Bilancio · Enipower Mantova Bilancio di esercizio 2017/ Relazione sulla gestione Enipower Mantova S.p.A. Relazione sulla gestione Relazione Identità aziendale 4 Profilo dell'anno

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EniPower Mantova è la società di EniPower per le attività di generazione di energia elettrica

e di vapore nel sito petrolchimico di Mantova. 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 Mantova.

EniPower Mantova S.p.A. soggetta all’attività di direzione e coordinamento dell’Eni S.p.A.

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Enipower Mantova Bilancio di esercizio 2017 / Relazione sulla gestione

Enipower Mantova S.p.A. Relazione sulla gestione Relazione

Identità aziendale 4 Profilo dell'anno 5 Scenario macro-economico e di mercato 7 Evoluzione del quadro normativo 10 Governance 14 Salute, ambiente, sicurezza e qualità 15 Ricerca scientifica e tecnologica 16

Andamento operativo Generazione e vendita 17 Investimenti tecnici 17 Risorse umane 18

Commento ai risultati e altre informazioni Conto economico 19 Stato patrimoniale riclassificato 22 Rendiconto finanziario riclassificato 25 Fattori di rischio e incertezza 26 Evoluzione prevedibile della gestione 27

Altre informazioni 28 Riconduzione degli schemi di bilancio riclassificati utilizzati nella relazione sulla gestione a quelli obbligatori 29 Bilancio di esercizio

Schemi di bilancio 32 Note al bilancio 39 Proposta del Consiglio di Amministrazione all'Assemblea degli Azionisti 79 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. 80 Relazione della società di revisione 84 Deliberazioni dell’Assemblea degli Azionisti 86

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Relazione sulla gestione

Identità aziendale A seguito del conferimento dalla controllante Enipower del ramo di azienda rappresentato dalla centrale termoelettrica di Mantova, la società esercita dal 2006 l’attività di produzione di energia elettrica e vapore per uso industriale e teleriscaldamento.

A partire dal 1° gennaio 2006 l’attività è disciplinata da un contratto di Conto Lavorazione sottoscritto con Enipower S.p.A. e da questa trasferito con efficacia dal 1° gennaio 2007 alla controllante Eni S.p.A. nell’ambito dell’operazione di trasferimento del ramo di azienda denominato “Attività di commercializzazione, trading e risk management”.

L’attività della società è pertanto rivolta alla generazione di energia elettrica e vapore tecnologico tramite un contratto di Conto Lavorazione (tolling) in esclusiva con Eni S.p.A..

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.

Il capitale sociale è posseduto per l’86,5% da Enipower S.p.A. e per il 13,5% da T.E.A. S.p.A., società di Mantova che opera nel campo dei servizi energetici ed ambientali.

La società opera in Italia ed è soggetta all’attività di direzione e coordinamento di Eni S.p.A..

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Profilo dell’anno

Fatti di rilievo

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 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.

Il dividendo

In data 10 aprile 2017 sulla base dei risultati conseguiti nel 2016, l’Assemblea degli Azionisti ha deliberato la distribuzione del dividendo di 21.600.000,00 euro in ragione di 0,15 euro per azione del valore nominale di 1 euro.

I risultati

Nel 2017 Enipower Mantova ha conseguito l’utile netto di 30.661 migliaia di euro (30.757 migliaia di euro nel 2016). 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).

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

2015 2016 2017

Ricavi della gestione caratteristica (migliaia di euro) 226.815 202.724 113.265Utile operativo 44.332 45.374 42.606Utile netto 28.922 30.757 30.661

Flusso di cassa netto da attività operativa 81.952 41.958 67.301Investimenti tecnici 2.268 10.391 6.697

Capitale investito netto a fine periodo 270.192 264.086 234.936Patrimonio netto 197.828 206.921 215.992Indebitamento finanziario netto a fine periodo 72.364 57.165 18.944

Principali dati economici, patrimoniali e finanziariPrincipali 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 media di 1,130$ nell’anno 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 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

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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 complessivi si è attestato nell’ordine del 6%. I consumi

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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 Mantova S.p.A.

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

Piazza Vanoni 1

Capitale Sociale euro 144.000.000 i.v. Registro imprese di Milano-Monza-Brianza-Lodi

R.E.A. Milano n. 1625148

Codice fiscale e Partita IVA n. 13193030155

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 2018:

Ing. Pier Giuseppe Bottini Presidente

Ing. Massimo Cucchi Consigliere

Dott.ssa Paola Volpe Consigliere

Dott.ssa Mognaschi Elena Consigliere

Dott. Luigi Gualerzi Consigliere

Il Collegio Sindacale è così composto:

Dott.ssa Elisa Bertolazzi Presidente

Dott.ssa Beatrice Ramasco Sindaco effettivo

Prof. Mauro Romano Sindaco effettivo

Dott. Bottoli Roberto Sindaco Supplente

Dott.ssa Lenarduzzi Anna Sindaco Supplente

I membri del Collegio Sindacale resteranno in carica fino all’approvazione del bilancio al 31 dicembre 2017.

La società di revisione è EY S.p.A. alla quale l’Assemblea degli Azionisti del 9 aprile 2010 ha deliberato l’assegnazione, per gli esercizi 2010 – 2018, dell’incarico di revisione del bilancio di esercizio nonché delle attività di controllo previste dall’art. 14 del D.Lgs. 39/2010.

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Salute, sicurezza, ambiente e qualità Le attività relative alla salute, sicurezza ambiente e qualità della società sono coordinate dalla controllante Enipower che determina le linee di indirizzo. La società attua lo stesso approccio integrato di Enipower nel consolidamento del proprio sistema di gestione aziendale.

Nel corso del 2017 la società ha mantenuto la registrazione EMAS, la certificazione ambientale ISO 14001, la certificazione relativa alle tematiche di salute e sicurezza sul lavoro OHSAS 18001 e quella relativa al Sistema di Gestione dell’Energia ISO 50001.

Per quanto riguarda i processi di verifica e controllo delle certificazioni, la società nel corso del 2017 ha realizzato il programma annuale di audit interno HSE con visite nel sito produttivo che hanno consentito la verifica della conformità legislativa, compresi gli adempimenti relativi alle Emission Trading, e dei sistemi di gestione agli standard volontari ISO 14001, BS OHSAS 18001, ISO 50001 ed EMAS.

Lo stabilimento di Mantova è dotato di Autorizzazione Integrata Ambientale (AIA) dal 2011.

La protezione dell’ambiente è perseguita in un’ottica di gestione sostenibile, con particolare riguardo al miglioramento dell’efficienza energetica. Le emissioni di NOX sono minimizzate grazie alla presenza dei bruciatori VeLoNOX sui cicli combinati e ai nuovi interventi sulla caldaia tradizionale B6. L’intervento di miglioramento delle prestazioni ambientali della caldaia B6 è stato realizzato con le migliori tecnologie disponibili ovvero tramite una speciale modifica dei bruciatori in camera di combustione e l’adozione di un sistema catalitico di abbattimento degli NOX.

Le performance ambientali sono pubblicate nella dichiarazione ambientale ai sensi del regolamento EMAS.

Nel campo della sicurezza la società durante il 2017 non ha registrato infortuni sul lavoro confermandosi ai massimi livelli nella costante attenzione posta alle tematiche di salute e sicurezza. La società è risoluta nel mantenere sempre alta l’attenzione alla prevenzione di tutte le possibili cause di infortuni e di eventi incidentali. Pertanto ha promosso la cultura della sicurezza attraverso diverse iniziative rivolte anche ai contrattisti, come ad esempio le “Giornate della Sicurezza” e il “Patto della Sicurezza”.

In ambito Salute, nell’ottica della prevenzione secondaria Enipower Mantova 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 10 protocolli di screening.

Inoltre le performance di sostenibilità sono consolidate nell’ambito del Bilancio di Sostenibilità che è stato pubblicato da Enipower nel corso del 2017.

Normativa ambientale

Nel 2017 sono state emesse alcune norme relative alla gestione dei rifiuti e alla gestione dell’autorizzazione integrata ambientale. La società 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, Enipower Mantova ha ottenuto nei tempi previsti la certificazione delle emissioni 2016 da parte di SGS e ha raggiunto la conformità con la restituzione delle quote per l’anno 2017. Le emissioni di CO2 per l’anno 2017, soggette a regolamento Emissions Trading System, sono state complessivamente pari a 1.715.695 quote. Per il Piano di Bilanciamento 2017 la società ha potuto disporre di 10.189 quote di CO2, così come previsto dalle ultime Delibere Ministeriali. A dicembre 2017 sono state acquistate 1.172.316 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.

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Ricerca scientifica e tecnologica La società non dispone di strutture proprie dedicate all’attività di ricerca scientifica e tecnologica, che può però essere eseguita in outsourcing.

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Andamento operativo Generazione e vendita La potenza installata è pari a 851 megawatt.

In seguito al riassetto contrattuale approvato nel dicembre 2016, a partire dal 1° gennaio 2017, le attività di vendita di energia elettrica, vapore ed energia termica ai clienti di sito sono state cedute ad Eni.

Il grado di utilizzo della capacità produttiva degli impianti, calcolato sulla potenza installata dei soli gruppi a ciclo combinato, è stato mediamente di circa il 64,96%.

Investimenti tecnici Gli investimenti del 2017, pari a 6.697 migliaia di euro (10.391 migliaia di euro nel 2016), hanno riguardato:

- i ricambi per le palette del Gruppo 1 (1.850 migliaia di euro);

- la realizzazione di modifiche hardware e software per migliorare le performance sulla turbina a gas del Gruppo 2 (1.618 migliaia di euro);

- l’installazione degli inverter sul Gruppo 1 e sul Gruppo 2 da ultimare nel 2018 (1.208 migliaia di euro);

- altri interventi di revamping e di miglioramento affidabilità (2.021 migliaia di euro).

2015 2016 2017

Capacità produttiva installata (megaw att) 851 851 851Capacità produttiva in esercizio 836 836 836

Produzione di energia elettrica in tolling 1 (gigaw attora) 3.754 3.780 3.909

Vendite di energia elettrica 405 407 0

Produzione di vapore in tolling (migliaia di tonnellate) 2.683 2.688 2.569Vendite di vapore 2.445 2.440 0

(1) Per Energia Elettrica prodotta si intende l'energia elettrica al netto degli autoconsumi e dei servizi ausiliari.

Principali dati operativi e di sostenibilitàPrincipali dati operativi e di sostenibilità

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Risorse umane Gli organici a ruolo della società sono destinati alle attività operative industriali.

Presso lo stabilimento prestano la loro attività lavorativa due dipendenti comandati da altre società del gruppo Eni.

Per le attività di coordinamento della gestione industriale e per quelle di “staff”, la società si avvale delle prestazioni della controllante Enipower mediante apposito contratto.

I dipendenti a ruolo della società al 31 dicembre 2017 sono 48 (51 al 31 dicembre 2016).

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:

• - 1 risorsa trasferita ad altre società del gruppo Eni;

• -2 risoluzioni del rapporto di lavoro per pensionamento.

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 S.p.A. (Management System Guidelines – MSG), oltre che le attività di sviluppo e aggiornamento dei documenti normativi societari (procedure, istruzioni operative).

Durante l’anno è stata 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

QUADRI 8 8 6 -2

IMPIEGATI 31 32 31 -1

OPERAI 12 11 11

TOTALE 51 51 48 -3

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Commento ai risultati

Conto economico

Utile Operativo L’utile operativo di 42.606 migliaia di euro registra un decremento di 2.768 migliaia di euro rispetto all’anno precedente. La variazione è dovuta ai seguenti fenomeni:

-2,4 milioni di euro derivanti dall’attività di Conto Lavorazione. Il decremento è prevalentemente riconducibile alla minore remunerazione sul capitale investito per la conclusione della remunerazione degli impianti esistenti prima della costruzione dei cicli combinati (-3,4 milioni di euro), in parte compensato dall’efficienza in termini di costi operativi (+1,0 milioni di euro);

-0,2 milioni di euro derivanti dalla cessione ad Eni dell’attività di vendita di energia elettrica e di vapore ai clienti coinsediati;

+1,2 milioni di euro derivanti da fattori non ricorrenti relativi a passati esercizi;

-1,4 milioni di euro derivanti da maggiori ammortamenti delle palette, dovuti alle ore di marcia degli impianti, che più che compensano i minori ammortamenti dovuti per il raggiungimento fine vita utile degli impianti esistenti prima della costruzione dei cicli combinati.

Utile netto Nel 2017 Enipower Mantova ha conseguito l’utile netto di 30.661 migliaia di euro (30.757 migliaia di euro nel 2016). 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).

2015 2016 2017 Var. ass. Var. %226.815 Ricavi della gestione caratteristica 202.724 113.265 (89.459) (44,1)

7.276 Altri ricavi e proventi 1.066 18.976 17.910 1.680,1

234.091 Ricavi 203.790 132.241 (71.549) (35,1)(159.538) Acquisti, prestazioni di servizi e costi diversi (128.542) (58.163) 70.379 54,8

(3.425) Costo lavoro (3.636) (3.843) (207) (5,7)(26.796) Ammortamenti e svalutazioni (26.238) (27.629) (1.391) (5,3)

44.332 Utile operativo 45.374 42.606 (2.768) (6,1)(1.009) Proventi (oneri) finanziari netti (441) (266) 175 39,7

Proventi netti su partecipazioni

43.323 Utile prima delle imposte 44.933 42.340 (2.593) (5,8)(14.401) Imposte sul reddito (14.176) (11.679) 2.497 17,6

33,2 Tax rate (%) 31,5 27,6 (3,9)

28.922 Utile netto 30.757 30.661 (96) (0,3)

di competenza:

25.018 - azionisti Eni 26.605 26.522 (83)3.904 - interessenze di terzi 4.152 4.139 (13)

(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 113.265 migliaia di euro in diminuzione di 89.459 migliaia di euro rispetto al 2016 (202.724 migliaia di euro). Tale variazione è dovuta principalmente al riassetto contrattuale per il quale a partire dal 1° gennaio 2017, le attività di vendita di energia elettrica, vapore e calore ai clienti di sito sono effettuate direttamente da Eni.

I ricavi dell’esercizio sono così principalmente composti:

• 86.759 migliaia di euro (104.556 migliaia di euro nel 2016) per il contratto di tolling con Eni per la trasformazione del gas naturale in energia elettrica e termica;

• 26.715 migliaia di euro (24.765 migliaia di euro nel 2016) per la partecipazione al Mercato dei Servizi di Dispacciamento.

Gli altri ricavi per 18.976 migliaia di euro (1.066 migliaia di euro nel 2016) si riferiscono principalmente a proventi per il riaccredito di certificati verdi da parte del GSE per 13.323 migliaia di euro (oggetto poi di ribaltamento nell’ambito del contratto di tolling), a proventi per la cessione di certificati di teleriscaldamento per 4.369 migliaia di euro e a proventi per cessione di diritti di emissione per 1.115 migliaia di euro.

Acquisti, prestazioni di servizi e costi diversi Nel 2017 la società ha sostenuto costi per 58.163 migliaia di euro in diminuzione di 70.379 migliaia di euro rispetto al 2016 (128.542 migliaia di euro). Tale variazione è dovuta principalmente al riassetto contrattuale 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 principalmente articolati:

• 26.801 migliaia di euro (24.757 migliaia di euro nel 2016) per la partecipazione al Mercato dei Servizi di Dispacciamento;

• 11.828 migliaia di euro (7.061 migliaia di euro nel 2016) per gli oneri associati all’acquisto di emission rights;

• 2.791 migliaia di euro (2.860 migliaia di euro nel 2016) per acquisti di acqua industriale.

Si evidenziano inoltre:

• costi per manutenzione ordinaria degli impianti per 8.691 migliaia di euro (7.847 migliaia di euro nel 2016);

• costi nei confronti di Enipower per servizi gestionali, manageriali e industriali per 2.683 migliaia di euro (2.849 migliaia di euro nel 2016);

• oneri per l’Imposta Municipale sugli Immobili di 312 migliaia di euro (309 migliaia di euro nel 2016).

Tra gli accantonamenti netti a fondi rischi e oneri figurano accantonamenti al fondo rischi e oneri ambientali a fronte di oneri sostenuti per le attività di bonifica di alcuni terreni di proprietà per 17 migliaia di euro.

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Costo lavoro Il costo lavoro è pari a 3.843 migliaia di euro (3.636 migliaia di euro nel 2016) e registra un incremento di 207 migliaia di euro rispetto all’anno precedente riconducibile principalmente ai maggiori costi sostenuti per personale ricevuto in comando da società del gruppo Eni. Ammortamenti e svalutazioni Gli ammortamenti ammontano a 27.581 migliaia di euro (26.238 migliaia di euro nel 2016) e rappresentano le quote di ammortamento del periodo delle immobilizzazioni materiali, in particolare impianti e macchinari per 27.462 migliaia di euro, calcolati sulla base delle aliquote economico-tecniche.

Sulla base delle risultanze dell’ impairment test si è proceduto alla svalutazione dell’impianto fotovoltaico per 48 migliaia di euro.

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 450 migliaia di euro.

Proventi (oneri) finanziari netti Gli oneri finanziari netti di 266 migliaia di euro registrano una diminuzione di 175 migliaia di euro rispetto al 2016 per la riduzione dei tassi applicati al finanziamento a lungo termine. Gli oneri sono costituiti principalmente dagli interessi passivi maturati sui debiti a breve e a lungo termine nei confronti di Eni per 218 migliaia di euro (427 migliaia di euro nel 2016), dagli oneri relativi all’attualizzazione dei fondi oneri ambientali e smantellamento di impianti per 37 migliaia di euro e dagli oneri finanziari netti relativi al TFR per 8 migliaia di euro (14 migliaia di euro nel 2016).

Imposte sul reddito La gestione fiscale ammonta a 11.679 migliaia di euro (14.176 migliaia di euro nel 2016) e comprende imposte per Ires di 9.987 migliaia di euro e per Irap di 1.692 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 considerata suddivisa convenzionalmente nelle tre funzioni fondamentali: l’investimento, l’esercizio, il finanziamento. Lo schema proposto consente di individuare le fonti delle risorse finanziarie e gli impieghi delle stesse nel capitale immobilizzato e in quello di esercizio. Stato patrimoniale riclassificato (a) (migliaia di euro) 31.12.2016 31.12.2017 Var. ass.

Capitale immobilizzatoImmobili, impianti e macchinari 221.510 200.593 (20.917)

Attività immateriali 41.421 41.421

Partecipazioni

Crediti finanziari e titoli strumentali all’attività operativaDebiti netti relativi all’attività di investimento (5.433) (4.665) 768

257.498 237.349 (20.149)

Capitale di esercizio nettoRimanenze 1.780 1.779 (1)

Crediti commerciali 47.955 26.370 (21.585)

Debiti commerciali (42.230) (32.314) 9.916

Debiti tributari e fondo imposte netto 4.629 7.248 2.619

Fondi per rischi e oneri (3.029) (2.978) 51Altre attività (passività) d’esercizio (1.659) (1.736) (77)

7.446 (1.631) (9.077)Fondi per benefici ai dipendenti (858) (782) 76CAPITALE INVESTITO NETTO 264.086 234.936 (29.150)

PATRIMONIO NETTO 206.921 215.992 9.071Indebitamento finanziario netto 57.165 18.944 (38.221)

COPERTURE 264.086 234.936 (29.150) (a) Per la riconduzione allo schema obbligatorio v. il paragrafo "Riconduzione degli schemi di bilancio riclassificati utilizzati nella relazione sulla gestione a quelli obbligatori".

Capitale immobilizzato Il capitale immobilizzato di 237.349 migliaia di euro è diminuito di 20.149 migliaia di euro rispetto al 31 dicembre 2016 per effetto degli ammortamenti e delle svalutazioni, parzialmente assorbiti degli investimenti tecnici dell’esercizio, e dalla diminuzione dei debiti per attività di investimento.

Le immobilizzazioni materiali nette che ammontano a 200.593 migliaia di euro (221.510 migliaia di euro nel 2016) si riferiscono essenzialmente ai terreni, fabbricati, impianti e macchinari che complessivamente costituiscono la centrale elettrica e le annesse infrastrutture; i cespiti hanno avuto un decremento di 20.917 migliaia di euro per effetto essenzialmente degli ammortamenti e delle svalutazioni del periodo pari a 27.629 migliaia di euro, compensati dagli investimenti effettuati nell’esercizio per 6.697 migliaia di euro.

Le immobilizzazioni immateriali ammontano a 41.421 migliaia di euro e si riferiscono al valore dell’avviamento emerso con l’acquisizione da Enipower S.p.A. del ramo di azienda “Centrale termoelettrica di Mantova”, avente efficacia dal 1° gennaio 2006.

I debiti netti relativi all’attività di investimento ammontano a 4.665 migliaia di euro (5.433 migliaia di euro nel 2016).

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Capitale di esercizio netto Il capitale di esercizio netto presenta un saldo negativo di 1.631 migliaia di euro (7.446 migliaia di euro nel 2016). La variazione di 9.077 migliaia di euro è prevalentemente riconducibile alla diminuzione dei crediti commerciali, parzialmente compensata dalla diminuzione dei debiti commerciali, in seguito al riassetto contrattuale relativo alle attività di vendita di energia elettrica e vapore ai clienti di sito.

Di seguito si commentano le voci più significative:

- i crediti commerciali pari a 26.370 migliaia di euro (47.955 migliaia di euro nel 2016) riguardano principalmente i crediti verso Eni per le attività di Conto Lavorazione;

- i crediti per imposte anticipate di 5.789 migliaia di euro (5.036 migliaia di euro nel 2016) riguardano essenzialmente Ires per 5.643 migliaia di euro (4.886 migliaia di euro nel 2016) e lrap per 146 migliaia di euro (150 migliaia di euro nel 2016). L’aumento dei crediti rispetto al 2016 per 753 migliaia di euro si origina principalmente dal maggiore incremento degli ammortamenti non deducibili a causa delle aliquote civilistiche eccedenti quelle fiscali, applicate secondo i coefficienti ministeriali, rispetto al rigiro degli ammortamenti non deducibili della stessa natura, oggetto di ripresa fiscale nei periodi d’imposta precedenti;

- i crediti tributari di 1.605 migliaia di euro (738 migliaia di euro nel 2016) sono riferiti principalmente a crediti per istanze di rimborso Ires (910 migliaia di euro) e Irap (169 migliaia di euro) e a crediti verso Eni per Iva di Gruppo (509 migliaia di euro);

- i fondi per rischi ed oneri, pari a 2.978 migliaia di euro (3.029 migliaia di euro nel 2016), consistono in oneri di natura ambientale per 2.073 migliaia di euro (2.228 migliaia di euro nel 2016), in oneri di smantellamento e ripristino siti per 777 migliaia di euro (801 migliaia di euro nel 2016), in oneri per controversie del lavoro per 80 migliaia di euro e in oneri per contenziosi relative a imposte indirette per 48 migliaia di euro;

- i debiti commerciali di 32.314 migliaia di euro (42.230 migliaia di euro nel 2016) riguardano principalmente i debiti verso la controllante Eni;

- i debiti tributari di 146 migliaia di euro (1.146 migliaia di euro nel 2016) sono relativi principalmente ai debiti verso l’erario per ritenute relative al personale (97 migliaia di euro).

I fondi per i benefici ai dipendenti di 782 migliaia di euro (858 migliaia di euro nel 2016) riguardano principalmente il trattamento di fine rapporto (TFR) per 733 migliaia di euro e il fondo per premi anzianità (Jubilee awards) per 40 migliaia di euro.

Riconduzione dell’utile complessivo (migliaia di euro) 2016 2017Utile netto dell'esercizio 30.757 30.661Altre componenti dell'utile complessivo:- Rivalutazioni di piani a benefici definiti per i dipendenti (84) 14- Effetto fiscale 19 (4)Totale altre componenti dell'utile complessivo, al netto dell'essetto fiscale (65) 10Totale utile complessivo dell'esercizio 30.692 30.671

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Indebitamento finanziario netto

L’indebitamento finanziario netto ammonta a 18.944 migliaia di euro in diminuzione di 38.221 migliaia di euro rispetto al 31 dicembre 2016. I debiti finanziari a lungo termine di 22.895 migliaia di euro (45.789 migliaia di euro al 31 dicembre 2016) rappresentano l’esposizione debitoria nei confronti di Eni per i finanziamenti ricevuti.

L’indebitamento finanziario lordo a breve termine di 22.920 migliaia di euro è composto dalla quota a breve del finanziamento a lungo termine. Le disponibilità liquide ed equivalenti sono pari a 26.871 migliaia di euro, in aumento di 15.307 migliaia di euro rispetto al 31 dicembre 2016. Tale variazione è riconducibile alla variazione del capitale di esercizio netto, compensata in parte dal pagamento dei dividendi deliberati dall'Assemblea degli Azionisti nel mese di aprile 2017.

Patrimonio netto Il patrimonio netto di 215.992 migliaia di euro (206.921 migliaia di euro nel 2016) è composto dal capitale sociale (144.000 migliaia di euro), dalla riserva legale (11.821 migliaia di euro), da altre riserve (29.510 migliaia di euro) e dall’utile di periodo (30.661 migliaia di euro).

(migliaia di euro) 31.12.2016 31.12.2017 Var. ass.

Debiti finanziari 68.729 45.815 (22.914)

Debiti finanziari a lungo termine 45.789 22.895 (22.894)

Debiti finanziari a breve termine 22.940 22.920 (20)Disponibilità liquide ed equivalenti (11.564) (26.871) (15.307)

Indebitamento finanziario netto 57.165 18.944 (38.221)

Patrimonio netto 206.921 215.992 9.071

Leverage 0,28 0,09 (0,19)

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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)

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

28.922 Utile netto 30.757 30.661 (96)

26.647 26.217 27.563 1.346

15.321 14.599 11.898 (2.701)

16.347 (16.242) 10.774 27.016(5.285) (13.373) (13.595) (222)

81.952 Flusso di cassa netto da attività operativa 41.958 67.301 25.343

(2.268) Investimenti tecnici (10.391) (6.697) 3.694

(15) (15)(1.697) 5.232 (768) (6.000)

77.987 Free cash flow 36.799 59.821 23.022

(39.958) (22.947) (22.914) 33(18.720) (21.600) (21.600)

19.309 FLUSSO DI CASSA NETTO DEL PERIODO (7.748) 15.307 23.055

Variazione dell'indebitamento finanziario netto

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

77.987 Free cash flow 36.799 59.821 23.022

Debiti e crediti finanziari società acquisite

Debiti e crediti finanziari società disinvestite

(18.720) Flusso di cassa del capitale proprio (21.600) (21.600)

59.267 VARIAZIONE DELL'INDEBITAMENTO FINANZIARIO NETTO 15.199 38.221 23.022

Flusso di cassa del capitale proprioVariazione debiti finanziari correnti e non correnti

Investimenti in partecipazioni, imprese consolidate e rami d'azienda

Dismissioni di attività materiali

Differenze cambio su debiti e crediti finanziari e altre variazioni

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

- plusvalenze nette su cessioni di attività

- ammortamenti e altri componenti non monetari

- dividendi, interessi e imposte

Variazione del capitale di esercizio

Altre variazioni relative all’attività di investimento

Dividendi incassati, imposte pagate, interessi (pagati) incassati

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

Il free cash flow di 59.821 migliaia di euro generato nel corso dell’esercizio è dovuto principalmente al flusso di cassa netto da attività operativa di 67.301 migliaia di euro compensato dal flusso di cassa negativo da attività di investimento di 7.480 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 Mantova 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”. Evoluzione prevedibile della gestione La società prosegue nell’attività di generazione elettrica in regime di Conto Lavorazione per Eni, al quale 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 i ricambi per le palette del Gruppo 1 e del Gruppo 2, l’attività di “life time extension” del Gruppo 1 e del Gruppo 2, l’upgrading dei cicli combinati finalizzato ad aumentarne l’affidabilità e la flessibilità e il revamping dei sistemi di controllo delle turbine a gas e turbine a vapore.

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Altre informazioni Rapporti con le parti correlate La società è controllata da Enipower S.p.A. e indirettamente da Eni S.p.A. Le operazioni compiute con le parti correlate riguardano essenzialmente lo scambio di beni, le prestazioni di servizi, le provviste e l’impiego di mezzi finanziari con le controllate e collegate dell’Eni. Tutte le operazioni fanno parte dell’ordinaria gestione, sono generalmente regolate e laddove applicabile a condizioni di mercato, cioè alle condizioni che si sarebbero applicate fra le due parti indipendenti e sono state compiute nell’interesse dell’impresa. In particolare gli scambi più rilevanti riguardano il contratto di Conto Lavorazione stipulato con Eni, i cui corrispettivi annui sono determinati prevedendo la remunerazione del capitale investito e il recupero dei costi operativi. La società riceve servizi manageriali dalla propria controllante Enipower e servizi di supporto al business e amministrativi da Eni.

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.

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 Enipower S.p.A. e della controllante di questa, Eni S.p.A., 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, pertanto è 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 bensì un’unità locale costituita dallo stabilimento di Mantova Via Taliercio, 14 – Mantova.

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

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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 221.510 200.593

Attività immateriali 41.421 41.421Partecipazioni valutate con il metodo del patrimonio nettoe Altre partecipazioniCrediti finanziari e Titoli strumentali all'attività operativa

Debiti netti relativi all'attività di investimento, composti da: (5.433) (4.665)- crediti relativi all'attività di investimento/disinvestimento

- debiti per attività di investimento (5.433) (4.665)Totale Capitale immobilizzato 257.498 237.349

Capitale di esercizio nettoRimanenze 1.780 1.779Crediti commerciali 47.955 26.370Debiti commerciali (42.230) (32.314)Debiti tributari e fondo imposte netto, composti da: 4.629 7.248

- passività per imposte correnti (1.146) (146)- debiti verso controllanti per iva di gruppo

- passività per imposte differite (385) (332)- attività per imposte correnti 910- attività per imposte non correnti 184 186- crediti verso controllanti per iva di gruppo 554 509- attività per imposte anticipate 5.422 6.121

Fondi per rischi ed oneri (3.029) (2.978)Altre attività (passività), composte da: (1.659) (1.736)

- altri crediti 31 52- altre attività correnti 76 31- altri debiti e altre passività correnti (1.766) (1.819)

Totale Capitale di esercizio netto 7.446 (1.631)Fondi per benefici ai dipendenti (858) (782)CAPITALE INVESTITO NETTO 264.086 234.936

Patrimonio netto comprese le interessenze di terzi 206.921 215.992Indebitamento finanziario nettoDebiti finanziari e obbligazioni, composti da: 68.729 45.815

- passività finanziarie a lungo termine 45.789 22.895

- quote a breve di passività finanziarie a lungo termine 22.940 22.920

- passività finanziarie a breve termine

a dedurre:Disponibilità liquide ed equivalenti (11.564) (26.871)

Titoli non strumentali all'attività operativa

Crediti finanziari non strumentali all'attività operativa

Totale Indebitamento finanziario netto 57.165 18.944COPERTURE 264.086 234.936

Valori daschema

riclassif icato

Stato patrimoniale riclassificato

31 dicembre 2016 31 dicembre 2017

Valori daschema

legale

Valori daschema

riclassif icato

Valori daschema

legale

29


Rendiconto finanziario riclassificato

(migliaia di euro)Utile netto 30.757 30.661

Ammortamenti e altri componenti non monetari 26.217 27.563

- ammortamenti e svalutazioni 26.238 27.629

- variazione fondo per benefici ai dipendenti (21) (66)

Plusvalenze nette su cessioni di attività

Dividendi, interessi e imposte 14.599 11.898

- dividendi

- interessi attivi (4) (2)

- interessi passivi 427 221

- imposte sul reddito 14.176 11.679

Variazione del capitale di esercizio (16.242) 10.774

- rimanenze 253

- crediti commerciali (19.558) 21.586

- debiti commerciali 6.519 (9.916)

- fondi per rischi e oneri (3.827) (52)

- altre attività e passività 371 (844)

Dividendi incassati, imposte pagate, interessi (pagati) incassati (13.373) (13.595)

- dividendi incassati

- interessi incassati

- interessi pagati (382) (195)- imposte sul reddito pagate al netto dei crediti d'imposta rimborsati (12.991) (13.400)

Flusso di cassa netto da attività operativa 41.958 67.301

Investimenti tecnici (10.391) (6.697)

- attività materiali (10.391) (6.697)

- attività immateriali

Dismissioni e cessioni parziali:

- attività materiali 0 (15)

Altre variazioni relative all'attività di investimento 5.232 (768)- variazione debiti e crediti relativi all'attività di investimento eimputazione di ammortamenti all'attivo patrimoniale 5.232 (768)

Free cash flow 36.799 59.821

Investimenti e disinvestimenti relativi all'attività di finanziamento

Variazione debiti finanziari correnti e non correnti (22.947) (22.914)

- assunzione debiti finanziari non correnti

- rimborsi di debiti finanziari non correnti (22.895) (22.894)

- incremento (decremento) di debiti finanziari correnti (52) (20)

Flusso di cassa del capitale proprio (21.600) (21.600)

- apporti netti di capitale proprio da terzi- dividendi distribuiti agli azionisti (21.600) (21.600)

Flusso di cassa netto del periodo (7.748) 15.307

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

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Enipower Mantova Bilancio di esercizio 2017 / Schemi

Bilancio 2017

C

M

Y

CM

MY

CY

CMY

K

Bilancio MANTOVA 2017.pdf 1 02/07/18 10:54

Enipower Mantova Bilancio di esercizio 2017/ Schemi

Stato patrimoniale (unità di euro) Note Totale

di cui verso parti correlate Totale

di cui verso parti correlate

ATTIVITA'ATTIVITA' CORRENTI

Disponibilità liquide ed equivalenti (7) 11.564.120 11.561.232 26.871.271 26.871.255

Crediti commerciali e altri crediti (8) 48.541.175 45.403.622 26.930.741 26.784.188

Rimanenze (9) 1.779.681 1.779.483

Attività per imposte sul reddito correnti (10) 909.888

Attività per altre imposte correnti

Altre attività correnti (11) 75.784 75.784 30.865 30.865

61.960.760 56.522.248 ATTIVITA' NON CORRENTI

Immobili, impianti e macchinari (12) 221.509.840 200.593.000

Attività immateriali (13) 41.420.913 41.420.913

Attività per imposte anticipate (14) 5.036.399 5.788.793 Altre attività non correnti (15) 183.701 185.386

268.150.853 247.988.092 TOTALE ATTIVITA' 330.111.613 304.510.340 PASSIVITA' E PATRIMONIO NETTO

PASSIVITA' CORRENTI

Passività finanziarie a breve termine

Quote a breve di passività finanziarie a lungo termine (20) 22.939.777 22.939.777 22.920.445 22.920.445

Debiti commerciali e altri debiti (16) 48.338.894 28.149.337 37.611.311 19.928.842

Passività per imposte sul reddito correnti (17) 1.079.908 48.155

Passività per altre imposte correnti (18) 66.318 98.076

Altre passività correnti (19) 1.089.419 1.089.419 1.185.731 1.185.731

73.514.316 61.863.718 PASSIVITA' NON CORRENTI

Passività finanziarie a lungo termine (20) 45.789.474 45.789.474 22.894.737 22.894.737

Fondi per rischi e oneri (21) 3.029.056 2.977.535

Fondi per benefici ai dipendenti (22) 858.175 782.058

49.676.705 26.654.330 TOTALE PASSIVITA' 123.191.021 88.518.048 PATRIMONIO NETTO (23)

Capitale sociale 144.000.000 144.000.000

Riserva legale 10.283.418 11.821.258

Altre riserve 823.221 834.004

Utili relativi a esercizi precedenti 21.038.416 28.657.380

Riserva indisponib. effetti restatement IFRS 18.733 18.733

Utile dell'esercizio 30.756.804 30.660.918

TOTALE PATRIMONIO NETTO 206.920.592 215.992.293

TOTALE PASSIVITA' E PATRIMONIO NETTO 330.111.613 304.510.340

31.12.2016 31.12.2017

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Conto economico

(unità di euro) Note Totaledi cui verso

parti correlate Totaledi cui verso

parti correlate

RICAVI (25)

Ricavi della gestione caratteristica 202.724.331 190.827.608 113.265.091 113.424.756

Altri ricavi e proventi 1.065.381 990.573 18.975.993 18.923.546

Totale ricavi 203.789.712 132.241.084 COSTI OPERATIVI (26)

Acquisti, prestazioni di servizi e costi diversi 128.541.800 119.738.247 58.163.078 46.331.887

- di cui (proventi) oneri non ricorrenti

Costo lavoro 3.635.861 31.878 3.843.273 244.290

ALTRI PROVENTI (ONERI) OPERATIVIAMMORTAMENTI E SVALUTAZIONI 26.237.702 27.629.209 UTILE OPERATIVO 45.374.349 42.605.524 PROVENTI (ONERI) FINANZIARI (27)

Proventi finanziari 4.109 1.685

Oneri finanziari (445.111) (428.689) (267.763) (220.952)

(441.002) (266.078)

Utile prima delle imposte 44.933.347 42.339.446 Imposte sul reddito (28) (14.176.543) (11.678.528)

Utile netto dell'esercizio 30.756.804 30.660.918

2016 2017

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Prospetto dell’utile complessivo (migliaia di euro) Note 2016 2017Utile netto dell'esercizio 30.757 30.661 Altre componenti dell'utile complessivo:- Rivalutazioni di piani a benefici definiti per i dipendenti (22) (84) 14 - Effetto fiscale (22) 19 (4)

Totale altre componenti dell'utile complessivo, al netto dell'essetto fiscale (65) 10 Totale utile complessivo dell'esercizio 30.692 30.671

34


Prospetto delle variazioni nelle voci di patrimonio netto

(migliaia di euro) Cap

itale

soc

iale

Ris

erva

lega

le

Ris

erva

ex

art.1

3 D

lgs

124/

93

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eden

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Util

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ll'es

erci

zio

Tota

le

Saldi al 31 dicembre 2014 144.000 7.510 223 763 400 8.128 26.537 187.561

Utile dell'esercizio 28.922 28.922

Altre componenti dell'utile complessivo:IAS 19 OCI 2015 65 65Utile complessivo esercizio 65 65

Operazioni con gli azionisti:Attribuzione dividendo (18.720) (18.720)Destinazione utile residuo 1.327 6.490 (7.817)Saldi al 31 dicembre 2015 144.000 8.837 223 763 465 14.618 28.922 197.828

Patrimonio netto di Enipower Mantova

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segue Prospetto delle variazioni nelle voci di patrimonio netto

(migliaia di euro) Cap

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Saldi al 31 dicembre 2015 144.000 8.837 223 763 465 14.618 28.922 197.828


Altre componenti dell'utile complessivo:IAS 19 OCI 2016 (65) (65)Utile complessivo esercizio (65) (65)

Operazioni con gli azionisti:Attribuzione dividendo (21.600) (21.600)Destinazione utile residuo 1.446 5.876 (7.322)

144.000 10.283 223 763 400 20.494 30.757 206.920Altri movimenti di patrimonio netto:Altre variazioni (563) 545 19 1

(563) 545 19 1Saldi al 31 dicembre 2016 144.000 10.283 223 763 (163) 21.039 19 30.757 206.921


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segue Prospetto delle variazioni nelle voci di patrimonio netto

(migliaia di euro) Not

e

Cap

itale

soc

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art.1

3 D

lgs

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93

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Util

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ativ

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Util

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zio

Tota

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Saldi al 31 dicembre 2016 144.000 10.283 223 763 (163) 21.039 19 30.757 206.921


Altre componenti dell'utile complessivo:IAS 19 OCI 2017 10 10Utile complessivo esercizio 10 10

Operazioni con gli azionisti:Attribuzione dividendo (21.600) (21.600)Destinazione utile residuo 1.538 7.619 (9.157)

Saldi al 31 dicembre 2017 (23) 144.000 11.821 223 763 (153) 28.658 19 30.661 215.992


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Rendiconto finanziario (migliaia di euro) Note 2016 2017Utile netto dell'esercizio 30.757 30.661

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

Ammortamenti e svalutazioni (26) 26.238 27.629

Plusvalenze nette su cessioni di attività

Dividendi

Interessi attivi (4) (2)

Interessi passivi 427 221

Imposte sul reddito (28) 14.176 11.679

Altre variazioni

Variazioni del capitale di esercizio:

- rimanenze 253

- crediti commerciali (19.558) 21.586

- debiti commerciali 6.519 (9.916)

- fondi per rischi e oneri (3.827) (52)

- altre attività e passività 371 (844)

Flusso di cassa del capitale di esercizio (16.242) 10.774

Variazione fondo per benefici ai dipendenti (21) (66)

Interessi incassati

Interessi pagati (382) (195)

Imposte sul reddito pagate al netto dei crediti d'imposta rimborsati (12.991) (13.400)

Flusso di cassa netto da attività operativa 41.958 67.301- di cui verso parti correlate (29) 56.044 96.173

Investimenti:

- attività materiali (12) (10.391) (6.697)

- variazione debiti e crediti relativi all’attività di investimento e imputazione di ammortamenti all’attivo patrimoniale

Flusso di cassa degli investimenti (10.391) (6.697)

Disinvestimenti:

- attività materiali (15)

- variazione debiti e crediti relativi all’attività di disinvestimento 5.232 (768)

Flusso di cassa dei disinvestimenti 5.232 (783)

Flusso di cassa netto da attività di investimento (5.159) (7.480)-di cui verso parti correlate (29)

Assunzione (rimborsi) di debiti finanziari a lungo

Incremento (Decremento) di debiti finanziari correnti (22.947) (22.914)

Dividendi pagati (21.600) (21.600)Flusso di cassa netto da attività di finanziamento (44.547) (44.514)-di cui verso parti correlate (29) (44.547) (44.514)

Flusso di cassa netto dell'esercizio (7.748) 15.307Disponibilità liquide ed equivalenti ad inizio esercizio 19.312 11.564

Disponibilità liquide ed equivalenti a fine esercizio 11.564 26.871

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Enipower Mantova 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 Mantova S.p.A..

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 Mantova S.p.A. nella riunione dell’13 marzo 2018, è sottoposto alla revisione contabile da parte di 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 fatto.

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 periodo in cui l’attività sarà utilizzata dall’impresa. Quando l’attività materiale è costituita da più componenti

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Enipower Mantova Bilancio di esercizio 2017/ Note al bilancio

significative aventi vite utili differenti, l’ammortamento è effettuato per ciascuna componente. Il valore da ammortizzare è rappresentato dal valore d’iscrizione, ridotto del presumibile valore netto di cessione al termine della sua vita utile, se significativo e ragionevolmente determinabile.

Non sono oggetto di ammortamento i terreni, anche se acquistati congiuntamente a un fabbricato, nonché le attività materiali destinate alla vendita. Eventuali modifiche al piano di ammortamento, derivanti da revisione della vita utile dell’attività, del valore residuo ovvero delle modalità di ottenimento dei benefici economici dell’attività, sono rilevate prospetticamente.

I costi di sostituzione di componenti identificabili di beni complessi sono rilevati all’attivo patrimoniale e ammortizzati lungo la loro vita utile; il valore di iscrizione residuo della componente oggetto di sostituzione è rilevato a conto economico. Le spese di manutenzione e riparazione ordinarie sono rilevate a conto economico nell’esercizio in cui sono sostenute.

Quando si verificano eventi che fanno presumere una riduzione del valore delle attività materiali, la loro recuperabilità è verificata confrontando il valore di iscrizione con il relativo valore recuperabile rappresentato dal maggiore tra il fair value, al netto degli oneri di dismissione 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, nonché il goodwill quando acquisito a titolo oneroso. L’identificabilità è definita con riferimento alla possibilità di distinguere l’attività immateriale acquisita dal goodwill; tale requisito è soddisfatto, di norma, quando: (i) l’attività immateriale è riconducibile a un diritto legale o contrattuale, oppure (ii) l’attività è separabile, ossia può essere ceduta, trasferita, data in affitto o scambiata autonomamente oppure come parte integrante di altre attività. Il controllo su un’attività immateriale da parte dell’impresa consiste nella potestà di usufruire dei benefici economici futuri derivanti dall’attività e nella possibilità di limitarne l’accesso ad altri.

Le attività immateriali sono iscritte al costo determinato secondo i criteri indicati per le attività materiali. Non è ammesso effettuare rivalutazioni, neanche in applicazione di leggi specifiche.

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Le attività immateriali aventi vita utile definita sono ammortizzate sistematicamente lungo la loro vita utile intesa come la stima del periodo in cui le attività saranno utilizzate dall’impresa; per il valore da ammortizzare e la recuperabilità del valore di iscrizione valgono i criteri indicati al punto “Attività materiali”.

Il goodwill e le altre attività immateriali aventi vita utile indefinita non sono oggetto di ammortamento. La recuperabilità del loro valore di iscrizione è verificata almeno annualmente e comunque quando si verificano eventi che fanno presupporre una riduzione del valore. La verifica è effettuata a livello del più piccolo aggregato sulla base del quale la Direzione Aziendale valuta, direttamente o indirettamente, il ritorno dell’investimento che include il goodwill stesso. Quando il valore d’iscrizione della cash generating unit, comprensivo del goodwill a essa attribuito e determinato tenendo conto delle eventuali svalutazioni degli assets non correnti che fanno parte della cash generating unit, è superiore al valore recuperabile1, la differenza costituisce oggetto di svalutazione che viene attribuita in via prioritaria al goodwill fino a concorrenza del suo ammontare. L’eventuale eccedenza della svalutazione rispetto al goodwill è imputata pro quota al valore di libro degli asset che costituiscono la cash generating unit fino all’ammontare del valore recuperabile delle attività a vita utile definita. Le svalutazioni del goodwill non sono oggetto di ripristino di valore2.

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.

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.

Strumenti finanziari

Attività finanziarie correnti

Le disponibilità liquide ed equivalenti comprendono la cassa e depositi a vista.

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”.

Passività finanziarie

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

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).

1 Per la definizione di valore recuperabile vedi punto “Attività materiali”. 2 La svalutazione rilevata in un periodo infrannuale non è oggetto di storno neppure nel caso in cui, sulla base delle condizioni esistenti

in un periodo infrannuale successivo, la svalutazione sarebbe stata minore ovvero non rilevata.

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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.

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 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

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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 vendita dei prodotti sono rilevati 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.

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.

Imposte sul reddito

Le imposte sul reddito correnti sono calcolate sulla base della stima del reddito imponibile; il debito previsto è rilevato alla voce “Passività per imposte sul reddito correnti”. 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

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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. Analogamente, nei limiti della loro recuperabilità sono rilevati i crediti di imposta non utilizzati e le imposte anticipate sulle perdite fiscali.

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 a livello di singola impresa 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.

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 il rischio di inadempimento di una passività finanziaria da parte dell’entità stessa (cd Debit Valuation Adjustment o CVA).

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 nell’ultimo bilancio d’esercizio, fatta eccezione per gli schemi di conto economico e di rendiconto finanziario che presentano la nuova voce “Radiazioni”, che accoglie di oneri derivanti dalla radiazione (write-off) di attività materiali e immateriali.

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

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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 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.

4 Modifica dei criteri contabili Non ci sono state modifiche di principi contabili entrati in vigore nell’esercizio 2017 che hanno prodotto impatti. 5 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

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domanda, i profili produttivi – e sono attualizzati utilizzando un tasso che tiene conto del rischio inerente all’attività interessata.

Smantellamento e ripristino siti

La società sostiene delle passività significative connesse agli obblighi di smantellamento delle attività materiali e di ripristino ambientale dei terreni al termine produzione della vita produttiva. La stima dei costi futuri di smantellamento e di ripristino è un processo complesso che richiede l’apprezzamento e il giudizio della Direzione Aziendale nella valutazione delle passività da sostenersi a distanza di molti anni per l’adempimento di obblighi di smantellamento e di ripristino, spesso non compiutamente definiti da leggi, regolamenti amministrativi o clausole contrattuali. Questi obblighi risentono inoltre del costante aggiornamento delle tecniche e dei costi di smantellamento e di ripristino, nonché, della continua evoluzione della sensibilità politica e pubblica in materia di salute e di tutela ambientale. La criticità delle stime contabili degli oneri di smantellamento e di ripristino dipende anche dalla tecnica di contabilizzazione di tali oneri il cui valore attuale è inizialmente capitalizzato insieme al costo dell’attività a cui ineriscono in contropartita al fondo rischi. Successivamente, il valore del fondo rischi è aggiornato per riflettere il trascorrere del tempo e le eventuali variazioni di stima a seguito di modifiche dei flussi di cassa attesi, della tempistica della loro realizzazione nonché dei tassi di attualizzazione adottati. La determinazione del tasso di attualizzazione da utilizzare sia nella valutazione iniziale dell’onere, che nelle valutazioni successive è frutto di un processo complesso che comporta giudizi soggettivi da parte della Direzione Aziendale.

Passività ambientali

Come le altre società del settore, Enipower Mantova è soggetta a numerose leggi e regolamenti per la tutela dell’ambiente a livello comunitario, nazionale, regionale e locale, ivi incluse le leggi che attuano convenzioni e protocolli internazionali relativi alle attività nel settore elettrico, ai prodotti e alle altre attività svolte. I relativi costi sono accantonati quando è probabile l’esistenza di una passività onerosa e l’ammontare può essere stimato attendibilmente.

La società, sebbene attualmente non ritenga che vi saranno effetti negativi particolarmente rilevanti sul bilancio di esercizio dovuti al mancato rispetto della normativa ambientale – anche tenuto conto degli interventi già effettuati, delle polizze assicurative stipulate e dei fondi rischi accantonati – non può, tuttavia escludere che possa incorrere in ulteriori costi o responsabilità anche di proporzioni rilevanti perché, allo stato attuale delle conoscenze, è impossibile prevedere gli effetti dei futuri sviluppi tenuto conto tra l’altro dei seguenti aspetti:

(i) la possibilità che emergano nuove contaminazioni;

(ii) i risultati delle caratterizzazioni in corso e da eseguire e gli altri possibili effetti derivanti dall’applicazione delle leggi vigenti;

(iii) gli eventuali effetti di nuove leggi e regolamenti per la tutela dell’ambiente;

(iv) gli effetti di eventuali innovazioni tecnologiche per il risanamento ambientale;

(v) la possibilità di controversie e la difficoltà di determinare le eventuali conseguenze, anche in relazione alla responsabilità di altri soggetti e ai possibili indennizzi.

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.

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Le principali assunzioni utilizzate per la quantificazione di tali benefici sono determinate come segue:

(i) i tassi di sconto e di inflazione che rappresentano i tassi in base ai quali l’obbligazione nei confronti dei dipendenti potrebbe essere effettivamente adempiuta, si basano sui tassi che maturano su titoli obbligazionari corporate di elevata qualità (ovvero, in assenza di un “deep market” di tali titoli, sui rendimenti dei titoli di stato) e sulle aspettative inflazionistiche dei Paesi interessati;

(ii) il livello delle retribuzioni future è determinato sulla base di elementi quali le aspettative inflazionistiche, la produttività, gli avanzamenti di carriera e di anzianità;

(iii) il costo futuro delle prestazioni sanitarie è determinato sulla base di elementi quali l’andamento presente e passato dei costi delle prestazioni sanitarie, comprese assunzioni sulla crescita inflattiva di tali costi, e le modifiche nelle condizioni di salute degli aventi diritto;

(iv) le assunzioni demografiche riflettono la migliore stima dell’andamento di variabili, quali ad esempio la mortalità, il turnover e l’invalidità relative alla popolazione degli aventi diritto.

Normalmente si verificano differenze nel valore della passività (attività) netta dei piani per benefici ai dipendenti derivanti dalle cd rivalutazioni rappresentate, tra l’altro, dalle modifiche delle ipotesi attuariali utilizzate, dalla differenza tra le ipotesi attuariali precedentemente adottate e quelle che si sono effettivamente realizzate e dal differente rendimento delle attività al servizio del piano rispetto a quello considerato nel net interest. Le rivalutazioni sono rilevate nel prospetto dell’utile complessivo per i piani a benefici definiti e a conto economico per i piani a lungo termine.

Fondi

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

6 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,

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avendo riguardo alle fattispecie esistenti a tale data, senza effettuare il restatement degli esercizi precedenti posti a confronto.

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).3

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.4

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

3 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.

4 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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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 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 20185.

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.

5 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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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 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 Mantova sta analizzando i principi indicati e valutando se la loro adozione avrà un impatto significativo sul bilancio.

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Attività correnti 7 Disponibilità liquide ed equivalenti Le disponibilità liquide ed equivalenti sono di 26.871 migliaia di euro, in aumento di 15.307 migliaia di euro rispetto al 31 dicembre 2016 (11.564 migliaia di euro).

8 Crediti commerciali e altri crediti I crediti commerciali e gli altri crediti di 26.931 migliaia di euro (48.541 migliaia di euro al 31 dicembre 2016) si analizzano come segue: (migliaia di euro) 31.12.2016 31.12.2017Crediti commerciali 47.955 26.370

Altri crediti:

- controllanti 554 509

- altri 32 52

586 561 48.541 26.931

I crediti commerciali di 26.370 migliaia di euro riguardano crediti verso società del gruppo Eni per 7.874 migliaia di euro e crediti verso terzi per 18.496 migliaia di euro e si riferiscono principalmente a crediti verso Eni Divisione Gas & Power per il contratto di Conto Lavorazione, a crediti verso Terna per la vendita di energia elettrica e a crediti verso il GSE (Gestore dei Servizi Energetici) per il riaccredito di certificati verdi. Diminuiscono rispetto all’esercizio precedente di 21.585 migliaia di euro principalmente per effetto della diminuzione dei crediti verso Eni Divisione Gas & Power in seguito al riassetto contrattuale relativo alle attività di vendita di energia elettrica e vapore ai clienti di sito.

I crediti commerciali e gli altri crediti si analizzano come segue:

(migliaia di euro)

Crediti commerciali Altri crediti Totale

Crediti commerciali Altri crediti Totale

Crediti non scaduti e non svalutati 47.442 586 48.028 26.219 561 26.780

Crediti svalutati al netto del fondo svalutazione 55 55 55 55

Crediti scaduti e non svalutati:

- da 0 a 3 mesi 456 456 56 56

- da 3 a 6 mesi 2 2 13 13

- da 6 a 12 mesi

- scaduti e non svalutati oltre l'anno 27 27

458 458 96 9647.955 586 48.541 26.370 561 26.931

31.12.2016 31.12.2017

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Gli altri crediti di 561 migliaia di euro si analizzano come segue: (migliaia di euro) 31.12.2016 31.12.2017

Crediti verso Controllanti:

- per liquidazione iva di gruppo 554 509

Crediti verso Altre Imprese del Gruppo:

- acconti a fornitori 16 Altri crediti:

- acconti per servizi 1 1

- depositi cauzionali 8 8

- crediti vs personale per ferie fodute in anticipo 17 17

- crediti vs istituti di previdenza e sicurezza sociale 5 9

- altri crediti vs personale per attività di esercizio 1 1

32 36586 561

La società non ha crediti in moneta diversa dall’euro.

La valutazione al fair value dei crediti commerciali e altri crediti non produce effetti significativi, considerato il breve periodo di tempo intercorrente tra il sorgere del credito e la sua scadenza.

I crediti verso parti correlate sono indicati alla nota 29 “Rapporti con parti correlate”.

9 Rimanenze Le rimanenze di 1.779 migliaia di euro (1.780 migliaia di euro al 31 dicembre 2016) si analizzano come segue:

Le rimanenze per materie prime, sussidiarie e di consumo sono costituite principalmente da materiali tecnici e parti di ricambio impiegati per la manutenzione per 1.771 migliaia di euro.

La variazione delle rimanenze e del fondo svalutazione si analizzano come segue:

(migliaia di euro) Valor

e iniz

iale

Varia

zioni

dell'e

serc

izio

Acca

nton

amen

ti

Utiliz

zi

Altre

varia

zioni

Valor

e fina

le

31.12.2016Rimanenze lorde 2.108 (253) 1.855

Fondo svalutazione (75) (75)

Rimanenze nette 2.033 (253) 1.780 31.12.2017Rimanenze lorde 1.855 (1) 1.854 Fondo svalutazione (75) (75) Rimanenze nette 1.780 (1) 1.779

(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 4 1 1.775 1.780 6 2 1.771 1.779

4 1 1.775 1.780 6 2 1.771 1.779

31.12.2016 31.12.2016

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10 Attività per imposte sul reddito correnti Le attività per imposte sul reddito correnti al 31 dicembre 2017 ammontano a 910 migliaia di euro (0 migliaia di euro al 31 dicembre 2016).

L’incremento di 910 migliaia di euro deriva dal minore stanziamento Ires di periodo rispetto ai crediti ricevuti da Eni a seguito della cessione commentata al punto “Passività per imposte sul reddito correnti”.

11 Altre attività correnti Le altre attività correnti ammontano a 31 migliaia di euro (76 migliaia di euro al 31 dicembre 2016) in diminuzione, rispetto all’esercizio precedente, di 45 migliaia di euro e riguardano il risconto relativo a commissioni verso Eni per 5 migliaia di euro e verso Eni Trading & Shipping per 26 migliaia di euro.

Attività non correnti

12 Immobili, impianti e macchinari

Gli immobili, impianti e macchinari di 200.593 migliaia di euro (221.510 migliaia di euro al 31 dicembre 2016) si analizzano come segue:

(migliaia di euro) Valo

re i

nizi

ale

netto

Inve

stim

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Am

mor

tam

enti

Sval

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ioni

Ric

lass

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Valo

re fi

nale

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to

Valo

re fi

nale

lord

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Fond

o am

mor

tam

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e

sval

utaz

ione

31.12.2016Terreni 4.774 4.774 4.774

Fabbricati 2.513 (278) 2.235 8.199 5.964

Impianti e macchinari 229.462 (25.911) 3.393 206.944 525.781 318.837

Attrezzature industriali e commerciali 351 44 (47) 348 713 365

Altri beni 9 4 (2) 11 198 187

Immobilizzazioni in corso e acconti 247 10.343 (3.392) 7.198 7.198

237.356 10.391 (26.238) 1 221.510 546.863 325.35331.12.2017Terreni 4.774 4.774 4.774

Fabbricati 2.235 (102) 2.133 8.199 6.066

Impianti e macchinari 206.944 (27.428) (48) 13.178 192.646 538.943 346.297

Attrezzature industriali e commerciali 348 (48) 300 714 414

Altri beni 11 (3) 8 198 190

Immobilizzazioni in corso e acconti 7.198 6.697 (13.163) 732 732

221.510 6.697 (27.581) (48) 15 200.593 553.560 352.967

Gli investimenti di 6.697 migliaia di euro (10.391 migliaia di euro nel 2016), sono relativi:

- ai ricambi per le palette del Gruppo 1 (1.850 migliaia di euro);

- alla realizzazione di modifiche hardware e software per migliorare le performance sulla turbina a gas del Gruppo 2 (1.618 migliaia di euro);

- all’installazione degli inverter sul Gruppo 1 e sul Gruppo 2 da ultimare nel 2018 (1.208 migliaia di euro);

- a altri interventi di revamping e di miglioramento affidabilità (2.021 migliaia di euro).

Le altre variazioni riferite agli impianti e macchinari sono relative principalmente al passaggio in esercizio di immobilizzazioni in corso.

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Fra gli impianti e macchinari sono inclusi inoltre impianti ammortizzati con il metodo UOP (Units of Production), determinato in base alle ore effettivamente lavorate dagli impianti.

Sono inoltre presenti costi di smantellamento di impianti completamente ammortizzati.

I principali coefficienti di ammortamento adottati per l’esercizio 2017 sono compresi nei seguenti intervalli:

(%)

Fabbricati 4

Impianti e macchinari (CTE e RIU) 5

Impianti e macchinari UOP

Impianti e macchinari (Sottostazioni) 7

Impianti fotovoltaici 9

Attezzature industriali e commerciali 10

Arredi e macchine d'ufficio 12

Macchine elettroniche 20 I coefficienti di ammortamento adottati non sono stati modificati rispetto all’esercizio precedente.

Fra gli impianti e macchinari sono inclusi inoltre impianti ammortizzati con il metodo UOP (Units of Production), determinato in base alle ore effettivamente lavorate dagli impianti.

Sono inoltre presenti costi di smantellamento impianti ammortizzati in base alla previsione originaria di smantellamento degli impianti.

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 450 migliaia di euro.

Nel valore degli immobili, impianti e macchinari sono compresi cespiti completamente ammortizzati, ancora in uso per 47.491 migliaia di euro che riguardano costi di smantellamento, attrezzatura varia, mobili e macchine d’ufficio.

Sugli immobili, impianti e macchinari non sono costituite garanzie reali.

13 Attività immateriali Le attività immateriali di 41.421 migliaia di euro (stesso valore al 31 dicembre 2016) si analizzano come segue:

(migliaia di euro) Valo

re in

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enti

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enti

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Valo

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Valo

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Fond

o am

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31.12.2016Attività immateriali a vita utile indefinita- Goodwill 41.421 41.421

41.421 41.42131.12.2017Attività immateriali a vita utile indefinita- Goodwill 41.421 41.421

41.421 41.421 Ai fini della determinazione del valore recuperabile il goodwill e le altre attività immateriali aventi vita utile indefinita sono allocati sulla CGU “Centrale Termoelettrica di Mantova”.

Il valore recuperabile della CGU è stato oggetto di impairement test ed è risultato congruo.

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14 Attività per imposte anticipate Le attività per imposte anticipate di 5.789 migliaia di euro (5.037 migliaia di euro al 31 dicembre 2016) sono indicate al netto delle passività per imposte differite compensabili di 332 migliaia di euro (385 migliaia di euro al 31 dicembre 2016).

Le attività per imposte anticipate e le passività per imposte differite si analizzano come segue:

La natura delle differenze temporanee che hanno determinato i crediti per imposte anticipate Ires e Irap è la seguente:

(migliaia di euro)

Valoreal

31.12.2016 Accantonamenti UtilizziAltre

variazioni

Valoreal

31.12.2017

Imposte sul reddito anticipate:

- fondo ammortamento tassato 4.548 1.346 (537) (82) 5.275

- fondo smantellamento e ripristino siti 154 1 (4) 151

- fondo rischi e oneri 636 38 (60) 614

- altre variazioni 84 6 (8) (1) 81

5.422 1.391 (609) (83) 6.121Imposte sul reddito differite:

- capitalizzazione canoni manutenzione ciclica (8) 8- capitalizzazione oneri finanziari (377) 45 (332)

(385) 53 (332)

5.037 1.391 (556) (83) 5.789

15 Altre attività non correnti Le altre attività non correnti ammontano a 186 migliaia di euro (184 migliaia di euro al 31 dicembre 2016) e si riferiscono a crediti di imposta, comprensivi dei relativi interessi, per istanze di rimborso relative a imposte sul reddito presentate nell’anno 2013.


eal

31.12

.2016

Incre

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Decr

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ti

Altre

varia

zioni

Valor

eal

31.12

.2017

Attività per imposte anticipate 5.422 1.391 (609) (83) 6.121

Passività per imposte differite compensabili (385) 53 (332)

5.037 1.391 (556) (83) 5.789

(migliaia di euro) 31.12.2016 31.12.2017Attività per imposte anticipate 5.422 6.121

Passività per imposte differite compensabili (385) (332)

5.037 5.789

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Passività correnti 16 Debiti commerciali e altri debiti I debiti commerciali e gli altri debiti di 37.611 migliaia di euro (48.339 migliaia di euro al 31 dicembre 2016) si analizzano come segue:

(migliaia di euro) 31.12.2016 31.12.2017Debiti commerciali 42.230 32.314Altri debiti:

- relativi all'attività di investimento 5.433 4.665

- altri debiti 676 632

6.109 5.29748.339 37.611

I debiti commerciali di 32.314 migliaia di euro diminuiscono di 9.916 migliaia di euro essenzialmente per effetto della diminuzione dell’esposizione debitoria verso Eni Divisione Gas & Power in seguito al riassetto contrattuale relativo alle attività di vendita di energia elettrica e vapore ai clienti di sito.

Gli altri debiti di 5.297 migliaia di euro (6.109 migliaia di euro al 31 dicembre 2016) si analizzano come segue:

(migliaia di euro) 31.12.2016 31.12.2017Debiti verso:

- fornitori per attività di investimento 5.432 4.665

- istituti di previdenza e di sicurezza sociale 259 201

- personale 286 303

- consulenti e professionisti 25 19

6.002 5.188Altri debiti 107 109

6.109 5.297 I debiti verso parti correlate sono indicati alla nota 29 “Rapporti con parti correlate”.

La valutazione al fair value dei debiti commerciali e altri debiti non produce effetti significativi considerato il breve periodo di tempo intercorrente tra il sorgere del debito e la sua scadenza.

17 Passività per imposte sul reddito correnti Le passività per imposte sul reddito correnti ammontano a 48 migliaia di euro (1.080 migliaia di euro al 31 dicembre 2016) e si analizzano come segue:

(migliaia di euro) 31.12.2016 31.12.2017Ires (descrizione originaria "Imprese italiane") 961

Irap (descrizione originaria "Imprese estere") 119 48

1.080 48

Il decremento delle passività per imposte sul reddito correnti è dovuto essenzialmente all’effetto del minor stanziamento di periodo per Ires rispetto agli acconti versati.

Al fine di ottimizzare gli esborsi finanziari relativi alle imposte all’interno del Gruppo Eni, Enipower Mantova si è avvalsa nell’anno 2017, in qualità di società cessionaria, della possibilità di compensare i crediti per Ires acquistati dalla capogruppo Eni, in qualità di società cedente, ai sensi dell’art. 43-ter DPR 602/73, dell’art. 2 del D.Lgs 358/97 e del D.Lgs 241/97, permettendo la compensazione della posizione a debito derivante dall’obbligo di versamento, con il credito derivante, viceversa, da eccedenze emerse dalla dichiarazione dei redditi. La cessione è avvenuta per un ammontare di 12.619 migliaia di euro per il pagamento di quanto dovuto dalla società stessa a titolo di saldo Ires 2016 e primo e secondo acconto Ires per il 2017.

56


18 Passività per altre imposte correnti Le passività per altre imposte correnti di 98 migliaia di euro (66 migliaia di euro al 31 dicembre 2016) si analizzano come segue: (migliaia di euro) 31.12.2016 31.12.2017Ritenute Irpef su redditi di lavoro dipendente 66 98

66 98 19 Altre passività correnti Le passività correnti pari a 1.186 migliaia di euro (1.090 migliaia di euro al 31 dicembre 2016) si riferiscono ai risconti delle quote di diritti di emissione per attività di negoziazione acquistati da Eni Trading & Shipping S.p.A.. Passività non correnti 20 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, di 45.815 migliaia di euro (68.729 migliaia di euro al 31 dicembre 2016) sono di seguito indicate con le relative scadenze:

(migliaia di euro)

Tipo Scadenza 2016 2017 Scad. 2018 2019 2020 2021 2022 Oltre TotaleAltri finanziatori 2019 68.729 45.815 22.920 22.895 22.895

68.729 45.815 22.920 22.895 22.895

Valore al 31 dicembre Scadenza

Le passività finanziarie a lungo termine, comprensive delle quote a breve termine, diminuiscono di 22.914 migliaia di euro per effetto della variazione del rateo per interessi maturati e non ancora pagati.

I finanziamenti sono stati rinegoziati nel corso del primo semestre 2013 secondo la seguente modalità: le quattro semestralità pagabili a partire dal 29/04/2013 sino al 29/10/2014 sono state sospese generando un prolungamento della scadenza del finanziamento che avverrà il 29/10/2019. Nel corso del 2017 si è provveduto al pagamento delle due quote capitali semestrali in data 29 aprile e in data 29 ottobre.

I finanziamenti concessi da eni in essere al 31 dicembre 2017 sono così composti:

- il finanziamento pari a 150.000 migliaia di euro acceso per la costruzione della nuova centrale termoelettrica di Mantova. Il piano di ammortamento, rinegoziato come precedentemente descritto, prevede il rimborso in 20 quote semestrali di 7.500 migliaia di euro ciascuna con scadenza il 29/10/2019. Il tasso di interesse di riferimento è indicizzato all’Euribor 6 mesi. Il pagamento degli interessi avviene semestralmente in via posticipata;

- il finanziamento di originarie 100.000 migliaia di euro anch’esso acceso per la costruzione della nuova centrale termoelettrica di Mantova. Il piano di ammortamento originario prevedeva il rimborso in 20 quote semestrali di 5.000 migliaia di euro ciascuna a partire dal 29 aprile 2008; a seguito del rimborso anticipato di ulteriori 20.000 migliaia di euro, in occasione del rimborso della prima quota capitale, il nuovo piano di ammortamento prevede il rimborso in 19 quote semestrali di 3.947 migliaia di euro. Il finanziamento è stato rinegoziato come già illustrato prolungando la scadenza dello stesso al 29/10/2019. Il tasso di interesse di riferimento è indicizzato all’Euribor 6 mesi. Il pagamento degli interessi avviene semestralmente in via posticipata.

I debiti finanziari presentano un tasso di interesse variabile; il tasso di interesse medio ponderato è dello 0,362% (0,495% nell’esercizio 2016). I tassi di interesse effettivi adottati sono compresi tra lo 0,326% e lo

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0,387%.

La società non ha debiti finanziari a lungo termine in valuta diversa dall’euro.

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

L’analisi dell’indebitamento finanziario netto indicato nel “Commento ai risultati economico-finanziari” della “Relazione sulla gestione” è la seguente:

(migliaia di euro) CorrentiNon

correnti Totale CorrentiNoncorrenti Totale

A. Disponibilità liquide ed equivalenti 11.564 11.564 26.871 26.871

B. Titoli disponibili per la vendita

C. Liquidità (A+B) 11.564 11.564 26.871 26.871D. Crediti finanziariE. 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 22.940 45.789 68.729 22.920 22.895 45.815

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) 22.940 45.789 68.729 22.920 22.895 45.815O. Indebitamento finanziario netto (N-C-D) 11.376 45.789 57.165 (3.951) 22.895 18.944

31.12.2016 31.12.2017

21 Fondi per rischi e oneri I fondi per rischi e oneri di 2.978 migliaia di euro (3.029 migliaia di euro al 31 dicembre 2016) si analizzano come segue:


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31.12

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Valor

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31.12

.2017

Fondo smantellamento e ripristino siti 802 1 (26) 777

Fondo rischi ed oneri ambientali 2.227 17 36 (207) 2.073

Fondo controversie del lavoro 80 80

Fondo imposte per controversie altre imposte 48 48

3.029 145 37 (233) 2.978 Il fondo smantellamento e ripristino siti accoglie la stima dei costi per le attività di smantellamento delle centrali termoelettriche presso il sito di Mantova.

Il fondo rischi ed oneri ambientali riguarda i costi ambientali relativi a bonifiche presso il sito produttivo di Mantova.

22 Fondi per benefici ai dipendenti I fondi per benefici ai dipendenti di 782 migliaia di euro (858 migliaia di euro al 31 dicembre 2016) si analizzano come segue:

(migliaia di euro) 31.12.2016 31.12.2017TFR 804 733

Altri fondi per benefici ai dipendenti 54 49

858 782 Il fondo trattamento di fine rapporto, disciplinato dall’art. 2120 del codice civile, pari a 733 migliaia di euro (804 migliaia di euro al 31 dicembre 2016), accoglie la stima dell’obbligazione, determinata sulla base di

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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 classificata come un piano a contributi definiti in quanto l’obbligazione dell’impresa è rappresentata esclusivamente dal versamento dei contributi al fondo pensione ovvero all’Inps. La passività relativa al trattamento di fine rapporto antecedente al 1° gennaio 2007 continua a rappresentare un piano a benefici definiti da valutare secondo tecniche attuariali.

Gli altri fondi per benefici ai dipendenti riguardano piani a benefici definiti per 49 migliaia di euro (54 migliaia di euro al 31 dicembre 2016) e si riferiscono al Fondo Gas e ai premi di anzianità, che sono benefici erogati al raggiungimento di un periodo minimo di servizio in azienda e, per quanto riguarda l’Italia, sono erogati in natura.

I fondi per benefici ai dipendenti, valutati applicando tecniche attuariali, si analizzano come di seguito indicato:

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

31.12.2016 31.12.2017TFR Piani Piani Altri TFR Fondo Piani Altri

(migliaia di euro) Pensione Medici Benefici Gas Medici Benefici

Costo corrente 3 2

Costo per prestazioni passate e Utili/perdite per estinzione

Interessi passivi (attivi) netti: 1

- interessi passivi sull'obbligazione 14 8

- interessi attivi sulle attività al servizio del piano

- interessi attivi su diritti di rimborso

- interessi sul massimale delle attività

Totale interessi passivi (attivi) netti 14 (2) 8

- di cui rilevato nel costo lavoro

- di cui rilevato nei (proventi) oneri finanziari

Rivalutazione dei piani a lungo termine

Altri costi

Totale 14 1 8 2

- di cui rilevato nel costo lavoro 1 2- di cui rilevato nei (proventi) oneri finanziari 14 8

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 685 46 804 10 44Costo corrente 3 2

Interessi passivi 14 1 8

Rivalutazioni:

- utili/perdite attuariali risultanti da variazioni nelle ipotesi demografiche (8) 1 (5)

- utili/perdite attuariali risultanti da variazioni nelle ipotesi finanziarie 34 1 (17)

- effetto dell'esperienza passata 56 2 4 (1)

Costo per prestazioni passate e Utili/perdite per estinzione

Contributi al piano:

- Contributi dei dipendenti

- Contributi del datore di lavoro

Benefici pagati (3) (31) (1) (2) di cui per estinzioni

Effetto aggregazioni aziendali, dismissioni, trasferimenti 23 8 (35) (3)

Effetto differenze cambioValore attuale dell'obbligazione alla fine dell'esercizio 804 10 44 733 9 40

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

Le principali ipotesi attuariali adottate sono di seguito indicate:

31.12.2016 31.12.2017Tasso di sconto 1% 1,5%

Tasso tendenziale di crescita dei salari 2% 2,5%

Tasso d'inflazione 1% 1,5%

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).

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

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 38 migliaia di euro, di cui 34 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:

31.12.2016 31.12.2017

(migliaia di euro) TFR Altri piani TFR Altri piani

Entro 1 anno 34 4 34 4

Entro 2 anni 34 4 34 4

Entro 3 anni 34 4 37 10

Entro 4 anni 33 10 32 10

Entro 5 anni 38 11 35 1

Oltre 5 anni 140 21 126 20

La durata media delle obbligazioni per piani a benefici per i dipendenti alla fine dell’esercizio è di 12 anni per i piani a benefici definiti (TFR), di 5 anni per gli altri piani (Jubilee) e di 6 anni per il Fondo Gas.

31.12.2016 31.12.2017TFR Fondo Piani Altri TFR Fondo Piani Altri

(migliaia di euro) Gas Medici Benefici Gas Medici Benefici

Rivalutazioni:

- utili/perdite attuariali risultanti da variazioni nelle ipotesi demografiche (8) 1

- utili/perdite attuariali risultanti da variazioni nelle ipotesi finanziarie (17) 1 (17)

- effetto dell'esperienza passata 4 3

- rendimento delle attività al servizio del piano

- rendimento dei diritti di rimborso

- modifiche nel massimale di attività

Totale (21) 2 0 (14) 0 0

(migliaia di euro) Tasso di sconto Tasso di inflazione Tasso di crescita dei salariIncremento

del 0,5%Riduzione del 0,5%

Incremento del 0,5%

Riduzione del 0,5%

Incremento del 0,5%

Riduzione del 0,5%

TFR 693 776 760 733

Altri fondi per benefici ai dipendenti 49 51 41 -

60


23 Patrimonio netto

Il patrimonio netto di Enipower Mantova si analizza come segue:

(migliaia di euro) 31.12.2016 31.12.2017Capitale sociale 144.000 144.000

Riserva legale 10.283 11.821

Riserva facoltativa 763 763

Altre riserve:

- Business combination under common control 223 223

- Riserva per remeasurement included in OCI (163) (153)

Riserve ex art. 7 del D.L. 38/2005 19 19

Utili/Perdite esercizi precedenti 21.039 28.658


206.921 215.992

Capitale sociale Al 31 dicembre 2017 il capitale sociale di Enipower Mantova è rappresentato da n. 144.000.000 azioni del valore nominale di euro 1, così suddivise: azionista Enipower S.p.A. n. 124.560.000 azioni, azionista T.E.A. S.p.A. n. 19.440.000 azioni.

In data 10 aprile 2017 l’assemblea ordinaria della società ha deliberato la distribuzione di un dividendo di 0,15 euro per azione, per complessivi 21.600 migliaia di euro, a valere sull’utile dell’esercizio 2016.

Riserva legale La riserva legale di 11.821 migliaia di euro si incrementa 1.538 migliaia di euro a seguito della delibera dell’Assemblea degli Azionisti del 10 aprile 2017 che ha previsto di destinare il 5% dell’utile dell’esercizio.

Riserva facoltativa La riserva facoltativa di 763 migliaia di euro rimane invariata rispetto all’esercizio precedente.

Altre riserve Le altre riserve riguardano:

- la riserva per business combination under common control generatasi a seguito conferimento del ramo d'azienda a Versalis S.p.A. per 223 migliaia di euro (invariata rispetto al 31 dicembre 2016);

- la riserva per remeasurement included in OCI, pari a 153 migliaia di euro (163 migliaia di euro al 31 dicembre 2016) per effetto della componente di OCI al 31 dicembre 2017 del TFR e dell’ex Fondo Gas e relative imposte.

Utili relativi a esercizi precedenti Gli utili relativi a esercizi precedenti, pari a 28.658 migliaia di euro, variano rispetto all’esercizio precedente di 7.619 migliaia di euro per effetto dell’attribuzione di quota parte dell’utile esercizio 2016 come da delibera assembleare del 10 aprile 2017.

Riserva indisponibile ex art. 7 D.L. 38/2005 comma 7 La riserva indisponibile ex art. 7 D.L. 38/2005 comma 7 pari a 19 mila euro, rimane invariata rispetto all’esercizio precedente.

61


Analisi del patrimonio netto per origine, possibilità di utilizzazione e distribuibilità (migliaia di euro) Importo

Possibilità di utilizzazione

Quota disponibile

Capitale sociale 144.000

Riserve di utiliRiserva legale 11.821 B 11.821

Riserva disponibile A, B, C

Riserve facoltative 986 A, B, C 986

Riserva per remeasurement included in OCI (153) -

Riserva indisponibile ex art. 7 DL 38/2005 IFRS 19 B 19

Utili portati a nuovo 28.658 A, B, C 28.658

185.331 41.484Quota non distribuibile 11.821Residua quota distribuibile 29.663

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 (11.821 migliaia di euro).

Non vi sono limitazioni alla distribuzione delle riserve a norma dell’art. 2426, comma 1°, n. 5 del codice civile poiché non vi sono costi di impianto e di ampliamento e costi di ricerca e sviluppo non ammortizzati. Il vincolo sul patrimonio dovuto alle deduzioni extracontabili è stato affrancato avendo operato lo storno della fiscalità differita relativa ai componenti di reddito dedotti extra contabilmente, in applicazione della facoltà concessa dalla Legge 244/2007.

24 Garanzie, impegni e rischi Garanzie Le garanzie di 6.171 migliaia di euro (6.141 migliaia di euro al 31 dicembre 2016) si analizzano come segue:

(migliaia di euro) Fidejussioni

Altregaranzie

personali Totale Fidejussioni

Altregaranzie

personali Totale

Altri 6.141 6.141 6.171 6.171

6.141 6.141 6.171 6.171

31.12.2016 31.12.2017

Si segnala la fidejussione di 5.000 migliaia di euro prestata nell’interesse di Terna S.p.A. per la stipula del contratto relativo al servizio di dispacciamento dell’energia elettrica per punti di immissione. L’importo residuale di 1.141 migliaia di euro si riferisce a tre fidejussioni prestate nell’interesse di enti regionali.

L’aumento di 30 migliaia di euro rispetto all’esercizio precedente è dovuto alla stipula di una nuova fidejussione verso Terna S.p.A..

62


Impegni e rischi Gli impegni e rischi si analizzano come segue:

(migliaia di euro) 31.12.2016 31.12.2017Impegni

- impegni di acquisto di beni e servizi 50 30

50 30 Gli impegni per acquisto di beni e servizi, diminuiscono di 20 migliaia di euro rispetto all’esercizio 2016, e si riferiscono ad impegni di acquisti per attività di esercizio per 44 migliaia di euro, principalmente per contratti di manutenzione, e a minor impegni di acquisto per attività di investimento per 14 migliaia di euro.

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 Mantova, sono i seguenti:

(i) il rischio di mercato derivante dall’esposizione alle fluttuazioni dei tassi di interesse, dei tassi di cambio tra l’euro e le altre valute nelle quali opera l’impresa, nonché alla volatilità dei prezzi delle commodity;

(ii) il rischio di credito derivante dalla possibilità di default di una controparte;

(iii) il rischio di 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.

La gestione dei rischi finanziari si basa su Linee Guida emanate centralmente dalla controllante Eni S.p.A., con l’obiettivo di uniformare e coordinare le politiche Eni in materia di rischi finanziari (“Linee Guida in materia di gestione e controllo dei rischi finanziari”).

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 di interesse, nei tassi di cambio 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 Mantova con il contratto di “Tolling” implica una precisa ripartizione dei ruoli, delle responsabilità e dei rischi tra la società ed il Toller. Con il contratto di tolling Enipower Mantova 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.

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.

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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.

Un’ipotetica variazione positiva e negativa del 10% del tasso medio ponderato dell’indebitamento finanziario a lungo e a breve termine non avrebbe comportato un effetto significativo ante imposte sul risultato.

Enipower Mantova non utilizza derivati per la gestione del rischio di tasso d’interesse.

Rischio di credito Il rischio di 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, nonché 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.

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.

Nelle tavole che seguono sono rappresentati gli ammontari di pagamenti contrattualmente dovuti relativi ai debiti finanziari compresi i pagamenti per interessi, nonché il timing degli esborsi a fronte dei debiti commerciali e diversi.

Pagamenti futuri a fronte di passività finanziarie, debiti commerciali e altri debiti Nella tabella seguente sono rappresentati i pagamenti contrattualmente dovuti relativi ai debiti finanziari, compresi i pagamenti per interessi.

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Nella tabella che segue è rappresentato il timing degli esborsi a fronte dei debiti commerciali e diversi. (migliaia di euro) 2016 2017-2020 Oltre Totale

31.12.2016Debiti commerciali 42.230 42.230

Altri debiti e anticipi 6.109 6.109

48.339 48.339

2017 2018-2021 Oltre Totale

31.12.2017Debiti commerciali 32.314 32.314

Altri debiti e anticipi 5.297 5.297

37.611 37.611

Anni di scadenza

Anni di scadenza

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 ambientale

La società ha impugnato nel luglio 2014 davanti al TAR Lombardia il verbale della conferenza dei servizi istruttoria del MATTM del 28 maggio 2014, nel quale l’amministrazione ha imposto, sulla scorta del parere dell’Istituto Superiore di Sanità, un obiettivo di bonifica per il mercurio pari a 5 mg/kg (equivalente alle Concentrazioni Soglia di Contaminazione ossia il valore di soglia sulla base del quale un sito è considerato potenzialmente contaminato), indipendentemente da quelli che possono essere i risultati dell’analisi di rischio e delle Concentrazioni Soglia di Rischio ivi individuate (ossia i valori che indicano se il sito è effettivamente contaminato). In sintesi il verbale impugnato, oltre ad imporre come obiettivo di bonifica per il mercurio direttamente le Concentrazioni Soglia di Contaminazione, richiede anche ad Enipower Mantova di presentare una proposta di intervento per l’area contaminata e dunque, sostanzialmente di rimuovere i terreni interessati dalla presenza di mercurio e, solo laddove ciò non sia possibile (cosa peraltro già accertata da ARPA durante il cantiere di revamping della caldaia B6), presentare un’analisi di rischio. Sia il verbale del 28 maggio 2014 sia quello antecedente del 17 marzo 2014 che reca in allegato il parere dell’Istituto Superiore di Sanità in merito al mercurio, ancorché istruttori, sono stati notificati alla società e contengono, comunque, delle determinazioni vincolanti e di per sé già lesive della posizione di Enipower Mantova. Il ricorso è tuttora pendente avanti il TAR Brescia.

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25 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 2017

Ricavi per somministrazione vapore 44.147 (53)

Ricavi per vendita di energia elettrica su MSD 24.765 26.715

Ricavi per vendita di energia elettrica in regime di autoproduzione 26.905 (684)

Ricavi per distribuzione calore 2.351 166

Corrispettivo di sbilanciamento 362

Ricavi per tolling fee:

- corrispettivi di conto lavorazione 97.988 89.502

- corrispettivo sbilanciamento mensile (1.229) 663

- premi su prestazioni di servizi 1.056 1.294

- rivalsa emission trading 6.031 10.787

- rivalsa certificati bianchi (2.403) (5.350)

- rivalsa certificati verdi 3.113 (10.137)

202.724 113.265 I ricavi delle vendite e prestazioni pari a 113.265 migliaia di euro riguardano principalmente i compensi ricevuti da Eni Divisione Gas & Power per le attività di Conto Lavorazione effettuate per la trasformazione del gas naturale in energia elettrica e termica (86.759 migliaia di euro), i ricavi per le somministrazioni di energia elettrica su MSD (26.715 migliaia di euro), i ricavi verso la società Sei - Servizi Energetici Integrati s.r.l., derivanti dalla vendita di energia e vapore per l’impianto di teleriscaldamento (166 migliaia di euro), e ricavi per corrispettivi di sbilanciamento verso Terna (362 migliaia di euro).

L’impresa opera in Italia sostanzialmente in un unico settore di attività.

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

(migliaia di euro) 2016 2.017 Riaccredito di certificati verdi 13.323

Proventi da cessione diritti di emissione 1.034 1.115

Cessione di certificati di teleriscaldamento (50) 4.369

Altri ricavi diversi 82 169

1.066 18.976

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26 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 2.017 Costi per materie prime, sussidiarie, di consumo e merci 107.564 31.459

Costi per servizi 13.056 12.597

Costi per godimento di beni di terzi 49 144

Accantonamenti netti ai fondi per rischi e oneri (232) 17

Variazione delle rimanenze 253

Altri oneri 8.709 14.457

129.399 58.674

a dedurre:

- incrementi di attività non correnti per lavori interni (857) (511)

128.542 58.163 Per l’analisi dei costi per materie prime, sussidiarie, di consumo e merci si rimanda alla “Relazione sulla gestione”. I costi per servizi di 12.597 migliaia di euro riguardano: (migliaia di euro) 2016 2017Utilizzo fondo rischi spese future (55) (234)

Progettazione e direzione lavori 309 434

Costruzioni 240 304

Manutenzioni 8.044 8.808 Trasporti e movimentazioni 523 (929)

Assicurazioni 214 284

Servizi di carattere operativo 3.411 3.575

Serizi relativi al personale 131 138 Consulenze e prestazioni professionali 239 217

Acquisti prestazioni per costruzione impianti 5.118 4.290

Servizi per investimento (5.118) (4.290)

13.056 12.597 Nei costi per consulenze e prestazioni professionali sono inclusi i compensi spettanti alla società di revisione riguardanti l’attività di revisione legale dei conti. (migliaia di euro) 2016 2017Servizi di revisione 7 7

Servizi diversi dalla revisione:

- attività su sistema di controlli interni

7 7 Gli accantonamenti netti a fondi rischi e oneri di 17 migliaia di euro riguardano accantonamenti al fondo rischi e oneri ambientali a fronte di oneri sostenuti per le attività di bonifica di alcuni terreni di proprietà.

Le informazioni relative ai fondi rischi e oneri sono indicate alla nota 21 a cui si rinvia.

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Costo lavoro Il costo lavoro si analizza come segue: (migliaia di euro) 2016 2017Salari e stipendi 2.648 2.585

Oneri sociali 784 771

Oneri per programmi a benefici e contributi definiti 173 159

Comandati, interinali e borsisti 30 244

Altri costi 1 84

3.636 3.843

Gli oneri per programmi a benefici definiti pari a 159 migliaia di euro includono oneri per programmi a contributi definiti per 163 migliaia di euro e proventi per programmi a benefici definiti per 4 migliaia di euro.

Gli oneri per programmi a benefici definiti sono analizzati alla nota 22 “Fondi per benefici ai dipendenti”.

Gli altri costi comprendono oneri per esodi agevolati pari a 3 migliaia di euro, accantonamenti al fondo controversie del lavoro per 80 migliaia di euro ed erogazioni liberali per 1 migliaio di euro.

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

(numero) 2016 2017Quadri 8 7

Impiegati 32 31

Operai 11 11

51 49 Il numero medio dei dipendenti è calcolato come semisomma dei dipendenti all’inizio e alla fine del periodo.

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

I compensi comprendono gli emolumenti e ogni altra somma avente natura retributiva, previdenziale e assistenziale dovuti per lo svolgimento della funzione di amministratore o di sindaco, che abbiano costituito un costo per la società, anche se non soggetti all’imposta sul reddito delle persone fisiche.

Ammortamenti e svalutazioni Gli ammortamenti e svalutazioni si analizzano come segue:

(migliaia di euro) 2016 2017Ammortamenti:

- attività materiali 26.238 27.581

Svalutazioni:

- attività materiali 48

26.238 27.629

(migliaia di euro) 2016 2017Compensi ad amministratori 45 52

Compensi a sindaci 67 67

112 119

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27 Proventi (oneri) finanziari

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

- proventi finanziari 4 2

- oneri finanziari (445) (268)

(441) (266) Il valore netto dei proventi e oneri finanziari si analizza come segue:

Gli interessi ed altri oneri su prestiti di 218 migliaia di euro (427 migliaia di euro al 31 dicembre 2016) si riferiscono essenzialmente ai finanziamenti ricevuti da Eni per la costruzione della centrale.

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

(migliaia di euro) 2016 2017Imposte correnti:

- Ires 11.740 10.745

- Irap 1.652 1.688

13.392 12.433 Imposte differite e anticipate nette:

-imposte differite (55) (52)

- imposte anticipate 839 (702)

784 (754)14.176 11.679

L’incidenza delle imposte dell’esercizio sul risultato prima delle imposte è del 27,58% (31,55% nell’esercizio 2016).

(migliaia di euro) 2016 2017Proventi (oneri) finanziari correlati all'indebitamento finanziario netto- Interessi e altri oneri su finanziamenti da controllanti (427) (218)

(427) (218)Altri proventi (oneri) finanziari- Oneri finanziari su benefici ai dipendenti (14) (8)

- Interessi su crediti d'imposta 4 2

- Oneri finanziari connessi al trascorrere del tempo (a) (3) (37)

- Interessi verso fornitori (1) (3)

- Accantonamento al fondo imposte (2)

(14) (48)(441) (266)

(a) La voce riguarda l’incremento dei fondi per rischi e oneri che sono indicati, ad un valore attualizzato, nelle passività non correnti del bilancio.

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

(1) L’aliquota teorica è determinata rapportando le imposte calcolate applicando le aliquote delle imposte sul reddito (Ires, e Irap) all’utile ante imposte.

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

(migliaia di euro)

Aliquota Imposta Aliquota Imposta

Utile prima delle imposte 27,50% 12.357 24,00% 10.161

Differenza tra valore e costi della produzione rettificata 3,90% 1.769 3,90% 1.662

Aliquota teorica (1) 31,44% 14.126 27,92% 11.823

Effetto delle variazioni in aumento (diminuzione)

rispetto all'aliquota teorica:

- imposte anno precedente 0,21% 98 (0,12%) (52)

- rideterminazione differite/anticipate per cambio aliquota 0,55% 245 0,00% (1)

- imponibili e imposte indeducibili 0,26% 116 0,48% 204

- altre variazioni (0,91%) (409) (0,70%) (295)

Aliquota effettiva 31,55% 14.176 27,58% 11.679

2016 2017

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29 Rapporti con parti correlate Le operazioni compiute da Enipower Mantova con le parti correlate riguardano essenzialmente:

(a) lo scambio di beni, la prestazione di servizi, la provvista e l’impiego di mezzi finanziari con le imprese collegate come meglio specificato nel prosieguo;

(b) lo scambio di beni e la prestazione di servizi con altre società possedute o controllate dallo Stato Italiano, come meglio specificato nel prosieguo;

Tutte le operazioni sono state compiute nell’interesse della società e fanno parte della ordinaria gestione, sono regolate generalmente a condizioni di mercato, cioè alle condizioni che si sarebbero applicate fra due parti indipendenti.

Di seguito sono indicati gli ammontari dei rapporti di natura commerciale e diversa e di natura finanziaria posti in essere con le parti correlate ed è indicata la natura delle operazioni più rilevanti. Rapporti commerciali e diversi I rapporti commerciali e diversi sono di seguito analizzati:

Esercizio 2016 (migliaia di euro)

DenominazioneCrediti e

altre attività

Debiti e altre

passività Garanzie Beni Servizi Altro Beni Servizi AltroImprese controllantiEni Corporate 559 1 3 9 4 Eni Divisione Gas & Power - Mdstream 27.931 19.354 90.052 (7) 3.542 10.767 103.788 Eni Divisione Refining & Marketing 27 (2) (2)Eni Divisione Gas & Power - Downstream 3 3 Enipower S.p.A. 12 1.591 304 2.855 23 6

28.502 20.949 90.386 2.858 3.567 10.767 103.788 6 Imprese controllate dall'Eni S.p.A.Eni Insurance Limited 175 Eniadfin S.p.A. 2 1 EniServizi S.p.A. 32 49 2 Eni Trading & Shipping S.p.A. 644 6.177 30 7.986 1.034 Raffineria Di Gela S.p.A. 27 30 65 Serfactoring S.p.A. 2 4 Società Enipower Ferrara S.r.l. 19 25 (14) 3 53 Syndial S.p.A. 6 116 147 25 Versalis S.p.A. 13.261 686 2.915 648 11 61.482 7

13.911 7.061 2.940 1.070 8.067 61.507 1.094 42.413 28.010 93.326 3.928 11.634 72.274 103.788 1.100

Imprese controllate dallo StatoGSE - Gestore Servizi Elettrici 11 17 13 3 (51)Gruppo Terna 3.068 1.216 10.876 28 13.998 768

3.068 1.227 10.893 41 3 13.998 768 (51)45.481 29.237 104.219 3.969 11.637 86.272 104.556 1.049

(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.

31.12.2016 2016Costi Ricavi

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Esercizio 2017 (migliaia di euro)

DenominazioneCrediti e

altre attività

Debiti e altre

passività Garanzie Beni Servizi Altro Beni Servizi AltroImprese controllantiEni Corporate 514 1 13 Eni Divisione Gas & Power - Midstream 7.388 3.879 14.203 15 9.907 86.745 66 Eni Divisione Refining & Marketing 31 Enipower S.p.A. 47 4.121 18 2.599 160 2.067

7.949 8.001 14.252 2.627 160 9.907 86.745 2.133 Imprese controllate dall'Eni S.p.A.Eni Insurance Limited 24 237 Eniadfin S.p.A. 19 EniServizi S.p.A. 10 17 Eni Trading & Shipping S.p.A. 521 9.773 2.845 8.542 1.115 Raffineria Di Gela S.p.A. 23 30 67 Serfactoring S.p.A. 6 3 Società Enipower Ferrara S.r.l. 3 (4) 14 Syndial S.p.A. 342 390 2 Versalis S.p.A. (43) 585 2.851 697 32 (399) 14

481 10.782 2.851 4.215 8.641 (397) 1.143 8.430 18.783 17.103 6.842 8.801 9.510 86.745 3.276

Imprese controllate dallo StatoFerrovie dello Stato 3 Gruppo Finmeccanica 11 11 GSE- Gestore Servizi Elettrici 15.671 1 11 6 15.661 Gruppo Terna 2.714 2.320 13.780 58 16.808 362

18.385 2.332 13.791 75 3 16.808 362 15.661 26.815 21.115 30.894 6.917 8.804 26.318 87.107 18.937

(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.

Costi Ricavi31.12.2017 2017

I rapporti più significativi riguardano Eni Divisione Gas & Power, con la quale è in essere il contratto di Conto Lavorazione per la trasformazione del gas naturale in energia elettrica e termica, e con la controllante Enipower per i servizi gestionali, manageriali ed industriali.

Enipower Mantova ha inoltre rapporti commerciali con società di scopo finalizzati alla prestazione di servizi al Gruppo Eni, tra le principali: Eni con la quale è in essere un contratto di compravendita di EU Allowance (emission right) e che fornisce servizi informatici, servizi amministrativi e finanziari; Eni Insurance Limited per assicurazioni responsabilità civile verso terzi, 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; Eni Trading Shipping S.p.A. per acquisto di quote di diritto emissioni per attività di negoziazione, Raffineria di Gela S.p.A. per prestiti di personale, Syndial S.p.A. per la fornitura di servizi ambientali e Versalis S.p.A. per la fornitura di materiali chimici e diversi. In considerazione dell’attività svolta e della natura della correlazione (società possedute interamente o pressoché interamente da Eni), i servizi forniti da queste società sono regolati sulla base di tariffe definite con riferimento ai costi specifici sostenuti e al margine minimo per il recupero dei costi generali e la remunerazione del capitale investito.

La società intrattiene rapporti anche con Terna S.p.A. per la fornitura e la vendita di energia elettrica e con GSE Gestore Servizi Elettrici per la cessione certificati verdi e Tee.

Vi sono inoltre ricavi verso la società Sei Servizi Energetici Integrati S.r.l., società controllata dal socio Tea S.p.A., per la somministrazione di energia elettrica e calore.

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Rapporti finanziari L’analisi dei rapporti di natura finanziaria è la seguente: Esercizio 2016 (migliaia di euro)

Denominazione Crediti Debiti GaranzieOneri

f inanziariProventi

f inanziariProventi su

partecipazioniImprese controllantiEni S.p.A. 11.561 68.729 6.141 429

11.561 68.729 6.141 429

31.12.2016 2016

Esercizio 2017

I rapporti più significativi riguardano l’Eni S.p.A. che svolge attività finanziaria per conto delle società del Gruppo Eni. Enipower Mantova ha aderito alla convenzione proposta da Eni alle società del Gruppo in base alla quale la stessa provvede alla copertura dei fabbisogni finanziari e all’impiego della liquidità e alle operazioni di “cash pooling” della Enipower Mantova. Con Eni sono in corso anche due contratti di finanziamento a lungo termine.

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

%Disponibilità liquide ed equivalenti 11.564 11.561 99,97 26.871 26.871 100,00Crediti commerciali e altri crediti 48.541 45.404 93,54 26.931 26.784 99,45Altre attività correnti 76 71 93,42 31 31 100,00Passività finanziarie a breve terminePassività finanziarie a lungo termine comprensive delle quote a breve termine 68.729 68.729 100,00 45.815 45.815 100,00Debiti commerciali e altri debiti 48.339 28.149 58,23 37.611 19.929 52,99

31.12.2016 31.12.2017

(migliaia di euro)

Denominazione Crediti Debiti GaranzieOneri

f inanziariProventi f inanziari

Proventi su partecipazioni

Imprese controllanti:Eni S.p.A. 26.871 45.815 6.171 221

26.871 45.815 6.171 221

31.12.2017 2017

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

(migliaia di euro)

TotaleEntità

correlateIncidenza

% TotaleEntità

correlateIncidenza

%Ricavi della gestione caratteristica 202.724 190.828 94,13 113.265 113.425 100,14Altri ricavi e proventi 1.066 991 92,96 18.976 18.924 99,73Acquisti, prestazioni di servizi e costi diversi 128.542 119.738 93,15 58.163 46.332 79,66Costo lavoro 3.636 32 0,88 3.843 244 6,35Oneri finanziari netti 441 429 97,28 266 221 83,08

2016 2017

Le operazioni con parti correlate fanno parte della ordinaria gestione, sono generalmente regolate a condizioni di mercato, cioè alle condizioni che si sarebbero applicate fra due parti indipendenti.

I principali flussi finanziari con parti correlate sono indicati nella seguente tabella di sintesi:

(migliaia di euro) 2016 2017Ricavi e proventi 191.819 132.349

Costi e oneri (119.341) (46.355)

Altri proventi (oneri) operativi

Variazione dei crediti commerciali e diversi (18.432) 18.620

Variazione dei debiti commerciali e diversi 2.381 (8.220)

Interessi incassati

Interessi pagati (383) (221)

Flusso di cassa netto da attività operativa 56.044 96.173Investimenti in immobilizzazioni materiali e immateriali

Disinvestimenti in partecipazioni

Variazione debiti e crediti relativi all’attività di investimento

Variazione crediti finanziari

Flusso di cassa netto da attività di investimentoAssunzione di debiti finanziari a lungo (22.895) (22.894)

Incremento (decremento) di debiti finanziari a breve (52) (20)

Dividendi distribuiti (21.600) (21.600)

Flusso di cassa netto da attività di finanziamento (44.547) (44.514)Totale flussi finanziari verso entità correlate 11.497 51.659 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 41.958 56.044 133,57 67.301 96.173 142,90Flusso di cassa da attività di investimento (5.159) (7.480)Flusso di cassa da attività di finanziamento (44.547) (44.547) 100,00 (44.514) (44.514) 100,00

2016 2017

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30 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.

31 Posizioni o transazioni derivanti da operazioni atipiche e/o inusuali Non si segnalano posizioni o transazioni derivanti da operazioni atipiche e/o inusuali.

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32 Attività di direzione e coordinamento A norma dell’articolo 2497-bis si indicano i dati essenziali del bilancio al 31 dicembre 2016 approvato disponibile della società che esercita sull’impresa attività di direzione e coordinamento.

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I dati essenziali della controllante Eni S.p.A. 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 S.p.A. 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.

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33 Fatti di rilievo avvenuti dopo la chiusura dell’esercizio

Si rinvia a quanto indicato 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 un utile di 30.660.917,82 euro.

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

• alla riserva legale l’importo di 1.533.045,89 euro; • a nuovo utili per l’importo di 7.527.871,93 euro; • i restanti 21.600.000,00 euro quale dividendo in ragione di 0,15 euro per ciascuna delle 144.000.000

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 Mantova S.p.A. si è riunita il giorno 16 aprile 2018 alle ore 10.30 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 30.660.917,82 euro e di attribuire l’utile dell’esercizio 2017 come segue:

• alla riserva legale l’importo di 1.533.045,89 euro; • a nuovo utili per l’importo di 7.527.871,93 euro; • i restanti 21.600.000,00 euro quale dividendo in ragione di 0,15 euro per ciascuna delle 144.000.000

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 mantova

EniPower Mantova S.p.A.Società per azioni con sede legale in San Donato Milanese - MilanoPiazza Vanoni, 1Capitale sociale: euro 144.000.000 i.v.Registro Imprese di Milano Registro Imprese di Milano-Monza-Brianza-LodiR.E.A. Milano n. 1625148Codice fiscale e partita IVA n.13193030155

Società soggetta all’attività di direzione e coordinamento di Eni S.p.A.

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Bilancio · Enipower Mantova Bilancio di esercizio 2017/ Relazione sulla gestione Enipower Mantova S.p.A. Relazione sulla gestione Relazione Identità aziendale 4 Profilo dell'anno