 1.162 3.479 8.702 225 161 3 1.065Raffineria di Gela S.p.A. 1.140 398 286 327 410 168Raffineria di Milazzo ScpA 3.435 -45Ravenna Servizi S.p.A. 4 818 4.464 985 235Saipem 87 167Sergaz 3 3Tecnomare S.p.A. -1Trans Tunisian Pipeline -19

20.059 51.951 0 16.582 25.920 37.354 -964 27.229 7.995Imprese possedute o controllate dallo Stato:Gruppo Enel -72Gruppo FinmeccanicaGruppo FintecnaGSE- Gestore Servizi Elettrici -2.907 148.701 73 232 150.342 296 -61 1.505Gruppo TERNA 6.501 13.508 59.603 665 48.407 215Gruppo Italgas -33Gruppo Anas 1Gruppo Ferrovie dello Stato 2 4Gruppo SNAM 109 -28 33 316

3.703 162.077 0 59.676 899 150.346 48.736 470 1.505Fondi PensioneFopdire 21 221

211.890 233.013 23.563 118.349 38.468 190.768 93.597 341.138 10.101

(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.

31.12.2017 2017Costi Ricavi

92


Rapporti finanziari Tra i principali rapporti finanziari, oltre ai contratti di finanziamento a lungo termine già commentati alla nota 24 “Passività finanziarie a lungo termine”, si dà evidenza che con Eni S.p.A. che svolge attività finanziaria per conto delle società del Gruppo Eni 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” di Enipower S.p.A., 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 di seguito analizzati:


Denominazione Crediti Debiti GaranzieOneri

f inanziariProventi

f inanziariProventi su

partecipazioniMinusvalenze su

partecipazioniImprese controllate da Eni:Eni Corporate 172.034 54.550 24.631 231 9Enipower Mantova S.p.A. 18.684S.E.F. 15.300Termica Milazzo S.p.A. 8.161 4.090Raffineria di Milazzo 279

172.034 54.550 24.631 231 288 42.145 4.090

31.12.2016 2016


Denominazione Crediti Debiti GaranzieOneri

f inanziariProventi

f inanziariProventi su

partecipazioniMinusvalenze su

partecipazioniImprese controllate da Eni:

Eni Corporate 208.660 23.563 78Eni DIV. R&M -120Enipower Mantova S.p.A. 18.684S.E.F. 11.730Termica Milazzo S.p.A.Gruppo Terna 5Raffineria di Milazzo 269

208.660 23.563 83 149 30.414

31.12.2017 2017

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 seguente tabella di sintesi:

(migliaia di euro)

TotaleEntità

correlateIncidenza

% TotaleEntità

correlateIncidenza

%Crediti commerciali e altri crediti 275.905 253.659 91,94 204.785 207.000 101,08Altre attività correnti 68.394 2.572 3,76 68.581 2.481 3,62Altre attività non correnti 3.764 3.365 89,40 2.815 2.409 85,58Passività finanziarie a breve termine 54.550 54.550 100,00Debiti commerciali e altri debiti 198.398 137.637 69,37 281.388 227.030 80,68Passivita' finanziarie a lungo termine comprensive delle quote a breve termineAltre passività correnti 5.792 5.250 90,64 6.405 5.983 93,41Altre passività non correnti 5.156 888 17,22 3.860

31.12.2016 31.12.2017

93


L’incidenza delle operazioni con parti correlate sulle voci del conto economico è indicata nella seguente tabella di sintesi:

I principali flussi finanziari con parti correlate sono indicati nella seguente tabella di sintesi: (migliaia di euro) 2016 2017Ricavi e proventi 602.455 444.196

Costi e oneri (434.800) (346.682)

Dividendi,interessi ed imposte-dividendi (42.145) (30.414)

-interessi attivi (288) (149)

-interessi passivi 230 83

Variazione dei crediti commerciali e diversi 17.499 46.659

Altri proventi (oneri) operativi

Variazione dei debiti commerciali e diversi 37.509 89.393

Dividendi incassati 42.145 30.414

Interessi incassati 141 162

Interessi pagati (230) (83)

Flusso di cassa netto da attività operativa 222.516 233.579Investimenti:

- immobilizzazioni immateriali

- immobilizzazioni materiali (44) (295)

- partecipazioni

- variazione crediti finanziari 188 (52)

- variazione debiti e crediti relativi all’attività di investimento (290) 571

Flusso di cassa degli investimenti (146) 224

Disinvestimenti:

- immobilizzazioni immateriali

- immobilizzazioni materiali

- partecipazioni 10.784 15.300

- variazione crediti finanziari

- variazione debiti e crediti relativi all’attività di investimento

Flusso di cassa dei disinvestimenti 10.784 15.300

Flusso di cassa netto da attività di investimento 10.638 15.524Assunzione di debiti finanziari a lungo

Rimborsi di debiti finanziari a lungo (54.546) (54.550)

Decremento di debiti finanziari a breve (11)

Dividendi pagati (90.620) (100.164)

Flusso di cassa netto da attività di finanziamento (145.177) (154.714)Totale flussi finanziari verso entità correlate 87.977 94.389

(migliaia di euro)

TotaleEntità

correlateIncidenza

% TotaleEntità

correlateIncidenza

%

Ricavi della gestione caratteristica 646.928 593.383 91,72 433.319 434.735 100,33

Altri ricavi e proventi 11.643 9.072 77,92 10.141 9.461 93,29

Acquisti, prestazioni di servizi e costi diversi 416.712 434.552 104,28 213.024 346.593 162,70

Costo lavoro 24.264 248 1,02 24.174 89 0,37

Proventi finanziari 468 289 61,75 159 149 93,71

Oneri finanziari 397 236 59,45 229 83 36,24

Strumenti derivati 62 62 100,00 4 4 100,00

Altri proventi (oneri) su partecipazioni 38.055 38.055 100,00 30.414 30.414 100,00

2016 2017

94


L’incidenza dei flussi finanziari con parti correlate è indicata nella seguente tabella di sintesi:

(migliaia di euro)

TotaleEntità

correlateIncidenza

% TotaleEntità

correlateIncidenza

%

Flusso di cassa da attività operativa 194.405 222.516 114,46 202.858 233.579 115,14

Flusso di cassa da attività di investimento (38.280) 10.638 (27,79) (11.514) 15.524 (134,83)

Flusso di cassa da attività di finanziamento (145.177) (145.177) 100,00 (154.714) (154.714) 100,00

2016 2017

37 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.

38 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.

95


39 Attività di direzione e coordinamento A norma dell’articolo 2497-bis si indicano i dati essenziali del bilancio al 31 dicembre 2016 dell’Eni S.p.A. che esercita sull’impresa attività di direzione e coordinamento.

96


I dati essenziali della controllante Eni spa 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 2016. Per un’adeguata e completa comprensione della situazione patrimoniale e finanziaria di Eni spa al 31 dicembre 2016, 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.

97


40 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.

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Proposta del Consiglio di Amministrazione all’Assemblea degli Azionisti

Signori Azionisti,

il conto economico della Vostra società presenta l’utile di esercizio di euro 102.763.548,99.

Si propone di deliberare in merito all’attribuzione dell’utile d’esercizio 2017 come segue:

• alla riserva legale l’importo di euro 5.138.177,45;

• a nuovo utili per l’importo di 38.093.657,05 euro; • i restanti 59.531.714,49 euro quale dividendo in ragione di 0,063 euro per ciascuna delle 944.947.849

azioni del valore nominale di 1,00 euro. Il dividendo sarà pagato a partire dal quindicesimo giorno successivo alla data dell’Assemblea.

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Deliberazioni dell’Assemblea degli Azionisti

L’Assemblea degli Azionisti di Enipower S.p.A. si è riunita il giorno 18 aprile 2018 alle ore 16.00 in prima convocazione, in San Donato Milanese, Piazza Vanoni 1.

L’Assemblea degli Azionisti ha deliberato di approvare il bilancio di esercizio al 31 dicembre 2017 che presenta un utile di euro 102.763.548,99 euro e di attribuire l’utile dell’esercizio 2017 come segue:

• alla riserva legale l’importo di euro 5.138.177,45;

• a nuovo utili per l’importo di 38.093.657,05 euro; • i restanti 59.531.714,49 euro quale dividendo in ragione di 0,063 euro per ciascuna delle 944.947.849

azioni del valore nominale di 1,00 euro. Il dividendo sarà pagato a partire dal quindicesimo giorno successivo alla data dell’Assemblea.

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power

EniPower S.p.A.Società per azioni con sede legale in San Donato Milanese - Milano Piazza Vanoni 1Capitale Sociale euro 944.947.849 i.v.R.E.A. Milano n. 1600596Codice fiscale e Partita IVA n. 12958270154Società con socio unico e soggetta all’attività di direzione coordinamento dell’Eni S.p.A.

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Bilancio - eni.com · Enipower Bilancio di esercizio 2017/ Relazione sulla gestione Identità aziendale Enipower S.p.A.soc, ietà controllata al 100% da Eni, è stata costituita nel