Bilancio Consolidato Tirreno Power · Capitale Sociale Euro 91.130.000,00 interamente versato ......

TIRRENO POWER – BILANCIO D’ESERCIZIO AL 31 DICEMBRE 2014

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BBBIIILLLAAANNNCCCIIIOOO DDD’’’EEESSSEEERRRCCCIIIZZZIIIOOO

AAALLL 333111 DDDIIICCCEEEMMMBBBRRREEE 222000111444

TTTIIIRRRRRREEENNNOOO PPPOOOWWWEEERRR


- 2 -

Sede legale: Roma, Via Barberini 47

Capitale Sociale Euro 91.130.000,00 interamente versato

P.I. - C.F. e Registro delle Imprese di Roma n. 07242841000

R.E.A. n. 1019536

Sede amministrativa e Centrale Napoli: Napoli, Stradone Vigliena 39 Centrale Torrevaldaliga: Civitavecchia (Roma), Via Aurelia 2 Centrale Vado Ligure: Valleggia di Quiliano (Savona), Via A. Diaz 128 Settore Fonti Rinnovabili: Genova, Corso Torino 1


- 3 -

IIINNNDDDIIICCCEEE

IIINNNTTTRRROOODDDUUUZZZIIIOOONNNEEE.....................................................................................................................................- 5 -

Assetto proprietario ............................................................................................................................- 6 -

Organi Sociali ......................................................................................................................................- 7 -

Struttura operativa .............................................................................................................................- 8 -

RRREEELLLAAAZZZIIIOOONNNEEE SSSUUULLLLLLAAA GGGEEESSSTTTIIIOOONNNEEE ...........................................................................................................- 15 -

Premessa ............................................................................................................................................- 16 -

Focus sui risultati ..............................................................................................................................- 16 -

Scenario di riferimento .....................................................................................................................- 21 -

Quadro normativo e regolatorio ......................................................................................................- 23 -

Scenario di produzione .....................................................................................................................- 62 -

Politica Ambientale e Sicurezza .......................................................................................................- 65 -

Piano di investimenti ........................................................................................................................- 74 -

Risorse umane e organizzazione ......................................................................................................- 76 -

Risultati Economici ...........................................................................................................................- 84 -

Attività di Ricerca e Sviluppo ..........................................................................................................- 96 -

Azioni proprie ed azioni della controllante.....................................................................................- 96 -

Rapporti con imprese controllate, collegate, controllanti ed imprese sottoposte al controllo di

queste ultime .....................................................................................................................................- 96 -

Strumenti e rischi finanziari ............................................................................................................- 96 -

Prevedibile evoluzione della gestione ..............................................................................................- 97 -

Fatti di rilievo avvenuti dopo la chiusura del periodo ...................................................................- 98 -


- 4 -

PPPRRROOOSSSPPPEEETTTTTTIII DDDIII BBBIIILLLAAANNNCCCIIIOOO ................................................................................................................. - 105 -

Stato Patrimoniale .......................................................................................................................... - 106 -

Conto Economico ............................................................................................................................ - 107 -

Prospetto dell’utile / (perdita) complessivo rilevato nel periodo ................................................ - 108 -

Rendiconto finanziario delle disponibilità liquide ....................................................................... - 109 -

Prospetto delle variazioni del Patrimonio Netto .......................................................................... - 110 -

NNNOOOTTTEEE EEESSSPPPLLLIIICCCAAATTTIIIVVVEEE .......................................................................................................................... - 111 -

Dichiarazione di conformità .......................................................................................................... - 112 -

Struttura e contenuto del Bilancio ................................................................................................ - 112 -

Valutazione del presupposto della continuità aziendale .............................................................. - 113 -

Variazioni di Principi contabili Internazionali ............................................................................ - 132 -

Tipologia dei rischi e gestione dell’attività di copertura ............................................................. - 136 -

Note alle poste dello Stato Patrimoniale ....................................................................................... - 142 -

Note alle poste del Conto Economico ............................................................................................ - 167 -

Flussi finanziari ............................................................................................................................... - 176 -

Rapporti con imprese controllate, collegate, controllanti ed imprese sottoposte al controllo di

queste ultime ................................................................................................................................... - 178 -

Attività e passività potenziali ......................................................................................................... - 180 -

Operazioni atipiche e inusuali ....................................................................................................... - 180 -


- 5 -

IIINNNTTTRRROOODDDUUUZZZIIIOOONNNEEE


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Assetto proprietario

La Società al 31 dicembre 2014 è controllata pariteticamente da Energia Italiana

S.p.A. e GDF SUEZ Energia Italia S.p.A..


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Organi Sociali

Consigliere Congiunto e Presidente Mario Franco LEONE

Amministratori Alberto BigiAldo Chiarini Ernesto Chiorazzi (*)Giovanni Chiura Giuseppe Gatti Jean Charles Hertoghe Giovanni (Gianfilippo) Mancini (**)Andrea Mangoni (fino al 25 marzo 2015)Pietro Musolesi Pascal RenaudGianluigi RiboldiAgostino Scornajenchi (fino al 31 maggio 2015)

Presidente Gianluca Marini

Sindaci Carlo De MatteoMaurizio LauriAdriano RossiRiccardo Zingales

Sindaci supplenti Goffredo Hinna DanesiFrancesco Giuseppe Panagia

(*) Ernesto Chiorazzi nominato dal Consiglio di Amministrazione del 15 giugno 2015, in attesa di ratifica da parte dell’assemblea degli azionisti.

(**) Giovanni (Gianfilippo) Mancini nominato dall’assemblea degli azionisti del 24 aprile 2015.

Consiglio di Amministrazione

Collegio Sindacale

Società di Revisione

Reconta Ernst & Young S.p.A.


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Struttura operativa

La Società gestisce in Italia centrali termoelettriche e da fonti rinnovabili

localizzate sulla dorsale tirrenica.

Nella tabella che segue sono riepilogate le principali caratteristiche di tali impianti:

Unità produttive al 31/12/2014 al 31/12/2013 Regione

Centrale Vado Ligure 1.453 1.453 LiguriaCentrale Torrevaldaliga 1.176 1.176 LazioCentrale Napoli 401 401 CampaniaTotale Termoelettrico 3.030 3.030

Nucleo Genova 75 75Principalmente

in LiguriaTotale Fonti Rinnovabili 75 75

Totale 3.105 3.105

Potenza lorda di riferimento in esercizio commerciale (MW)

Con i suoi impianti produttivi diversificati la Società è in grado di produrre

energia elettrica con elevata flessibilità e competitività:

• i gruppi di produzione termoelettrici sono costituiti da 2 unità tradizionali

alimentate a carbone e da 4 cicli combinati a gas;

• le fonti rinnovabili comprendono 18 centrali idroelettriche (equamente

suddivise tra le tipologie “ad acqua fluente” e “di regolazione”) dislocate

lungo l’intero arco dell’Appennino.

Si segnala che i gruppi 3 e 4 a carbone della centrale di Vado Ligure sono

attualmente fuori produzione in quanto oggetto di un provvedimento di sequestro a far

data dal mese di marzo 2014. In particolare:

• In data 11 marzo 2014 il G.I.P. del Tribunale di Savona, nell’ambito del

procedimento penale aperto dalla Procura della Repubblica di Savona per


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disastro ambientale, in anni precedenti avviato contro ignoti e che a partire dal

mese di novembre 2013 ha visto indagati l’attuale Capo Centrale e dall’11

febbraio 2014 i precedenti Capi Centrale nonché il precedente Direttore

Generale, nell’accogliere una richiesta della stessa Procura, ha disposto il

sequestro preventivo dei Gruppi VL3 e VL4, ritenendo che la libera

disponibilità, da parte degli indagati, dell’impianto industriale a carbone possa

determinare l’aggravamento del reato per il quale è in corso l’indagine penale.

In data 14 marzo 2014, la Società ha ricevuto dal Ministero dell’Ambiente una

diffida contenente l’invito a dare il via entro metà aprile ai lavori per la

realizzazione del nuovo gruppo a carbone (VL6), pena la sospensione

dell’esercizio delle parti d’impianto VL3 e VL4. In data 9 aprile 2014 la

Società ha presentato ricorso al TAR del Lazio contro la diffida ricevuta,

chiedendo, previa sospensione della relativa esecuzione, l’annullamento del

provvedimento del Ministero. In data 11 aprile 2014 il Presidente del TAR ha

accolto l’istanza di misura cautelare monocratica della ricorrente (ovvero la

sospensione dell’efficacia del provvedimento impugnato dalla Società),

rinviando la trattazione collegiale della domanda cautelare alla Camera di

Consiglio del 7 maggio 2014.

• In data 10 aprile 2014 la Società ha presentato al G.I.P. del Tribunale di

Savona istanza di esercizio temporaneo e vincolato dei gruppi VL3 e VL4

sottoposti a sequestro, al fine di smaltire le giacenze di carbone presenti presso

il sito di Vado Ligure tenuto conto di un prospettato pericolo di

autocombustione dello stesso a causa del notevole stato di ossidazione. La

domanda non è stata accolta.

• In data 6 maggio 2014 è stata presentata un’istanza di rinnovo anticipato

dell’AIA dell’intero sito produttivo di Vado Ligure che prevede una serie di

interventi di ambientalizzazione, suddivisi in due fasi, volti al miglioramento

delle emissioni dei gruppi a carbone con un allineamento fin da subito alle

MTD (Migliori Tecnologie Disponibili).


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• Il TAR Lazio, nell’udienza del 7 maggio u.s., ha respinto l’istanza di

sospensiva dell’efficacia del provvedimento MATTM relativo all’avvio dei

lavori dell’unità VL6 per mancanza della lesione attuale e concreta (periculum

in mora), ma nel contempo ha riconosciuto l’esistenza di una connessione con

la decisione dei ricorsi pendenti per l’annullamento dell’AU di VL6 e

dell’AIA, in discussione il 15 maggio successivo chiedendo al Presidente del

TAR di assegnare l’analisi del merito alla sezione del Tribunale più adeguata.

All’udienza di discussione del 15 maggio sopra citata il TAR Lazio sez. II

quater, considerando l’istanza di rinnovo presentata dall’azienda, ha disposto

la cancellazione dei ricorsi dal ruolo dando un termine alle parti interessate per

la riassunzione dei ricorsi successivamente all’esito del procedimento di

rinnovo dell’AIA.

• In data 14 maggio 2014 sono state depositate istanza di dissequestro ed istanza

di sostituzione del custode giudiziale; solo quest’ultima è stata accolta.

• In data 9 maggio 2014 è stato notificato alla Società l’avviso di chiusura delle

indagini preliminari in merito al procedimento penale in materia di gestione

dei rifiuti e contestualmente l’iscrizione della stessa nel registro degli indagati

ex Legge n. 231/2001.

• In data 10 giugno 2014, il Ministero dell’Ambiente e della Tutela del

Territorio e del Mare trasmette alla Società il DEC- MIN 0000157 del

06.06.2014 di sospensione dell’autorizzazione integrata ambientale n. DEC –

MIN 0000227 del 14.12.2012 relativa alla centrale termoelettrica della Tirreno

Power S.p.A., limitatamente all’esercizio delle sezioni VL3 e VL4, fino alla

data di comunicazione da parte del gestore dell’avvio dei lavori di

realizzazione della nuova sezione VL6 ovvero, in alternativa, fino alla

conclusione positiva del procedimento di nuovo esame dell’AIA avviato dal

Ministero con nota prot. n. DVA-2014-0013773 del 12 maggio 2014. La

sospensione dell’esercizio delle sezioni VL3 e VL4 ha efficacia dalla data di

notifica del provvedimento e per un periodo comunque non superiore a


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centocinquanta giorni, ovvero a centottanta giorni nel caso di richiesta di

documentazione integrativa.

• Avverso tale provvedimento la Società ha presentato ricorso al T.A.R. per

motivi aggiunti. Al momento l’udienza di merito non è stata ancora fissata.

• Alla luce della situazione di Vado Ligure, la società Certiquality ha sospeso la

certificazione ISO14001 per gli impianti a carbone, e la sezione EMAS Italia

del Comitato per l’Ecolabel e l’Ecoaudit ha sospeso la registrazione EMAS

della centrale. Infatti, in considerazione del provvedimento di sequestro

preventivo dell’11 marzo 2014 che rende impossibile verificare il sistema di

Gestione Ambientale di una parte delle attività comprese nello scopo della

certificazione, è stata deliberata la sospensione della certificazione con

riferimento alle unità produttive VL3 e VL4. Considerato che l’unità turbogas

del sito di Vado Ligure non risulta interessata dal suddetto provvedimento di

sequestro, visti anche gli esiti della verifica svolta nel mese di gennaio 2014

dove non sono emersi elementi ostativi al mantenimento della certificazione

ISO 14001, per la stessa unità la delibera di sospensione non è applicabile.

• Il 21 luglio 2014 il GIP di Savona ha emesso un provvedimento con il quale è

stata respinta l’istanza di dissequestro/esercizio provvisorio dei gruppi

sequestrati VL3 e VL4; la Società ha deciso di non presentare appello avverso

tale provvedimento in attesa della conclusione del procedimento di rinnovo

dell’AIA già avviato.

• La Società, a seguito delle richieste via via pervenute dal CT nominato dalla

procura di Savona, ha fornito tutta la documentazione richiesta.

• In data 13 ottobre 2014 il MATTM ha trasmesso a Tirreno Power la

convocazione alla Conferenza di Servizi (CdS) per il rilascio dell’AIA per il

giorno 18 novembre 2014, inviando il Parere Istruttorio Conclusivo (PIC) della

Commissione IPPC ed il Piano di Monitoraggio e Controllo (PMC)

dell’ISPRA.


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• La Società ha presentato le osservazioni al MATTM e ha chiesto anche una

audizione al Gruppo Istruttore al fine di potere illustrare adeguatamente la

propria posizione. Infatti le prescrizioni del PIC sono state suddivise in tre

categorie ai fini delle osservazioni: quelle non accoglibili, quelle non attuabili

dal punto di vista tecnico, in quanto se non risolte rendono impossibile

qualsiasi attività, e infine quelle che meritano alcune precisazioni. Tale

audizione ha avuto luogo il giorno 14 novembre 2014.

• In data 31 ottobre 2014 si è tenuta la Conferenza di Servizi per l’ottenimento

dell’autorizzazione del MISE alla realizzazione del carbonile; tale conferenza

ha avuto esito positivo. In data 6 novembre u.s. la Regione Liguria ha

deliberato di rilasciare l’intesa necessaria all’emissione dell’Autorizzazione

Unica per la realizzazione della copertura del parco carbone. Si è tuttora in

attesa dell’emissione del Decreto da parte del MISE.

• In data 18 novembre 2014 la Conferenza di Servizi presso il MATTM è stata

posticipata al 25 novembre 2014 su richiesta dei Sindaci dei Comuni di Vado

Ligure e Quiliano e della Regione Liguria che non potevano essere presenti a

causa dell’emergenza maltempo avvenuta in Liguria nei giorni

immediatamente antecedenti. In data 25 novembre 2014 durante lo

svolgimento della Conferenza di Servizi sono state prodotte due note, una del

Ministero della Salute e una della ASL 2 di Savona, i rappresentanti della

Regione hanno richiesto di conseguenza di posticipare nuovamente di una

settimana lo svolgimento della Conferenza per valutare meglio quanto

riportato nelle note sopra citate. I Sindaci dei Comuni di Vado Ligure e

Quiliano si sono associati alla richiesta e il Ministero ha convocato una nuova

Conferenza per il giorno 4 dicembre 2014. Nel frattempo, la Regione e gli Enti

Locali hanno deliberato di annullare le precedenti delibere di assenso alla

proposta di Tirreno Power, di non poter esprimere parere nell’ambito del

rinnovo anticipato dell’AIA per l’esercizio della centrale termoelettrica

Tirreno Power e conseguentemente di richiedere la sospensione della

procedura al MATTM, al fine di coinvolgere il Consiglio dei Ministri. Il


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MATTM, con propria nota, ha rigettato le richieste della Regione e degli Enti

Locali chiedendo loro, in forza dell’art. 14 quater della L.241/90, di esprimersi

in Conferenza di Servizi, ritenendo infatti la mancata espressione del parere

equivalente ad una condivisione del parere della Commissione Istruttoria.

• La Conferenza di Servizi, svoltasi il 4 dicembre u.s., ha sostanzialmente

ratificato le decisioni della Commissione Istruttoria IPPC, prescrivendo a

Tirreno Power di attuare gli interventi di miglioramento previsti in un’unica

fase, con limiti ancora più restrittivi rispetto a quelli proposti dalla Società,

impedendo di fatto l’esercizio degli impianti per circa 16/20 mesi.

Si rinvia ad apposito paragrafo “Fatti di rilievo avvenuti dopo la chiusura del

periodo” in merito agli avvenimenti che hanno riguardato il sito di Vado Ligure

successivamente alla data di chiusura del bilancio.


- 14 -

Nucleo idroelettrico di Genova, Diga di Osiglietta


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RRREEELLLAAAZZZIIIOOONNNEEE SSSUUULLLLLLAAA GGGEEESSSTTTIIIOOONNNEEE


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Premessa

Il Consiglio di Amministrazione nella seduta del 25 marzo 2015, in considerazione

delle avanzate trattative in corso per la definizione di un Termsheet con le banche

finanziatrici e al fine di poter meglio definire i più appropriati criteri di formazione del

progetto di bilancio di esercizio, ha deliberato di avvalersi del maggior termine di

centottanta giorni per l’approvazione del bilancio al 31 dicembre 2014, così come

previsto dallo Statuto della Società e dall’art. 2364, c. 2, del Codice Civile.

Focus sui risultati

Allo scopo di illustrare i risultati economici e di analizzarne la struttura

patrimoniale e finanziaria, le tabelle che seguono riportano alcuni “Indicatori

alternativi di performance” che il management ritiene maggiormente rappresentativi

dei risultati economici e finanziari e che sono contenuti in schemi riclassificati diversi

da quelli previsti dai principi contabili internazionali adottati. Nel paragrafo

“andamento della gestione dell’esercizio” si forniscono i criteri utilizzati per la

costruzione di tali indicatori, in linea con la raccomandazione CESR/05-178b. I dati,

laddove non diversamente specificato, sono desumibili direttamente dai prospetti di

bilancio.


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Sintesi dell’andamento della Società

31.12.2014 31.12.2013 Variazione %

Dati economici (milioni di euro)Ricavi totali 701,5 993,3 -29,4% -di cui ricavi da vendita di energia 688,4 982,1 -29,9%Margine Operativo Lordo (10,2) 49,6 n.s.EBITDA (include derivati su commodity) (26,3) (9,2) n.s.Risultato operativo (97,1) (306,2) n.s.Utile netto del periodo (109,5) (295,9) n.s.

Dati patrimoniali e finanziari (milioni di euro)Investimenti in immobilizzazioni 19,1 42,9 -55,5%Flusso monetario da attività di esercizio 13,2 101,3- n.s.Patrimonio netto (60,9) 36,6 n.s.Capitale investito netto 786,2 877,9 -10,4%Indebitamento Finanziario Netto 847,1 841,3 0,7%Debt/Equity n.s. 23,0 n.s.

Dati operativiEnergia venduta (GWh) 10.378 12.376 -16,1%Energia immessa (GWh) 4.834 7.288 -33,7%Dipendenti (unità) 391 522 -25,1%Energia venduta per dipendente (GWh/unità) 26,5 23,7 11,9%

Indicatori economico/finanziariRicavo unitario da vendita energia (€/MWh) 66,3 79,4 -16,4%ROS (Return on Sales) -13,8% -30,8% n.s.ROI (Return on Investment) -11,7% -32,2% n.s.ROE (Return on Equity) n.s. -165,6% n.s.Rendimento dell 'Equity -80,1% -216,4% n.s.

Indicatori di mercato (medie annuali)Prezzo del greggio Brent ($/bll) (fonte "World Crude Table") 98,91 108,6 -8,9%Prezzo del carbone ($/ton - indice API#2 Northwest Europe Cif ARA) (fonte "Argus McCloskey's Coal Price Index Report") 75,25 81,7 -7,9%

Cambio dollaro USA per euro (fonte UIC) 1,214 1,328 -8,6%Euribor 1mese @ 365 media (fonte www.euribor-ebf.eu) 0,15% 0,13% 13,8%

I criteri utilizzati per la costruzione degli indicatori sopra riportati sono indicati nel

paragrafo Andamento della Gestione.


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9861.086

1.509

1.268 1308 1373 1428

993

701

0

200

400

600

800

1.000

1.200

1.400

1.600

2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014

Ricavi

221

267

332

281258

221

160

50

-10-50

0

50

100

150

200

250

300

350

2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014

Margine operativo lordo

153189

250179 161

100

-203

-306

-97

-400

-300

-200

-100

0

100

200

300

2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014

Risultato operativo

66102 101 80 75

43

-157

-296

-110

-350

-300

-250

-200

-150

-100

-50

0

50

100

150

2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014

Risultato netto

215191

84

153

8563

33 4319

0

50

100

150

200

250

2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014

Investimenti

9781.008

898

1.039991

896

703

841 847

500

550

600

650

700

750

800

850

900

950

1.000

1.050

1.100

2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014

Indebitamento finanziario netto


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Scenario macroeconomico

La dinamica dell'economia globale e del commercio internazionale nel corso del

2014 è stata inferiore alle attese sebbene l'attività economica, soprattutto nell’ultimo

trimestre, abbia accelerato negli Stati Uniti e, in misura minore, nel Regno Unito. Le

prospettive a breve e a medio termine per l’economia mondiale restano tuttavia

incerte, per la persistente debolezza nell’area dell’euro e in Giappone, per il

prolungarsi del rallentamento in Cina e per la brusca frenata in Russia. La forte caduta

del prezzo del petrolio, determinata sia dall’ampliamento dell’offerta sia dalla

debolezza della domanda, può contribuire a sostenere la crescita, ma non è priva di

rischi per la stabilità finanziaria dei paesi esportatori. La volatilità sui mercati

finanziari nell’area dell’euro è aumentata dopo le elezioni politiche in Grecia di fine

gennaio: le possibili ripercussioni di eventuali mutamenti negli orientamenti delle

politiche economiche e nella gestione del debito pubblico del paese alimentano le

preoccupazioni per la coesione dell’area; a una flessione delle borse europee si è

accompagnata una sostanziale stabilità dei premi per il rischio dei titoli di Stato nei

paesi periferici, verosimilmente per effetto del consolidarsi delle attese di ulteriori

misure di politica monetaria da parte della BCE. In Italia il declassamento del debito

sovrano, deciso in dicembre da Standard & Poors per le incerte prospettive di crescita,

non ha avuto effetti significativi sui rendimenti dei titoli pubblici. Nell’area dell’euro i

prezzi al consumo sono scesi in dicembre. La flessione dei corsi petroliferi contribuirà

a sostenere i consumi, ma potrebbe accrescere i rischi di un radicamento di aspettative

di riduzione della dinamica dei prezzi. Per contrastare questi rischi e ricondurre le

aspettative verso la stabilità dei prezzi, il Consiglio direttivo della BCE ha ribadito

l’intenzione di ampliare la dimensione del bilancio dell’Eurosistema. In Italia negli

ultimi trimestri i consumi hanno ripreso a crescere in misura contenuta, in linea con

l’andamento del reddito disponibile sostenuto dalle misure adottate dal Governo. Il

loro contributo alla crescita dell’economia è stato controbilanciato dalla flessione

degli investimenti, frenati dagli ampi margini di capacità inutilizzata, dall’elevata

incertezza sulle prospettive della domanda e dalle difficoltà dell’edilizia. Secondo le

indicazioni disponibili, nel quarto trimestre dello scorso anno il prodotto interno loro

sarebbe marginalmente sceso. Nei mesi estivi del 2014 il numero di occupati è


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aumentato, seppur lievemente; ciò nonostante il tasso di disoccupazione è comunque

salito. La ripresa dell’occupazione rimane tuttavia fragile, come segnalato dai dati

preliminari di ottobre e di novembre: le aspettative delle imprese circa l’evoluzione

della domanda di lavoro nei primi mesi del 2015 continuano a essere negative. La

dinamica dei prezzi al consumo resta debole: in dicembre è stata pari a -0,2 per cento

nell’area euro e a -0,1 in Italia; potrebbe continuare a ridursi per effetto del calo dei

prezzi dei prodotti energetici. Secondo le rilevazioni più recenti le condizioni di

offerta di credito alle imprese sono migliorate, ma restano più stringenti per quelle di

minore dimensione. Le proiezioni della Banca d’Italia prefigurano per l’economia

italiana una crescita modesta quest’anno, più sostenuta il prossimo: nello scenario

centrale risulterebbe attorno allo 0,4 e all’1,2 per cento, rispettivamente. Resta ampia

l’incertezza attorno a questi valori. Sarà cruciale l’intensità della ripresa della spesa

per investimenti; un rapido miglioramento delle prospettive di domanda e delle

condizioni finanziarie potrebbe accrescerla, nonostante l’elevato grado di capacità

produttiva inutilizzata. Un andamento più favorevole dell’attività si avrebbe se il

prezzo del petrolio si mantenesse sui valori registrati negli ultimi giorni. Nel

complesso l’attività economica, oltre a trarre vantaggio dalla caduta del prezzo del

petrolio e dalla graduale accelerazione degli scambi internazionali, verrebbe sostenuta

dall’orientamento espansivo della politica monetaria, riflesso anche nel

deprezzamento dell’euro, e dalle misure di riduzione del cuneo fiscale disposte con la

legge di stabilità (fonte: Bollettino Economico n.1, gennaio 2015 - Banca d’Italia)


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Scenario di riferimento

I mercati dei prodotti energetici

Nel 2014 tutte le commodity energetiche hanno segnato importanti e soprattutto

continui cali di valore.

Nel corso del 2014, il prezzo del petrolio greggio Brent (ARA Spot Average), che

influenza significativamente il costo unitario dei combustibili liquidi e gassosi

acquistati, ha fatto registrare un continuo calo del prezzo passando dagli 108.62

$/barile del 2013 a 98.91 $/barile, con un minimo toccato per il mese di dicembre

2014 pari a 62.53 $/barile (fonte: "World Crude Table”).

Il prezzo medio dell’olio combustibile BTZ ha registrato un decremento rispetto

all’anno precedente, passando da 627.09 $/ton del 2013 a 576,73 $/ton nel corso del

2014, registrando il valore più basso pari a 339.49 $/ton ancora nel mese di dicembre

2014 (indice “Platt’s” costo comprensivo di assicurazione e nolo per l’area del

Mediterraneo “HIGH CIF Med Genoa-Lavera”).

Il prezzo medio del carbone ha registrato un lieve decremento rispetto al 2013

passando dai 81.65 $/ton agli 75.25 $/ton del 2014, i valori si sono mantenuti piu’ o

meno costanti tutto l’anno a partire da febbraio 2014 (fonte: “Argus McCloskey's Coal

Price Index Report" indice API#2 Northwest Europe Cif ARA).

Il cambio medio del dollaro statunitense rispetto all’euro nel corso del 2014 è

stato pari a 1,3286, rimanendo sostanzialmente invariato rispetto a quello dello stesso

periodo del 2013 pari a 1.3281 (fonte: Ufficio Italiano Cambi).

Produzione e domanda di energia elettrica in Italia

Nel 2014 il valore cumulato della produzione netta (268 TWh) risulta in

diminuzione del 4% rispetto al 2013. Complessivamente il valore della richiesta di

energia elettrica con 309 TWh fa segnare nel periodo una diminuzione del 3% rispetto

al 2013. Tale riduzione è diffusa in tutte le regioni, in particolare nel Nord Ovest si

arriva ad un calo del 5%.


- 22 -

Da segnalare l’aumento della produzione idroelettrica di 4TWh (+7%) e del

fotovoltaico (+2 TWh pari a +10%) e il fatto che il saldo estero aumenta di 2TWh

(+4%), mentre il pompaggio scende di 0,2TWh (-10%) e il termoelettrico perde ben

18TWh (-10%) (fonte: Terna - Rapporto mensile sul sistema elettrico – consuntivo

dicembre 2014).

Andamento dei prezzi di vendita energia

Nel 2014 il prezzo medio aritmetico dell’energia in Borsa è stato pari a 52,08

€/MWh, con un calo del 17% rispetto all’anno 2013 (62,99 €/MWh) (fonte: GME).

Il prezzo, dopo una iniziale riduzione, ha avuto un periodo di estrema stabilità tra

Marzo e Agosto, riprendendosi poi da Settembre solamente a causa dell’incremento

del prezzo del gas e quindi sostanzialmente senza incremento dei margini. In un

regime di over-capacity costante e di domanda in diminuzione, il prezzo non è riuscito

(come nel 2013) ad esprimere quella volatilità stagionale che fino a due anni fa aveva

consentito agli operatori con impianti flessibili di coprire il fabbisogno elettrico. Il

ciclo combinato, ha fatto il prezzo per oltre il 65% delle ore.

Inoltre la presenza di una consistente potenza installata di fotovoltaico, che ha

raggiunto ormai i 17,7 GW (fonte: GSE-ATLASOLE), crea una sempre maggior

compressione del prezzo nelle ore diurne; il profilo orario del prezzo ha un andamento

generalmente piatto in tutte le ore, con occasionali periodi di alti valori di prezzo

concentrati sul picco di fabbisogno serale.


- 23 -

Quadro normativo e regolatorio

Scenario normativo comunitario

I principali interventi normativi in materia energetica

Nel corso del 2014, la politica energetica europea si è indirizzata soprattutto al

rafforzamento della strategia ambientale, al completamento del disegno del mercato

unico e alla definizione di meccanismi a tutela della concorrenza. Di seguito, si

analizzano brevemente gli sviluppi che in tali ambiti si sono avuti nell’anno.

La strategia ambientale europea: l’Emission Trading Scheme

Come noto, dal 1 gennaio 2013 il meccanismo dell’Emission Trading Scheme

(c.d. ETS) ha visto l’introduzione del sistema di assegnazione dei permessi a titolo

oneroso attraverso lo svolgimento di procedure concorsuali. In particolare, il sistema

prevede che venga assegnata tramite asta la totalità dei permessi per il settore elettrico

e parte dei permessi destinati agli altri settori ETS, ad eccezione di quelli riconosciuti

a rischio di carbon leakage che potranno godere totalmente dell’assegnazione

gratuita1. Lo svolgimento delle aste avviene attraverso una piattaforma unica 2 che

funziona in base alle disposizioni del Regolamento UE 1031/2010.

A differenza di quanto si attendeva, la terza fase dell’ETS si è aperta in una

condizione in cui gli obiettivi di riduzione delle emissioni sono stati raggiunti a causa

del crollo drastico e perdurante della produzione industriale. Ciò ha fatto sì che il

mercato delle quote di emissione si sia trovato ad essere caratterizzato da un surplus di

offerta con ovvie conseguenze in termini di prezzo. Al fine di favorire un allineamento

dei prezzi delle quote a valori ritenuti congrui, la Commissione Europea ha

individuato una serie di misure che richiedono modifiche rilevanti e strutturali della

cornice normativa. Nelle more della definizione di una soluzione a regime, la

Commissione Europea ha proposto il ritiro temporaneo dal mercato di circa 900

milioni di quote nel triennio 2013-2015, per poi reimmetterle negli anni 2019-2020

1 Si tratta dei settori a rischio di rilocalizzazione degli impianti in Paesi extra-UE non soggetti ad alcun regolamento ambientale. Con decisione C-10251 del 2009 la Commissione Europea ha stilato una lista dei settori che continueranno a beneficiare dell’assegnazione gratuita dei permessi di emissione sulla base dei criteri individuati dalla Direttiva 2009/29/CE di cui al Pacchetto clima-energia. 2 In alcuni Paesi saranno in funzione delle piattaforme nazionali per un periodo transitorio.


- 24 -

(c.d. backloading). Tale soluzione, tuttavia, non aveva incontrato il parere favorevole

del Parlamento Europeo che aveva bocciato la proposta della Commissione. Solo nel

mese di giugno 2013 il Parlamento è tornato sulla sua decisione e ha approvato un

emendamento alla direttiva ETS che, attraverso una soluzione di compromesso,

introduce il backloading di quote. A fronte della proposta originaria, tuttavia,

l’intervento approvato prevede la nuova immissione sul mercato delle quote ritirate

dopo un solo anno: ciò significa che le quote ritirate nel periodo 2013-2015 verranno

ricollocate sul mercato già nel 2016. La nuove disposizioni sono diventate efficaci a

seguito della decisione congiunta di Parlamento e Consiglio Europeo 1359/2013/UE

del 17 dicembre 2013.

La strategia ambientale europea: il pacchetto clima-energia 2030

Nel gennaio 2014, la Commissione Europea ha presentato al Parlamento e al

Consiglio Europeo il pacchetto clima-energia per il 2030 che presentava, per quanto di

maggiore interesse, i seguenti obiettivi:

- La riduzione complessiva delle emissioni del 40% al di sotto del livello 1990. In

particolare, per i settori ETS veniva prevista una riduzione del 43% al 2030 rispetto ai

livelli del 2005. L’incremento della produzione di energia da fonte rinnovabile al 27%

sui consumi finali (usi elettrici, termici e per il trasporto) entro il 2030 a livello

europeo.

- La riforma del sistema ETS attraverso la proposta di stabilire una riserva per la

stabilità del mercato all'inizio del prossimo periodo di scambio ETS (2021). Ciò con

lo scopo di affrontare l’eccedenza di quote di emissioni che si è costituita negli ultimi

anni, sia di migliorare la resilienza del sistema agli shock gravi, regolando

automaticamente la fornitura di quote da mettere all’asta.

- La proposta di una serie di indicatori chiave per valutare i progressi compiuti nel

tempo per la sicurezza e l’economicità delle forniture di energia e costituire una base

oggettiva per la definizione di strategie energetiche.

- Una nuova governance basata su piani nazionali per un'energia competitiva,

sicura e sostenibile. Si tratta di un processo iterativo tra la Commissione e gli Stati

membri volto a garantire una maggiore certezza e trasparenza agli investitori,


- 25 -

migliorando la coerenza, i meccanismi di coordinamento e la sorveglianza

dell'Unione Europea.

In base alle proposte precedentemente avanzate dalla Commissione, a fine ottobre, il

Consiglio Europeo ha raggiunto l'atteso accordo per gli obiettivi clima-energia 2030.

Il Consiglio ha confermato il target vincolante per la CO2 (- 40%), decidendo che la

UE potrebbe anche andare oltre (la dichiarazione conclusiva del Consiglio parla di

"almeno" il 40%, con minore contributo dei settori non-ETS). E’ stato confermato

anche l'obiettivo per le rinnovabili, (-27%) anch’esso vincolante, mentre quello per il

miglioramento dell'efficienza energetica rimane indicativo e viene fisato al 27%,

anche se, secondo le dichiarazioni del Consiglio, tale percentuale sarà rivista al 2020,

avendo in mente un target a livello comunitario del 30%. La Commissione è stata

incaricata di indicare i settori prioritari in cui possono essere ottenuti i maggiori

guadagni di efficienza e di proporre le relative misure a livello UE.

Il triplice target energia-clima sarà raggiunto nel pieno rispetto della libertà degli Stati

membri di determinare il proprio mix energetico. Nell'ambito del sistema ETS, la

percentuale annua di riduzione dei permessi (al momento fissata all'1,74%) sarà

aumentata dal 2021 al 2,2%. Sempre riguardo alle emissioni, i Paesi con un reddito

pro-capite inferiore alla media hanno ottenuto meccanismi di tutela (allungamento del

periodo di allocazione gratuita e riserve di quote).

Il Consiglio ha inoltre approvato l'obiettivo minimo di interconnessione elettrica tra

Stati membri indicato da Bruxelles (10% della capacità di generazione installata al

2020 e 15% al 2030). Per quanto riguarda la sicurezza degli approvvigionamenti di

gas, il Consiglio indica che dovranno essere realizzati al più presto i progetti di

comune interesse e, in particolare, quelli per il Corridoio Nord-Sud, il Corridoio Sud e

la promozione di un nuovo hub del gas in Europa meridionale. Va, inoltre, migliorata

la gestione della capacità di rigassificazione gnl e degli stoccaggi per poter affrontare

al meglio le situazioni di emergenza.


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La realizzazione del mercato unico europeo

Nell’ambito dell’Unione Europea si sta completando il processo di definizione del

modello di mercato unico volto a creare un sistema di scambio interno dell’energia

elettrica realmente integrato. In tale contesto, l'ACER (Agenzia europea per la

cooperazione dei regolatori energetici), nel mese di aprile, ha presentato e messo in

consultazione il documento ”Energy Regulation: a Bridge to 2025”, che contiene le

principali sfide che attendono il processo di integrazione dei mercati energetici

europei nel prossimo decennio. Tra queste l'Agenzia indica l'integrazione delle

rinnovabili, il miglioramento della governance (in particolare sul coordinamento tra

gestori di rete), il miglioramento dei disegni di mercato nell'elettricità e nel gas e

alcune proposte per il segmento retail (prima fra tutte la possibilità per i consumatori

di cambiare fornitore in 24 ore). A settembre è stata presentata la versione definitiva

del documento frutto del suddetto procedimento di consultazione.

In particolare, per quanto riguarda il settore elettrico, la principale priorità è

rappresentata dalla piena attuazione del Terzo Pacchetto e dall'integrazione dei

mercati. Sul fronte della remunerazione della capacità produttiva i Regolatori europei

si impegnano a sviluppare approcci coerenti nella valutazione dell'adeguatezza del

parco di generazione e a dare indicazioni sulla messa a punto di meccanismi di

sostegno anche in funzione del loro impatto sul mercato unico. Un ulteriore obiettivo

chiave, come preannunciato in fase di consultazione, è l'integrazione delle fonti

rinnovabili nel mercato e il monitoraggio dei meccanismi di incentivazione.

Per quanto attiene il settore del gas, tra le raccomandazioni vi è l'uso efficiente

dello stoccaggio e l'integrazione delle risorse non convenzionali nel mercato unico

oltre a un ulteriore miglioramento dei criteri del Gas Target Model.

Sul fronte della governance occorre segnalare l’invito alla Commissione Ue a

valutare modifiche alla normativa europea per attribuire all’ACER il potere di adottare

direttamente decisioni di approvazione di strumenti legalmente vincolanti nonché per

rafforzare i poteri di supervisione regolatoria degli organismi Entso (le associazioni

degli operatori europei delle reti).


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Seguendo gli indirizzi previsti dal documento Bridge to 2025, l’ACER ha

pubblicato il nuovo Target Model per il mercato gas. Esso rappresenta uno strumento

di indirizzo che va ad integrare i codici di rete nazionali con l'obiettivo di realizzare un

sistema del gas concorrenziale, altamente liquido e dove l'integrazione dei mercati sia

sostenuta da un livello appropriato di infrastrutture. Sul testo, i regolatori dovranno

effettuare le proprie valutazioni entro il 2017, e, qualora riscontrassero distanze tra i

propri sistemi e il modello, dovranno considerare riforme strutturali del mercato.

Nel declinare il modello gas, l’ACER raccomanda ai regolatori nazionali un

maggiore impegno nella definizione delle norme per un utilizzo efficiente della

generazione a gas, necessaria per fornire capacità di back up alle fonti rinnovabili.

L’avviso, pertanto, indirizza verso una maggiore flessibilità della tariffazione del gas

che, in molti casi, come anche in Italia, non consente il pieno utilizzo della capacità di

generazione dal momento che i corrispettivi di trasporto applicati agli impianti

presentano natura essenzialmente capacitiva (sono fissati in base alla capacità

prenotata annualmente). Allo scopo di ottimizzare le sinergie tra il gas e l'elettricità,

l'Agenzia propone un obbligo di cooperazione tra i TSO dei due settori.

Per quanto riguarda l’effettiva integrazione del mercato elettrico italiano con

quello europeo, si segnala che nel corso del 2014 è stato definito il quadro di

funzionamento del c.d. market coupling e che dal 24 febbraio 2015 è prevista la

partenza del coordinamento automatico dei mercati borsistici e l’allocazione implicita

di capacità sulle frontiere tra Italia, Austria, Francia e Slovenia.

Con la partecipazione dell’Italia, i mercati day-ahead del Multi-Regional Coupling

copriranno 20 Paesi europei con consumi elettrici annuali di circa 2.800 TWh. La

quantità media giornaliera oggetto di scambio in tali paesi sarà di oltre 4 TWh, pari ad

un controvalore medio giornaliero di oltre 150 milioni di euro.

Per quanto riguarda la frontiera italo-svizzera, anche se tutte le frontiere svizzere

sono tecnicamente pronte per il coupling con i mercati confinanti, si registrano ritardi

nei negoziati bilaterali attualmente in corso fra la Svizzera e la Commissione Europea.

La frontiera italo-greca sarà tecnicamente pronta per il market coupling in tempi

successivi.


- 28 -

In ogni caso, l’avvio del market coupling resta subordinato all’approvazione dei

regolatori nazionali di Austria, Francia, Italia e Slovenia. Conseguentemente,

l’operatività del sistema sulle frontiere italiane sarà confermata quando saranno rese

note le approvazioni di tutti i regolatori nazionali.

I Regolamenti europei sull'integrità e la trasparenza del mercato all'ingrosso (c.d.

REMIT)

Alla fine del 2011, con l'obiettivo di istituire un quadro giuridico uniforme a

livello europeo per la prevenzione degli abusi e delle manipolazioni del mercato nel

settore elettrico e in quello del gas, l'Unione Europea ha adottato un Regolamento

(n.1227/2011 c.d. REMIT) su trasparenza e integrità del mercato dell’energia

all’ingrosso che prevede l'obbligo di rendere pubbliche le c.d. informazioni

privilegiate. Tra queste figurano i dati relativi alla disponibilità degli impianti di

produzione in tempo reale. Nel corso del 2012, l’Autorità Garante della Concorrenza e

del Mercato (di seguito: AGCM) si è pronunciata sull’applicazione del Regolamento

sottolineando che la pubblicazione di determinate informazioni in merito alla capacità

e all’uso degli impianti di produzione elettrica potrebbe agevolare la conclusione di

pratiche anticoncorrenziali in particolare nelle zone caratterizzate da situazioni di

oligopolio.

In seguito all’entrata in vigore del Regolamento, Tirreno Power, pur in assenza di

disposizioni attuative, ha istituito sul proprio sito internet una pagina dedicata alla

pubblicazione delle informazioni sulla disponibilità dei propri impianti.

Nel 2014, l’ACER ha pubblicato una consultazione sulla rendicontazione delle

transazioni prevista dal regolamento REMIT. In particolare, l'agenzia ha presentato e

sottoposto alla valutazione dei soggetti interessati due documenti: il "Transaction

Reporting User Manual" (Trum) e il "Requirements for registered reporting

mechanism" (Rrm). Il primo è un manuale a disposizione degli operatori che illustra in

dettaglio le caratteristiche delle informazioni da trasmettere all’ACER, mentre il

secondo è il documento che contiene i requisiti tecnici e organizzativi necessari per la

rendicontazione dei dati.


- 29 -

Sul fronte delle sanzioni per violazione degli obblighi contenuti nel Regolamento,

occorre segnalare che, nonostante il REMIT sia direttamente applicabile negli Stati

membri e non necessiti, dunque, di attuazione a livello nazionale, con riferimento alla

disciplina sanzionatoria esso demanda a ciascuno Stato membro la definizione delle

misure applicabili. Con la c.d. Legge Europea 2013-bis dell’ ottobre 2014

(L.161/2014) l’Italia ha emanato norme a riguardo che hanno incaricato l’Autorità di

ampi poteri di controllo, ispezione e verifica oltre ad affidarle poteri sanzionatori in

casi opportunamente dettagliati.

In dicembre, la Commissione Europea ha adottato il regolamento di esecuzione

1348/2014 relativo alla segnalazione dei dati in applicazione della normativa REMIT.

Il regolamento stabilisce le norme per la trasmissione dei dati all’ACER definendo le

informazioni (contratti) da segnalare relativamente ai diversi prodotti energetici, i

canali da usare per la segnalazione dei dati e la periodicità della loro segnalazione.

Il regolamento prevede l'avvio degli adempimenti relativi ai diversi obblighi di

segnalazione in due fasi: la prima per i contratti sui mercati organizzati e i dati

fondamentali (dal 7 ottobre 2015), la seconda per le altre tipologie di contratti (dal 7

aprile 2016).

Le Linee Guida Europee in materia di aiuti di Stato per l’ambiente e l’energia 2014-

2020

Nello scorso mese di aprile, la Commissione Europea ha adottato le Linee Guida per

gli aiuti di Stato al settore dell’energia e dell’ambiente. Il documento approvato è il

frutto di una breve consultazione (a cui ha partecipato anche lo Stato italiano) avviata

nel 2013.

Lo scopo principale è rappresentato dalla volontà della Commissione UE di fornire un

contributo fondamentale al raggiungimento degli obiettivi al 2020, favorire il

rafforzamento dei flussi energetici transfrontalieri e assicurare alle imprese e ai

consumatori una riduzione del costo dell'energia. Gli orientamenti espressi nel

documento mirano a sostenere gli sforzi degli Stati membri verso questi obiettivi,

evitando al contempo ogni spreco di denaro pubblico e scoraggiando possibili

distorsioni della concorrenza nel mercato interno dell’Unione Europea. Occorre


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ricordare che l’art. 107 del Trattato sul Funzionamento dell’Unione Europea (TFUE)

stabilisce la generica incompatibilità con il mercato interno degli aiuti concessi dagli

Stati membri (mediante risorse statali sotto qualsiasi forma) atti a favorire talune

imprese o talune produzioni. Tuttavia, la stessa norma prevede la possibilità di

derogare al divieto nel caso di aiuti volti a promuovere la realizzazione di importanti

progetti di comune interesse europeo oppure a porre rimedio a un grave turbamento

dell'economia di uno Stato membro.

In tale ambito, con l’adozione delle Linee Guida, la Commissione ha disposto le

condizioni in base alle quali gli aiuti a favore del settore dell’energia e dell’ambiente

possono essere considerati compatibili con il mercato interno e, dunque, non incorrere

nel divieto di cui all’art. 107 del TFUE.

Le Linee Guida sono entrate in vigore a partire dal 1 luglio 2014 e saranno valide fino

alla fine del 2020. Di conseguenza, dal 1 luglio 2014, la Commissione valuta se i

sistemi di aiuto di stato notificati dai singoli Stati membri sono o meno in linea con i

criteri dettati dalle nuove Linee Guida: nel caso in cui i meccanismi di sostegno

previsti non rispondano ai principi stabiliti dalla Commissione, lo Stato membro ha un

anno di tempo per renderli allineati.

1) Orientamenti per il supporto alle fonti rinnovabili

Per quanto riguarda gli aiuti per le fonti rinnovabili, le Linee Guida prevedono, in

generale, che i sistemi di sostegno si spostino gradualmente verso meccanismi più

vicini al mercato, come tariffe premium (on-top su prezzo elettrico di mercato) o

sistemi di certificati scambiabili.

La Commissione distingue tra tecnologie diffuse (quelle che pesano più dell'1-3%

della domanda elettrica europea) e tecnologie non ancora mature, adottando due

approcci diversi, con maggiore rigidità verso le prime.

Per gli impianti più grandi (oltre un MW di potenza, ovvero 6 MW per l'eolico), dal 1

gennaio 2017 dovranno essere introdotte aste per l'assegnazione degli incentivi (con

una fase sperimentale tra il 2015 e il 2016). Viceversa per le tecnologie meno mature e

per gli impianti più piccoli l’applicazione del sostegno non sarà soggetta a procedure

concorsuali ma sarà in forma diretta.


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Tuttavia, per entrambe le tipologie di impianti, i sistemi di incentivazione dovranno

rispettare i seguenti requisiti:

- modello di tariffe feed-in-premium;

- applicazione non oltre il periodo di ammortamento previsto dalle norme contabili;

- commercializzazione diretta dell’energia prodotta;

- applicazione della disciplina di sbilanciamento standard prevista dal mercato.

Tali disposizioni, al fine di salvaguardare le legittime aspettative degli operatori, non

avranno alcun effetto sugli impianti esistenti che continueranno a ricevere gli incentivi

come definiti al momento in cui vigevano le precedenti Linee Guida sugli aiuti di

Stato.

2) Sconti per gli energivori

Per quanto riguarda gli sgravi agli energivori, vengono avallate misure di salvaguardia

a patto che siano limitate al massimo le distorsioni della concorrenza che gli aiuti

selettivi implicano, evitando una gara ai sussidi tra Stati membri. Allo stesso tempo, è

previsto che settori esposti alla concorrenza internazionale e a rischio di ricollocazione

extra-UE possano ottenere riduzioni degli oneri per il finanziamento alle fonti

rinnovabili se l’intensità degli scambi con Paesi terzi supera il 10% e se l’aggravio sul

costo di produzione per il sostegno alle rinnovabili supera il 5% del valore aggiunto

prodotto.

3) Regole per i sistemi di remunerazione della capacità produttiva

Per quanto concerne i meccanismi di remunerazione della capacità produttiva, le

Linee Guida stabiliscono, in primo luogo, che laddove uno Stato membro decida di

adottarne uno è tenuto a svolgere un’analisi della cause dell’inadeguatezza del sistema

elettrico nazionale. In secondo luogo, prima della sua adozione, dovrebbe tentare di

rimuovere le distorsioni che impediscono al mercato di guidare correttamente lo

sviluppo della capacità produttiva.

Laddove lo Stato ritenga necessario adottare un meccanismo di remunerazione della

capacità deve attenersi ad una serie di principi stabiliti dalle Linee Guida mirati ad


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evitare alterazioni della concorrenza e possibili impatti negativi sul mercato

dell’energia a livello europeo.

Le principali indicazioni dettate dalla Commissione sono:

- gli aiuti devono essere proporzionali ovvero in grado di fornire,

prioritariamente attraverso meccanismi di mercato, un adeguato tasso di ritorno

degli investimenti ai beneficiari e l’assenza di windfall profit;

- la partecipazione ai meccanismi deve essere garantita a tutte le tecnologie e

l’esclusione di alcune categorie di impianti potrà avvenire solo a fronte di una loro

comprovata incapacità a fornire performance adeguate;

- il meccanismo deve essere accessibile sia alla capacità esistente che a quella

di nuova costruzione;

- la partecipazione deve essere aperta, laddove possibile, anche agli operatori

degli altri Stati Membri e alla domanda;

- le misure non devono minacciare le decisioni di investimento già intraprese

dagli operatori o quelle riguardanti il mercato dei servizi;

- in principio, i meccanismi non dovrebbero remunerare capacità a fonte

fossile a meno che si dimostri la mancanza di impianti alternativi per il

raggiungimento dell’adeguatezza del sistema. In ogni caso è stabilita, a parità di

parametri tecnici, una preferenza per le tecnologie a basse emissioni.


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Scenario normativo nazionale

Interventi di politica energetica

La Legge di Stabilità per il 2014

Alla fine del mese di dicembre 2013, il Parlamento ha approvato la Legge 147/2013

recante le disposizioni per la formazione del bilancio annuale e pluriennale dello

Stato (c.d. Legge Stabilità 2014). Nell’ambito delle misure previste nel

provvedimento, il comma 153 dell’art. 1 introduce una delega al Ministero dello

Sviluppo Economico (di seguito: MiSE) a stabilire, entro novanta giorni dalla data di

entrata in vigore della legge, su proposta dell'Autorità per l’energia elettrica, il gas e il

sistema idrico (di seguito: Autorità) e con il parere del Ministero dell’ambiente, della

tutela del territorio e del mare (di seguito: MATTM), le condizioni e le modalità per la

definizione di un sistema di remunerazione della capacità produttiva elettrica “in

grado di fornire gli adeguati servizi di flessibilità, nella misura strettamente

necessaria a garantire la sicurezza del sistema elettrico e la copertura dei fabbisogni

effettuata dai gestori di rete e senza aumento dei prezzi e delle tariffe dell'energia

elettrica per i clienti finali”. Il provvedimento ha determinato un pronunciamento

dell’Autorità sulle sue possibili modalità applicative (cfr. par. Regolazione della

disponibilità della capacità produttiva) ma non ha trovato concreta attuazione nel

corso del 2014.

La conversione in legge del c.d. DL Destinazione Italia

Il 21 febbraio 2014 è stata pubblicata in Gazzetta Ufficiale la Legge di conversione

(9/2014) del c.d. DL Destinazione Italia (145/2013) emanato a dicembre 2013 e

recante una serie di misure volte a riavviare la crescita del Paese. L’articolo 1 della

legge contiene le seguenti disposizioni relative al settore elettrico e a quello del gas.

Tra i principali temi, si citano i seguenti.


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Prezzi minimi garantiti (comma 2): il testo originario del DL aveva stabilito che, a

partire dal 1 gennaio 2014, i prezzi minimi garantiti fossero aboliti per tutti gli

impianti che accedono già ad un regime incentivante a carico delle tariffe elettriche

(secondo la norma, si torna ad applicare il prezzo zonale). In sede di conversione è

stato stabilito che i Prezzi Minimi Garantiti continuino a valere per gli impianti

fotovoltaici fino a 100 kW e per quelli idroelettrici fino a 500 kW.

Rimodulazione incentivi per le fonti rinnovabili (comma 4): al fine di contenere gli

oneri sostenuti dal sistema per gli incentivi alle fonti rinnovabili, il DL ha previsto due

opzioni alternative per i beneficiari:

a) La possibilità di continuare a godere del regime incentivante spettante per il

periodo di diritto residuo. In tal caso, è prevista l’applicazione di una penale

consistente nella circostanza che, per un periodo di dieci anni decorrenti dal

termine del periodo di diritto, qualsiasi tipo di intervento realizzato sullo stesso

sito non può ricevere ulteriori incentivi (incluso il ritiro dedicato e lo scambio

sul posto).

b) La rimodulazione dell'incentivo spettante, volta a valorizzare l'intera vita utile

dell'impianto. In tal caso il produttore accede a un incentivo ridotto di una

percentuale specifica per ciascuna tipologia di impianto, da applicarsi per un

periodo rinnovato di incentivazione pari al residuo ancora spettante

incrementato di 7 anni.

Misure per il carbone pulito nell’area del Sulcis (comma 12): il DL ha previsto il

riconoscimento di incentivi per la realizzazione di un impianto termoelettrico a

carbone pulito (ovvero con cattura e stoccaggio della CO2, c.d. CCS) realizzato

nell’area del Sulcis. Gli incentivi, allocati mediante asta da indire da parte della

Regione Sardegna entro il 30 giugno 2016, verrebbero erogati sotto forma di

maggiorazioni pari a 30 €/MWh riconosciute sul prezzo elettrico realizzato sul

mercato per un periodo di 20 anni e per un massimo di 2.100 GWh/anno. La Legge di

conversione ha specificato che tale incentivo è riconosciuto al vincitore dell’asta

esclusivamente per la quantità di energia prodotta in regime di CCS.


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Competitività imprese industriali (comma 6 bis): al fine di promuovere la

competitività delle imprese industriali, l’Autorità deve rideterminare i corrispettivi a

copertura degli oneri generali di sistema per il settore del gas e i criteri di ripartizione

degli stessi a carico dei clienti finali, tenendo conto della definizione di impresa a

forte consumo di energia. La misura ribadisce quanto già previsto in alcuni decreti

emanati negli scorsi anni, indirizzati ad una applicazione digressiva della tariffa di

trasporto e degli oneri generali di sistema.

Stoccaggio per termoelettrici (comma 16 ter): la norma stabilisce la definizione di una

procedura di asta competitiva per lo spazio di 1 miliardo di mc da destinare ai clienti

termoelettrici da indirsi entro 60 giorni dalla conversione del decreto con prezzo a

base d’asta determinato dall’Autorità in misura pari al costo medio di realizzazione e

gestione delle infrastrutture di stoccaggio. Occorre osservare che tale misura era già

stata prevista da precedenti disposizioni ma, finora, mai attuata.

Il DL Competitività

Fin dal suo insediamento, il Governo Renzi ha annunciato la volontà di dare vita ad

un’ampia manovra volta alla riduzione delle bollette elettriche, soprattutto a sollievo

delle piccole e medie imprese. Con il Decreto Competitività (91/2014), convertito in

agosto (L.116/2014), è stata varata la prima parte della riforma attraverso una serie di

interventi che dovevano necessariamente essere adottati con una norma primaria.

Le misure contenute nel Decreto sono destinate a ridurre il carico tariffario per clienti

allacciati in media tensione e per quelli in bassa tensione con potenza disponibile

superiore a 16,5 kW, diversi dai clienti residenziali e dall'illuminazione pubblica.

Questi gli strumenti previsti dal Decreto:

- dal 2015 le Reti interne di utenza (Riu) e i Sistemi efficienti di utenza (Seu)

dovranno pagare una quota (pari al 5%, elevabile in futuro) degli oneri di

sistema sull'energia autoprodotta. Sono esclusi dall’applicazione del prelievo gli

impianti rinnovabili fino a 20 kW.


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- I costi del GSE vengono posti a carico dei beneficiari dei suoi servizi (con

l'eccezione degli impianti destinati all'autoconsumo fino a 3 kW), e non più dei

consumatori.

- Prevista, con effetto dal 2015, una riforma della disciplina dello scambio sul

posto che viene estesa a tutti gli impianti rinnovabili fino a 500 kW.

- Vengono soppressi gli sconti tariffari per i dipendenti del settore elettrico

ancora gravanti sulla bolletta elettrica (riguarda i comparti distribuzione e

trasmissione).

- E’ rivista la regolazione e remunerazione dei sistemi elettrici delle isole

minori non interconnesse sulla base di criteri di efficienza e di stimolo

all'efficienza.

- Il regime tariffario speciale delle ferrovie è ristretto, dal 1° gennaio 2015, ai

soli consumi elettrici rientranti nel servizio universale e per il trasporto

ferroviario delle merci. Gli altri tipi di trasporto pagheranno l'energia elettrica

secondo i costi effettivi del servizio con possibilità di traslazione graduale sui

pedaggi.

Il principale intervento contenuto nel DL in materia di riduzione delle bollette

elettriche è il c.d. spalma-incentivi che rappresenta un meccanismo obbligatorio di

rimodulazione del sostegno ricevuto da impianti fotovoltaici incentivati con potenza

oltre i 200 kW. Il risparmio attuato attraverso la misura va a beneficio delle medesime

categorie di clienti a cui si rivolgono le altre misure di riduzione delle bollette.

La norma prevede una serie di opzioni per i produttori:

- Allungamento da 20 a 24 anni del periodo d’ incentivazione, a fronte di una

rimodulazione del valore unitario della tariffa incentivata a seconda della sua

durata residua.

- Mantenimento dell'erogazione ventennale, sebbene con una riduzione

iniziale del sussidio e di un corrispondente aumento dello stesso in un tempo

successivo, in base a percentuali definite dal MiSE.


- 37 -

- Mantenimento degli incentivi su 20 anni ma con un taglio differenziato a

scaglioni in ragione della potenza degli impianti (6% da 200 a 500 kW, 7% da

oltre 500 fino a 900 kW, 8% oltre i 900 kW).

A ciò si aggiunge una quarta via di riduzione degli oneri per incentivi che prevede

l’indizione di aste per la risoluzione anticipata di una quota fino all'80% degli

incentivi rinnovabili (non solo FV) attraverso il coinvolgimento di operatori finanziari

europei. Il tutto è comunque subordinato alla verifica da parte del Tesoro della

compatibilità degli effetti dell'operazione sui saldi di finanza pubblica.

Durante l’iter di conversione del Decreto Competitività, è stato introdotto un

emendamento che determina rilevanti effetti sul mercato elettrico all’ingrosso. Il testo,

poi divenuto comma della legge, prevede che fino all’entrata in operatività

dell’elettrodotto di collegamento con il continente (cavo a 380 kV ’’Sorgente-

Rizziconi’’) tutte le unità di produzione ubicate in Sicilia, con potenza maggiore di 50

MW, escluse le rinnovabili non programmabili, siano considerate essenziali con

obbligo di offerta sul mercato del giorno prima. Le modalità di offerta e i criteri di

reintegrazione di queste unità devono essere definite dall’Autorità entro 60 giorni

dall’entrata in vigore della legge. Inoltre, il testo prevede che, in attesa di una riforma

organica della disciplina degli sbilanciamenti nell’ambito del mercato dei servizi di

dispacciamento, l’Autorità proceda entro 60 giorni a rimuovere le macrozone Sicilia e

Sardegna (le macrozone sono funzionali al calcolo degli sbilanciamenti). Nel corso

dell’anno, l’Autorità ha conseguentemente definito la disciplina attuativa (cfr.

paragrafo su evoluzione normativa del mercato all’ingrosso).

Interventi di attuazione da parte del Ministero dello Sviluppo Economico del DL

Destinazione Italia e del DL Competitività

In ottobre, il MiSE ha emanato tre provvedimenti di attuazione delle norme volte alla

riduzione delle bollette elettriche, attraverso il contenimento della spesa per incentivi

alle rinnovabili, varate dal Governo.

Un primo provvedimento, prevede l'attuazione della rimodulazione volontaria degli

incentivi dell'energia elettrica prodotta da fonti rinnovabili diverse dal fotovoltaico


- 38 -

(certificati verdi, tariffe onnicomprensive e tariffe premio) applicando quanto previsto

dal DL Destinazione Italia.

Il secondo provvedimento attiene alle modalità di erogazione degli incentivi al

fotovoltaico da parte del GSE. Tale decreto prevede un riconoscimento ai produttori di

un acconto pari al 90% calcolato sulla base della produzione effettiva dell'anno

precedente, con saldo entro 60 giorni dall'invio delle misure sulla produzione effettiva

e, comunque, entro il 30 giugno dell'anno successivo. Il decreto prevede inoltre un

netto cambio nello svolgimento delle azioni di controllo che per impianti maggiori di

200 kW non saranno più campionari.

Il terzo decreto regolamenta la rimodulazione degli incentivi agli impianti fotovoltaici

di potenza superiore ai 200 kW nell'arco dei 20 anni (una delle tre opzioni possibili,

secondo il Decreto Competitività). Secondo il Decreto, come visto, fermo restando il

periodo di erogazione ventennale, la tariffa può essere rimodulata prevedendo un

primo periodo di fruizione di un incentivo ridotto rispetto a quello inizialmente dovuto

e un secondo periodo di fruizione di un incentivo incrementato in ugual misura,

secondo percentuali di rimodulazione stabilite dal MiSE.

Da queste misure, il MiSE si attende una riduzione degli oneri di incentivazione

dell'energia elettrica da fotovoltaico e da altre fonti rinnovabili compresi tra 500 e 700

milioni di euro l'anno a partire dal 2015.

L’energia nel decreto Sblocca Italia

In novembre, il decreto Sblocca Italia (133/2014) è stato convertito in legge dal

Senato (L.164/2014, il testo del decreto era stato adottato dal Consiglio dei Ministri a

settembre).

Il decreto dispone alcune semplificazioni, da adottare con successivi atti ministeriali,

del sistema del c.d. Conto Termico, volto ad incentivare interventi di piccole

dimensioni di uso delle fonti rinnovabili e di efficienza energetica, al fine di facilitare

l'accesso per imprese, famiglie e soggetti pubblici ai contributi, finora sottoutilizzati

proprio per la complessità del meccanismo.

Sempre in tema di fonti rinnovabili, nel corso dell'esame di conversione è stato

inserito l'articolo 22-bis, che interviene sul meccanismo del c.d. spalma-incentivi


- 39 -

obbligatorio volto alla riduzione annua degli incentivi erogati agli impianti

fotovoltaici di grossa taglia (norma prevista dal DL Competitività, cfr. sopra),

escludendo dall'ambito di applicazione dello stesso gli impianti i cui soggetti

responsabili siano enti locali o scuole.

Per quanto riguarda il settore gas e la definizione di infrastrutture strategiche, l'art. 37

stabilisce che i gasdotti di importazione dall'estero, i terminali Gnl, gli stoccaggi gas e

le infrastrutture della rete nazionale di trasporto del gas, incluse le operazioni

preparatorie necessarie alla redazione dei progetti e le relative opere connesse sono

iniziative di interesse strategico di pubblica utilità, indifferibili e urgenti. La norma

comporta una serie di semplificazioni amministrative e divieti di opposizione da parte

degli enti locali che dovrebbero aiutare lo sblocco di progetti in corso. Quanto agli

stoccaggi, vengono previsti incentivi per lo sviluppo di ulteriori prestazioni di punta

dal 2015. Infine, il decreto prevede una radicale revisione delle norme in tema di

trattamento dei rifiuti nell’ottica di semplificare il rilascio delle autorizzazioni

ambientali per gli impianti e di incremento della termovalorizzazione.

L’iter legislativo della c.d. Carbon Tax

In febbraio, dopo un iter parlamentare di oltre due anni, la Camera ha approvato in via

definitiva il disegno di legge c.d. Delega Fiscale. Nel testo, all’art.15, è inserita una

norma che attribuisce al Governo la delega ad introdurre nuove forme di fiscalità

ambientale (c.d. Carbon Tax) in raccordo con la tassazione già vigente. In particolare,

la norma prevede che il Governo introduca strumenti fiscali finalizzati a orientare il

mercato verso "modi di consumo e produzione sostenibili" e a rivedere le accise sui

prodotti energetici e sull'energia elettrica "anche in funzione del contenuto di carbonio

e delle emissioni di ossido di azoto e di zolfo". Il gettito derivante dall'introduzione

della nuova fiscalità ambientale sarebbe destinato prioritariamente alla riduzione della

tassazione sui redditi, in particolare sul lavoro generato dalla green-economy, alla

revisione degli incentivi alle rinnovabili, alla diffusione e innovazione delle tecnologie

e dei prodotti a basso contenuto di carbonio e al finanziamento di modelli di

produzione e consumo sostenibili.


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Secondo la norma, l’attuazione della misura deve avvenire attraverso decreti

legislativi che diverranno effettivi allorché entrerà in vigore le disciplina europea di

riforma della Direttiva 2003/96/CE e che dovranno essere coerenti con i principi

stabiliti nella riforma stessa. Tuttavia, nel dicembre 2014, presentando il programma

di lavori per il 2015, la Commissione Europea ha previsto di ritirare la proposta di

riforma, presentata nel 2011, a causa delle modifiche troppo radicali apportate al testo

a seguito dei negoziati intercorsi.

Il Reverse Charge nella Legge Stabilità 2015

Applicando un’opzione data dal legislatore comunitario che concede agli Stati membri

la possibilità di adottare meccanismi di reverse charge3 in settori a particolare rischio

di frodi IVA, la Legge di Stabilità per il 2015 (L.190/2014) ha previsto l’introduzione

del meccanismo nelle operazioni interne aventi ad oggetto gas, energia elettrica e

certificati relativi a gas, elettricità ed emissioni. La norma trova applicazione dal 1°

gennaio 2015 e fino al 31 dicembre 2018 ed i suoi effetti finanziari sono stati

considerati nella predisposizione del Piano industriale approvato dal Consiglio di

Amministrazione della Società e dettagliatamente descritto nel seguito del presente

documento .

Evoluzione normativa del mercato elettrico all’ingrosso

Remunerazione dei servizi di dispacciamento e disciplina degli sbilanciamenti

A metà dello scorso anno l’Autorità ha emanato la Delibera 231/2013/R/eel con la

quale, a valle della consultazione 508/2012/R/eel, ha definito un sistema di

remunerazione del servizio di riserva primaria, fino ad allora mancante. Il

meccanismo delineato dall’Autorità è volontario e prevede che l’operatore doti i

propri impianti di alcune strumentazioni per la misurazione del contributo alla

regolazione di frequenza primaria. Nel caso in cui l’utente del dispacciamento decida

3 Il meccanismo dell'inversione contabile prevede che l’imposta sul valore aggiunto sia assolta dal destinatario di una cessione di beni e servizi (se opportunamente qualificato) in luogo del cedente o prestatore.


- 41 -

di aderire al sistema, la valorizzazione prevista per il servizio prende a riferimento il

prezzo zonale di vendita registrato sul MGP aumentato o diminuito di un valore

amministrato a secondo che si tratti di regolazione primaria a salire o scendere. Il

sistema era previsto entrare in vigore in aprile, ma Terna ha successivamente

segnalato all’Autorità che, in considerazione dei tempi necessari all’aggiornamento

dei sistemi operativi, il meccanismo a regime avrebbe potuto essere reso operativo

non prima di novembre. Al fine di non pregiudicare gli interessi degli operatori che

avevano già avviato gli investimenti necessari ad accedere al sistema a regime,

l’Autorità (con delibera 66/2014/R/eel) ha approvato un meccanismo transitorio per

gli impianti già in grado di partecipare alla fase di test, stabilendo che la liquidazione

delle partite economiche sarebbe avvenuta solo a partire da novembre anche con

riferimento al servizio reso nei mesi intercorrenti fra l’abilitazione delle unità

produttive e il mese di ottobre 2014.

Alla fine del 2013, infine, l’Autorità ha emanato il DCO 557/13 con il quale ha

espresso i propri orientamenti finali in merito alla revisione del funzionamento del

MSD anche grazie al supporto di un’analisi condotta da Terna sui servizi di flessibilità

e ad un approfondimento effettuato dal RSE (ente di ricerca sul sistema energetico)

sull’utilizzo degli impianti a ciclo combinato. In base a quanto previsto dal

documento, le principali caratteristiche del nuovo sistema dovrebbero essere:

- Introduzione di meccanismi di approvvigionamento di capacità per la

fornitura di singoli servizi specifici;

- Estensione volontaria della partecipazione al MSD anche per gli impianti tra

1 e 10 MVA alimentati da fonti rinnovabili (sia programmabili che non

programmabili);

- Introduzione di una nuova tipologia di riserva (riserva rapida);

- Remunerazione della prestazione di avviamento a caldo.

Durante l’intero 2014, la riforma prevista dalla consultazione non è stata approvata in

via definitiva e sono ancora al vaglio di Terna, che deve valutarne gli effetti e

sviluppare le opportune modifiche di funzionamento al MSD, e dell’Autorità. Nel

Quadro Strategico dell’Autorità per il quadriennio 2015-18 (delibera 3/2015/A), nel


- 42 -

quale il Regolatore ha rappresentato il proprio piano di azione nei prossimi 4 anni, lo

sviluppo della riforma del MSD interessa i primi due semestri del 2015 ed è associata

all’emanazione di un testo unico del dispacciamento, il cui rilascio è previsto per la

seconda metà del 2016. Nell’ambito del Quadro, l’Autorità ha previsto per il MSD:

- la revisione dei criteri di selezione e remunerazione dei servizi di

dispacciamento, anche al fine di consentire una più ampia partecipazione

alla fornitura di predetti servizi da parte della generazione, del consumo e

dello stoccaggio di energia secondo criteri di neutralità tecnologica;

- la modifica dei prezzi di sbilanciamento al fine di riflettere il corretto valore

dell’energia elettrica in tempo reale sulla Rete, con una regolazione su base

nodale o per insiemi di nodi definiti compatibilmente con i vincoli di rete.

Sul tema degli sbilanciamenti, nel 2013, l’Autorità aveva avviato una consultazione

finalizzata a riformarne il meccanismo di calcolo superando l’assetto attuale: nel

documento presentato, l’Autorità ha proposto due possibili evoluzioni del sistema, la

prima basata su un meccanismo nodale, la seconda su una sistema di zone dinamiche.

A tali primi orientamenti, tuttavia, non è ancora seguita l’attesa ulteriore fase di

consultazione.

Introduzione di una disciplina di urgenza sul dispacciamento

Nel 2012, l’Autorità ha avviato un’istruttoria conoscitiva sul mercato della zona

Sardegna atta a chiarire i motivi in base ai quali da tempo, nella zona, si verificassero

acquisti sul mercato da parte dei grossisti stabilmente maggiori dei prelievi effettivi.

L’eccesso di produzione che si è venuto a verificare in Sardegna, a seguito di questi

comportamenti, ha comportato un export strutturale di energia verso il Continente

(piuttosto che l’attivazione di risorse a scendere nella zona) determinando effetti

anche sulle altre zone del mercato. Ipotizzando l’attuazione di condotte speculative

basate sulla prevedibilità del segno dello sbilanciamento e sul differenziale atteso tra

prezzo di acquisto dell’energia e dello sbilanciamento, l’Autorità aveva da subito

imposto che il calcolo del prezzo dello sbilanciamento non tenesse conto delle


- 43 -

movimentazioni effettuate per riserva secondaria (delibera 342/2012/R/eel). Gli esiti

dell’istruttoria (delibera 197/2013/E/eel) hanno fatto emergere l’attuazione delle

condotte speculative da parte dei trader operanti nella zona che hanno comportato

effetti di rialzo del prezzo zonale (+28 €/MWh), del PUN (+4 €/MWh) e degli oneri di

dispacciamento (+1,5 M€ circa).

Con l’obiettivo di porre fine a tali comportamenti speculativi, l’Autorità è intervenuta

con una normativa emergenziale (delibera 239/2013/R/eel) che imponeva una

modifica del calcolo dei prezzi di sbilanciamento attraverso l’eliminazione, dal

computo, delle quantità attivate da Terna per generazione incomprimibile (tra cui

unità essenziali contrattualizzate e CIP6). Inoltre, la disciplina imponeva anche una

modifica del calcolo dei transiti secondo la medesima logica (ricalcolo dei transiti al

netto della generazione incomprimibile). La disciplina sarebbe dovuta entrare in

vigore prima sulle isole (giugno 2013) e successivamente (a luglio) estesa a tutte le

zone del mercato. Tuttavia, Terna ha segnalato che le misure individuate dall’Autorità

non erano tecnicamente attuabili costringendola ad introdurre disposizioni diverse. In

ragione di ciò, è stato emanato un nuovo provvedimento che, annullando il

precedente, ha previsto di calcolare il prezzo degli sbilanciamenti eliminando dal

computo le movimentazioni effettuate da Terna nella prima fase del MSD (ex-ante),

ovvero tutte le risorse attivate per la gestione delle congestioni e la ricostituzione dei

margini di riserva (delibera 285/2013/R/eel).

Contestualmente, l’Autorità ha modificato d’urgenza la disciplina che stabilisce le

modalità per il riconoscimento dei corrispettivi per accensione imponendo che il

gettone non venga corrisposto in tutti i casi in cui l’accensione sia stata già pianificata

dal produttore e/o traslata da Terna nell’ambito della stessa giornata: tale decisione,

benché da subito attuativa, è stata sottoposta dall’Autorità alla consultazione degli

operatori.

Contro il complesso delle delibere emanate è stato proposto ricorso al TAR

Lombardia da parte di alcuni operatori che ha portato, nel giugno 2014,

all’annullamento della disciplina emanata. L’Autorità ha presentato appello al

Consiglio di Stato che, dopo aver respinto l’istanza di sospensiva, con sentenza del 20

marzo 2015 n. 1532/2015 ha respinto il ricorso n.6999/2014 proposto dall’AEEGSI.


- 44 -

Terna ha pertanto pubblicato il segno di sbilanciamento aggregato zonale ed i prezzi

di sbilanciamento a partire dal mese di competenza Luglio 2012 fino a Maggio 2014 e

Luglio e Agosto 2014 definiti sulla base della regolazione vigente ante le deliberazioni

dell’Autorità 342/2012/R/eel, 239/2013/R/eel e 285/2013/R/eel. Tali segni e prezzi

troveranno applicazione nella rideterminazione dei Corrispettivi di Dispacciamento

relativamente ai mesi di competenza precedentemente indicati.

Attuazione del DL Competitività: effetti sul mercato dell’energia e dei servizi

Come presentato nel paragrafo dedicato agli interventi di politica economica, il c.d.

DL Competitività, convertito in legge in agosto, aveva stabilito che fino all’entrata in

operatività dell’elettrodotto di collegamento con il continente (cavo a 380 kV

‟Sorgente-Rizziconi‟) tutte le unità di produzione ubicate in Sicilia, con potenza

maggiore di 50 MW, escluse le rinnovabili non programmabili, fossero considerate

essenziali con obbligo di offerta sul mercato del giorno prima. Con Delibera

521/2014/R/eel, l’Autorità è intervenuta definendo un meccanismo di offerta per le

unità siciliane ex DL Competitività del tutto simile al già previsto regime di

reintegrazione dei costi delle unità essenziali ma con l’aggiunta dell’obbligo di offerta

a prezzi calmierati sul MGP. Il regime è previsto valere per la prima metà del 2015 e,

comunque, non oltre l’entrata in esercizio del nuovo collegamento Sicilia-Continente.

Il meccanismo prevede prezzi limite alle offerte effettuate sul mercato dalle unità e un

corrispettivo di reintegrazione dei costi non già coperti tramite la partecipazione al

mercato.

Il Decreto Competitività aveva anche previsto la rimozione delle macrozone Sicilia e

Sardegna ai fini del calcolo degli sbilanciamenti. L’Autorità, con Delibera

525/2014/R/eel, ha dato attuazione alla misura prevista dal Decreto stabilendo la

fusione delle macrozone Sicilia e Sardegna nella macrozona Sud a cui sono

interconnesse. Nello stesso provvedimento, oltre il mandato che il Legislatore le aveva

affidato, l’Autorità ha stabilito che tutte le unità di produzione e consumo debbano

presentare programmi di immissione/prelievo di energia elettrica in base a prudenza,

diligenza, perizia e previdenza (tale vincolo era prima riservato ai soli impianti non

programmabili). La norma impedisce, di fatto, lo sbilanciamento volontario delle unità


- 45 -

e, dunque, la possibilità di arbitraggi tra prezzi di sbilanciamento e prezzi zonali.

Occorre notare che tale previsione era stata ipotizzata nella consultazione promossa

sulla riforma generale della disciplina degli sbilanciamenti (cfr. par. Remunerazione

dei servizi di dispacciamento e disciplina degli sbilanciamenti) dove, però, era stata

prevista anche l’introduzione di un meccanismo di offerte virtuali (che, ad oggi, non

ha trovato attuazione) che permetteva agli utenti del dispacciamento di attenuare gli

effetti di una programmazione rigida e strettamente collegata alle reali aspettative di

produzione o prelievo dell’unità.

Regolazione del servizio di disponibilità di capacità produttiva

Nell'ambito del procedimento di individuazione del sistema definitivo di

remunerazione della disponibilità della capacità di generazione elettrica, l'Autorità ha

emanato la delibera ARG/elt 98/11 che stabilisce l’introduzione di un mercato della

capacità e ne disciplina il funzionamento. In particolare, il meccanismo stabilito dal

provvedimento prevede un sistema di aste per l’acquisizione di capacità produttiva

disponibile che Terna dovrà avviare e gestire (per consegne a partire dal 2017). A

fronte della capacità resa disponibile, il produttore riceverà un premio a parziale

copertura dei costi fissi e, contestualmente, vedrà imporsi un limite alle proprie offerte

su tutti i mercati (MGP e MSD).

Nel 2011 Tirreno Power ha presentato ricorso al T.A.R. Lombardia avverso la

suddetta delibera chiedendone il parziale annullamento relativamente ad alcune

disposizioni ritenute pregiudizievoli per la libera concorrenza. Nel 2013, il T.A.R. ha

emanato la sentenza 862 con la quale ha confermato la disciplina disegnata

dall’Autorità e avverso la quale Tirreno Power ha presentato appello al Consiglio di

Stato continuando a ritenere non congrua l’applicazione di un medesimo limite ai

prezzi ottenibili dai produttori partecipanti al meccanismo di remunerazione della

capacità sui distinti mercati dell’energia e dei servizi.

D’altra parte Terna, in seguito al positivo riscontro ottenuto da parte dell’ Autorità

(delibera 482/2012/R/eel), ha posto in consultazione uno schema di disciplina sul

funzionamento del mercato della capacità: la proposta prevede che il mercato sia

distinto in un’asta madre (con un orizzonte di pianificazione di 4 anni, con cadenza


- 46 -

annuale e prodotti con consegna a 3 anni), asta di aggiustamento (anch’essa annuale

ma con un orizzonte di pianificazione a 3 anni e consegna dei prodotti a 1 anno) e

mercato secondario (basato su negoziazioni continue con cadenza settimanale, con

orizzonte di pianificazione inferiore ad 1 anno e prodotti con consegna ad 1 mese).

La partecipazione al mercato è volontaria e possono accedervi sia gli impianti esistenti

programmabili e non incentivati, sia quelli in costruzione in possesso delle necessarie

autorizzazioni. In esito alle procedure concorsuali si definisce la capacità impegnata di

ciascun soggetto selezionato e il premio che riceverà nel periodo di consegna per la

disponibilità della capacità produttiva.

In esito al processo di consultazione, Terna ha trasmesso all’Autorità lo schema di

funzionamento del mercato della capacità che è stato definitivamente approvato, con

la delibera 375/2013/R/eel, dall’Autorità. La suddetta delibera ha introdotto alcune

modifiche e ha ribadito la necessità di prevedere un floor di prezzo per la capacità

esistente che copra almeno una parte dei costi fissi evitabili al fine di non incorrere in

eccessive dismissioni di impianti.

Lo schema approvato e modificato è stato successivamente trasmesso al MiSE per il

vaglio definitivo che, nel giugno 2014, ha emanato il decreto di approvazione della

disciplina. Il Ministero ha anche reso noto che il meccanismo dispiegherà i propri

effetti non prima del 2018, a differenza di quanto previsto originariamente previsto.

Il sistema delineato da Terna è stato approvato dal Decreto del MiSE con quattro

condizioni:

- che la valutazione di adeguatezza della capacità tenga conto degli effetti positivi

derivanti dallo sviluppo delle reti e delle interconnessioni con l'estero, in coerenza

con l'obiettivo del Governo di completa integrazione del mercato interno europeo

dell'energia;

- che fin dalle prime aste sia assicurata la possibilità di partecipazione attiva della

domanda;

- che il sistema promuova l'adozione di assetti e tecnologie efficienti e la

partecipazione anche della generazione distribuita a fonti rinnovabili, dotata dei

requisiti funzionali a contribuire all'adeguatezza del sistema;


- 47 -

- che l'individuazione del valore minimo e del valore massimo del premio sia

finalizzata a far sì che la disciplina consenta la riduzione dei costi del sistema e

degli oneri a carico dei consumatori.

Il provvedimento prevede, infine, che il GME elabori indicatori per il monitoraggio

degli effetti sulle dinamiche di mercato derivanti dall'entrata in funzione della

disciplina e effettui analisi periodiche sull'interazione con il sistema di market

coupling. Contestualmente all’emanazione del DM sul mercato della capacità,

l’Autorità, dopo un processo di consultazione con gli operatori, ha pubblicato la

Delibera 320/2014/R/eel con cui ha formulato al MiSE la propria proposta di

integrazione dell’attuale disciplina del sistema transitorio (capacity payment) in

coerenza con quanto previsto dalla Legge di Stabilità 2014 (cfr. sopra).

Il procedimento era stato avviato con la Delibera 6/2014/R/eel che aveva stabilito,

oltre all’avvio del processo di adeguamento del meccanismo già in vigore per

rispondere ai dettami della suddetta Legge, anche la volontà dell’Autorità di costituire,

nell’ambito del prospettato mercato della capacità, un segmento dedicato alla

negoziazione di capacità produttiva idonea a fornire i servizi di flessibilità secondo i

fabbisogni stimati da Terna. La proposta rappresenta un’integrazione dello Schema

per il nuovo mercato della capacità su cui il Ministero si è espresso con il Decreto

sopra descritto.

Nella proposta contenuta nella delibera 320/2014/R/eel, l’Autorità prescrive a Terna

di approvvigionare (su base triennale per il periodo 2015-2017, attraverso contratti di

opzione) capacità produttiva flessibile dotata di specifiche caratteristiche. Queste

ultime saranno individuate dalla stessa Terna seguendo le indicazioni dell'Autorità a

valle di una specifica analisi: in ogni caso, la Delibera ha previsto un generico

rilassamento dei parametri rispetto a quanto ipotizzato in consultazione (e coerente

con le ipotesi di riforma del MSD allo studio).

I principali punti di attenzione della delibera sono:

- la quantità acquistata fin dal primo anno di funzionamento del sistema

(2015) è tarata sul fabbisogno prospettico 2017;

- la fissazione di un floor al premio del meccanismo dovrà essere approvata

dal MiSE;


- 48 -

- per le offerte proposte sul MSD, il prezzo limite (strike) per gli impianti che

hanno venduto la propria disponibilità sul mercato della capacità flessibile sarà

pari al costo variabile di un ciclo aperto (per le offerte in acquisto, è pari al

minor valore tra il costo variabile del ciclo aperto e il 90% del prezzo MGP della

zona).

Per gli stessi impianti, la Delibera ha imposto pari a zero "o, in alternativa, misure

equivalenti appositamente definite dall'Autorità" i prezzi massimi per tutti i servizi a

gettone (accensione, cambio assetto, riscaldamento).

Seppur previsto entrare in vigore dal 2015 e sebbene la Legge Stabilità 2014

prevedesse la definizione delle norme attuative entro 90 giorni dalla sua emanazione,

il sistema previsto dalla Delibera 320 non è stato approvato dal Ministero per l’intero

2014 e risulta attualmente inapplicato.

Il meccanismo transitorio di remunerazione della capacità, aveva già subito una

sostanziale modifica con la Delibera ARG/elt 166/10 con la quale l’Autorità aveva

aggiornato le regole vigenti con particolare riferimento al c.d. corrispettivo ulteriore

(seconda componente del capacity payment). Con tale provvedimento, il Regolatore

ha introdotto un criterio di correlazione tra l'entità del corrispettivo da erogare e

l'effettivo grado di sofferenza economico-finanziaria sopportato dall’operatore

(riconducibile all’incidenza, nel suo portafoglio, di capacità localizzata in zone

contraddistinte da prezzi inferiori al PUN).

Successivamente, con delibera 564/2012/R/eel, l'Autorità aveva previsto un

aggiornamento dell’algoritmo del capacity payment finalizzato a rendere più efficiente

il meccanismo allocativo e a permettere una distribuzione integrale del gettito raccolto

per la seconda componente.

Avverso la delibera 166/10, già oggetto di un’impugnazione sul suo impianto

complessivo, poi ritirata, era stato proposto un ricorso al T.A.R. Lombardia da parte di

alcuni operatori cogenerativi e rinnovabili. Il ricorso lamentava che il sistema di

calcolo della seconda componente del capacity payment avrebbe introdotto una

differenziazione ingiustificata tra tipologie di produttori: ciò in quanto aveva incluso

nella formula del ricavo realizzato per i produttori cogenerativi e i rinnovabili anche il


- 49 -

costo evitato di acquisto dei certificati verdi, determinando una minore distribuzione

di risorse a questi soggetti.

Dopo l’annullamento parziale del provvedimento imposto dal T.A.R. a seguito del

ricorso suddetto, il Consiglio di Stato si è pronunciato confermando la sentenza di

primo grado. L’Autorità è quindi intervenuta con la nuova delibera 400/2014/R/eel per

modificare la disciplina. Con la medesima delibera ha anche imposto di ricalcolare i

corrispettivi già assegnati a partire dal 2010 senza incrementare il gettito disponibile o

prevedere meccanismi a salvaguardia di quanto già distribuito. La delibera ha quindi

comportato la restituzione pressoché immediata degli importi ricalcolati da Terna, in

base ai criteri in delibera, da parte degli operatori che non godevano dell’esenzione

dall’acquisto dei certificati verdi e la traslazione delle risorse così raccolte agli

operatori esentati.

Lo scomputo del costo evitato per certificati verdi, ha imposto restituzioni onerose

gravanti su alcuni operatori tra cui Tirreno Power che è stata chiamata a rendere quasi

la metà degli appannaggi ricevuti per seconda componente degli anni 2010 e 2011. A

fronte della gravità della situazione imposta dalla delibera e ravvedendo vizi di

illegittimità del provvedimento, Tirreno Power ha avviato un ricorso al TAR

Lombardia avverso la delibera 400/2014/E/eel al pari di altri operatori penalizzati da

quest’ultima. Nel procedimento in corso si è in attesa della fissazione dell’udienza di

merito.

Infine, per quanto attiene la raccolta tariffaria 2014 per capacity payment, la delibera

636/2013/R/eel ha incrementato le risorse disponibili per il meccanismo imponendo

un prelievo di 0.0777 €cent/kWh. Il provvedimento che definisce il gettito per il 2015

(delibera 568/2014/R/eel) ha stabilito un corrispettivo pari a 0.0669 €cent/kWh4.

Disciplina aste annuali CCC 2015

A seguito di ripetute segnalazioni da parte di Tirreno Power, nel 2014, l’Autorità ha

emanato un documento di consultazione volto a riformare il meccanismo di

4 Occorre precisare che tali importi non sono rappresentativi di una minore o maggiore allocazione di risorse sul singolo anno dal momento che è frequente il ricorso a traslazione di risorse disponibili da un anno all’altro


- 50 -

assegnazione degli strumenti di copertura contro il rischio di volatilità del

corrispettivo di transito sul mercato all’ingrosso dell’energia elettrica (CCC). Il

sistema, adottato fin dal 2004, prevede alcune limitazioni al numero di titoli

acquistabili sulle aste annuali dal singolo operatore, in funzione della distribuzione

geografica dei propri impianti, a vantaggio degli operatori che presentano capacità

concentrata in singole zone.

Considerando non più attuali le motivazioni che avevano suggerito l’applicazione di

tale meccanismo selettivo, nella consultazione, l’Autorità ha proposto la sua

rimozione. In ottobre, però, con Delibera 487/2014/R/eel, l’Autorità ha deciso di non

modificare le modalità già utilizzate nelle aste annuali CCC smentendo in parte quanto

rassegnato in fase di consultazione.

Gli unici effetti del provvedimento in termini di modifica delle regole attuali sono:

- la proposta, rivolta a Terna, per una maggiore trasparenza sugli esiti della

aste;

- l’assimilazione, ai fini del meccanismo, dei poli limitati alle zone limitrofe;

- l’ipotesi di superare (a tendere) eventuali aggiramenti della norma (oggi

possibili tramite la creazione di società ad hoc) attraverso l’applicazione

delle regole al gruppo di imprese e non più al singolo operatore.

Piano per lo sviluppo di nuova capacità di pompaggio e di accumulo

Con Delibera 574/2014/R/eel, l’Autorità è intervenuta per definire le modalità di

integrazione degli impianti di accumulo sul mercato elettrico. La nuova regolazione

riguarda proprio gli impianti che verranno installati da privati, escludendo i progetti

pilota di Terna e dei distributori per i quali sono previsti appositi incentivi.

Le norme sono transitorie, valevoli dal 2015, in attesa dell'aggiornamento delle norme

tecniche CEI e Terna. In linea generale, la delibera stabilisce che gli accumuli siano

trattati come singoli impianti di produzione, normando le modalità di connessione alla

rete e le incompatibilità con particolari incentivi. Sul fronte dispacciamento, si

prevede, in via transitoria, la possibilità che i sistemi di accumulo costituiscano

un'unità di produzione a sé stante (unità di produzione programmabile) o che siano

trattati come uno dei gruppi di generazione che, insieme ad altri, costituiscono


- 51 -

un'unità di produzione programmabile o non programmabile in funzione delle

caratteristiche degli altri gruppi di generazione associati. La delibera stabilisce,

inoltre, che i prelievi degli accumulatori siano trattati come quelli degli ausiliari delle

centrali elettriche. Qualora invece il prelievo sia utilizzato anche per l'alimentazione di

unità di consumo, saranno applicate le tariffe e gli oneri previsti e la valorizzazione

avverrà a prezzo unico nazionale. Inoltre, la delibera avvia un censimento su tutti i

sistemi di accumulo per i quali è già stata presentata la richiesta di connessione per

verificarne l'impatto sul sistema.

La Delibera costituisce, pertanto, un inquadramento normativo della capacità di

accumulo “a mercato” assimilandola ad impianti di produzione e distinguendola da

quella prevista nei Piani di Sviluppo di Terna e finalizzata alla sola sperimentazione

sul funzionamento di tali sistemi.

Riforma del servizio di interrompibilità

Come noto, l’articolo 30, comma 18, della legge 99/09 prevede che l’Autorità

definisca i criteri e le modalità per l’assegnazione delle risorse interrompibili

istantaneamente, da assegnare con procedure di gara al ribasso, cui partecipano

esclusivamente le società utenti finali. In adempimento alla suddetta norma, l’Autorità

con deliberazione ARG/elt 187/10, ha definito i criteri e le modalità di

approvvigionamento di risorse interrompibili istantaneamente e di emergenza per il

triennio 2011-2013. Con la Delibera 634/2013/R/eel, l’Autorità aveva reso noto che le

analisi degli esiti delle aste nel triennio 2011-2013 e i chiarimenti di Terna circa le

esigenze di sicurezza del sistema elettrico che necessitano di essere soddisfatte tramite

l’approvvigionamento di risorse interrompibili, rendevano inevitabile l’avvio di un

procedimento finalizzato alla definizione di una nuova disciplina dei servizi di

interrompibilità.

Considerando i tempi necessari per lo sviluppo di una nuova disciplina, l’Autorità ha

prorogato fino al 30 giugno 2014 la scadenza dei contratti allora vigenti. Allo stesso

tempo, con il DCO 642/2013/R/eel, il Regolatore ha posto in consultazione i criteri

per lo svolgimento delle procedure concorsuali per l’approvvigionamento di servizi di

interrompibilità a partire dal 1 luglio 2014.


- 52 -

In estate, l'Autorità è nuovamente intervenuta in materia stabilendo, contestualmente,

l’ulteriore proroga della scadenza dei vigenti contratti pluriennali fino al 31 dicembre

2014 e la nuova disciplina in vigore dal 1 gennaio 2015, con i relativi meccanismi di

asta.

In novembre, recependo gli indirizzi del MiSE, l’Autorità ha definito la disciplina

valevole dal 2015, modificando le misure già adottate con gli atti precedenti. La nuova

disciplina, stabilisce in 3.300 MW/anno la quantità massima di potenza dedicata al

servizio e fissa l’entità del premio di riserva delle aste per la capacità interrompibile

istantaneamente e per l'interrompibilità di emergenza. La struttura delle aste su base

triennale, definite dalla precedente delibera, viene rivista eliminando le assegnazioni

mensili (salvo che Terna non ritenga necessarie aste di aggiustamento).

Complessivamente, la nuova disciplina dovrebbe comportare una riduzione di circa il

25% dei costi del servizio. In base alle indicazioni del Ministero, è atteso un

successivo atto di indirizzo per la gestione del servizio nelle isole e un prossimo

provvedimento dell’Autorità per disciplinare un nuovo servizio di presenza in

esercizio per fronteggiare i giorni di basso carico. Il servizio sarebbe analogo a quello

fornito “a scendere” dagli impianti di produzione e comporterebbe, pertanto, la

richiesta da parte di Terna di un aumento del carico da parte dei soggetti aggiudicatari.

Le nuove regole sugli sbilanciamenti degli impianti a fonti rinnovabili

Con la delibera 281/2012/R/efr, l'Autorità aveva predisposto alcune norme per la

maggiore responsabilizzazione dei produttori da impianti alimentati da fonti

rinnovabili non programmabili anche attraverso il trasferimento ai produttori stessi di

quei costi di sbilanciamento ad essi imputabili che prima erano interamente sostenuti

dalla generalità dei consumatori.

Il provvedimento è stato impugnato da alcune associazioni di categoria e produttori da

fonti rinnovabili e annullato nel luglio 2013 dal T.A.R. Lombardia che ha ritenuto il

provvedimento discriminatorio poiché determinava, a parere del giudice

amministrativo, un’illegittima equiparazione tra fonti energetiche programmabili e

non programmabili nella definizione dei corrispettivi di sbilanciamento in contrasto


- 53 -

con il favor riconosciuto dall'ordinamento alla produzione da fonte rinnovabile non

programmabile.

Avverso tale sentenza, l’Autorità ha presentato ricorso presso il Consiglio di Stato e,

con la delibera 462/2013/R/EEL, ha stabilito che dal 1° ottobre 2013 venisse

reintrodotta la disciplina previgente in base alla quale i produttori da fonti rinnovabili

non erano tenuti a pagare per gli sbilanciamenti generati. La delibera ha anche rinviato

la definizione degli eventuali conguagli per il periodo di vigenza della delibera

annullata (tra il 1 gennaio e il 30 settembre 2013) dopo l’avvenuta pronuncia sul

giudizio di secondo grado.

In corso d’anno, il Consiglio di Stato ha pubblicato la sentenza di merito con la quale

ha respinto l’appello confermando la sentenza del T.A.R. sul presupposto la disciplina

disegnata non risponde ai criteri di legge in materia di parità di trattamento. Tuttavia,

il giudice di secondo grado ha contestualmente chiaramente affermato che non sia

corretto che i costi di sbilanciamento delle fonti intermittenti siano socializzati e ha

sollecitato l’Autorità ad intervenire con una disciplina che introduca meccanismi

calibrati sulla specificità delle diverse fonti, in grado di tenere conto delle differenti

modalità di produzione e delle connesse difficoltà ad effettuare previsioni affidabili.

A seguito della sentenza e dopo un processo di consultazione, a fine ottobre,

l’Autorità ha emanato l’attesa delibera sulle modalità di calcolo dei corrispettivi di

sbilanciamento delle fonti non programmabili valevole dal 2015 (522/2014/R/eel).

Il provvedimento adotta un sistema opzionale di bande differenziate per fonte, a

seconda del loro livello di programmabilità, all’interno delle quali viene garantito un

corrispettivo di sbilanciamento calcolato in base al prezzo MGP zonale. Allo

sbilanciamento oltre la banda si applica il prezzo medio MSD zonale. Per tenere conto

dei costi ancora gravanti sul sistema a causa dell’applicazione del meccanismo delle

bande, il produttore è tenuto a corrispondere, per gli sbilanciamenti all’interno della

banda, una componente perequativa zonale calcolata come media dei costi non già

allocati ai produttori.

In dicembre, alcuni operatori rinnovabili e loro associazioni di categoria hanno

presentato ricorso avverso la delibera al T.A.R. Lombardia.


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Evoluzione normativa del settore gas

Nuovo periodo regolatorio gas 2014-2017

A fine 2013, l’Autorità ha definito i criteri per la regolazione tariffaria del settore gas

per il periodo 2014-2017 (delibera 514/2013/R/gas). I criteri principali, che forniscono

un inquadramento per i corrispettivi che verranno riconosciuti nel periodo per le

attività di trasporto e dispacciamento, sono i seguenti:

- remunerazione base del 6,3%, (-0,1% su precedente periodo) con revisione

biennale del wacc risk free;

- maggiorazione del 1% per il lag regolatorio sui nuovi investimenti,

analogamente a quanto già applicato al settore elettrico;

- conferma del sistema di remunerazioni aggiuntive per alcune categorie di

investimenti;

- introduzione di un meccanismo di perequazione dei ricavi.

Sebbene, durante le consultazioni avesse ipotizzato di annullare la componente

commodity della tariffa e applicare i costi interamente in base a una tariffa capacitiva,

l’Autorità ha ritenuto necessario mantenere un corrispettivo unitario variabile per

rispettare i principi fissati nel Decreto Letta (d.lgs 164/2000). La determinazione di

una tariffa basata sulla sola capacità avrebbe gravemente penalizzato il settore

termoelettrico, aumentando i costi fissi legati all’acquisizione della capacità

giornaliera di gas.

Infine, con il provvedimento vengono gettate le basi per meccanismi di

compartecipazione al rischio di sottoutilizzo delle infrastrutture e di criteri tariffari

output based (valorizzazione della tariffa anche in base al valore dei servizi resi). La

mancanza di informazioni sui costi standard di riferimento ha fatto rinviare

l’applicazione di un metodo di calcolo basato su di essi al prossimo periodo

regolatorio.

Nel mese di gennaio, Tirreno Power, congiuntamente ad altri operatori, ha presentato

ricorso al T.A.R. Lombardia avverso la suddetta delibera 514/2013/R/gas con cui

l’Autorità ha definito criteri e condizioni di applicazione della tariffa di trasporto del


- 55 -

gas naturale per il IV periodo di regolazione. Con motivi aggiunti, sono state

impugnate anche le conseguenti delibere con cui sono stati approvati gli specifici

corrispettivi di trasporto e aggiornate le componenti relative alla copertura degli oneri

generali per il primo periodo di applicazione. Il presupposto dell’impugnazione

risiedeva nella mancata attuazione da parte dell’Autorità di normativa di rango

primario che imponeva l’introduzione, nel sistema tariffario gas, di misure di

riduzione delle tariffe di trasporto gas a favore dei grandi consumatori (c.d.

digressività). Il T.A.R. si è pronunciato accogliendo il ricorso e annullando in parte la

delibera impugnata. Nonostante si tratti di un annullamento parziale, la pronuncia del

T.A.R. accoglie gli elementi fondanti del ricorso e statuisce dei principi cardine che

devono essere seguiti dall’Autorità nella definizione del sistema tariffario. L’Autorità

ha proposto appello avverso la sentenza e l’udienza di merito è prevista nel corso del

2015.

Regolazione economica dello stoccaggio 2014-15 e modifiche alla disciplina

tariffaria dello stoccaggio

Con Delibera 295/2014/R/gas, l’Autorità ha regolato la definizione delle partite

economiche del servizio di stoccaggio nell'anno termico 2014-2015, attuando il

previsto meccanismo di sterilizzazione degli impatti economico/finanziari sulle

imprese di stoccaggio derivanti dalle procedure di asta competitiva per l'assegnazione

della capacità.

Come noto, nell’ambito della regolazione economica del servizio di stoccaggio del

gas, è previsto un meccanismo di garanzia dei ricavi per le imprese esercenti il

servizio che assicura una reintegrazione degli stessi nei casi in cui il prezzo di

assegnazione della capacità di stoccaggio, risultante dalle procedure di asta

competitiva, sia inferiore al valore dei ricavi di riferimento fissati con Delibera

350/2013/R/gas.

In particolare, la Cassa conguaglio per il settore elettrico salderà mensilmente la

differenza (positiva) a favore delle imprese di stoccaggio tra i ricavi che sarebbero

stati percepiti da tali imprese con l'applicazione dei previgenti corrispettivi tariffari

stabiliti dall'Autorità (ex delibera 350) e quanto effettivamente fatturato sulla base


- 56 -

degli esiti delle aste. La corresponsione delle eventuali differenze determinatesi tra i

ricavi garantiti e il prezzo di assegnazione viene coperta dal c.d. Conto oneri

stoccaggio istituito presso la Cassa Conguaglio per il Settore Elettrico e alimentato

dalla componente CVos della tariffa di trasporto del gas.

In settembre, l’Autorità ha presentato il secondo documento di consultazione (il

procedimento era stato avviato in febbraio) per la definizione del nuovo periodo

tariffario dello stoccaggio (2015-18). Nella nuova consultazione, l’Autorità ha

presentato un’analisi della sicurezza degli stoccaggi italiani rappresentando un

sistema dotato di una riserva superiore al 10% e, quindi, sostanzialmente sicuro.

L’esito dell’analisi ha suggerito all’Autorità di attuare una maggiore selettività

nell’incentivazione degli investimenti e nella garanzia dei ricavi anche a fronte di un

loro mancato utilizzo. A fine ottobre, l’Autorità ha approvato, con una delibera, i

criteri di regolazione delle tariffe per il servizio di stoccaggio nel periodo 2015-2018,

prevedendo:

- un tasso di remunerazione del capitale investito al 6,0% (nel terzo periodo di

regolazione il wacc era pari a 6,7%);

- nuove modalità di riconoscimento tariffario dei costi connessi alle

immobilizzazioni in corso di realizzazione (si terrà conto dell'effettiva messa

a disposizione del servizio);

- meccanismi di incentivazione dei nuovi investimenti (in esercizio a partire

dal 2015) che commisurano l'eventuale maggior remunerazione riconosciuta

al valore del servizio erogato;

- Profit sharing (al 50%) dei maggiori recuperi di produttività realizzati per la

determinazione dei costi operativi.

In novembre, l’Autorità ha emanato una consultazione riguardante la modifica della

regolazione in materia di copertura degli oneri di stoccaggio. Il documento prevede

l’applicazione di un nuovo corrispettivo ai volumi allocati presso i punti di uscita della

rete nazionale dei gasdotti in luogo dell’attuale, applicato ai volumi immessi presso i

punti di entrata. Inoltre, viene prospettato che tale riforma possa essere adottata anche

con riferimento agli altri corrispettivi, aggiuntivi alla tariffa di trasporto, applicati alle


- 57 -

immissioni presso i punti di entrata della rete nazionale dei gasdotti. La modifica

comporterebbe effetti sul prezzo al PSV che non sarebbe più gravato dall’onere del

corrispettivo CVos (che lo rende non comparabile con il prezzo degli altri mercati

all’ingrosso) e l’applicazione della componente ai prezzi di vendita, rendendo più

chiara/immediata la traslazione del costo sul cliente finale. Si prevede anche

un’articolazione della tariffa tra estate ed inverno, periodo nel quale sarebbe imposto

un corrispettivo tariffario più alto in ragione del contestuale utilizzo dell’infrastruttura

Atti di regolamentazione direttamente riferiti a Tirreno Power

Istruttoria dell’Autorità Antitrust sul c.d. cluster campano

Alla fine del 2010, la AGCM aveva avviato un’istruttoria formale nei confronti di

alcuni operatori del mercato elettrico (tra cui Tirreno Power) per presunte condotte

restrittive attuate sul Mercato dei Servizi di Dispacciamento (procedimento I736).

Basandosi sui contenuti di una segnalazione ricevuta da fonte anonima, la delibera di

avvio del procedimento ipotizzava un coordinamento nella presentazione delle offerte

nel MSD nella zona centro-sud tra gli impianti di Napoli Levante, di proprietà di

Tirreno Power, Sparanise (EGL/Calenia) e Teverola (SET/Repower). Secondo la tesi

dell’AGCM, tale presunto accordo sarebbe stato finalizzato a definire una turnazione

nella fornitura di uno specifico servizio (accensione al minimo tecnico) nei giorni di

basso carico (festivi) a prezzi non concorrenziali. Secondo quanto illustrato nella

delibera, tale turnazione si sarebbe realizzata nel periodo intercorrente tra maggio e

ottobre del 2010.

Successivamente allo svolgimento della fase istruttoria e all’audizione delle parti, nel

2012, l'Autorità Antitrust ha emanato il provvedimento finale che, ridimensionando il

periodo nel quale l'intesa si sarebbe realizzata e ritenendo minoritaria la

partecipazione di Tirreno Power, ha comminato alla Società una sanzione pari a

116.097 euro.

Avverso tale decisione Tirreno Power, analogamente agli altri operatori coinvolti

nell'indagine, ha proposto ricorso al T.A.R. Lazio lamentando una serie di motivi di

illegittimità del provvedimento emanato dall'AGCM.


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L’udienza di merito non è ancora stata fissata.

Centrale di Napoli Levante: unità essenziale

Dopo due anni in cui la centrale di Napoli Levante era stata dichiarata essenziale ai

fini della sicurezza del sistema elettrico, nel 2014, all’unità non è stato imposto

l’esercizio in regime di essenzialità. Pertanto, la centrale ha potuto partecipare senza

vincoli di servizio ai mercati.

Rimborsi attesi per mancata assegnazione quote ETS

Con delibera n. 9/10 il Ministero dell’Ambiente ha completato l’assegnazione della

riserva dedicata agli impianti “nuovi entranti” per il periodo 2008-2012 del ETS (nel

quale era prevista l’assegnazione di quote di emissione gratuite in funzione della

tecnologia impiantistica): vista la sproporzione tra il fabbisogno di quote delle nuove

installazioni e la capienza della riserva, l’impianto di Napoli Levante di Tirreno Power

non si è visto riconoscere la totalità delle quote ad esso spettanti.

Il D.L. 20 maggio 2010, n. 72 ha introdotto un meccanismo di rimborso per le quote

non assegnate e che i gestori d'impianti considerati nuovi entranti hanno dovuto

provvedere ad acquistare sul mercato: secondo il decreto, entro il 31 marzo di ciascun

anno, l’Autorità doveva definire i crediti spettanti agli aventi diritto sulla base del

fabbisogno stabilito dal Comitato per l’attuazione e la gestione della Direttiva

2003/87/CE. La misura introdotta prevede che il rimborso delle somme corrispondenti

ai suddetti crediti avvenga nei limiti dei proventi delle aste per l’attribuzione a titolo

oneroso delle quote per il periodo 2013-2020 e che siano applicati ai rimborsi spettanti

gli interessi legali. Il D.Lgs. 30/2013, infine, all’art. 19, comma 5, ha stabilito che la

liquidazione dei crediti riconosciuti ai nuovi entranti risultati non assegnatari avverrà

entro l’anno 2015 e che il 50% dei proventi delle aste sia dedicato alla realizzazione di

misure volte alla riduzione delle emissioni, allo sviluppo delle fonti rinnovabili e

dell’efficienza energetica.

In base all’assegnazione stabilita dal Comitato, l’impianto di Napoli Levante risulta

creditore dell’equivalente di 247.412 quote che andranno soggette al meccanismo di


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rimborso per l’anno 2009. Per i rimanenti periodi il credito ammonta ad ulteriori

1.872.635 quote.

In ottemperanza a quanto previsto dal Legislatore, l’Autorità ha emanato una serie di

delibere con la quali ha definito, per ciascun anno, i criteri per la determinazione del

valore da riconoscere a ciascuna quota di emissione non assegnata. La quantificazione

definitiva del credito spettante è pari al prodotto del valore stabilito dall’Autorità per il

numero delle quote spettanti a ciascun impianto nuovo entrante non assegnatario

comunicate dal Comitato. In base a tale computo, Tirreno Power ha visto riconoscersi

un credito complessivo di 25.428.210 euro ad oggi non ancora incassato.

Nel corso del 2014, si è sviluppata la procedura amministrativa necessaria per rendere

disponibili preso il MiSE le somme necessarie per il pagamento della prima tranche

del credito, in funzione delle risorse raccolte attraverso le aste fino al 2013. Il processo

ha coinvolto il GSE (responsabile dell’esercizio delle aste per l’Italia) e i Ministeri

competenti: sebbene entro dicembre le somme siano risultate disponibili presso il

conto del MiSE ed utilizzabili per il pagamento ai beneficiari, il rimborso non è

ancora avvenuto perché il Ministero deve ancora completare le operazioni di controllo

sugli operatori accreditati alla procedura di rimborso.

Nel mese di marzo, con delibera 120/2014/R/efr, l’Autorità ha definito l’ulteriore

credito spettante per gli impianti nuovi entranti nel periodo di regolazione 2008-12 del

ETS non assegnatari di quote nell’ambito del suddetto meccanismo (sempre a causa

dell’esaurimento della riserva). Tale credito è relativo alla mancata possibilità di

utilizzazione dei meccanismi flessibili (titoli CER/ERU), diretta conseguenza della

mancata assegnazione di quote. La delibera ha assegnato a Tirreno Power un ulteriore

credito complessivo di 1.190.766 euro e ribadisce che i crediti saranno liquidati ai

sensi dell’art. 2.3 del DL 72/10 ovvero analogamente a quello principale.

Errata applicazione dei corrispettivi per mancato rispetto degli ordini di accensione

(MROA)

A fine 2013, Tirreno Power ha presentato ricorso al T.A.R. Lazio avverso una fattura

di Terna che contemplava l’annullamento di due corrispettivi per l’accensione,


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rispettivamente degli impianti di Vado Ligure 5 e Torrevaldaliga 5, in due giornate di

marzo 2013. In particolare, Terna ha chiesto a Tirreno Power il pagamento del

corrispettivo MROA (Mancato Rispetto Ordine di Accensione) per non aver rispettato

il programma di accensione sui mercati dell'energia in giorni in cui erano programmati

avviamenti anche sul Mercato dei Servizi di Dispacciamento (MSD). Il corrispettivo

richiesto da Terna e successivamente pagato dalla società ammonta a circa euro 996

migliaia. Tale penale è dovuta dagli operatori nel caso in cui l’impianto, a cui Terna

ha richiesto l’entrata in esercizio sul MSD, pur avendo effettuato il servizio richiesto,

non abbia rispettato i tempi previsti dal Gestore per effettuare l’accensione. Più

precisamente, la prestazione che l’impianto ha effettuato viene valutata in base ad un

opportuno indicatore (NMROA) che considera lo scostamento tra la rampa di

accensione attuata dall’operatore e quella richiesta da Terna: se lo scostamento supera

una certa percentuale il corrispettivo di accensione, inizialmente corrisposto, deve

essere restituito.

In base a quanto espressamente previsto dal Codice di Rete, gli indici NMROA sono

calcolati per ciascuna operazione avvenuta a seguito della accettazione di un’offerta di

accensione in qualsiasi fase, sottofase o sessione del MSD: viceversa, nei due casi in

oggetto, Terna ha calcolato l’indice NMROA considerando complessivamente tutte le

accensioni effettuate dall’impianto nella giornata, ovvero sia quelle richieste da Terna

sul MSD, sia quelle attuate per autonoma decisione dell’operatore sui mercati

dell’energia. Tale applicazione dell’indice da parte di Terna ha l’effetto di imporre al

produttore la restituzione del corrispettivo in tutti i casi in cui, nello stesso giorno,

l’impianto abbia realizzato accensioni su mercati diversi dal MSD tali da non

rispettare i vincoli imposti dall’indice stesso: pertanto, ciò può avvenire anche nel

caso in cui la prestazione richiesta da Terna sul MSD sia stata condotta nel pieno

rispetto dei vincoli imposti dal Codice di Rete.

Recentemente, con sentenza 1123/2014, il T.A.R., in occasione dello svolgimento

dell’udienza cautelare, si è pronunciato declinando la propria giurisdizione a favore di

quella del giudice civile sul presupposto che la controversia non rientri nelle materie

di giurisdizione esclusiva del giudice amministrativo.


- 61 -

Tuttavia, a seguito dell’intervento dell’Autorità che, con la delibera 65/2014/R/eel

ha stabilito un’interpretazione della norma che non lascia dubbi circa l’errata

applicazione delle penali da parte di Terna, Tirreno Power ha deciso di rinunciare alla

trasposizione del giudizio. Secondo la delibera, il conguaglio delle partite per cui

Tirreno Power aveva lamentato un’errata applicazione del meccanismo di

remunerazione delle accensioni avverrà allorché Terna avrà adeguato il Codice di

Rete alle indicazioni contenute nel provvedimento (art.2).


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Scenario di produzione

L’energia immessa nel periodo ammonta a 4,83 TWh in diminuzione di 2,45

TWh rispetto agli 7,29 TWh registrati nel 2013.

La tabella seguente esprime nel dettaglio le variazioni dell’energia immessa,

intervenute rispetto allo stesso periodo dell’esercizio precedente, ripartite per unità e

centrale:

Per tecnologia

Carbone 538 3.402 (2.864) - VL3 308 1.951 (1.643) - VL4 229 1.451 (1.221) Cicli combinati 4.020 3.637 384 - TV5 629 932 (304) - TV6 455 411 44 - VL5 1.983 1.554 429 - NA4 954 739 215 Tradizionali - - - - TV4 - - -

Fonti Rinnovabili 276 249 27

Totale 4.834 7.288 (2.454) Per impianto

Vado Ligure 2.521 4.956 (2.435) Torrevaldaliga 1.084 1.344 (260) Napoli 954 739 215 Genova 276 249 27

Totale 4.834 7.288 (2.454)

Energia immessa (GWh) 31.12.2014 31.12.2013 Diff.

(fonte: Base Dati Aziendale)

Carbone46,7%

Cicli Combinati

49,9%

Fonti Rinnovabili

3,4%

Energia Immessa 2013 (GWh)

Carbone11,1%

Cicli Combinati

83,2%

Fonti Rinnovabili

5,7%

Energia Immessa 2014 (GWh)


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La Centrale Vado Ligure ha immesso in rete, nel corso del 2014, 2.521 GWh di

energia, 2.435 GWh in meno rispetto al 2013. La minor produzione è ascrivibile al

fermo produttivo delle unità a carbone VL3 e VL4 a seguito dell’ordinanza di

sequestro preventivo, emanata dal Giudice per l’Indagine Preliminare (GIP) in data

11 marzo 2014.

L’unità a ciclo combinato VL5 fa registrare un incremento dei volumi prodotti, (+

429 GWh) mantenendosi comunque su livelli di produzione molto contenuti a seguito

del generalizzato basso livello dei prezzi.

La Centrale Torrevaldaliga Sud fa registrare un decremento dei volumi di

produzione (-260 GWh) rispetto all’anno precedente. I contenuti volumi di produzione

del 2013 e nel 2014, risentono sia della fermata programmata dell’unità TV5, sia del

basso livello dei prezzi, che concorre a determinare uno spark spread negativo in

molte ore del giorno.

La Centrale Napoli Levante ha registrato nel 2014 una produzione di 954 GWh

(+215 GWh rispetto al 2013). Si ricorda che l’unità CCGT di Napoli era stata

interessata nel 2013 dalla fermata programmata, per circa 45 giorni.

La produzione da Fonti Rinnovabili nel 2014 ammonta a 276 GWh, con un

incremento rispetto al 2013 di 27 GWh circa. L’eccellente risultato è anche frutto

dell’attività di rinnovamento degli impianti che ha incrementato la potenza installata

dagli originari 63 MW (2003) ai 75 MW attuali.

Manutenzione impianti La Centrale Vado Ligure non ha effettuato interventi programmati rilevanti né

sulle unità a carbone VL3 e VL4 né sull’unità a ciclo combinato VL5.

Il 2014 per la Centrale Torrevaldaliga Sud è stato caratterizzato dalla fermata

programmata dell’unità a ciclo combinato TV5 che ha avuto inizio il 6 ottobre ed è

terminata il giorno 10 gennaio 2015 con una durata complessiva di circa 14 settimane,

durante la quale sono stati effettuati la revisione generale della turbina a vapore, dei


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turbogas e dei relativi alternatori. Sono stati eseguiti inoltre interventi di pulizia e

revisione del condensatore, la revisione delle valvole, delle serpentine e delle

tubazioni dei generatori di vapore a recupero (GVR), nonché la pulizia delle condotte

e dei canali dell’opera di presa.

L’unità a ciclo combinato TV6, non è stata interessata da interventi programmati

rilevanti.

Il sito Napoli Levante, nel corso del 2014, non è stato interessato da interventi

programmati rilevanti.

Danni ad impianti Con riferimento alla Centrale Vado Ligure, si segnala che l’unità VL5 ha richiesto

due interventi manutentivi per intervenire su entrambi i generatori di vapore a

recupero (GVR) nella zone di surriscaldamento rispettivamente nei mesi di aprile e

maggio. La durata degli interventi è stata di circa 22 giorni: i guasti sono stati riparati

e sono state definitivamente eliminate le cause che li avevano generati.

Il giorno 5 dicembre si è verificata un’avaria al trasformatore elevatore della

turbina a gas 51 (TG51) dell’unità VL5. L’evento, causato da un’anomalia di

funzionamento dell’interruttore di macchina, ha comportato un’indisponibilità parziale

dell’unità per la sostituzione del trasformatore con il trasformatore di ricambio

presente in centrale. L’unità è tornata al regolare esercizio il 20 gennaio 2015.

Per la Centrale Torrevaldaliga Sud si registra una sola avaria significativa

sull’unità TV5 nell’anno 2014. Il giorno 22 agosto, si è verificato il danneggiamento

delle sbarre d’emergenza a 380V causato da una perdita d’acqua del sistema

antincendio. L’attività di ripristino dei macchinari coinvolti ha prodotto un periodo di

indisponibilità di circa 7 giorni.

Per quanto riguarda l’unità NA4 e il settore idroelettrico, non si evidenziano eventi

accidentali rilevanti.


- 65 -

Politica Ambientale e Sicurezza

Premessa

In materia di Politica Ambientale le linee guida sono definite dal documento

firmato dal Direttore Generale.

La Politica Ambientale di Tirreno Power è inserita nelle Dichiarazioni Ambientali

dei siti dove insistono centrali termoelettriche registrate EMAS e costituiscono uno

dei mezzi attraverso i quali viene diffusa la conoscenza dei comportamenti aziendali

in campo ambientale.

I principi contenuti nel documento sono a fondamento dell’organizzazione e dei

comportamenti tenuti da tutti i dipendenti.

La politica ambientale

La Società considera la tutela dell’ambiente uno dei propri valori fondamentali.

Pertanto, fin dalla sua costituzione, persegue l’obiettivo di coniugare le esigenze

di produzione dell'energia elettrica con la tutela dell’ambiente.

Individuare e conseguire le migliori performance ambientali, è un obiettivo

primario e costituisce anche un valore economico.

L’ottimale gestione delle performance ambientali è infatti indice di un accurato

controllo di processo. Inoltre la conduzione nel rispetto dell’ambiente dà certezza alla

società di continuità di produzione, rende minimi i rischi ambientali e ne aumenta il

valore.

Per conseguire l’obiettivo prefissato, la Società ha:

- sviluppato e realizzato, nei tre siti termoelettrici di Torrevaldaliga, Vado Ligure e

Napoli Levante, progetti di rinnovamento degli impianti con l’utilizzo delle

migliori tecnologie disponibili. Il loro impiego consentirebbe di ottenere, tra l’altro,

rendimenti ottimali ed elevate e certificate prestazioni in termini di contenimento

dell’impatto ambientale;

- terminato l’ammodernamento delle centrali del proprio nucleo idroelettrico,

finalizzato al miglioramento della loro efficienza e producibilità.


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Per quanto riguarda le centrali a gas, tutte sono dotate di un Sistema di Gestione

Ambientale, che garantisce mezzi e strumenti per l’attuazione della Politica

Ambientale, certificate UNI EN ISO 14001 e registrate EMAS.

Le centrali di Vado Ligure, Torrevaldaliga, il Settore fonti Rinnovabili e la Sede

Legale di Roma hanno inoltre ottenuto la certificazione del Sistema di Gestione della

Sicurezza conforme allo standard BS OHSAS 18001, la Società lo avvierà a breve per

la centrale di Napoli Levante.

I principi ispiratori della Politica Ambientale adottata dalla Società si basano su:

- l’ottimale utilizzo e corretto impiego delle risorse naturali e delle materie prime

necessarie per i processi dei cicli produttivi;

- il coinvolgimento e la sensibilizzazione del management e di tutto il personale

della Società nell’attuazione della Politica Ambientale;

- la formazione e l’informazione del personale sulle tematiche ambientali, per

accrescerne la cultura su tali aspetti al fine di promuovere comportamenti ed

atteggiamenti in linea con la Politica Ambientale;

- la ricerca della massima efficacia del Sistema di Gestione Ambientate adottato

presso i propri siti;

- il miglioramento continuo degli standard ambientali per i propri siti;

- la chiarezza e la trasparenza dei rapporti con le Autorità, le Istituzioni e la

cittadinanza;

- il costruttivo confronto con i propri dipendenti e loro rappresentanti, in particolare

sulle questioni attinenti l’ambiente e la salute sui luoghi di lavoro.

In definitiva, con l’adozione della Politica Ambientale, la Società si prefigge di:

- realizzare programmi d’investimento che privilegino i processi con l’utilizzo delle

migliori tecnologie disponibili per la riduzione delle interazioni con l’ambiente ed

il territorio;

- prevenire ogni forma d’inquinamento ambientale attraverso l’uso ottimale delle

risorse e delle materie prime, l’adozione di adeguate procedure tecnico-gestionali,

la ricerca della maggiore efficienza energetica, l’ottimizzazione del ciclo dei rifiuti,


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l’adozione di programmi di verifica e controllo delle emissioni, degli scarichi di

acque reflue e di tutti gli aspetti ambientali significativi;

- promuovere efficaci azioni ambientali nelle centrali idroelettriche, con riferimento

alla gestione ottimale degli invasi, al rilascio dei deflussi minimi vitali ed

all’eventuale semina di avannotti;

- promuovere e migliorare la comunicazione con le comunità locali per rendere

maggiormente comprensibili e condivisibili le scelte societarie, anche al fine di un

trasparente rapporto con il territorio;

- coinvolgere i dipendenti e i Fornitori sulle tematiche ambientali e di sicurezza sul

lavoro, con azioni sinergiche orientate al miglioramento continuo.

L’organizzazione

Per attuare in maniera efficace la politica dell’ambiente e della sicurezza il

modello organizzativo della Società prevede procure speciali con cui il Direttore

Generale conferisce ai Capi delle Unità produttive pieni poteri per l’adempimento dei

doveri connessi alla tutela dell’ambiente, alla tutela della sicurezza e dell’igiene del

lavoro ed alla tutela della sicurezza degli impianti.

Per esplicitare il controllo della corretta gestione ambientale e della sicurezza il

Capo dell’Unità produttiva è dotato di adeguate strutture di staff e anche di personale

delegato.

A supporto delle Unità Produttive nell’ambito della Direzione Centrale Affari

Legali e Personale è presente l’Unità Organizzativa Ambiente e Sicurezza con la

responsabilità di:

- assicurare il monitoraggio degli aggiornamenti normativi e la loro corretta

interpretazione e applicazione in tema di tutela ambientale e nell’ambito della

sicurezza e igiene del lavoro;

- supportare la Direzione Generale, le altre Direzioni e le Unità Produttive nella

gestione dei rapporti con le Istituzioni, gli Enti Pubblici e le Autorità di controllo,

garantendo la supervisione tecnica e la produzione documentale per le attività di


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autorizzazione, realizzazione, modifica ed esercizio degli impianti, sia in materia

ambientale che per la sicurezza e igiene del lavoro;

- assicurare la supervisione e il supporto tecnico alle strutture aziendali nella

gestione delle problematiche societarie in materia di ambiente e sicurezza;

- presidiare le attività relative alla valutazione di impatto ambientale ed alla

caratterizzazione dei siti produttivi in riferimento ai singoli comparti ambientali;

- garantire la pianificazione e la supervisione delle attività di audit in relazione alle

certificazioni EMAs, ISO 14001 e OHSAS.

Gli strumenti

I principali strumenti utilizzati per l’attuazione della politica ambientale della

Società sono:

• I sistemi di gestione ambientale

La Società ha scelto di dotarsi della registrazione EMAS (Eco Management and

Audit Scheme) per tutti i siti sede di impianti termoelettrici.

La registrazione EMAS è la certificazione ambientale più prestigiosa in campo

europeo. Nel corso del 2014 tali registrazioni sono state mantenute e/o rinnovate per i

siti di Napoli e Torrevaldaliga.

Per Vado Ligure, invece, a seguito della impossibilità, dichiarata dal verificatore

Certiquality, di effettuare gli audit alle unità a carbone sequestrate, è stato limitato

l’oggetto della certificazione UNI EN ISO 14001, alla sola unità a ciclo combinato, ed

è stata sospesa la registrazione EMAS.

• La formazione e l’informazione

La formazione e l’informazione ambientale vengono utilizzati per accrescere le

competenze del personale e qualificarne le professionalità.

Nel 2014 sono proseguite attività mirate alla formazione del personale su

tematiche ambientali, tenendo conto dell’evoluzione della normativa applicabile.


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L’attenzione alla formazione ambientale ha consentito di far conseguire la

qualifica di Auditor Ambientale Qualificato a diversi collaboratori che operano sia

nella struttura centrale che nei siti produttivi.

• La reportistica ambientale

I sistemi di gestione ambientale dei siti certificati prevedono resoconti periodici

sui dati e sulle performance ambientali che vengono sottoposti al riesame della

direzione per l’analisi delle osservazioni e delle non conformità, al fine di individuare

ed attuare le necessarie azioni correttive.

Le tabelle seguenti riportano i principali dati ambientali relativi all’anno 2014 con

riferimento alle emissioni in atmosfera, le principali tipologie di rifiuti prodotti e le

principali materie prime impiegate sugli impianti di trattamento fumi:

Emissioni in atmosfera ton

SO2 439 NOx 830 Polveri totali 8 CO2 2.142.197 CO 444

Principali tipologie di rifiuti (*) ton

Ceneri leggere (da carbone) 27.024 Ceneri pesanti (da carbone) 183 Gesso 8.668

(*) le ceneri ed i gessi sono integralmente avviati al recupero

Principali materie prime utilizzate ton

Calcare 2.644 Ammoniaca (30%) 607


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Le risorse economiche

Nel corso del 2014 la Società ha effettuato investimenti direttamente afferenti al

campo ambientale per euro 3.909 migliaia ed impegnato risorse economiche correnti

direttamente afferenti al campo ambientale, iscrivendo costi per un ammontare

complessivo di euro 555 migliaia.

Spese ambientali Euro Settore Fonti Rinnovabili 26.072 Centrale Napoli 53.899 Centrale Torrevaldaliga 158.604 Centrale Vado Ligure 296.276 Direzioni Centrali 19.952 Totale 554.803

I principali eventi ambientali

Vado Ligure

• sequestro preventivo delle unità VL3 e VL4, disposto l’11 marzo 2014 dal

GIP del Tribunale di Savona;

• riduzione dell’oggetto del certificato UNI EN ISO 14001 alla sola unità

denominata VL5, deliberata dall’Istituto di Certificazione (Certiquality), a seguito del

provvedimento di sequestro dei gruppi a carbone;

• presentazione al Ministero dell’Ambiente e della Tutela del Territorio e del

Mare (MATTM) dell’istanza per il rinnovo anticipato dell’Autorizzazione Integrata

Ambientale, il 6 maggio 2014;

• sospensione della registrazione EMAS a causa del provvedimento di

sequestro da parte della Procura di Savona comunicata il 12 giugno 2014 dal Comitato

per l’Ecolabel e per l’Ecoaudit;

• emissione da parte del MATTM, il 31 dicembre 2014, del decreto di rinnovo

di Autorizzazione Integrata Ambientale;

• valutazione positiva della Divisione VIA del MATTM al progetto

presentato da TP per la copertura del parco carbone ed emissione dal parte del


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Ministero per lo Sviluppo Economico, il 31 dicembre 2014, del decreto n. 55/04/2014

con il quale se ne autorizza la realizzazione.

Nei primi mesi dell’anno 2015 Tirreno Power ha notificato il ricorso avverso il

decreto di rinnovo AIA sopra menzionato e il ricorso avverso l’AU che autorizza la

realizzazione del carbonile.

Torrevaldaliga Sud

• svolgimento da parte del Gruppo Istruttore AIA, dal 16 al 18 settembre 2014,

dei controlli ordinari programmati per l’anno 2014 presso la centrale di Torrevaldaliga

Sud, i cui esiti non hanno accertato violazioni del Decreto AIA;

• proroga ex lege di ulteriori 8 anni della durata del provvedimento AIA da

parte del MATTM, fino al 11/05/2027;

• rinnovo della registrazione EMAS, con validità fino al 10/04/2016.

Napoli Levante

• proroga ex lege di ulteriori 8 anni della durata del provvedimento AIA da

parte del MATTM, fino al 2/12/2029;

• rinnovo della registrazione EMAS, con scadenza 28/05/2017.

Sicurezza

La Società pone grande attenzione alle problematiche connesse con la sicurezza.

Gli strumenti utilizzati per il perseguimento di tale obiettivo sono:

• Un’adeguata struttura organizzativa

• Gli interventi di sensibilizzazione e comunicazione

• La formazione dei dipendenti

• Il processo di coordinamento e controllo

• La revisione e l’aggiornamento continuo dei documenti di valutazione dei rischi

alle nuove disposizioni legislative

• La sorveglianza sanitaria


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• La progressiva adozione di sistemi di gestione della sicurezza conformi agli

standard internazionali

• Gli investimenti per la tutela della sicurezza e della salute nei luoghi di lavoro

• La realizzazione di un sistema di deleghe di funzioni.

La Società sta proseguendo l’iter per l’implementazione di un Sistema di

Gestione della Sicurezza (SGS) secondo i requisiti dello standard internazionale

OHSAS 18001.

Nel corso dell’anno 2014 l’Unità Produttiva Sede Roma ha conseguito il primo

certificato del proprio Sistema di Gestione della Sicurezza conforme allo standard

OHSAS18001.

Proseguirà nell’anno 2015 l’attività volta al mantenimento delle certificazioni

OHSAS per le Unità Produttive di Tirreno Power coinvolte.

Nel corso del 2014 sono stati registrati 3 infortuni, con un indice di gravità medio

di 0,02 e con un indice di frequenza di 4,12.

Nell’anno 2014 è stato implementato e formalizzato, tramite atto notarile, un

sistema di deleghe di 1° livello che si concretizza nella delega degli oneri delegabili

del Capo Centrale (Datore di Lavoro) ai Responsabili di Unità Organizzativa (RUO) e

agli RSPP cioè le figure/mansioni con ruolo assimilabile a quello definito come

“dirigenti” all’art. 2 comma 1d del D.Lgs. 81/08 e s.m.i..

La formazione, l’informazione e l’addestramento

Nell’anno 2014 sono stati eseguiti gli interventi di formazione in tema di

sicurezza espletati al fine di assicurare la necessaria continuità formativa, così come

previsto dal D.Lgs 81/08 e s.m.i e dell’Accordo Stato-Regioni del 21 dicembre del

2011.

Documenti di Valutazione dei Rischi (DVR)

Nell’anno 2014 è proseguita l’attività di mantenimento dell’aggiornamento dei

DVR delle Unità Produttive della Società, in accordo a quanto richiesto dallo standard


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OHSAS (ed anche Seveso per la C.le Vado Ligure) e in ottemperanza con

l’adeguamento dei nuovi adempimenti normativi introdotti dal DLgs. 81/08 e s.m.i.

Le risorse economiche

Nel campo della sicurezza la Società ha effettuato nel 2014 investimenti per euro

283 migliaia e impegnato risorse economiche correnti, iscrivendo costi per euro 875

migliaia suddivise tra i vari impianti e le strutture centrali, secondo la tabella seguente:

Spese per la sicurezza Euro Settore Fonti Rinnovabili 215.468 Centrale Napoli 74.018 Centrale Torrevaldaliga 177.247 Centrale Vado Ligure 390.889 Direzioni Centrali 17.806 Totale 875.427


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Piano di investimenti

Nel corso del 2014 la Società ha realizzato investimenti complessivi per euro

19.065 migliaia, di cui euro 2.980 migliaia connessi al Piano di repowering

termoelettrico ed idroelettrico, euro 9.751 migliaia relativi alle manutenzioni cicliche,

euro 4.192 migliaia per prescrizioni ambientali e di sicurezza, euro 1.010 migliaia per

altri obblighi esterni e miglioramenti operativi, ed euro 281 migliaia per ricambi e

dotazioni.

Con riferimento alle immobilizzazioni immateriali la Società ha realizzato

investimenti complessivi per euro 667 migliaia riconducibili a nuove licenze e allo

sviluppo di applicativi.

In particolare, per il parco termoelettrico, nella centrale di Napoli Levante sono

stati investiti euro 1.839 migliaia con i quali sono stati completati i lavori di

ristrutturazione degli edifici adibiti ad uso ufficio, permettendo al personale operativo

della centrale e delle unità operative di staff di usufruire della nuova sistemazione, e

sono iniziati i lavori di allestimento della nuova stazione di pompaggio dell’acqua di

mare di raffreddamento della centrale. Sul sito di Vado Ligure sono state completate

le attività di demolizione della caldaia e delle apparecchiature meccaniche ed

elettriche della sala macchine dell’ex unità 2, inoltre è stato messo in servizio il

sistema automatico di pre-trattamento degli spurghi discontinui del desolforatore

IPSD. Per quanto attiene l’impianto del boro, è stato potenziato l’impianto di

riduzione allo scarico ed è stato progettato ed installato il sistema di concentrazione

degli eluati provenienti dal suddetto impianto di trattamento. Infine è stato progettato

l’impianto integrato definitivo. Complessivamente sul sito sono stati investiti euro

6.056 migliaia.

Per la copertura del carbonile è stata presentata agli organi competenti un

aggiornamento del progetto in coerenza con la richiesta di rinnovo dell’ AIA. Il

contratto per la copertura è stato aggiornato ed è stato individuato il fornitore

firmando il contratto di appalto con la ditta OMBA. A dicembre è stato firmato il

contratto di appalto per le opere civili con la ditta Alfa Costruzioni Edili.


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Per il parco di generazione idroelettrico, invece, sono stati investiti euro 539

migliaia per lavori civili e di completamento della diga di Pian Sapejo nel levante

ligure e delle centrali idroelettriche di Osiglia e Pescia, nonché per interventi sulla

condotta forzata di Chiesuola e per il rifacimento della passerella presso la diga di

Malanotte.

Nel corso del 2014 le spese per manutenzioni cicliche sono state pari a euro 9.751

migliaia prevalentemente imputabili alla fermata programmata (Major Inspection)

dell’unità TV5 a ciclo combinato di Torrevaldaliga Sud effettuata nell’ultimo

trimestre del 2014 con un spesa complessiva di euro 9.042 migliaia nonché per alcune

attività di completamento della prima manutenzione ciclica (Hot Gas Path Inspection

e revisione generale turbina a vapore) effettuata nel 2013 sul ciclo combinato di

Napoli (euro 381 migliaia).


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Risorse umane e organizzazione

Normativa e Costo del Lavoro

Nel corso dell’anno 2014 è stata portata a termine la revisione del contratto di

fornitura dei servizi di amministrazione del personale in corso alla data del 1° gennaio

2014.

Quest’ultimo prevedeva una tipologia di servizio con modalità full outsourcing,

per la quale la totalità delle attività di amministrazione del personale erano affidate a

fornitori esterni.

Nel corso del 1° quadrimestre del 2014, in coerenza con il piano di contenimento

dei costi avviato nell’anno 2013, pur in vigenza di contratto, si è concordato con il

fornitore dei servizi per il personale dipendente, una riduzione delle attività ad esso

affidate, realizzando una contestuale internalizzazione delle stesse. Pertanto, dal 1°

maggio 2014, il nuovo contratto siglato prevede una tipologia di Managed Service,

secondo la quale sono poste a carico del fornitore un perimetro di attività

sensibilmente ridotto. L’affidamento delle principali attività di amministrazione del

personale alle risorse interne ha consentito di realizzare un saving annuo complessivo

pari a € 80.000, nonché di accrescere la professionalità delle stesse unità aziendali con

la prospettiva di poter successivamente procedere con l’internalizzazione del

complesso delle attività di amministrazione del personale dipendente e dirigente.

L’evento sicuramente più rilevante dell’anno 2014 è stato il piano di esodo

incentivato relativo alla procedura di mobilità aperta in data 13 giugno 2014 e

conclusa con l’accordo sindacale dell’8 ottobre 2014.

Il piano straordinario in questione ha comportato l’uscita complessivamente di

n.130 risorse nel corso dell’anno 2014, pari al 25% dell’organico aziendale.

In particolare sono state registrate:

• n. 120 cessazioni per licenziamento mobilità

• n. 6 dimissioni con maturato diritto a pensione

• n. 4 dimissioni per altre cause


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Il costo complessivo relativo agli incentivi erogati è pari a circa € 16.962.000,

valore al quale deve essere aggiunto il costo degli oneri previsti a carico del datore di

lavoro nei casi di licenziamento per mobilità, pari a circa € 379.000.

Inoltre, in data 1° dicembre 2014, è stata presentata istanza al Ministero del Lavoro e

delle politiche sociali di autorizzazione di due Contratti di Solidarietà introdotti a

partire dal mese di novembre 2014 quale strumento di gestione degli esuberi aziendali

residuali dopo il piano straordinario di esodo.

Il totale dei dipendenti interessati dalla riduzione dell’orario contrattuale, se pur

con percentuali diverse, è pari a n. 336 sull’organico complessivo di 391 unità.

Nel corso dell’anno 2015 è atteso il decreto di autorizzazione da emettersi a cura

del predetto ministero.

Si segnala infine la corresponsione del secondo aumento previsto dal CCNL di

settore a partire dal 1° gennaio 2014; tale incremento dei minimi contrattuali è stato

pari al 2% in valore assoluto con effetti registrati sul costo unitario medio dell’1,7%.

Nel mese di settembre 2014 è stata inoltre corrisposta l’erogazione aggiuntiva per un

costo complessivo di circa € 82.500 già opportunamente accantonato nel corso

dell’anno 2013.

Sviluppo Organizzativo e Relazioni Industriali

L’anno 2014 ha visto la società fortemente impegnata in una serie di attività legate

al processo di riorganizzazione aziendale e alla gestione delle criticità connesse al

sequestro preventivo dei gruppi a carbone VL3 e VL4 della Centrale di Vado Ligure.

Nei primi mesi dell’anno è stata svolta un’approfondita analisi dei processi di

lavoro avente l’obiettivo di:

• individuare il corretto dimensionamento delle differenti Unità Organizzative,

sia di staff che di centrale;

• distribuire in maniera ottimale le responsabilità tra le diverse Direzioni

Aziendali;

• eliminare una serie di strutture organizzative in linea con le esigenze di

efficientamento;


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• eliminare le attività a scarso valore aggiunto ed esternalizzare quelle non

strategiche.

L’implementazione del nuovo assetto organizzativo ha comportato, come logica

conseguenza, l’emergere di una serie di esuberi per la gestione dei quali l’Azienda ha

avviato, tramite comunicazione inviata alle OO.SS. di Settore e agli Enti competenti,

una procedura di licenziamento collettivo ex lege 223/1991. Nel corso della trattativa

sindacale è stato sottoscritto un accordo di esodo incentivato, come alternativa al

licenziamento effettuato sulla base dei criteri legali, rivolto principalmente al

personale che nei successivi 8 anni avrebbe maturato i requisiti per il pensionamento.

Il piano di esodo, come descritto anche al paragrafo precedente, ha avuto esito positivo

visto che il numero delle uscite è stato pari a 130, portando l’organico a 391 unità, con

una riduzione quindi di circa il 25%. Il numero di esodi, benché considerevole, non ha

consentito la completa eliminazione degli esuberi di personale. Per tale ragione

l’Azienda, unitamente alle OO.SS. di settore, ha sottoscritto due distinti Contratti di

Solidarietà, entrambi della durata di 24 mesi. Il primo volto a gestire, nel periodo 1°

novembre 2014 – 31 ottobre 2016, 45 esuberi presenti nelle funzioni di staff

direzionale e nelle Centrali di Torrevaldaliga sud e Napoli. Il secondo volto a gestire,

nel periodo 10 novembre 2014 – 9 novembre 2016, 72 esuberi della centrale di Vado

Ligure, dovuti agli effetti del sequestro preventivo dei gruppi a carbone avvenuto l’11

marzo del 2014.

Relativamente alla centrale di Vado Ligure, proprio per far fronte agli effetti sul

personale dovuti al sequestro preventivo dei gruppi a carbone, l’Azienda e le OO.SS.

della provincia di Savona, insieme alla RSU del sito, hanno sottoscritto 3 differenti

accordi di CIGO a copertura del periodo 1° aprile 2014 – 9 novembre 2014, quindi per

il periodo precedente l’avvio del Contratto di Solidarietà di cui sopra. I 3 accordi di

CIGO sono stati approvati dalla competente Commissione della Provincia di Savona,

ma avverso tale approvazione l’INPS ha proposto ricorso rimandando la decisione alla

competente Commissione Nazionale. Attualmente il giudizio sui 3 accordi risulta

sospeso e in attesa della valutazione tecnica da parte della citata Commissione. Il


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saving ottenibile dall’Azienda in caso di approvazione delle domande di CIGO è di

circa euro 1.225.000, attualmente non considerato in via prudenziale ai fini della

redazione del presente bilancio.

Ad ulteriore supporto del processo di risanamento aziendale, il 28 luglio 2014 è

stato sottoscritto l’accordo sindacale per la monetizzazione del benefit post-

employment relativo allo sconto sulla tariffa dell’energia elettrica.

Relativamente all’anno 2015 si prevede la necessità di sottoscrivere un nuovo

Contratto di Solidarietà per la gestione degli esuberi della centrale di Vado Ligure,

destinati a crescere in considerazione delle variazioni previste in termini di assetto di

messa in conservazione dei gruppi a carbone posti sotto sequestro e dello svuotamento

del parco carbone. Le variazioni dell’assetto di messa in conservazione si rendono

necessarie per garantire l’ottimale mantenimento nel tempo degli asset impiantistici.

Information & Communication Technology

In ambito applicativo, nel primo semestre 2014 è terminata l’attività di upgrade

del sistema ERP, entrato in produzione dopo l’esito positivo dei test effettuati dagli

utenti.

Nel secondo semestre 2014 è stato avviato il progetto di implementazione del

Modulo Albo di AFLINK per poter gestire la qualifica dei fornitori rispondendo a

quanto previsto nella procedura di qualifica di cui si è dotata l’azienda.

Tale progetto verrà rilasciato in produzione a partire dall’esercizio 2015.

Per la Direzione Energy Managment, oltre alle implementazioni derivanti da

adeguamenti legislativi e di processo, nell’esercizio 2014 sono state riscattate le

licenze dell’applicativo necessario alla gestione dei processi di compravendita power e

gas e la gestione dei contratti di copertura del rischio implementato nel 2013.

Dal punto di vista infrastrutturale, si segnala la rinegoziazione del contratto

Microsoft che ha portato un risparmio rispetto a quanto previsto nell’accordo relativo

al triennio 2011-2014.


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Per quanto concerne la telefonia, nell’esercizio 2014 è stato contrattualizzato il

nuovo piano ricaricabile. L’adesione al piano ricaricabile porterà un risparmio rispetto

a quanto previsto dal precedente accordo.


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Adempimenti in materia D.Lgs. 231/01

Con delibera del CdA del 5 maggio 2014 si è avuta la costituzione del nuovo

Organismo di Vigilanza (OdV) ex D.Lgs. 231/01. Il CdA successivamente, con

delibera del 26 giugno 2014 ha altresì approvato l’adeguamento al Modello

Organizzativo di Gestione e Controllo (MOG) adottato da Tirreno Power, con

l’integrazione di due parti speciali:

Reati di corruzione tra privati

Lavoro e impiego di cittadini di paesi terzi il cui soggiorno è irregolare.

Tirreno Power ha effettuato, per l’anno 2014, due sessioni formative riguardanti i

principi generali del D.Lgs. 231/01 ed in particolare del MOG adottato. Le sessioni si

sono svolte nei giorni 17 e 24 luglio 2014.

In considerazione poi del processo di riorganizzazione generale del sistema di

controllo intrapreso da Tirreno Power S.p.A. nel corso degli ultimi mesi del 2014, la

Società ha effettuato una revisione e aggiornamento del Modello di Organizzazione,

Gestione e Controllo (MOG) già adottato ai sensi del D.Lgs. 231/2001, tenuto conto

altresì delle novità normative nel frattempo introdotte successivamente alla sua

adozione, della giurisprudenza in materia e della best practice aziendale.

Il MOG, aggiornato secondo i principi sopra descritti, è stato approvato con

delibera del CdA del 2 dicembre 2014.

Come già segnalato in precedenza, in data 9 maggio 2014 è stato notificato alla

Società l’avviso di chiusura delle indagini preliminari in merito al procedimento

penale in materia di gestione dei rifiuti e contestualmente l’iscrizione della stessa nel

registro degli indagati ex Legge n. 231/2001.


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Andamento della gestione dell’esercizio

Di seguito sono forniti, in linea con la raccomandazione CESR/05-178b i criteri

utilizzati per la costruzione degli schemi riclassificati che contengono indicatori di

performance alternativi rispetto a quelli risultanti direttamente dagli schemi del

bilancio:

Margine operativo lordo: rappresenta un indicatore della performance operativa

ed è calcolato sommando al “Risultato operativo” gli “Ammortamenti e Svalutazioni”

e gli “Accantonamenti”.

EBITDA: rappresenta un indicatore della performance operativa ed è calcolato

sommando al “Risultato operativo” gli “Ammortamenti e Svalutazioni”.

Attività immobilizzate nette: determinate quale differenza tra le “Attività non

correnti” e le “Passività non correnti” a esclusione:

dei “Debiti per finanziamenti”;

dei “Fondi rischi e oneri”;

del “TFR e altri benefici ai dipendenti”;

delle “Passività per imposte differite”.

Capitale circolante netto: definito quale differenza tra le “Attività correnti” e le

“Passività correnti” a esclusione:

dei “Debiti per finanziamenti”;

delle “Disponibilità liquide e mezzi equivalenti”;

dei “Fondi rischi e oneri”;

delle anticipazioni bancarie in c/c e delle esposizioni debitorie su c/c bancari

comprese nelle “Altre passività finanziarie a breve”.

Capitale investito netto: determinato come somma algebrica delle “Attività

immobilizzate nette”, del “Capitale circolante netto” e dei fondi.


- 83 -

Indebitamento finanziario netto: definito come somma dei “Debiti per

finanziamenti”, delle anticipazioni bancarie in c/c e delle esposizioni debitorie su c/c

bancari comprese nelle “Altre passività finanziarie a breve”, al netto delle

“Disponibilità liquide e mezzi equivalenti” non precedentemente considerate nella

definizione degli altri indicatori di performance patrimoniale.

Return on Investment (ROI): definito come rapporto tra il Risultato Operativo e il

Capitale investito netto medio (inizio e fine periodo).

Return on Equity (ROE): definito come rapporto tra il Risultato Netto e il

Patrimonio Netto medio (inizio e fine periodo).

Return on Sales (ROS): definito come rapporto tra il Risultato Operativo e il

totale dei Ricavi.

Rendimento dell’Equity: definito come rapporto tra il Risultato Netto e il Capitale

Sociale più la Riserva Sovrapprezzo Azioni.

Energia venduta per dipendente: determinato quale rapporto tra l’energia venduta

nel periodo ed il numero dei dipendenti a fine periodo.

Ricavo unitario da vendita energia (€/MWh): determinato quale rapporto tra i

ricavi da vendita energia del periodo e l’energia venduta nel periodo.

Incidenza Oneri Finanziari su Ricavi totali: definita quale rapporto percentuale

tra gli oneri finanziari del periodo e i ricavi totali del periodo.


- 84 -

Risultati Economici

L’energia venduta nel 2014 è stata pari a 10.378 GWh, in diminuzione di 1.998

GWh rispetto all’esercizio precedente.

In particolare l’energia venduta nel mercato libero è stata pari a 5.757 GWh con

un decremento di 1.662 GWh, mentre l’energia venduta in Borsa ha fatto registrare un

decremento di 336 GWh.

Viene di seguito esposto il bilancio energia con la riconciliazione delle quantità di

energia acquistata e sbilanciata che permettono di riconciliare i volumi venduti con

l’effettiva energia immessa in rete.

Energia immessa, acquistatae venduta (GWh)

Energia immessa 4.834 7.288 (2.454)

Energia acquistata 5.588 5.154 434

Energia venduta 10.378 12.376 (1.998) -al mercato libero 5.757 7.419 (1.662) -in Borsa 4.621 4.957 (336)

Sbilanciamenti (44) (65) 21

31.12.2014 31.12.2013 Diff.


- 85 -

Conto Economico riclassificato

I valori del prospetto riclassificato sono riportati in euro, senza decimali. Per una

migliore esposizione i commenti alle singole voci sono espressi in euro migliaia.

(Euro) 31-dic-14 % su ricavi

31-dic-13 % su ricavi

differenza

Ricavi 689.117.236 983.054.690 (293.937.453) Altri ricavi 12.349.464 10.278.570 2.070.893

Totale Ricavi 701.466.700 100,0% 993.333.260 100,0% (291.866.560) Incrementi Immob.ni per lavori interni 1.034.434 4.125.350 (3.090.917) Materie prime di consumo (560.318.644) (770.062.913) 209.744.268 Costo del Personale (49.773.983) (37.843.024) (11.930.959) Costi per Servizi (35.955.766) (51.147.748) 15.191.983 Altri Costi (66.682.487) (88.800.991) 22.118.504

Margine Operativo Lordo (10.229.746) n.s. 49.603.934 5,0% (59.833.680) Accantonamenti (16.107.935) (58.822.826) 42.714.891

EBITDA (26.337.681) n.s. (9.218.893) n.s. (17.118.789) Ammortamenti e Svalutazioni (70.714.977) (296.966.648) 226.251.671

Risultato operativo (97.052.659) n.s. (306.185.541) n.s. 209.132.882 Oneri Finanziari (23.424.652) (30.083.049) 6.658.396 Proventi Finanziari 1.743.351 8.423.542 (6.680.191)

Risultato prima delle imposte (118.733.960) n.s. (327.845.048) n.s. 209.111.088 Imposte 9.227.677 31.976.714 (22.749.037)

Risultato netto del periodo (109.506.283) n.s. (295.868.334) n.s. 186.362.051

I ricavi, pari a euro 689.117 migliaia, risultano in diminuzione di euro 293.937

migliaia rispetto all’anno precedente (-29,9%).

Ricavi - (Euro) 31.12.2014 31.12.2013 Diff.

Mercato Libero 347.489.362 529.807.919 (182.318.557) Borsa 340.940.659 452.271.444 (111.330.785) Altro 687.216 975.327 (288.111) TOTALE 689.117.236 983.054.690 (293.937.453)


- 86 -

Tale riduzione è essenzialmente riconducibile alla negatività degli scenari di

mercato registrati nel 2014 ed alle conseguenti minori opportunità di vendita del

periodo, nonché al fermo produttivo delle unità a carbone.

I Ricavi comprendono euro 4.500 migliaia relativi alla stima della seconda

componente del Capacity Payment 2014.

Gli altri ricavi ammontano a euro 12.349 migliaia, a fronte degli euro 10.279

migliaia del 2013 e si riferiscono principalmente per euro 8.673 migliaia alla vendita

di certificati verdi autoprodotti nell’anno, per euro 500 migliaia al rimborso

assicurativo relativo all’unità VL5, per euro 597 migliaia alla vendita di rottami

ferrosi provenienti dalla demolizione dell’unità 2 di Vado Ligure, per euro 476

migliaia allo stralcio di altri fondi in esubero, per euro 1.306 migliaia allo stralcio del

fondo sconto energia risultato in esubero a seguito dell’accordo firmato il 28 luglio

con le OO.SS. Tale accordo ha riguardato il superamento del benefit dello sconto

energia al momento della cessazione del rapporto di lavoro a fronte del

riconoscimento di una somma di denaro (determinata con l’accordo e non rivalutabile)

da erogare con le spettanze di fine rapporto.

Nel 2013 gli altri ricavi si riferivano principalmente per euro 3.290 migliaia alla

vendita di rottami ferrosi provenienti dalla demolizione dell’unità 2 di Vado Ligure,

per euro 2.777 migliaia al recupero di materiali a magazzino (sito Torrevaldaliga),

nonché per euro 2.383 migliaia a conguagli relativi ad anni precedenti.

I costi per materie prime di consumo risultano pari a euro 560.319 migliaia in

diminuzione di euro 209.744 migliaia rispetto all’anno precedente.

Il costo del combustibile consumato nel periodo risulta pari a euro 253.625 migliaia,

inferiore di euro 161.645 migliaia rispetto al costo sostenuto nel 2013. La diminuzione

deriva dalla minore produzione a carbone (a seguito del fermo produttivo delle unità a

carbone VL3 e VL4 dall’11 marzo 2014). Difatti il costo del consumo di carbone

diminuisce di euro 123.713 migliaia (circa -84%). Il costo del consumo del gas fa

registrare una diminuzione di euro 30.046 migliaia. L’effetto volume conseguente la


- 87 -

maggior produzione dei CCGT (il consumo di gas aumenta di circa il 10%), è più che

compensato dall’effetto prezzo (il PMP diminuisce di circa il 20%).

Gli oneri connessi agli acquisti di energia e all’operatività della borsa elettrica

sono pari a euro 302.838 migliaia, in diminuzione di euro 41.484 migliaia rispetto al

2012. Si rileva una notevole diminuzione, pari a euro 39.642 migliaia, degli acquisti di

energia effettuati per far fronte alle vendite contrattualizzate nelle ore in cui i prezzi di

acquisto dell’energia risultavano inferiori ai costi marginali di produzione.

Gli acquisti nel Mercato dei Servizi di Dispacciamento (euro 3.928 migliaia) si

mantengono sostanzialmente in linea rispetto all’esercizio precedente (euro 4.195

migliaia), mentre gli acquisti per sbilanciamenti si attestano a euro 2.582 migliaia, in

diminuzione di euro 1.537 migliaia rispetto al 2013.

Il costo del personale si attesta a euro 49.774 migliaia, in aumento di euro

11.931 migliaia rispetto a quanto rilevato nel 2013. Tale voce comprende euro 13.967

migliaia relativi agli oneri per esodo incentivato.

Il 13 giugno 2014 è stata avviata una procedura di mobilità per 315 esuberi, ai

sensi degli artt. 4 e 24 della Legge 223/91 ed il 7 luglio 2014 è stata firmata un’intesa

con le organizzazioni sindacali per la definizione del sistema di incentivazione a

fronte di un piano di mobilità volontaria.

Al netto di tali incentivi, il costo del personale si attesta ad euro 35.807 migliaia,

in diminuzione di euro 2.036 migliaia rispetto all’anno precedente. Tale contrazione è

riconducibile sia al contenimento dei costi variabili (straordinario, premio di risultato,

etc) per euro 965 migliaia, che agli effetti dell’introduzione del contratto di solidarietà

a partire dal mese di novembre. Le consistenze medie del periodo passano da 523,6

del 2013 a 513,8 del 2014.


- 88 -

Consistenza media

Dirigenti e Quadri 63,0 60,4 2,6

Impiegati 297,3 304,8 (7,5)

Operai 153,5 158,4 (4,9)

TOTALE 513,8 523,6 (9,8)

31.12.2014 31.12.2013 Diff.

La consistenza del personale al 31 dicembre 2014 è pari a 391 unità, contro le 522

unità del 31 dicembre 2013; tale variazione è riferibile essenzialmente al citato piano

di esodo incentivato.

I costi per servizi del periodo ammontano a euro 35.956 migliaia in diminuzione

di euro 15.192 migliaia rispetto all’anno precedente, sostanzialmente per effetto dei

minori costi connessi agli interventi manutentivi sugli impianti riconducibili alla

fermata delle unità a carbone, nonché dei minori costi overheads. Tali risparmi sono

anche stati resi possibili da un’analisi approfondita di tutti i contratti in essere, con

successive azioni di ristrutturazione ed efficientamento.

Si rilevano altresì minori oneri per l’utilizzo della capacità di trasporto, che

evidenziano un decremento di euro 6.144 migliaia, passando da euro 7.875 migliaia

del 2013 a euro 1.731 migliaia del 2014.

Gli altri costi ammontano a euro 66.682 migliaia in diminuzione di euro 22.119

migliaia rispetto all’esercizio precedente.

Il decremento è riconducibile ai minori oneri per diritti di emissione (euro 12.747

migliaia). Il deficit di quote risente infatti pesantemente della fermata delle unità a

carbone. Gli oneri per Certificati Verdi fanno registrare un decremento di euro 15.331

migliaia a seguito della minore produzione nei periodi di riferimento e della

diminuzione della base d’obbligo (5,03% nel 2014 contro 7,55% nel 2013). Nel corso

dell’esercizio sono stati, inoltre, contabilizzati oneri per euro 11.530 migliaia relativi

alle penali derivanti dall’annullamento degli acquisti di carbone già contrattualizzati.

Nel corso del 2013 erano invece state contabilizzate minusvalenze per euro 5.864

migliaia derivanti dalla cessione di diritti EUA.


- 89 -

Il Margine Operativo Lordo si attesta ad un valore negativo, pari euro 10.230

migliaia, a fronte di euro 49.604 migliaia realizzati nel 2013.

Giova ricordare che il margine della gestione operativa è stato negativamente

influenzato dalla contabilizzazione degli oneri per esodo incentivato (euro 13.967

migliaia) e delle penali derivanti dall’annullamento degli acquisti di carbone già

contrattualizzati (euro 11.530 migliaia). Al netto di tali componenti negativi che, pur

non rivestendo il carattere di straordinarietà secondo i principi contabili internazionali,

sono certamente da considerarsi derivanti da fenomeni non ricorrenti, la gestione

operativa avrebbe fornito un margine positivo per euro 15.536 migliaia.

Gli accantonamenti, pari a euro 16.108 migliaia, hanno principalmente riguardato:

• per euro 9.049 migliaia l’adeguamento ai prezzi di mercato del magazzino

combustibili;

• per euro 4.510 migliaia la rideterminazione dei Corrispettivi di

Dispacciamento da parte di Terna in seguito alla sentenza del Consiglio di

Stato n. 1532/2015 del 20 marzo 2015 che ha respinto il ricorso n.6999/2014

proposto dall’AEEGSI, a partire dal mese di competenza Luglio 2012 fino a

Maggio 2014, nonché Luglio e Agosto 2014;

• per euro 1.021 migliaia l’adeguamento del fondo contenzioso in essere;

• per euro 600 migliaia la stima delle penali ancora da sostenere per

l’annullamento dei carichi di carbone per il 2014;

• per euro 400 migliaia i danni al trasformatore di VL5;

• per euro 240 migliaia le attività di ripristino dei danni subiti da alcuni impianti

idroelettrici a causa degli eventi alluvionali del 2014.

L’EBITDA si attesta ad un valore negativo pari a euro 26.338 migliaia a fronte di

un valore parimenti negativo per euro 9.219 migliaia dell’esercizio precedente.

Gli ammortamenti e svalutazioni (euro 70.715 migliaia) diminuiscono di euro

226.252 migliaia.


- 90 -

In particolare gli ammortamenti, pari a euro 66.745 migliaia evidenziano un

decremento di euro 13.460 migliaia rispetto al 2013, sostanzialmente a seguito

dell’azzeramento degli ammortamenti delle unità a carbone completamente svalutate

al 31 dicembre 2013.

Le svalutazioni di immobilizzazioni materiali hanno riguardato per euro 3.614

migliaia la svalutazione di impianti in costruzione connessi alle unità a carbone. Nel

2013 l’importo delle svalutazioni ammontava ad euro 119.369 migliaia e riguardava

per euro 118.381 migliaia gli impianti di Vado Ligure alimentati a carbone e per euro

987 migliaia l’ulteriore adeguamento del valore contabile dell’unità TV4.

Nel periodo non si segnalano svalutazioni di immobilizzazioni immateriali a fronte

di svalutazioni per euro 97.199 migliaia effettuate nel precedente esercizio. Il test di

impairment effettuato al 31 dicembre 2013 aveva infatti evidenziato la non

sostenibilità di un avviamento e conseguentemente si era provveduto all’azzeramento

del valore residuo iscritto a bilancio al 31 dicembre 2012, pari ad euro 91.667

migliaia. Si era inoltre provveduto all’adeguamento ai prezzi di mercato delle quote di

CO2 iscritte tra le immobilizzazioni immateriali al 31 dicembre 2013 (euro 5.532

migliaia).

Il Risultato Operativo è pertanto negativo per euro 97.053 migliaia, a fronte di

un Risultato Operativo negativo conseguito nell’esercizio precedente pari ad euro

306.186 migliaia.

Nel 2014 sono stati contabilizzati oneri finanziari per euro 23.425 migliaia in

diminuzione di euro 6.658 migliaia rispetto all’anno precedente. La variazione è

prevalentemente riconducibile alla scadenza contratti swap avvenuta in data 1° luglio

2014. Da tale data l’importo degli oneri finanziari sull’intero ammontare del debito è

calcolato in base a: euribor + spread + default interest (1%).

I proventi finanziari ammontano a euro 1.743 migliaia a fronte di euro 8.424

migliaia del 2013. Si ricorda che il precedente esercizio aveva beneficiato della

contabilizzazione della plusvalenza da alienazione della partecipazione nella


- 91 -

controllata Tirreno Solar S.r.l. effettuata in data 18 dicembre 2013 (euro 4.892

migliaia).

La perdita netta dell’esercizio si attesta ad euro 109.506 migliaia (euro 295.868

migliaia nel precedente esercizio). Le imposte dell’esercizio recepiscono gli effetti,

meglio descritti nelle note esplicative, sulle imposte differite attive e passive della

sentenza n. 10/2015 della Corte Costituzionale con la quale è stata dichiarata

l'illegittimità costituzionale dell'art. 81, commi 16, 17 e 18, del decreto-legge 25

giugno 2008, n. 112 (Disposizioni urgenti per lo sviluppo economico) e

successive modificazioni (Robin Tax) a decorrere dal giorno successivo

alla pubblicazione della sentenza nella Gazzetta Ufficiale della Repubblica.


- 92 -

Analisi della struttura patrimoniale

Stato Patrimoniale riclassificato

I valori del prospetto riclassificato sono riportati in euro, senza decimali. Per una

migliore esposizione i commenti alle singole voci sono espressi in euro migliaia.

(Euro) 31-dic-14 31-dic-13 differenza

Attività immobilizzate netteAttività materiali e immateriali 839.288.799 907.307.780 (68.018.981) - di cui certificati verdi e diritti CO2 19.521.317 36.040.542 (16.519.225) Partecipazioni - - - Altre attività/(passività) non correnti nette 125.831.735 151.236.818 (25.405.083) Totale 965.120.534 1.058.544.598 (93.424.064)

Capitale circolante nettoRimanenze 31.345.925 54.715.551 (23.369.627) Crediti commerciali 86.124.434 148.871.947 (62.747.513) (Debiti)/crediti tributari - (275.393) 275.393 Debiti commerciali (154.715.750) (175.179.870) 20.464.120 Altre attività/(passività) correnti nette (2.004.402) (50.209.989) 48.205.587 Totale (39.249.794) (22.077.754) (17.172.040)

Capitale investito lordo 925.870.740 1.036.466.844 (110.596.104)

Fondi diversiFondi rischi e oneri (75.991.541) (77.741.207) 1.749.666 TFR e altri benefici ai dipendenti (18.588.273) (22.784.617) 4.196.344 Passività per imposte differite (45.046.586) (58.089.941) 13.043.355 Totale (139.626.400) (158.615.765) 18.989.365

Capitale investito netto 786.244.340 100% 877.851.079 100% (91.606.738)

Patrimonio netto (60.863.949) -8% 36.573.630 4% (97.437.580)

Indebitamento finanziario netto 847.108.290 108% 841.277.448 96% 5.830.841

Le Attività materiali e immateriali mostrano un decremento di euro 68.019

migliaia, principalmente riconducibili agli ammortamenti del periodo pari a euro

70.359 migliaia a fronte di investimenti pari ad euro 19.065 migliaia. Il minor valore

delle quote di Diritti di Emissione e di Certificati Verdi acquisite a titolo oneroso

ammonta ad euro 16.519 migliaia.


- 93 -

Le Altre attività/(passività) non correnti nette mostrano un decremento di euro

25.405 migliaia, prevalentemente a seguito dell’avvenuta riclassifica del credito IVA

I^ trimestre 2013 (euro 37.000 migliaia) e III^ trimestre 2013 (euro 5.000 migliaia)

nell’ambito delle attività correnti, parzialmente compensata dal credito IVA generato

nel corso del 2014 (euro 14.256 migliaia)

Le Rimanenze mostrano un decremento di euro 23.370 migliaia rispetto al 31

dicembre 2013, principalmente a seguito dell’adeguamento ai valori di mercato e della

successiva vendita di olio combustibile STZ e BTZ (euro 6.260 migliaia) nonché

all’adeguamento a prezzi di mercato del valore delle rimanenze di carbone (euro 8.912

migliaia).

I Crediti commerciali diminuiscono di euro 62.748 migliaia a seguito dei minori

ricavi conseguiti nei mesi di novembre e dicembre 2014 rispetto al corrispondente

periodo del 2013.

Il saldo dei Debiti commerciali è inferiore di euro 20.464 migliaia rispetto al 31

dicembre 2013 prevalentemente a seguito dei minori volumi di acquisti energia in

borsa nei mesi di novembre e dicembre e dei minori volumi di acquisti di gas nel mese

di dicembre rispetto allo stesso periodo dell’anno precedente.

Le Altre attività/(passività) correnti nette evidenziano un incremento di euro

48.206 migliaia rispetto al 31 dicembre 2013. Tale variazione deriva principalmente

da:

• Incremento del credito IVA corrente a seguito della citata riclassifica (euro

42.000 migliaia);

• incasso credito IVA III^ trimestre 2012 (euro 16.700 migliaia);

• riclassifica nell’ambito delle attività correnti della parte del credito vs CCSE

relativo alle quote CO2 di Napoli che presumibilmente, sulla base delle

informazioni ad oggi disponibili, sarà incassata nel corso del 2015 (euro

10.979 migliaia);


- 94 -

• incremento dei debiti verso il personale per incentivi all’esodo e TFR da

erogare (euro 19.282 migliaia);

• diminuzione dei debiti per Certificati Verdi e diritti CO2 da consegnare (euro

28.274 migliaia).

Il Fondo Rischi e oneri si decrementa per euro 1.750 migliaia. Tra gli incrementi

si segnalano, oltre agli accantonamenti dettagliati nel relativo paragrafo:

• euro 2.409 migliaia per il riconoscimento degli oneri finanziari sui fondi di

smantellamento per effetto del tasso di inflazione del 2% e del tasso di

attualizzazione del 5%;

• euro 1.221 migliaia per il rischio di mancato riconoscimento della cassa

integrazione ordinaria richiesta per i lavoratori dei gruppi a carbone della

Centrale di Vado Ligure;

• euro 1.021 migliaia a fronte di contenziosi in essere;

• euro 600 migliaia per la stima delle penali ancora da sostenere per


• euro 400 migliaia per i danni al trasformatore di VL5;

• euro 240 migliaia per attività di ripristino dei danni subiti da alcuni impianti


Fra gli utilizzi si segnalano in particolare:

• euro 5.488 migliaia relativi al conguaglio a favore di Terna circa la seconda

componente del capacity payment per gli anni 2010-2011;

• euro 4.613 migliaia per il piano di esodo incentivato;

• euro 500 migliaia relativi ai minori Certificati verdi ricevuti in assegnazione

per gli anni 2009-2012;

• euro 282 migliaia a fronte di contenziosi in essere;

• euro 280 migliaia per le attività di demolizione serbatoi e bonifica di Vado

Ligure.


- 95 -

Il Capitale investito netto si attesta pertanto a euro 786.373 migliaia (euro

877.851 migliaia al 31 dicembre 2013).

Il Patrimonio netto si attesta ad un valore negativo di euro 60.864 migliaia e si è

movimentato, rispetto a quello al 31 dicembre 2013, per effetto della perdita

dell’esercizio 2014, pari a euro 109.506 migliaia, nonché per l’effetto derivante

dall’incremento della riserva che accoglie gli utili e le perdite di attualizzazione come

disposto dallo IAS 19 revised. Per maggiori dettagli sui provvedimenti ex art. 2447

c.c. si rinvia a quanto riportato ai paragrafi “Fatti di rilievo avvenuti dopo la chiusura

del periodo” della Relazione sulla gestione e “Valutazione del presupposto della

continuità aziendale “ delle note esplicative.

L’Indebitamento finanziario netto, pari a euro 847.108 migliaia, si riferisce

principalmente al contratto di finanziamento TRFA. Per maggiori dettagli si rimanda a

quanto riportato nelle note esplicative.


- 96 -

Attività di Ricerca e Sviluppo

La Società non ha effettuato nel corso del 2014 attività di ricerca e sviluppo né

esistono, alla data del 31 dicembre 2014, costi sospesi riferibili a tale tipologia di

attività.

Azioni proprie ed azioni della controllante

Alla data di riferimento del bilancio la Società non possiede azioni proprie né

azioni delle controllanti, dirette ed indirette.

Rapporti con imprese controllate, collegate, controllanti ed imprese sottoposte al

controllo di queste ultime

Le operazioni poste in essere con le parti correlate sono state effettuate a normali

condizioni di mercato e nell’interesse della Società.

I contratti stipulati con Parti correlate sono sostanzialmente collegati alla vendita

di energia e ai contratti di somministrazione gas e sono stati conclusi avendo come

punto di riferimento i parametri propri del settore dell’energia.

Per ogni altra informazione di dettaglio si rinvia a quanto indicato nelle Note

esplicative al Bilancio.

Strumenti e rischi finanziari

Si rinvia a quanto indicato nelle Note esplicative al Bilancio.


- 97 -

Prevedibile evoluzione della gestione

Con oltre un anno di ritardo rispetto alle prime attese, si ritiene che il PIL italiano

potrà riprendere a crescere, sia pure in misura contenuta; la Banca d’Italia in un

recente bollettino mensile ha tagliato le stime sulla crescita del PIL allo 0,5% contro il

+1,3% delle stime di luglio. Solo nel 2016 dovrebbe registrarsi un’accelerazione a

+1,5%.

Nel complesso l’attività economica, oltre a trarre vantaggio dalla caduta del prezzo

del petrolio e dalla graduale accelerazione degli scambi internazionali, verrebbe

sostenuta dall’orientamento espansivo della politica monetaria, impresso dalla Bce

e riflesso anche nel deprezzamento dell’euro, dalle misure di riduzione del cuneo

fiscale disposte con la legge di Stabilità, nonché dalla nuova disciplina in materia di

lavoro prevista dal Jobs Act in vigore da marzo.

In un contesto di mercato ove la crescita economica stenta ancora a ripartire, la

domanda d’elettricità rimarrà sui modesti livelli registrati nel 2014; nei primi quattro

mesi del 2015 la richiesta di energia risulta invariata rispetto al 2014.

In tale difficile contesto industriale e finanziario, la Società sta affrontando sfide

decisive e molto impegnative che dipendono dall’esito dei ricorsi relativi all’AIA,

dalla disponibilità degli impianti a carbone al momento sequestrati e dal

completamento del percorso di ristrutturazione dell’indebitamento finalizzato al

riequilibrio della situazione patrimoniale e finanziaria.

L’attività del management è di conseguenza rivolta alla difesa dei livelli di

redditività attraverso una attenzione continua diretta a cogliere tutte le opportunità sul

mercato elettrico, il mantenimento di un adeguato livello di efficienza operativa degli

impianti ed una riduzione meticolosa e relativo monitoraggio dei costi aziendali.

Quanto sopra nell’ambito di continue azioni volte ad ottimizzare il flusso di cassa

della Società. L’andamento dei primi cinque mesi del 2015 è sostanzialmente in linea

con le previsioni della Società.

http://www.ilfattoquotidiano.it/2014/07/18/pil-bankitalia-taglia-previsioni-di-crescita-in-2014-solo-02/1065142/

http://www.ilfattoquotidiano.it/2014/07/18/pil-bankitalia-taglia-previsioni-di-crescita-in-2014-solo-02/1065142/


- 98 -

Fatti di rilievo avvenuti dopo la chiusura del periodo

Governance

A far data dal 30 aprile 2015 la Società ha risolto consensualmente il rapporto di

lavoro con il Direttore Generale della Società, Dott. Massimiliano Salvi, che aveva

precedentemente presentato le proprie dimissioni da tale carica, ed ha nominato in sua

sostituzione il Dott. Andrea De Vito che precedentemente ricopriva la carica di CFO.

Assemblea straordinaria del 30 gennaio 2015

In data 30 gennaio 2015 si è tenuta l’Assemblea straordinaria dei soci per

discutere e deliberare in merito al seguente ordine del giorno: “provvedimenti di cui

all’art. 2447 c.c.; delibere inerenti e conseguenti”. In tale sede è stata illustrata la

manovra finanziaria, così come approvata dal CdA tenutosi lo stesso giorno, per il cui

contenuto si rimanda al paragrafo “Valutazione del presupposto della continuità

aziendale”, quale base di negoziazione del term sheet dell’accordo di ristrutturazione

del debito. L’intera operazione di ricapitalizzazione prevista dalla manovra finanziaria

è sottoposta alla condizione sospensiva dell’omologazione dell’accordo di

ristrutturazione ex art. 182 bis L.F..

L’Assemblea ha inoltre deliberato in merito alle azioni subordinate

all’ottenimento della omologazione, che prevedono in particolare di azzerare l’attuale

Capitale Sociale di euro 91.130.000,00 a copertura di corrispondenti perdite e di

ricostituire il capitale a euro 60.516.142,00, emettendo un pari numero di azioni

ordinarie del valore nominale di euro 1 cadauna, offrendo le nuove azioni ai soci in

proporzione alle attuali partecipazioni ai sensi dell'art. 2441 c.c..

Per quanto sopra, l’art. 5 dello Statuto Sociale risulterà modificato per tenere

conto del nuovo Capitale Sociale una volta sottoscritto.


- 99 -

Consiglio di Amministrazione del 6 maggio 2015

In data 6 maggio il Consiglio di Amministrazione ha approvato il term sheet e la

manovra finanziaria sottostante, come meglio descritto nel prosieguo del presente

paragrafo. In tale data la Società ha altresì ricevuto le lettere di non petendo da parte

dei soci e delle Banche finanziatrici.

Centrale di Vado Ligure

Il 13 gennaio 2015 è stato pubblicato, nella Gazzetta Ufficiale della Repubblica

Italiana, il comunicato dell’avvenuta emissione in data 31 dicembre 2014, da parte del

Ministro dell’Ambiente e della Tutela del Territorio e del Mare, del decreto AIA n.

323 per l’esercizio della Centrale di Vado Ligure.

Il 23 febbraio 2015 Tirreno Power ha notificato il ricorso al TAR Lazio avverso il

decreto AIA sopra menzionato. I principali motivi di censura riguardano:

• il difetto di istruttoria da parte della commissione IPPC (Integrated Pollution

Prevention Control) rispetto a quanto proposto dal Gestore relativamente ai

limiti di emissione da rispettare, al loro raggiungimento progressivo attraverso

due fasi temporali, alla tempistica dei lavori che non tiene conto

dell’indisponibilità dell’impianto a causa del sequestro.

• L’illogicità delle tempistiche previste per la realizzazione del carbonile (14

marzo 2015).

• L’illogicità della richiesta di realizzazione immediata dell’impianto per il

trattamento del parametro “boro” nelle acque reflue, stante la necessità di tale

trattamento soltanto con le sezioni a carbone in esercizio.

• L’illogicità della richiesta della realizzazione dell’impianto necessario per

l’avviamento dei gruppi a carbone attraverso l’utilizzo del metano, senza

consentire un periodo transitorio pari al tempo necessario per approvvigionare

e installare i componenti necessari, a fronte di un beneficio ambientale

pressoché nullo.


- 100 -

In data 31 dicembre 2014 è stato altresì notificato all’azienda il decreto del

Ministero dello Sviluppo Economico contenente l’Autorizzazione Unica per la

copertura del carbonile. Avverso tale decreto, il 27 febbraio 2015 Tirreno Power ha

notificato il ricorso al TAR Lazio. Il principale motivo di impugnativa riguarda

l’illegittimità del termine di inizio lavori prescritto nel decreto, in quanto non tiene

conto di quanto stabilito dall’art. 1-quater della legge 290/03. Tale articolo prevede

che il proponente abbia la facoltà di iniziare i lavori nei 12 mesi successivi la

inoppugnabilità del provvedimento autorizzativo.

In relazione al citato procedimento penale in materia di gestione dei rifiuti,

nell’ambito del quale la Società risulta indagata ai sensi della L. 231/2001, il GUP

presso il Tribunale di Genova, con sentenza depositata il 6 marzo 2015, ha dichiarato

l’incompetenza territoriale del Tribunale rimettendo gli atti alla Procura presso il

Tribunale di Torino.

In data 18.6.2015 Tirreno Power ha avuto notizia dell’avviso di conclusione delle

indagini preliminari, ex art. 415 bis c.p.p., relativo al procedimento penale pendente

dinanzi alla Procura della Repubblica di Savona. (disastro ambientale).

Il procedimento vede coinvolti soggetti apicali e dipendenti di Tirreno Power per i

reati di cui agli artt. 434 comma I e II c.p., in relazione ad un presunto disastro

sanitario e ambientale cagionato dall’esercizio della centrale termoelettrica sita in

Vado Ligure (SV), nonche' per concorso in abuso di ufficio (art. 323 c.p.) nell'ambito

dei procedimenti amministrativi per rilascio dei provvedimenti AIA e per omicidio

plurimo colposo.

Nell’ambito del procedimento, la Procura chiedeva ed otteneva con decreto del Gip di

Savona dell’11.03.2014 – eseguito in pari data – il sequestro preventivo dei gruppi

generatori denominati VL3 e VL4 della centrale termoelettrica di Vado Ligure, il cui

esercizio è tuttora inibito.


- 101 -

Processo di rifinanziamento del debito scaduto al 30 giugno 2014

Per una descrizione degli eventi occorsi nel 2014 si rinvia a quanto riportato nella

nota n. 8 delle note esplicative. Per quanto attiene, invece, gli eventi occorsi

successivamente al 31 dicembre 2014 si segnala che, in data 30 gennaio 2015, sono

stati definiti i termini e le condizioni (key terms) della manovra finanziaria a seguito

della negoziazione con gli Istituti finanziatori. Tali condizioni sono state condivise da

tutti gli attori della trattativa, Società, Soci e banche finanziatrici e costituiscono la

base per la negoziazione del term sheet dell’accordo per la ristrutturazione del debito.

La manovra finanziaria si basa sul Piano industriale, Scenario “B”, della Società

approvato il 4 agosto 2014 per il periodo 2014-2030 e successivamente aggiornato in

data 9 marzo 2015 essendo stati rivisti in ottica prudenziale gli anni dal 2015 al 2018,

sia per tenere conto della pubblicazione da parte di Terna dei consuntivi 2014 della

domanda di energia elettrica, sia per tenere conto dei risultati consuntivati dalla

Società nei primi mesi del 2015. Il piano è stato elaborato sulla base dei risultati di

uno studio di mercato e di dispacciamento previsionale commissionato ad una

primaria società di studi econometrici del settore dell’energia elettrica in Italia e

recepisce le migliori stime effettuabili dal Management in merito alle principali

assunzioni alla base dell’operatività aziendale.

Il suddetto piano prevede dal 2015 e nei successivi tre anni una modesta

redditività in quanto il mercato elettrico continuerà ad essere caratterizzato da una

overcapacity dal lato produzione, da condizioni di debolezza della domanda e da una

crescente offerta di energia da fonte rinnovabile tale da ridurre sempre di più sia i

volumi contendibili sul mercato sia il differenziale tra i prezzi Peak ed Off-Peak. La

prevista introduzione del Capacity Market dal 2018 e la ripresa della domanda di

energia elettrica permetteranno un graduale ritorno a maggiori margini di redditività.

Inoltre il piano prevede la mancata riattivazione dei gruppi a carbone VL3 e VL4 per

effetto del rigetto dell’istanza di dissequestro e/o della conferma del provvedimento di

sospensione dell’AIA e contestuale mancato ottenimento di un nuovo titolo

autorizzativo a seguito della relativa istanza di rinnovo anticipato dell’AIA presentata

dalla società in data 6 maggio 2014.

Detto Piano è stato definitivamente approvato in data odierna.


- 102 -

In data 6 maggio 2015 il Consiglio di Amministrazione della Società ha

approvato il term sheet definito e concordato tra la Società, i suoi Soci e le banche

finanziatrici contenente le condizioni economiche e finanziarie come anche le

principali clausole che saranno alla base del contratto di rifinanziamento. In data 19

Giugno 2015 la Società ha ricevuto una comunicazione da parte di Linklaters che

confermava la avvenuta approvazione del Term Sheet da parte di ciascuna banca

partecipante al pool.

I “main terms” della manovra per il rifinanziamento dell’importo complessivo di

euro 894 milioni scaduti lo scorso 30 giugno 2014, sono i seguenti:

• quanto ad euro 300 milioni “term loan A”, ripagati con piano di

ammortamento a partire da data non antecedente al 30 giugno 2017,

remunerati al tasso di Euribor +2%, maturity dicembre 2022 (con

un’estensione opzionale per ulteriori 2 anni);

• quanto ad euro 50 milioni “revolving credit facility” remunerati al tasso di

euribor +2% con possibilità di ripagamento e tiraggio fino alla data di maturity

prevista per dicembre 2022 (con un’estensione opzionale per ulteriori 2 anni);

• quanto ad euro 250 milioni remunerati al tasso del 3% PIK, maturity dicembre

2024 (con un’estensione opzionale per ulteriori 2 anni), convertibili in

strumenti finanziari partecipativi (SFP Senior).

• quanto al residuo debito nominale nella forma di strumenti finanziari

partecipativi (SFP Junior) le cui caratteristiche, sulla base di quanto definito

nel Term Sheet, consentono di qualificarli come strumenti di capitale e

conseguentemente il relativo fair value sarà contabilizzato nella forma di

riserva di patrimonio netto.

L’efficacia dell’intera operazione è sottoposta all’ottenimento dell’omologa

dell’accordo di ristrutturazione, quale condizione sospensiva. Le attività di

asseverazione relativamente a tale procedura stanno proseguendo al fine di poter

depositare, l’accordo e la prevista relazione di asseverazione, entro l’inizio di luglio

2015.


- 103 -

Approvazione del bilancio al 31 dicembre 2013

Gli azionisti nel corso dell’Assemblea del 12 gennaio 2015 hanno approvato il

bilancio al 31 dicembre 2013.


- 111 -

NNNOOOTTTEEE EEESSSPPPLLLIIICCCAAATTTIIIVVVEEE


- 112 -

Dichiarazione di conformità

Il presente Bilancio è predisposto in conformità ai principi contabili internazionali

IFRS e fornisce un’informativa completa in base a quanto previsto dallo IAS 1.

Per IFRS si intendono tutti gli “International Financial Reporting Standards”, tutti

gli International Accounting Standards (“IAS”), tutte le interpretazioni

dell’International Financial Reporting Interpretations Committee (“IFRIC”), tutte le

interpretazioni dello Standing Interpretations Committee (“SIC”), ad oggi adottati

dall’Unione Europea e contenuti nei relativi Regolamenti U.E. pubblicati sulla

G.U.C.E. sino alla data odierna, in cui il Consiglio di Amministrazione di Tirreno

Power S.p.A. ha autorizzato la pubblicazione del presente bilancio. Sempre sul piano

interpretativo, infine, si è altresì tenuto conto dei documenti sull’applicazione degli

IAS/IFRS in Italia predisposti dall’Organismo Italiano di Contabilità (OIC).

Struttura e contenuto del Bilancio

Il presente bilancio si compone di Stato Patrimoniale, Conto Economico, Prospetto

dell’utile/perdite complessivo, Rendiconto finanziario, Prospetto delle variazioni di

Patrimonio netto, nonché delle Note esplicative.

Per quanto riguarda gli schemi di bilancio che la Società ha scelto di adottare si

segnala che:

• Nello “Stato patrimoniale” le attività e le passività sono ordinate per

scadenza, separando le poste correnti e non correnti con scadenza,

rispettivamente, entro e oltre 12 mesi;

• Il “Conto economico” è presentato in forma scalare per natura;

• Il “Rendiconto finanziario” è redatto applicando il metodo indiretto, come

consentito dallo IAS 7;

• Il “Prospetto dell’utile/perdite complessivo” è predisposto in forma

separata secondo quanto previsto dallo IAS 1 Revised.

• Il “Prospetto delle variazioni del Patrimonio Netto” è predisposto secondo

quanto previsto dallo IAS 1 Revised.


- 113 -

La valuta funzionale utilizzata per la presentazione del bilancio è l’euro e tutti i

valori sono espressi in migliaia di euro tranne quando diversamente indicato. Ai fini

espositivi i valori sono riportati senza indicazione dei decimali.

Il presente documento è assoggettato a revisione contabile da parte della società di

revisione Reconta Ernst & Young S.p.A., società alla quale è stata altresì affidata

l’attività di controllo legale dei conti.

Valutazione del presupposto della continuità aziendale

Tirreno Power ha consuntivato nell'esercizio chiuso al 31 dicembre 2014 un

risultato negativo pari ad euro 109.506 migliaia, imputabile alla concomitanza di

diversi fattori, principalmente derivanti da una ulteriore riduzione dei margini della

vendita d’energia rispetto all’anno precedente e dal fermo produttivo delle unità a

carbone del sito di Vado Ligure, sottoposte a provvedimento di sequestro preventivo

da parte del Giudice per le indagini preliminari presso il Tribunale di Savona a far

data dal 11 marzo 2014 nell’ambito del procedimento penale aperto dalla Procura di

Savona, come meglio descritto nel paragrafo “Andamento della gestione

dell’esercizio” della Relazione sulla gestione.

Tale risultato negativo, unitamente a quelli degli esercizi precedenti, fa ricadere la

Società nella fattispecie prevista dall’art 2447 del Codice Civile; si rammenta a tal

proposito che gli Amministratori, in ragione delle perdite evidenziate nel bilancio al

31 dicembre 2013, che configuravano la fattispecie di cui all’art. 2446 del codice

civile, nonché in ragione dell’andamento dell’esercizio 2014, avevano provveduto alla

predisposizione di una situazione economico patrimoniale alla data del 31 ottobre

2014, nonché di una relazione redatta ai sensi dell’art. 2446 del codice civile da

sottoporre all’assemblea dei soci per gli opportuni provvedimenti, in ragione del

configurarsi della fattispecie di cui all’art. 2447 del codice civile per effetto delle

ulteriori perdite accumulatesi alla data del 31 ottobre 2014. Tale situazione

evidenziava infatti un patrimonio netto negativo di circa 39 milioni di euro; pertanto

in data 30 gennaio 2015 l’Assemblea Straordinaria della Società ha deliberato di

azzerare l’attuale Capitale Sociale di euro 91.130.000,00 a copertura di corrispondenti


- 114 -

perdite e di ricostituire il capitale a euro 60.516.142,00. Tale operazione di

patrimonializzazione sarà realizzata in parte per cassa, per euro 18,8 milioni da parte

del socio GDF SUEZ Energia Italia S.p.A. e per euro 18,0 milioni da parte del socio

Energia Italiana S.p.a., ed in parte tramite conversione di crediti commerciali, già

oggetto di Stand Still commerciale, per euro 31,2 milioni da parte del socio GDF

SUEZ Energia Italia S.p.A. e per euro 32,0 milioni nella disponibilità del socio

Energia Italiana S.p.A.. Al riguardo, in data 4 maggio 2015 il socio GDF SUEZ

Energia Italia S.p.A. si è impegnato a concedere alla Società un versamento in conto

futuro aumento capitale per un importo pari ad un massimo di Euro 18.800.000,00,

suddiviso in tre tranche, di cui la prima pari ad euro 5 milioni incassata nel mese di

maggio 2015 e la seconda pari ad euro 6,9 milioni incassata nel mese di giugno 2015.

L’efficacia di tale operazione di ricapitalizzazione è sottoposta al realizzarsi di due

condizioni sospensive (“condizione Tirreno” e “condizione Sorgenia”), descritte nel

prosieguo. Nel corso di detta Assemblea Straordinaria sono stati inoltre illustrati gli

aspetti essenziali dell’ipotesi di manovra finanziaria, così come approvata dal

Consiglio di Amministrazione della Società tenutosi in pari data, volta al

rifinanziamento del debito bancario, dell'importo complessivo di euro 894 milioni al

31 dicembre 2014, scaduto il 30 giugno 2014, ed in corso di negoziazione con il ceto

bancario. Ad esito delle numerose e fitte negoziazioni con le banche finanziatrici e gli

azionisti, avvalendosi anche del supporto dei consulenti legali e finanziari, in data 6

maggio 2015 il Consiglio di Amministrazione della Società ha approvato il term sheet

definito e concordato tra la Società, i suoi Soci e le banche finanziatrici, che indica le

modalità economiche e finanziarie concordate per la ristrutturazione del debito

bancario nonché le principali clausole che saranno poste alla base del contratto di

rifinanziamento..

La manovra finanziaria concordata tra le parti si basa sul Piano industriale,

cosiddetto Scenario “B”, della Società approvato il 4 agosto 2014 per il periodo 2014-

2030, successivamente aggiornato in data 9 marzo 2015 e definitivamente approvato

in data odierna essendo stati rivisti in ottica prudenziale gli anni dal 2015 al 2018, sia

per tenere conto della pubblicazione da parte di Terna dei consuntivi 2014 della

domanda di energia elettrica, sia per tenere conto dei risultati consuntivati dalla


- 115 -

Società nei primi mesi del 2015. In particolare, in considerazione delle incertezze

derivanti dal sequestro dei Gruppi a carbone VL3 e VL4, nonché di quelle legate ai

contenziosi amministrativi in essere, il Consiglio di Amministrazione, in data 4 agosto

2014, aveva approvato due Piani Industriali (Piano “A1” e Piano “B”), redatti in base

a due possibili scenari alternativi inerenti i Gruppi VL3 e VL4, comprensivi delle

relative ipotesi di manovra finanziaria, inviati alle banche finanziatrici in data 8 agosto

2014: mentre il Piano “A1” prevedeva la riapertura dei Gruppi VL3 e VL4 con entrata

in esercizio al 31 dicembre 2014, il Piano “B” prevedeva, prudentemente, che i Gruppi

a carbone non rientrassero più in servizio, nonostante tutte le azioni che sono state e

saranno poste in essere dalla Società al fine di ottenere il dissequestro di tali unità e di

riavviare l’esercizio delle stesse secondo le normative vigenti ed a condizioni ritenute

compatibili con il quadro economico societario.

Detta manovra finanziaria, coerente con il piano industriale aggiornato, ha lo

scopo di provvedere al rifinanziamento dell'importo complessivo di euro 894 milioni

al 31 dicembre 2014, scaduti lo scorso 30 giugno 2014, nelle modalità illustrate nel

paragrafo “Fatti di rilievo avvenuti dopo la chiusura del periodo” della Relazione sulla

gestione

Inoltre, GDF SUEZ INVEST International S.A. ha rilasciato una Parent Company

Guarantee a sostegno dell’emissione della fidejussione per Crediti IVA per un

ammontare pari a euro 41,1 milioni che la Società ha provveduto a presentare

all’Agenzia delle entrate nel mese di Maggio per l’incasso del credito Iva relativo al

primo trimestre 2013.

In data 5 Maggio 2015 sono pervenute tutte le lettere richieste dalla Società con le

quali gli Istituti Finanziatori si impegnano a sottoporre ai propri organi decisionali

interni, entro il 5 giugno 2015, il testo del Term Sheet, così come approvato dal CdA

del 6 maggio 2015 e a non proporre alcun tipo di azione legale per la restituzione del

debito in virtù delle lettere di pactum de non petendo ricevute da parte dei Soci

Energia Italiana e Gdf Suez Energia Italia e da parte delle banche finanziatrici

appartenenti al Pool. In data 19 giugno 2015 si è avuta informazione


- 116 -

dell’approvazione del term sheet da parte degli organi deliberanti degli enti

finanziatori..

A sostegno della manovra finanziaria concordata, gli Amministratori hanno

conferito un mandato alla società KPMG per l’elaborazione di una analisi industriale

indipendente (“IBR”) in merito alle ipotesi sottostanti il piano industriale e

all’attuabilità del piano industriale predisposto dal management; gli Amministratori

hanno inoltre conferito alla società PWC l’incarico di review dell’impairment test

predisposto dagli stessi per le valutazioni del presente bilancio ed alla KPMG una

analisi indipendente sulla “cash projection” dell’anno 2015, che è stata predisposta

dalla Società al fine di fornire un’analisi più dettagliata dei flussi di cassa relativi ai

primi 12 mesi dall’inizio della procedura di ristrutturazione del debito ex 182-bis L.F..

Si precisa infatti che la manovra sopra descritta sarà oggetto di una procedura di

accordo di ristrutturazione ex art 182-bis L.F., per la quale la Società ha già

provveduto alla nomina del professionista incaricato dell’asseverazione del piano

nella persona del prof. Enrico Laghi, il quale in data 29 aprile ha trasmesso alla

Società un parere preliminare nel quale, allo stato delle sue verifiche alla data ed in

base ai documenti ricevuti, non riscontra elementi che possano ostacolare il rilascio

dell’attestazione richiestagli ex art.182 bis, comma 1, L.F..

L’omologazione dell’accordo di ristrutturazione ex art 182-bis L.F da parte del

Tribunale di Roma rappresenta una condizione sospensiva per l’efficacia:

• dell'operazione di ricapitalizzazione (c.d. "condizione Tirreno"), deliberata

dall’Assemblea Straordinaria del 30 gennaio 2015, citata in precedenza; altra

condizione per l’efficacia di tale operazione è altresì l'esecuzione dell'aumento

di capitale previsto nell'accordo di ristrutturazione ex art 182-bis L.F., della

Sorgenia S.p.A. controllante del socio Energia Italiana S.p.A. (c.d.

"condizione Sorgenia"), esecuzione in ordine alla quale sono stati assunti da

parte dei soggetti finanziatori di Sorgenia espliciti impegni. In data 25

febbraio 2015 il Tribunale di Milano ha concesso a Sorgenia l’omologa al

piano di ristrutturazione del debito ex art. 182 bis. A far data dal 16 marzo

2015 la “condizione Sorgenia” risulta avverata.


- 117 -

• dell’accordo di ristrutturazione del debito con il ceto bancario.

Alla luce di quanto sopra esposto, grazie al preliminare accordo raggiunto tra la

Società, i suoi soci ed il ceto bancario sulle modalità economiche e finanziarie per la

ristrutturazione del debito bancario, nonché sulle principali clausole che saranno poste

alla base del contratto di rifinanziamento, la cui finalizzazione è in corso di

definizione per quanto riguarda i dettagli finali, l'apporto complessivo a patrimonio

netto, conseguente alla proposta ricapitalizzazione ed all’emissione degli SFP è

ritenuto idoneo a garantire una adeguata patrimonializzazione (ai sensi dell'art. 2447

c.c.), e tale da rendere il Consiglio d’Amministrazione altresì confidente circa la

sussistenza di presupposti idonei per la continuità aziendale. Occorre tuttavia

evidenziare che alla data di redazione del presente progetto di bilancio:

• sono tutt’ora in corso di definizione da parte della Società, dei suoi consulenti

legali e finanziari, e delle banche finanziatrici le attività propedeutiche alla

finalizzazione del contratto di rifinanziamento prevista per l’inizio di luglio

2015;

• sono in corso le attività volte alla finalizzazione da parte dell’esperto

indipendente della relazione sull’attuabilità di tali accordi, oltre che sulla

veridicità dei dati aziendali, ai fini della domanda di omologazione

dell’accordo di ristrutturazione ex art. 182-bis Legge Fallimentare, che si

presenterà per l’inizio di luglio 2015;

• pertanto non risulta ancora formalizzata la domanda di omologazione

dell’accordo di ristrutturazione ex art. 182 bis Legge Fallimentare;

• non risulta ancora eseguita l’operazione di ricostituzione ed aumento di

capitale deliberato dall’Assemblea Straordinaria del 30 gennaio 2015 per

effetto delle condizioni sospensive sopra riportate che, alla data di

autorizzazione all’emissione del presente bilancio non si sono verificate.

Gli amministratori stimano che tali attività possano essere portate a termine in un

tempo ragionevolmente breve. Purtuttavia, il buon esito complessivo della manovra

finanziaria concordata con il ceto bancario e delle azioni previste nel Piano, elemento


- 118 -

essenziale per il mantenimento del presupposto della continuità aziendale, si potrà

concretizzare al manifestarsi di eventi futuri soggetti a significative incertezze nel loro

realizzarsi: in particolare, come già citato in precedenza, gli effetti patrimoniali,

finanziari ed economici derivanti da tale accordo di ristrutturazione, nonché quelli

deliberati dall’Assemblea Straordinaria del 30 gennaio 2015 sulla ricostituzione del

Capitale Sociale, sono subordinati al rilascio da parte del Tribunale Fallimentare

dell’omologazione dell’accordo di ristrutturazione ex art. 182 bis L.F.. Alla luce

dell’insieme delle circostanze sopra evidenziate, gli Amministratori di Tirreno Power

evidenziano l’esistenza di rilevanti fattori di incertezza che possono far sorgere dubbi

significativi sulla continuità aziendale, ritenendo comunque ragionevole l’aspettativa

che l’omologazione dell’accordo di ristrutturazione ex art. 182 bis L.F. possa essere

definita da parte del Tribunale Fallimentare in tempi coerenti con le esigenze anche

finanziarie della Società, consentendo alla stessa di disporre di adeguate risorse per

continuare l’attività operativa in un prevedibile futuro.

Pertanto gli Amministratori hanno redatto il bilancio nel presupposto della

continuità aziendale, fermo restando che tale continuità deve intendersi al momento

necessariamente condizionata all’ottenimento dell’omologa dell’accordo di

ristrutturazione ex art. 182 bis L.F, alla finalizzazione delle azioni ad esso subordinate

precedentemente illustrate, nonché alla realizzazione delle azioni previste nel Piano.


- 119 -

Principi contabili e criteri di valutazione Di seguito si riportano sinteticamente i principi contabili ed i criteri di valutazione

adottati. I criteri di valutazione sono adottati nell’ottica della continuità aziendale

come sopra esposto e rispondono ai principi di competenza, di rilevanza e

significatività dell’informazione contabile e di prevalenza della sostanza economica

sulla forma giuridica.

Il principio generale adottato nella predisposizione del presente bilancio è quello

del costo ad eccezione degli eventuali strumenti derivati per i quali il principio IAS 39

ne obbliga la valutazione al fair value.

Utilizzo di stime

La redazione del bilancio e delle relative note esplicative richiede l’applicazione di

principi e metodologie contabili che a volte si basano su complesse valutazioni

soggettive e stime legate all’esperienza storica, e su assunzioni che vengono di volta

in volta considerate ragionevoli e realistiche in funzione delle relative circostanze.

L’applicazione di tali stime ed assunzioni influenza l’informativa fornita e gli importi

riportati nello stato patrimoniale, nel conto economico e nel rendiconto finanziario e

conseguentemente nel prospetto di variazione del patrimonio netto. I valori finali del

bilancio per i quali sono state utilizzate le suddette stime ed assunzioni possono

differire da quelli riportati nel presente documento a causa dell’incertezza che

caratterizza le assunzioni e le condizioni sulle quali si basano le stime.

Un cambiamento nelle condizioni sottostanti le assunzioni utilizzate potrebbe

avere un impatto anche significativo sul bilancio, a titolo esemplificativo, su

svalutazioni e ammortamenti degli attivi non correnti, fondi rischi, fair value degli

strumenti finanziari; in particolare le valutazioni di recuperabilità di importanti

elementi dell’attivo, quali le immobilizzazioni materiali e immateriali e le imposte

anticipate, sono basate su stime significative associate alla determinazione dei futuri

flussi di cassa disponibili e degli imponibili fiscali. Le stime e le assunzioni sono

riviste periodicamente e gli effetti di ciascuna variazione sono contestualmente

rilevate a conto economico.


- 120 -

Criteri di conversione delle poste in valuta

La valuta funzionale e di presentazione del bilancio è l’euro.

Le operazioni in valuta estera sono iscritte al tasso di cambio in vigore alla data

dell’operazione. Le attività e passività monetarie in valuta diversa da quella funzionale

sono successivamente adeguate al tasso di cambio in essere alla data di chiusura del

bilancio. Le differenze di cambio derivanti dalle operazioni di conversione sono

riflesse sul conto economico ed iscritte tra i proventi e gli oneri finanziari. Le attività e

le passività non monetarie denominate in valuta estera e valutate al costo sono

convertite al tasso di cambio in vigore alla data di iniziale rilevazione dell’operazione.

Attività materiali

Gli immobili, impianti e macchinari sono valutati al costo d’acquisto o di

produzione, al netto degli ammortamenti accumulati e delle eventuali perdite di

valore. Il costo include gli oneri direttamente sostenuti per predisporre le attività al

loro utilizzo, nonché eventuali oneri di smantellamento e di rimozione (nei casi

previsti dallo IAS 37), iscritti al valore attuale dell’onere futuro che si stima di

sostenere. Il costo include altresì gli eventuali interessi passivi su finanziamenti

destinati all’acquisizione o costruzione di immobili, impianti e macchinari sostenuti

fino all’entrata in esercizio degli stessi.

Sono inclusi inoltre i costi per i ricambi strategici degli impianti.

L’ammortamento ha inizio nel momento in cui l’attività è disponibile all’uso ed è

ripartito sistematicamente in relazione alla residua possibilità di utilizzazione della

stessa, ossia sulla base della stimata vita utile.

La vita utile degli immobili, impianti e macchinari ed il loro valore residuo sono

rivisti ed aggiornati, ove necessario, almeno alla chiusura di ogni esercizio. Il valore di

presunto realizzo che si ritiene di recuperare al termine della vita utile, ove

determinato, non è ammortizzato.

Quando l’attività oggetto di ammortamento è composta da elementi distintamente

identificabili, la cui vita utile differisce significativamente da quella delle altre parti


- 121 -

che compongono l’attività, l’ammortamento è effettuato separatamente per ciascuna di

tali parti, in applicazione del metodo del component approach.

I costi di manutenzione ordinaria sono addebitati integralmente al conto

economico nell’esercizio in cui sono sostenuti.

I costi sostenuti per le manutenzioni effettuate a intervalli regolari (c.d. Major

Inspection) sono iscritti in qualità di cespiti nell’attivo patrimoniale e sono

ammortizzati sulla base del ciclo degli interventi, così come pianificato dal

management.

L’ammortamento dei beni gratuitamente devolvibili fuori dallo scopo dell’IFRIC

12 è calcolato a quote costanti sulla base del periodo minore tra la durata residua della

concessione e la vita utile stimata degli stessi.

I terreni, sia liberi da costruzioni sia annessi a fabbricati civili ed industriali non

sono ammortizzati in quanto elementi a vita utile illimitata.

La vita utile stimata dei principali immobili, impianti e macchinari è la seguente:

Fabbricati 25/40 anniAttrezzature; Generatori di vapore; Macch. Meccanico; Opere idrauliche 20 anniImpinati a ciclo combinato 30 anniManutenzioni da 2 a 8 anniCalcolatori elettronici; Macchine d'ufficio; Dotazioni informatiche 5 anniLinee di trasporto 35 anniImpianti di teletrasmissione e Attrezzature Industriali 10 anni

Gli immobili, impianti e macchinari detenuti in virtù di contratti di locazione

finanziaria, attraverso i quali sono sostanzialmente trasferiti all’entità tutti i rischi e

benefici legati alla proprietà del bene, sono iscritti come attività al loro valore corrente

o, se inferiore, al valore attuale dei pagamenti minimi dovuti per il leasing, inclusa

l’eventuale somma da pagare per l’esercizio dell’opzione di acquisto. La

corrispondente passività verso il locatore è iscritta in bilancio nelle passività

finanziarie e viene progressivamente ridotto in base al piano di rimborso della quota

capitale inclusa nei canoni periodici. I beni in locazione finanziaria sono ammortizzati


- 122 -

su un periodo pari al minore fra la durata del contratto di locazione e la vita utile del

bene stesso.

Le locazioni nelle quali il locatore mantiene sostanzialmente tutti i rischi ed i

benefici legati alla proprietà dei beni sono classificati come leasing operativi. I canoni

riferiti a leasing operativi sono rilevati a conto economico in quote costanti negli

esercizi di durata del contratto di leasing.

Se vi sono indicatori di svalutazione le immobilizzazioni materiali sono

assoggettate ad una verifica di recuperabilità (c.d. “impairment test”) che è illustrata

nel successivo paragrafo “Riduzione di valore delle attività”.

Attività immateriali

Le attività immateriali sono costituite da elementi non monetari, identificabili e

privi di consistenza fisica, controllabili e atti a generare benefici economici futuri. Tali

elementi sono rilevati al costo di acquisto e/o di produzione, comprensivo delle spese

direttamente attribuibili sostenute per predisporre l’attività al suo utilizzo, al netto

degli ammortamenti cumulati, nei casi in cui è previsto un processo d’ammortamento,

e delle eventuali perdite di valore. L’ammortamento ha inizio nel momento in cui

l’attività è disponibile all’uso ed è ripartito sistematicamente in relazione alla residua

possibilità di utilizzazione della stessa, ossia sulla base della stimata vita utile.

I costi di ricerca sono imputati al conto economico nell’esercizio di competenza. I

costi di sviluppo sono capitalizzati a condizione che il costo sia attendibilmente

determinabile e che sia dimostrabile che l’attività è in grado di produrre benefici

economici futuri.

Relativamente ai cosiddetti diritti di emissione, nonché a fattispecie economiche

ad essi assimilati, in seguito alla mancata approvazione da parte dell’EFRAG

dell’IFRIC 3 (Emission Rights) e quindi del suo successivo ritiro, non esiste

attualmente uno specifico principio contabile internazionale sulla questione.

Nell’attesa di un nuovo principio Tirreno Power, considerato che si approvvigiona dei

suddetti titoli ambientali per far fronte al proprio fabbisogno nell’esercizio della

propria attività industriale (c.d. own use), ha deciso di adottare, anche sulla base di

benchmark di mercato, il metodo lordo che comporta l’iscrizione dei diritti di


- 123 -

emissione tra le immobilizzazioni immateriali al loro fair value, che è pari al costo

storico, e l’iscrizione dei diritti di emissione da consegnare tra le passività. Le quote

assegnate gratuitamente sono iscritte ad un valore nullo. Trattandosi di un bene a

utilizzo istantaneo tale posta non è soggetta ad ammortamento, ma ad impairment test.

Avviamento

L'avviamento derivante dall’acquisizione di business o società controllate,

collegate o joint-venture è inizialmente iscritto al costo e rappresenta l'eccedenza del

costo d'acquisto rispetto alla quota di pertinenza dell'acquirente del valore corrente

delle attività e passività (attuali e potenziali). Dopo l'iniziale iscrizione, l'avviamento

non è più ammortizzato e viene decurtato delle eventuali perdite di valore accumulate,

determinate con le modalità descritte nel seguito.

L'avviamento derivante da acquisizioni effettuate precedentemente al1° gennaio

2006 è iscritto al valore registrato a tale titolo nell’ultimo bilancio redatto sulla base

dei precedenti principi contabili (31 dicembre 2005) prima della data di transizione

agli IAS/IFRS. L'avviamento, laddove presente, viene sottoposto a un'analisi di

recuperabilità con cadenza annuale o anche più breve nel caso in cui si verifichino

eventi o cambiamenti di circostanze che possano far emergere eventuali perdite di

valore (si rinvia al successivo paragrafo “Riduzione di valore delle attività”). Alla data

di acquisizione, l’eventuale avviamento emergente viene allocato a ciascuna delle

unità generatrici di flussi finanziari che ci si attende beneficeranno degli effetti

sinergici derivanti dall’acquisizione.

Come descritto nelle prosieguo delle note esplicative l’avviamento iscritto in

esercizi precedenti è stato interamente svalutato nel bilancio d’esercizio al 31

dicembre 2013 ad esito dell’impairment test.

Riduzione di valore delle attività

A ciascuna data di riferimento, gli immobili, impianti e macchinari e le attività

immateriali con vita indefinita sono analizzati al fine di identificare l’esistenza di

eventuali indicatori di riduzione del loro valore. Se è identificata la presenza di tali

indicatori, si procede alla stima del valore recuperabile delle attività interessate,


- 124 -

imputando l’eventuale svalutazione a conto economico. Il valore recuperabile di

un’attività è il maggiore tra il suo fair value, ridotto dei costi di vendita, e il suo valore

d’uso, laddove quest’ultimo è il valore attuale dei flussi finanziari futuri stimati per

tale attività. Nel determinare il valore d'uso, i flussi finanziari futuri attesi sono

attualizzati con un tasso di sconto ante imposte che riflette la valutazione del costo del

denaro per l’impresa, rapportato al periodo dell’investimento ed ai rischi specifici

dell'attività. Una riduzione di valore è riconosciuta a conto economico quando il

valore di iscrizione dell’attività è superiore al valore recuperabile.

Nel caso dell’avviamento e delle eventuali altre attività immateriali a vita utile

indefinita o di attività non disponibili per l’uso, tale valutazione viene effettuata

almeno annualmente.

Per le immobilizzazioni materiali e immateriali (ma non per l’avviamento), se

vengono meno i presupposti per una svalutazione precedentemente effettuata, il valore

contabile dell’attività è ripristinato con imputazione a conto economico, nei limiti del

valore netto di carico che l’attività in oggetto avrebbe avuto se non fosse stata

effettuata la svalutazione e fossero stati effettuati gli ammortamenti.

Rimanenze

Le materie prime, sussidiarie e di consumo sono valutate al minore tra il costo di

acquisto determinato con il metodo della media ponderata ed il valore di realizzo

desumibile dall’andamento del mercato.

Il costo di acquisto viene determinato per periodo di riferimento, relativamente ad

ogni voce di magazzino. Il costo medio ponderato include gli oneri accessori di

competenza riferiti agli acquisti del periodo.

Il valore delle scorte obsolete e a lenta movimentazione è svalutato in relazione

alla possibilità di utilizzo o di realizzo, mediante lo stanziamento di un apposito fondo

obsolescenza materiali.

Strumenti finanziari

Gli strumenti finanziari includono le attività e passività finanziarie la cui

classificazione è determinata al momento della loro iniziale rilevazione, in funzione


- 125 -

dello scopo per cui le stesse sono state acquistate. Gli acquisti e le vendite di strumenti

finanziari vengono rilevati per data di negoziazione (“trade date”).

Gli strumenti finanziari includono oltre le partecipazioni disponibili per la

vendita, le altre attività finanziarie non correnti, i crediti ed i finanziamenti non

correnti, i crediti commerciali, gli altri crediti originati dall’impresa nonché le altre

attività finanziarie correnti come le disponibilità liquide ed i mezzi equivalenti ovvero

i depositi bancari ed i crediti finanziari esigibili entro tre mesi. Rientrano, inoltre, tra

gli strumenti finanziari i debiti finanziari, i debiti commerciali, gli altri debiti ed altre

passività finanziarie e gli strumenti derivati.

La loro valutazione iniziale tiene conto dei costi di transazione direttamente

attribuibili all’acquisizione o dei costi di emissione che sono inclusi nella valutazione

iniziale degli strumenti finanziari. Il fair value degli strumenti quotati in pubblici

mercati è determinato facendo riferimento alle quotazioni (bid price) alla data di

bilancio. Il fair value degli strumenti non quotati, inclusi quelli relativi all’energia

elettrica, viene invece misurato facendo riferimento a tecniche di valutazione

finanziaria o ricorrendo a primarie controparti finanziarie. In particolare il fair value

degli IRS è misurato attualizzando i flussi di cassa attesi, il fair value dei forward su

cambi è determinato sulla base dei tassi di cambio di mercato alla data di riferimento e

ai differenziali di tasso tra le valute interessate, mentre i fair value dei derivati relativi

alle commodities sono determinati utilizzando modelli basati sulla best practice di

settore.

In generale nell’applicazione dei suddetti modelli si utilizzano dati di mercato

piuttosto che dati interni all’azienda.

Crediti commerciali

I crediti commerciali la cui scadenza rientra nei normali termini commerciali non

sono attualizzati e sono iscritti al costo (identificato dal loro valore nominale) al netto

delle relative perdite di valore.

Qualora vi sia una obiettiva evidenza di indicatori di perdite di valore, il valore

delle attività viene ridotto in misura tale da risultare pari al valore scontato dei flussi

ottenibili in futuro: le perdite di valore determinate attraverso impairment test sono


- 126 -

rilevate a conto economico. Significative difficoltà finanziarie del debitore, la

probabilità che il debitore sia soggetto a procedure concorsuali, o il ritardo fisiologico

nell'onorare i pagamenti (pari ad almeno 30 giorni) rappresentano indicatori di perdite

di valore. Qualora nei periodi successivi vengano meno le motivazioni delle

precedenti svalutazioni, il valore delle attività viene ripristinato fino a concorrenza del

valore che sarebbe derivato dall’applicazione del costo ammortizzato qualora non

fosse stato effettuato l’impairment. Per quanto riguarda i crediti commerciali e, in

generale, le poste attive e passive aventi durata residua uguale o inferiore a 12 mesi, il

fair value si assume ragionevolmente approssimato al loro valore di carico.

Disponibilità liquide e mezzi equivalenti

Le disponibilità liquide e mezzi equivalenti comprendono i valori numerari, ossia

quei valori che possiedono i requisiti della disponibilità a vista o a brevissimo termine,

del buon esito e dell’assenza di spese per la riscossione e sono valutate al fair value.

Cancellazione (derecognition) delle attività finanziarie

Le attività finanziarie sono rimosse dallo stato patrimoniale quando il diritto di

ricevere i flussi di cassa dallo strumento si è estinto e l’entità ha sostanzialmente

trasferito tutti i rischi e benefici relativi allo strumento stesso ed il relativo controllo.

Debiti commerciali

I debiti commerciali la cui scadenza rientra nei normali termini commerciali non

sono attualizzati e sono iscritti al costo (identificato dal loro valore nominale).

Passività finanziarie

Le passività finanziarie, relative a finanziamenti, debiti commerciali ed altre

obbligazioni a pagare, sono inizialmente rilevate al costo corrispondente al fair value

della passività stessa al netto dei costi sostenuti per l’acquisizione dei finanziamenti

(costi di transazione). A seguito della rilevazione iniziale le passività finanziarie sono

valutate al costo ammortizzato, applicando il criterio del tasso effettivo di interesse.


- 127 -

Sono conseguentemente rideterminati gli oneri finanziari netti sulla base del metodo

del tasso effettivo di interesse.

Se vi è un cambiamento dei flussi di cassa attesi ed esiste la possibilità di stimarli

attendibilmente, il valore dei prestiti è ricalcolato per riflettere tale cambiamento sulla

base del valore attuale dei nuovi flussi di cassa attesi e del tasso interno di rendimento

inizialmente determinato. Le passività finanziarie sono classificate fra le passività

correnti, salvo che l’entità abbia un diritto incondizionato a differire il loro pagamento

per almeno 12 mesi dopo la data di riferimento.

Le passività finanziarie sono rimosse dallo Stato Patrimoniale quando la specifica

obbligazione contrattuale è estinta.

Strumenti di finanza derivata

I derivati sono rilevati alla data di negoziazione al fair value e contabilizzati come

strumenti di copertura quando la relazione tra il derivato e l’oggetto di copertura è

formalmente documentata e l’efficacia della copertura, periodicamente verificata, è

elevata.

Quando gli strumenti finanziari derivati contabilizzati come di copertura coprono

il rischio di variazione dei flussi di cassa degli strumenti oggetto di copertura (cash

flow hedge), le variazioni di fair value sono rilevate a patrimonio netto tra le riserve

mentre la porzione inefficace viene iscritta a conto economico. Le poste i cui flussi di

cassa sono oggetto di copertura del tipo cash flow hedge sono valutate al costo

ammortizzato. In via prospettica si procederà a interrompere la contabilizzazione

secondo la metodologia del cash flow hedge a partire dal momento nel quale si

perdano i requisiti richiesti. Le successive variazioni del Fair Value in tal caso

vengono imputate al conto economico. La riserva di cash flow hedge residua

contabilizzata direttamente nel patrimonio netto fino a che la copertura non è più

considerata efficace dovrà essere imputata a conto economico nel momento in cui ha

luogo la transazione, o le transazioni, cui si riferisce.

Se i derivati sono definibili ai sensi dello IAS 39 quale copertura del rischio di

prezzo (fair value hedge), essi sono iscritti nello stato patrimoniale e sono valutati al


- 128 -

fair value e gli utili o le perdite determinati sono iscritti al conto economico; le

corrispondenti poste coperte con derivati sono valutate al fair value.

Le variazioni del fair value degli strumenti di finanza derivata posti in essere da

ciascuna società che non soddisfano i requisiti previsti per la contabilizzazione quali

strumenti di copertura (c.d. hedge accounting), rilevate successivamente alla prima

iscrizione, sono trattate quali componenti positivi o negativi del risultato economico

dell’esercizio.

Ai fini della corretta rilevazione, classificazione, rappresentazione in bilancio e

successiva misurazione le operazioni di finanza derivata in essere possono essere

suddivise come segue:

- Operazioni definibili di copertura ai sensi dello IAS 39: si tratta di

operazioni a copertura di flussi finanziari (cash flow hedge). Per le

operazioni di cash flow hedge, il risultato maturato è ricompreso nel risultato

economico quando realizzato, mentre il valore prospettico è esposto a

patrimonio netto.

- Operazioni non definibili di copertura contabile ai sensi dello IAS

39, ancorché con finalità di copertura: la Società detiene strumenti derivati

allo scopo di coprire la propria esposizione dal rischio di oscillazione dei

prezzi di vendita di energia elettrica e di acquisto dei combustibili.

Coerentemente con la strategia prescelta, Tirreno Power non pone in essere

operazioni su derivati a scopi speculativi. Qualora tali operazioni non siano

qualificabili come di copertura ai sensi dello IAS 39, il risultato maturato e il

valore prospettico sono ricompresi nel risultato operativo.

Derivati impliciti

I derivati impliciti inclusi in altri strumenti finanziari o in altri contratti sono

trattati come derivati separati, quando i loro rischi e caratteristiche non sono

strettamente correlati a quelli dei contratti che li ospitano e quest’ultimi non sono

valutati a fair value con iscrizione dei relativi utili e perdite a conto economico.


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Benefici ai dipendenti

I benefici a breve termine sono contabilizzati a conto economico nel periodo in

cui viene prestata l’attività lavorativa.

Si segnala che, in relazione alla riforma previdenziale del 2007, è stato effettuato

il restatement del fondo TFR adottando la nuova impostazione metodologica ovvero

considerando che le quote maturate a partire dal 1° gennaio 2007 siano un defined

contribution benefit e quindi non rientrino nel calcolo della passività. Laddove il

fondo maturato al 31 dicembre 2006 viene trattato quale defined benefit plan, i

benefici garantiti ai dipendenti sono riconosciuti nel periodo di maturazione del

diritto, così come anche gli altri benefici a lungo termine (Mensilità aggiuntive,

Agevolazioni tariffarie e Premi fedeltà).

Il costo dei benefici previsti dai vari piani è determinato, separatamente per

ciascun piano, sulla base di ipotesi attuariali stimando l’ammontare dei benefici futuri

che i dipendenti hanno maturato alla data di riferimento.

La valutazione delle passività in oggetto è determinata sulla base di ipotesi

attuariali indipendenti. Gli utili e le perdite derivanti dall’effettuazione dei calcoli

attuariali sono rilevati a conto economico.

Per i piani a contribuzione definita si rilevano contabilmente i contributi solo

quando i dipendenti abbiano prestato la loro attività e quindi quei contributi siano

maturati. In quest’ultima ipotesi Tirreno Power paga dei contributi fissi a una entità

distinta (ad es. un Fondo) e non avrà alcuna obbligazione legale o implicita a pagare

ulteriori contributi qualora l’entità deputata non sia solvente.

Si segnala infine che lo IASB ha emesso numerose modifiche allo IAS 19. Il

nuovo principio contabile prevede che tutti gli utili/perdite attuariali maturate alla data

di bilancio siano rilevati nel “Conto Economico Complessivo” (OCI). Pertanto è stata

eliminata la possibilità di differimento degli stessi attraverso il metodo del corridoio

(non più previsto), così come la loro possibile rilevazione nel conto economico.


- 130 -

Fondi per rischi e oneri

I fondi sono iscritti a fronte di perdite e oneri di natura determinata, di esistenza

certa o probabile, dei quali, tuttavia, non sono determinabili precisamente

l’ammontare e/o la data di accadimento.

Gli accantonamenti ai fondi per rischi e oneri sono rilevati quando, alla data di

riferimento, in presenza di una obbligazione attuale (legale o implicita) nei confronti

di terzi, derivante da un evento passato, è probabile che per soddisfare l’obbligazione

si renderà necessario un esborso di risorse il cui ammontare sia stimato in modo

attendibile.

Quando l’effetto finanziario del tempo è significativo, l’accantonamento è

oggetto di attualizzazione utilizzando una curva tassi che rifletta il valore finanziario

del tempo espresso dal mercato ed i rischi associati alla passività.

Quando l’accantonamento è stimato tenendo conto del processo di attualizzazione,

l’incremento del fondo, connesso al trascorrere del tempo, è imputato a conto

economico come onere finanziario. Se la passività è relativa ad attività materiali

(esempio per lo smantellamento e ripristino siti), il fondo è rilevato in contropartita

all’attività cui si riferisce; la rilevazione dell’onere a Conto Economico avviene

attraverso il processo di ammortamento dell’immobilizzazione materiale alla quale

l’onere stesso si riferisce, nonché mediante la rilevazione degli oneri finanziari di

rivalutazione della passività stessa.

Riconoscimento dei ricavi

I ricavi sono rilevati nella misura in cui è possibile determinarne attendibilmente

il valore (fair value) ed è probabile che i relativi benefici economici saranno fruiti

tenendo conto di eventuali sconti e riduzioni legati alle quantità.

I ricavi legati alla vendita di energia elettrica sono rilevati al momento della

erogazione della fornitura, ancorché non fatturati, in base ai prezzi effettivi di vendita


- 131 -

sulla Borsa dell’energia o alle condizioni stabilite contrattualmente, tenuto conto della

normativa vigente.

I ricavi delle prestazioni di servizi sono rilevati, quando possono essere

attendibilmente stimati, sulla base del metodo della percentuale di completamento.

Gli altri ricavi sono determinati in base alle condizioni di contratto che tengono

conto dei rischi e benefici trasferiti.

Riconoscimento dei costi

I costi sono rilevati nei periodi nei quali sono contabilizzati i relativi ricavi e, in

generale, in ossequio al principio della competenza economica. I costi che non

possono essere associati ai proventi sono rilevati immediatamente a conto economico.

Proventi ed oneri finanziari

I proventi e gli oneri finanziari sono rilevati per competenza sulla base degli

interessi maturati sul valore delle relative attività e passività finanziarie utilizzando il

tasso di interesse effettivo.

Dividendi

I dividendi distribuibili agli azionisti sono rappresentati come movimenti di

Patrimonio netto alla data in cui sono approvati dall’Assemblea degli Azionisti.

Contributi pubblici

I contributi pubblici, in presenza di una delibera formale di attribuzione da parte

dell’ente erogante, sono rilevati per competenza in diretta correlazione con i costi

sostenuti. In particolare, i contributi in conto esercizio vengono accreditati al conto

economico nella voce “Altri ricavi”, mentre i contributi pubblici in conto capitale che

si riferiscono ad immobili, impianti e macchinari sono registrati come ricavi differiti

nel passivo dello stato patrimoniale. Il ricavo differito è imputato a conto economico

come provento in quote costanti determinate con riferimento alla vita utile del bene

cui il contributo ricevuto è direttamente riferibile.


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Imposte sul reddito

Le imposte correnti sul reddito dell’esercizio sono iscritte tra i debiti tributari e

calcolate in base alla stima del reddito imponibile determinato in conformità alle

disposizioni in vigore alla data di rendicontazione.

Le imposte differite ed anticipate sono calcolate sulle differenze temporanee tra i

valori iscritti in bilancio e i corrispondenti valori riconosciuti ai fini fiscali applicando

le aliquote fiscali che ci si attende saranno applicabili nell’esercizio in cui sarà

realizzata l’attività o estinta la passività.

Le imposte differite passive sono rilevate senza eccezioni per tutte le differenze

temporanee imponibili. Le imposte anticipate sono rilevate solo nel caso in cui è

ritenuto probabile che in un arco temporale ragionevole emerga un imponibile fiscale

di entità sufficiente da assorbire le differenze temporanee deducibili e le perdite Ires

sottostanti a dette imposte differite.

Le imposte correnti e differite sono rilevate nel conto economico, ad eccezione di

quelle relative a voci direttamente addebitate o accreditate a patrimonio netto; in tal

caso l’effetto fiscale è riconosciuto direttamente nella specifica voce del patrimonio

netto.

Le imposte dell’esercizio recepiscono gli effetti, meglio descritti nelle note

esplicative, sulle imposte differite attive e passive, della sentenza n. 10/2015 della

Corte Costituzionale con la quale è stata dichiarata l'illegittimità costituzionale dell'art.

81, commi 16, 17 e 18, del decreto-legge 25 giugno 2008, n. 112 (Disposizioni urgenti

per lo sviluppo economico) e successive modificazioni (Robin Tax) a decorrere dal

giorno successivo alla pubblicazione della sentenza nella Gazzetta Ufficiale

della Repubblica.

Variazioni di Principi contabili Internazionali

Con riferimento alla descrizione dei principi contabili di recente emanazione,

oltre a quanto indicato nel Bilancio al 31 dicembre 2013, a cui si rinvia, sono di


- 133 -

seguito riportati i principi contabili internazionali divenuti applicabili dal 1° gennaio

2014:

- IFRS 10 “Bilancio consolidato” (di seguito “IFRS 10”) e la versione

aggiornata dello IAS 27 “Bilancio separato” (di seguito “IAS 27”) che

stabiliscono, rispettivamente, i principi da adottare per la presentazione e la

preparazione del bilancio consolidato e del bilancio separato. Le disposizioni

dell’IFRS 10 forniscono, tra l’altro, una nuova definizione di controllo da

applicarsi in maniera uniforme a tutte le imprese (ivi incluse le società

veicolo). Secondo tale definizione, un’impresa è in grado di esercitare il

controllo se è esposta o ha il diritto a partecipare ai risultati (positivi e

negativi) della partecipata e se è in grado di esercitare il suo potere per

influenzarne i risultati economici. Il principio fornisce alcuni indicatori da

considerare ai fini della valutazione dell’esistenza del controllo che

includono, tra l’altro, diritti potenziali, diritti meramente protettivi,

l’esistenza di rapporti di agenzia o di franchising. Le nuove disposizioni,

inoltre, riconoscono la possibilità di esercitare il controllo su una partecipata

anche in assenza della maggioranza dei diritti di voto per effetto della

dispersione dell’azionariato o di un atteggiamento passivo da parte degli altri

investitori. Le disposizioni dell’IFRS 10 e della nuova versione dello IAS 27

sono efficaci a partire dagli esercizi che hanno inizio il, o dopo il, 1° gennaio

2014.

- IFRS 11 “Accordi a controllo congiunto” (di seguito “IFRS 11”) e la

versione aggiornata dello IAS 28 “Partecipazioni in società collegate e joint

venture” (di seguito “IAS 28”). L’IFRS 11 individua, sulla base dei diritti e

delle obbligazioni in capo ai partecipanti, due tipologie di accordi, le joint

operation e le joint venture, e disciplina il conseguente trattamento contabile

da adottare per la loro rilevazione in bilancio. Con riferimento alla

rilevazione delle joint venture, le nuove disposizioni indicano, quale unico

trattamento consentito, il metodo del patrimonio netto, eliminando la

possibilità di utilizzo del consolidamento proporzionale. La partecipazione a


- 134 -

una joint operation comporta la rilevazione delle attività/passività e dei

costi/ricavi connessi all’accordo sulla base dei diritti/obblighi spettanti

indipendentemente dall’interessenza partecipativa detenuta. La versione

aggiornata dello IAS 28 definisce, tra l’altro, il trattamento contabile da

adottare in caso di vendita totale o parziale di una partecipazione in

un’impresa controllata congiuntamente o collegata. Le disposizioni

dell’IFRS 11 e della nuova versione dello IAS 28 sono efficaci a partire dagli

esercizi che hanno inizio il, o dopo il, 1° gennaio 2014.

- IFRS 12 “Informativa sulle partecipazioni in altre entità” (di seguito “IFRS

12”) che disciplina l’informativa da fornire in bilancio in merito alle imprese

controllate e collegate, alle joint operation e alle joint venture, nonché alle

imprese veicolo (structured entities) non incluse nell’area di consolidamento.

Le disposizioni dell’IFRS 12 sono efficaci a partire dagli esercizi che hanno

inizio il, o dopo il, 1° gennaio 2014.

- “Guida alle disposizioni transitorie (Modifiche all’IFRS 10, all’IFRS 11 e

all’IFRS 12)” che fornisce alcuni chiarimenti e semplificazioni con

riferimento ai transition requirements dei principi IFRS 10, IFRS 11 e IFRS

12. Le disposizioni del documento sono efficaci a partire dagli esercizi che

hanno inizio il, o dopo il, 1° gennaio 2014.

- IAS 32 “Strumenti finanziari: Esposizione in bilancio – Compensazione di

attività e passività finanziarie” (di seguito “Modifiche allo IAS 32”), in base

alle quali: (i) al fine di operare una compensazione, il diritto di offsetting

deve essere legalmente esercitabile in ogni circostanza, ovvero sia nel

normale svolgimento delle attività, sia nei casi di insolvenza, default o

bancarotta di una delle parti contrattuali; e (ii) al verificarsi di determinate

condizioni, il contestuale regolamento di attività e passività finanziarie su

base lorda con la conseguente eliminazione o riduzione significativa dei

rischi di credito e di liquidità, può essere considerato equivalente a un


- 135 -

regolamento su base netta. Le modifiche allo IAS 32 sono efficaci a partire

dagli esercizi che hanno inizio il, o dopo il, 1° gennaio 2014.

- IAS 36 “Riduzione di valore delle attività – Informazioni integrative sul

valore recuperabile delle attività non finanziarie” (di seguito “modifiche allo

IAS 36”) che integrano le disclosure da fornire prevedendo: (i) l’indicazione

del valore recuperabile dei singoli asset o cash generating unit oggetto di

svalutazione/ripristino di valore; e (ii) un’integrazione delle informazioni da

fornire nei casi in cui il valore recuperabile sia determinato sulla base del fair

value al netto dei costi di dismissione. Le modifiche allo IAS 36 sono

efficaci a partire dagli esercizi che hanno inizio il, o dopo il, 1° gennaio

2014.

- IAS 39 “Strumenti finanziari: Rilevazione e valutazione – Novazione di

derivati e continuazione della contabilizzazione di copertura” (di seguito

“Modifiche allo IAS 39”), in base alle quali non rappresenta un evento che

comporta la cessazione della contabilizzazione in hedge accounting, la

novazione di un contratto derivato effettuata a seguito di disposizioni

normative o regolamentari, che implichi la sostituzione della controparte

originaria con una controparte centrale. Le modifiche allo IAS 39 sono

efficaci a partire dagli esercizi che hanno inizio il, o dopo il, 1° gennaio

2014.

- L’IFRIC 21 Tributi - chiarisce che una entità riconosce una passività non

prima di quando si verifica l’evento a cui è legato il pagamento, in accordo

con la legge applicabile. Per i pagamenti che sono dovuti solo al

superamento di una determinata soglia minima, la passività è iscritta solo al

raggiungimento di tale soglia. E’ richiesta l’applicazione retrospettiva per

l’IFRIC 21. Questa interpretazione è da applicare obbligatoriamente nei

bilanci che hanno inizio dal 17 giugno 2014 o successivamente.


- 136 -

Tipologia dei rischi e gestione dell’attività di copertura

Per Tirreno Power S.p.A., in linea generale, l’assunzione di rischi è limitata, per

natura e misura, a quelli che secondo principi di sana e prudente gestione sono i rischi

ritenuti fisiologici. I principali rischi identificati, monitorati e gestiti sono i seguenti:

• Rischio Operativo

• Rischio di Mercato

• Rischio di Credito

• Rischio di Liquidità

• Rischio di tasso d’interesse sui flussi finanziari.

Le diverse tipologie di rischio sono monitorate in modo da valutarne

anticipatamente i potenziali effetti negativi ed intraprendere le opportune azioni per

mitigarli. L’ottimizzazione e la riduzione del livello di rischio viene perseguita

attraverso un’adeguata struttura organizzativa, l’adozione di regole e procedure,

l’implementazione di determinate politiche commerciali e di approvvigionamento,

l’impiego di coperture assicurative e di strumenti finanziari derivati.

Nello svolgimento dell’attività di generazione di energia elettrica, la società è

esposta a rischi che vengono costantemente monitorati dalla Direzione aziendale

secondo quanto previsto dal proprio Manuale per la gestione del rischio. Il ruolo di

Risk Owner, in quanto responsabile della Gestione del rischio, è affidato al Direttore

Generale, il quale è coadiuvato dal Comitato di Gestione del rischio nominato dal

Consiglio d’Amministrazione. Nelle attività di identificazione, misura, monitoraggio,

controllo e reporting il Risk Owner è assistito dal Risk Control.

Rischio Operativo

Per rischio operativo s’intende il rischio di perdite dirette o indirette derivanti da

disfunzioni a livello di procedure, personale, aspetti legali e sistemi interni, oppure da


- 137 -

eventi esogeni. Tale tipologia di rischio coinvolge numerose competenze e sistemi

gestionali all’interno dell’azienda e può essere ricondotto, a quattro categorie di fattori

causali:

1. risorse umane: perdite derivanti da comportamenti del personale quali

errori, frodi, non rispetto di regole e procedure interne, incompetenza o

negligenza, ecc.;

2. processi: malfunzionamenti di procedure interne o, caso molto comune, di

lacune nel sistema dei controlli;

3. fattori esogeni: minacce ambientali, attività criminali commesse da soggetti

esterni, eventi politici o militari, cambiamenti nel contesto legislativo e

fiscale, ecc.;

4. tecnologia: tutto ciò che è correlato all’ICT, agli impianti, ecc.

Per la natura del suo business, la società viene costantemente a contatto con rischi

operativi che, se non gestiti adeguatamente, possono portare a perdite economiche e

patrimoniali, danni alle società o a terzi. Rischi di perdite o danni possono insorgere

sia da eventi accidentali nel corso della costruzione degli impianti sia da improvvisa

indisponibilità di uno o più macchinari critici ai processi di produzione.

Attività di prevenzione e controllo, volte a contenere la frequenza di tali eventi o a

ridurne l’impatto, prevedono standard di elevata sicurezza così come frequenti piani di

revisione e manutenzione. A tal fine Tirreno Power è costantemente impegnata in

un’analisi critica dei principali processi aziendali; tale analisi ha come obiettivo

primario il miglioramento continuo delle proprie procedure interne.

Laddove appropriato, adeguate politiche di gestione del rischio e specifiche

coperture assicurative in ambito industriale minimizzano le possibili conseguenze di

tali danni.

Una rilevante fonte di rischio è rappresentata dalla continua evoluzione del

contesto legislativo, fiscale, regolatorio, ed ambientale di riferimento. La Società è

impegnata in un’attività di monitoraggio al fine di recepire tempestivamente i

cambiamenti intervenuti minimizzando l’impatto economico eventualmente derivante.


- 138 -

Particolare attenzione è riservata ai sistemi informativi, che supportano

l’operatività aziendale per quanto concerne in particolare gli aspetti tecnici,

commerciali ed amministrativi. Al fine di limitare il rischio di interruzione dell’attività

a fronte di malfunzionamenti dei sistemi, la società si è dotata di architetture hardware

e software in configurazione ad alta affidabilità per quelle applicazioni che supportano

attività critiche. Inoltre, nell’ambito dei servizi forniti da fornitori esterni, il servizio di

monitoraggio delle attività di backup e di eventuali “restore” è strutturato per garantire

ridotti tempi di ripristino.

Rischio di Mercato

Il rischio di mercato è il rischio che il valore di uno strumento finanziario, così

come definito dallo IAS 32, fluttui in seguito a variazioni dei prezzi di mercato o dei

cambi valutari.

Per la natura del proprio business, la Società è esposta alle variazioni dei prezzi

dell’energia elettrica, dei combustibili e degli oneri ambientali (Diritti di CO2 e

Certificati Verdi) che possono influenzare in modo significativo i risultati economici.

Per mitigare tale esposizione è stata sviluppata una strategia di stabilizzazione dei

margini che prevede il ricorso alla contrattualizzazione anticipata

dell’approvvigionamento dei combustibili e delle vendite ai clienti. Attraverso

formule o indicizzazioni si persegue, per quanto possibile, una politica di

omogeneizzazione tra le fonti e gli impieghi fisici.

La Società si è dotata, inoltre, di una procedura formale che prevede la

misurazione del rischio commodity residuo e la realizzazione di operazioni di

copertura mediante il ricorso a contratti derivati. Le operazioni di copertura possono

avere l’obiettivo di stabilizzare il margine su una singola transazione o su un gruppo

di transazioni omogenee, oppure di limitare l’esposizione complessiva al rischio di

prezzo. Tirreno Power non assume posizioni speculative su strumenti finanziari.

Al 31 dicembre 2014 non risultano in essere strumenti finanziari di copertura.


- 139 -

In merito al rischio valutario si segnala che alla data di bilancio sono contabilizzati

tra i debiti commerciali dollari 5.547 migliaia, relativi sostanzialmente al contratto di

manutenzione a lungo termine presso l’impianto di Torrevaldaliga. Risultano inoltre

tra le disponibilità liquide dollari 980 migliaia. La conversione al cambio del 31

dicembre 2014 ha comportato la rilevazione di un utile su cambi pari ad euro 115

migliaia.

Rischio di Credito

Il rischio di credito rappresenta l’esposizione della Società a potenziali perdite

derivanti dal mancato adempimento delle obbligazioni assunte dalla controparte.

Il rischio di credito è limitato in ragione delle caratteristiche e del merito creditizio

dei clienti serviti. Il portafoglio dei crediti in scadenza è costantemente monitorato

dalle funzioni preposte. Tirreno Power pone inoltre particolare cura nella selezione di

controparti primarie (sia commerciali che finanziarie), nella valutazione delle

referenze dei fornitori in termini di clienti serviti e rispetto degli obblighi di

fornitura/prestazione, nella definizione delle penali contrattuali nei casi in cui il

mancato adempimento dell’obbligazione da parte del terzo possa avere ripercussioni

economiche per la società nell’emissione e richiesta di garanzie soprattutto di tipo

finanziario, nella stipula di contratti di finanza derivata secondo gli standard ISDA.

Per quanto riguarda i termini di pagamento applicati dalla parte preponderante

della clientela, le scadenze sono maggiormente concentrate entro i trenta o i sessanta

giorni dalla relativa fatturazione, di norma mensile ed effettuata entro il mese

successivo a quello di fornitura.

La tabella che segue mostra come alla data del presente bilancio la totalità dei

crediti commerciali è relativa a controparti di elevato standing creditizio.


- 140 -

Informazioni relative alla qualità delle controparti(Euro migliaia)

31.12.2014 % 31.12.2013 %

Crediti per vendita di EnergiaSocietà a partecipazione statale 1 43.879 51% 108.129 73%Parti correlate 20.943 24% 36.425 24%Altri operatori 20.280 23% 2.155 1%Totale crediti per vendita di Energia 85.102 98% 146.709 99%

Altre controparti 1.378 2% 2.163 1%

Totale crediti commerciali 86.480 100% 148.872 100%

(1) Gestore del Mercato Elettrico S.p.A. (GME) e Terna S.p.A.

Rischio di Liquidità

Il rischio di liquidità è quello legato alla possibilità che la Società si trovi in

situazione di difficoltà nel far fronte alle obbligazioni finanziarie che derivano da

impegni contrattuali e, più in generale, dalle proprie passività finanziarie.

Tale rischio è estremamente legato alla fase di rifinanziamento che la Società sta

attraversando, come descritto nella nota n. 8 “Debiti per Finanziamenti”.

La tabella che segue riepiloga per data contrattuale di scadenza le attività e

passività finanziarie e commerciali alla data del presente Bilancio.

Scadenza delle attività e delle passività finanziarie(Euro migliaia)

Entro1 anno

Tra 1 e2 anni

Tra 2 e5 anni

Oltre5 anni Totale

Disponibil ità l iquide e mezzi equivalenti 46.347 46.347 Crediti commerciali ed altre attività 165.766 67.073 1.637 234.477 Totale Attività Finanziarie 212.114 67.073 1.637 - 280.824

Debiti finanziari 889.023 889.023 Debiti commerciali ed altre passività 220.308 448 1.918 1.219 223.893 Totale Passività Finanziarie 1.109.331 448 1.918 1.219 1.112.916

Totale esposizione netta (897.217) 66.625 (281) (1.219) (832.092)


- 141 -

Rischio di tasso d’interesse sui flussi finanziari

L’esposizione al rischio di variazione dei tassi di interesse della Società è legata

principalmente all’indebitamento finanziario, interamente a tasso variabile. La

Società, tenendo conto anche degli obblighi contrattuali, valuta regolarmente la

propria esposizione al rischio di variazione dei tassi di interesse e gestisce tali rischi

attraverso l’utilizzo di strumenti finanziari derivati non speculativi.

La Politica di Copertura ha l’obiettivo di stabilizzare i flussi di cassa in uscita

relativi agli oneri finanziari, mitigando l’effetto di aumenti dei tassi e al tempo stesso

mantenendo una parte dei benefici connessi ad una riduzione degli stessi attraverso

una combinazione del debito tra tasso fisso e variabile.

Al 31 dicembre 2014, non essendo ancora concluso il processo di ristrutturazione

descritto nella nota n. 8 “Debiti per Finanziamenti”, non risultano in essere strumenti

di copertura sul tasso di interesse.


- 142 -

Note alle poste dello Stato Patrimoniale

ATTIVO

Attivo non corrente

1. IMMOBILI, IMPIANTI E MACCHINARI

Il dettaglio delle immobilizzazioni materiali per singole categorie con le

movimentazioni del periodo è il seguente:

(Euro migliaia)

Terreni e Impianti e Attrezzature Altri

fabbricati macchinari industriali e beni

commerciali

-costo storico al 31.12.2013 224.012 1.935.397 10.296 4.113 31.146 2.204.964

-svalutazioni (-) al 31.12.2013 (21) (103.104) (17.495) (120.619)

-ammortamento accumulato (-) al 31.12.2013 (104.336) (1.099.104) (9.082) (2.858) (1.215.381)

Valori iniziali al 01.01.2014 119.656 733.189 1.214 1.254 13.651 868.963

Variazioni al 31.12.2014-acquisizioni 1.397 10.701 14 58 6.152 18.323

-dismissioni (-) di cui: costo storico (69) (79) (82) (229)

ammortamenti accumulati 79 53 131

svalutazioni accumulate-ammortamenti (-) (7.679) (57.442) (208) (275) (65.604)

-svalutazioni (-) (2.478) (1.136) (3.614)

-ripristini di valori (+)-passaggi in esercizio 132 15.424 (15.555)

-altri movimenti * (7.524) 7.524

Totale variazioni (B) (6.218) (41.319) (194) (246) (3.016) (50.993)

Valori al 31.12.2014 113.437 691.870 1.020 1.008 10.635 817.970

Di cui-costo storico 225.473 1.961.443 10.310 4.089 21.743 2.223.057

-svalutazioni (-) (21) (113.106) (11.107) (124.234)

-ammortamenti accumulati (-) (112.015) (1.156.468) (9.291) (3.080) (1.280.853)

Valore netto 113.437 691.870 1.020 1.008 10.635 817.970

IMMOBILIZZAZIONI IN ESERCIZIO

IMMOB.ZIONI IN CORSO E ACCONTI

VALORE A BILANCIO

Al 31 dicembre 2014 il valore degli immobili, impianti e macchinari è pari a euro

817.970 migliaia. Nel corso dell’anno la Società ha realizzato investimenti

complessivi per euro 18.399 migliaia, dei quali euro 6.152 migliaia relativi alle

“immobilizzazioni in corso ed acconti” ed euro 12.070 migliaia relativi alle

“immobilizzazioni in esercizio”.


- 143 -

Le acquisizioni delle “immobilizzazioni in corso ed acconti” si riferiscono

principalmente per euro 2.229 migliaia ad interventi di adeguamento ambientale e di

sicurezza della Centrale di Vado Ligure; per euro 2.100 migliaia alla Major

Inspections non ancora completata relativa all’unità TV5 a ciclo combinato della

Centrale di Torrevaldaliga; per euro 544 migliaia alle opere civili della Centrale di

Napoli.

Per quanto riguarda le immobilizzazioni in esercizio, gli investimenti si

riferiscono per euro 6.320 migliaia alla parte completata della Major Inspections del

Gruppo 5 dell’impianto di Torrevaldaliga; per euro 1.193 migliaia alle opere civili

della Centrale di Napoli; per euro 381 migliaia alla revisione del turbogas e del

generatore di vapore a recupero della Centrale di Napoli; per euro 294 migliaia ai

lavori civili e di adeguamento ambientale degli impianti idroelettrici; infine per euro

779 migliaia alle attività prescritte dal decreto autorizzativo di VL5 di demolizione

caldaia del Gruppo 2 di Vado Ligure.

Gli incrementi della voce “impianti e macchinari”, pari a euro 26.125 migliaia,

comprensivi dei passaggi in esercizio, oltre a quanto sopra evidenziato, interessano

principalmente per euro 13.171 migliaia i lavori di adeguamento ambientale e di

sicurezza della Centrale di Vado Ligure, per euro 1.792 migliaia a costi sostenuti nel

periodo e per euro 10.961 migliaia ad importi già contabilizzati nel 2013 tra le

immobilizzazioni in corso.

Le svalutazioni, pari ad euro 3.614 migliaia, riguardano le immobilizzazioni in

esercizio (euro 2.478 migliaia), i lavori in corso e gli acconti (euro 1.136 migliaia)

relativi agli impianti di Vado Ligure alimentati a carbone per i quali si è provveduto

ad azzerarne il valore contabile, in quanto attualmente fermi a seguito del sequestro

preventivo disposto dall’Autorità giudiziaria nel mese di marzo 2014. Tali

svalutazioni, sommate a quelle già effettuate nel 2013, comportano una svalutazione

complessiva degli impianti a carbone pari a euro 103.319 migliaia al netto degli

ammortamenti maturati al 31 dicembre 2014.

L’impairment test al 31 dicembre 2014 non ha evidenziato la necessità di ulteriori

svalutazioni degli assets societari.


- 144 -

Ai fini della predisposizione dell’impairment test è stata identificata un’unica

unità generatrice di flussi di cassa (o CGU); l’identificazione dell’unica unità

generatrice di flussi di cassa è stata coerente con quella operata nell’esercizio

precedente.

L’analisi in oggetto, è stata condotta internamente analizzando i flussi finanziari

relativi al periodo 2015-2039 coerenti con la vita utile media degli impianti e con la

scadenza delle concessioni.

Tali flussi finanziari sono stati determinati sulla base delle previsioni di medio-

lungo periodo estrapolati dal nuovo Piano Industriale approvato in via definitiva dal

CdA in data 25 giugno 2015. Il piano è stato elaborato sulla base dei risultati di uno

studio di mercato e di dispacciamento previsionale commissionato ad una primaria

società di studi econometrici del settore dell’energia elettrica in Italia e recepisce le

migliori stime effettuabili dal Management in merito alle principali assunzioni alla

base dell’operatività aziendale. Come citato in precedenza, gli Amministratori hanno

inoltre conferito un mandato alla società KPMG per l’elaborazione di una analisi

industriale indipendente (“IBR”) in merito alle ipotesi sottostanti il piano industriale e

all’attuabilità del piano industriale predisposto dal management

Il suddetto piano prevede dal 2015 e nei successivi tre anni una modesta

redditività in quanto il mercato elettrico continuerà ad essere caratterizzato da una

overcapacity dal lato produzione, da condizioni di debolezza della domanda e da una

crescente offerta di energia da fonte rinnovabile tale da ridurre sempre di più sia i

volumi contendibili sul mercato sia il differenziale tra i prezzi Peak ed Off-Peak.

La prevista introduzione del Capacity Market dal 2018 e la ripresa della domanda

di energia elettrica permetteranno un graduale ritorno a maggiori margini di

redditività.

Inoltre, il piano prevede, prudentemente, che i Gruppi a carbone VL3 e VL4 non

rientrino più in servizio, nonostante tutte le azioni che sono state e saranno poste in

essere dalla Società al fine di ottenere il dissequestro di tali unità e di riavviare

l’esercizio delle stesse secondo le normative vigenti ed a condizioni ritenute

compatibili con il quadro economico societario.


- 145 -

L’impairment test, con le sottostanti assunzioni e stime, è stato oggetto di

approvazione da parte del Consiglio di Amministrazione il 25 giugno 2015 ed ha

evidenziato un valore recuperabile superiore al valore netto contabile; pertanto, non si

è evidenziata la necessità di ulteriori svalutazioni degli assets societari. Infatti, il

recoverable amount al 31 dicembre 2014 risulta pari a euro 870 milioni, mentre il

capitale investito netto risulta pari ad euro 818 milioni, pertanto il valore degli asset

operativi al 31 dicembre 2014 risulta interamente recuperabile (con un headroom pari

a euro 52 milioni).

Ancorché l’impairment test abbia evidenziato un valore recuperabile superiore al

valore netto contabile la Società non ha proceduto ad effettuare ripristini di valore in

quanto gli indicatori che avevano imposto la precedente svalutazione non sono venuti

meno.

L’impairment test al 31 dicembre 2014 è stato oggetto di review da parte della

società PricewaterhouseCoopers Advisory e, sulla base del lavoro svolto da

quest’ultima, non sono state rilevate eccezioni tali da inficiare il risultato al quale è

pervenuto il Management della Società.

Il tasso di attualizzazione dei flussi di cassa operativi (Wacc) utilizzato è pari al

7,2%. Di seguito si fornisce una sensitivity sul valore contabile dell’avviamento al

variare del tasso Wacc:

Importi in M.ni di euro 6,70% 6,95% 7,20% 7,45% 7,70%Headroom 106 78 52 26 2 Svalutazione - - - - -

Gli ammortamenti delle immobilizzazioni materiali a carico del periodo

interessano prevalentemente i siti di produzione termoelettrica (euro 52.973 migliaia),

le relative Major Inspection (euro 8.424 migliaia) e gli oneri di ripristino (euro 441

migliaia) e sono calcolati applicando le aliquote economico-tecniche rappresentative

della vita utile di ciascun componente.

Il sequestro preventivo dei Gruppi a carbone nel mese di marzo 2014 e la

conseguente svalutazione dei relativi cespiti, ha anche comportato l’iscrizione di


- 146 -

minori ammortamenti, per euro 18.677 migliaia, corrispondenti a quelli maturati nel

periodo da aprile a dicembre 2014.

Per quanto riguarda i beni gratuitamente devolvibili, l’ammortamento è

commisurato alla durata della relativa concessione se inferiore alla vita utile. In base

alla normativa vigente, le concessioni delle aree demaniali destinate alla produzione

termoelettrica scadono nel 2020, mentre quelle relative alle grandi derivazioni di

acque scadono nel 2029.

Gli altri movimenti si riferiscono alle svalutazioni dei lavori in corso relativi ai

Gruppi a carbone messi sotto sequestro e passati in esercizio nel corso del periodo tra

gli impianti e macchinari.

Le immobilizzazioni materiali al 31 dicembre 2014, classificate in funzione della

loro destinazione, sono così suddivise:

Costo originario Fondo ammortamento Valore Netto Fondo

svalutazione Netto contabile

Impianti di produzione Impianti termoelettrici 2.060.499 (1.215.241) 845.259 (112.960) 732.299Beni gratuitamente devolvibili 6.227 (6.048) 179 (167) 12Totale 2.066.726 (1.221.288) 845.437 (113.127) 732.311Impianti da fonti rinnovabili 84.426 (31.835) 52.591 52.591Beni gratuitamente devolvibili 28.514 (10.866) 17.648 17.648Totale 112.940 (42.701) 70.239 70.239Totali impianti di produzione 2.179.666 (1.263.990) 915.676 (113.127) 802.550

21.649 (16.864) 4.785 4.785Totale beni in esercizio 2.201.315 (1.280.853) 920.461 (113.127) 807.334Immobilizzazioni in corso ed acconti 21.743 21.743 (11.107) 10.635Totale 2.223.057 (1.280.853) 942.204 (124.234) 817.970

Tipi di Impianto

Altri impianti e macchinario,

Al 31 dicembre 2014 non vi sono immobilizzazioni materiali per le quali è stata

prestata garanzia reale a terzi.

2. ATTIVITA’ IMMATERIALI

Si fornisce, di seguito, un prospetto esplicativo con evidenza dei valori originari e

delle variazioni intervenute:


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(Euro migliaia) Brevetti indus. Concessioni Immob.zioni VALORE A

e software licenze in corso A BILANCIO

applicativi e acconti

-costo storico al 31.12.2013 6.732 41.616 673 49.021

-svalutazioni (-) al 31.12.2013 (5.532) (5.532)

-ammortamento accumulato (-) al 31.12.2013 (5.119) (26) (5.145)

Valori iniziali al 01/01/2014(A) 1.613 36.059 673 38.345

Variazioni al 31.12.2014-acquisizioni 525 54.598 218 55.340

-riclassifiche 499 (499) 0

-ammortamenti (-) (1.138) (3) (1.141)

-svalutazioni (-) 0 0

-altri movimenti (71.117) (108) (71.225)

Totale variazioni (B) (114) (16.523) (389) (17.026)

Valori al 31.12.2014(A+B) 1.499 19.536 284 21.319Di cui-costo storico 7.755 19.565 284 27.605

-svalutazioni (-) 0 0

-ammortamenti (-) (6.257) (29) (6.286)

Valore netto 1.499 19.536 284 21.319

La voce concessioni e licenze si riferisce principalmente a:

• n. 2.744.824 Diritti di emissione CO2 per un importo pari ad euro 13.073

migliaia;

• n. 77.668 Certificati Verdi per un importo pari ad euro 6.449 migliaia.

Le acquisizioni del periodo sono relative sostanzialmente all’acquisto di n.

3.800.274 diritti di emissione CO2 per complessivi euro 17.800 migliaia ed

all’acquisto di n. 437.523 certificati verdi per complessivi euro 36.798 migliaia.

Gli altri movimenti si riferiscono principalmente alla vendita di certificati verdi,

per euro 6.047 migliaia, alla vendita di diritti di emissione per euro 1.139 migliaia

nonché alla consegna - in ottemperanza agli obblighi della Società per il 2013 - di n.

4.783.428 certificati di CO2, pari ad euro 22.950 migliaia e di n. 622.033 certificati

verdi, pari ad euro 47.715 migliaia. Si segnala altresì la ricezione di certificati verdi

auto prodotti relativi agli anni precedenti per euro 6.735 migliaia.


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3. ATTIVITA’ FINANZIARIE NON CORRENTI

La voce è relativa ai crediti finanziari con esigibilità superiore ai 12 mesi.

(in migliaia di euro) 31.12.2014 31.12.2013 Variazioni

- prestiti al personale 998 999 (1) - depositi cauzionali 639 650 (11)

Totale attività finanziarie non correnti 1.637 1.649 (12)

Si evidenzia che i “prestiti ai dipendenti”, remunerati ai tassi correnti di mercato,

sono stati erogati a fronte dell’acquisto della prima casa o per gravi necessità familiari.

Non risultano, al 31 dicembre 2014, immobilizzazioni finanziarie iscritte ad un

valore superiore al loro fair value.

4. ATTIVITA’ PER IMPOSTE ANTICIPATE

La voce accoglie le attività per imposte anticipate la cui composizione è di seguito

dettagliata:

SITUAZIONE AL

31/12/2013Saldo Accantonamenti Utilizzi Altri movimenti Saldo

Imposte anticipateSvalutazione Avviamento 43.971 (940) 43.031Fondi per rischi ed oneri e altre Svalutazioni 7.683 (681) (442) 6.560Partite IAS 1.556 (1.556) 0Riduzione valore da stima di recuperabilità (3.796) (3.796)FV IAS 19 a riserva P.N. 1.033 (266) 767Totale imposte anticipate 49.414 1.033 (2.503) (1.382) 46.562

(in migliaia di euro)SITUAZIONE AL 31/12/2014

Le imposte anticipate risultano in diminuzione di euro 2.851 migliaia rispetto al 31

dicembre 2013.

Gli “Altri Movimenti” sono relativi all’adeguamento delle imposte anticipate

resosi necessario per tenere conto degli effetti della Sentenza 11 febbraio 2015 n. 10


- 149 -

della Corte Costituzionale che ha dichiarato l’incostituzionalità della maggiorazione

IRES del 6,50% (c.d. Robin Tax), ma solo “pro futuro”, ovvero a partire dal giorno

dopo la pubblicazione in gazzetta ufficiale. Di conseguenza la Società ha provveduto a

stornare, per complessivi euro 1.382 migliaia, il valore delle imposte differite attive

corrispondenti appunto a tale maggiorazione del 6,50%, applicata sugli imponibili che

ricadono sotto gli effetti della Sentenza in argomento.

La recuperabilità delle imposte anticipate è stata verificata sulla base del nuovo

Piano Industriale, considerando un periodo di osservazione ridotto rispetto

all’orizzonte del piano. A valle di tale analisi la Società ha ritenuto di non procedere

all’iscrizione di ulteriori imposte anticipate maturate nell’esercizio per euro 34.783

migliaia, sostanzialmente relative alla perdita fiscale conseguita nell’esercizio 2014.

Per quanto riguarda, invece le attività per imposte anticipate, già iscritte in

bilancio al 31 dicembre 2013 in quanto relative alla svalutazione dell’avviamento e

trasformabili in credito d’imposta, occorre considerare i chiarimenti ministeriali ed i

recenti sviluppi normativi (Circolare AE n° 37/2012, Circolare Assonime n° 33 del

2013, e da ultimo Legge stabilità 2014) che prevedono di considerare

automaticamente soddisfatto il test da effettuarsi per verificare la recuperabilità delle

Deferred Tax Asset (DTA) proprio in virtù della possibilità di trasformazione delle

stesse in credito d’imposta.

Al riguardo, si segnala che in data 12 gennaio 2015 si è proceduto alla

trasformazione in credito d’imposta, di parte delle DTA, per euro 40.174 migliaia.

Pertanto, considerati anche gli importi non stanziati nel bilancio 2013, al 31

dicembre 2014 risultano non rilevate a bilancio imposte anticipate per complessivi

euro 95.409 migliaia.

5. ALTRE ATTIVITA’ NON CORRENTI

La voce, pari ad euro 81.329 migliaia, accoglie il credito verso l’Erario per IVA

(euro 63.556 migliaia) in relazione al quale è presumibile ipotizzarne la liquidazione

oltre i prossimi dodici mesi, i relativi interessi maturati (euro 478 migliaia) e il credito

per le quote ETS spettanti, per gli anni dal 2009 al 2012 ai titolari di impianti nuovi


- 150 -

che non hanno trovato soddisfazione nella c.d. riserva nuovi entranti. In proposito si

evidenzia che, sulla base dei criteri elaborati con le Delibere ARG/elt 77/08 e ARG/elt

117/10 dell’AEEG e del D.L. 20/05/2010 n. 72, al 31 dicembre 2014, risulta

contabilizzato per l’impianto di Napoli un credito complessivo pari a euro 28.240

migliaia, comprensivo dei relativi interessi, determinato sulla scorta di quanto disposto

dalle citate delibere. Tale credito, in base a quanto definito dal D.Lgs n.30 del

13/03/2013, si prevede sarà incassato per euro 10.979 migliaia entro il 2015, per cui è

esposto fra le attività correnti, e per euro 17.261 migliaia entro il 2016.

6. ATTIVO CORRENTE

(in migliaia di euro) 31.12.2014 31.12.2013 VARIAZIONI

Rimanenze 31.346 54.716 (23.370)Crediti commerciali 86.124 148.872 (62.748)Altre attività correnti 64.206 35.534 28.672Altre attività finanziarie correnti 824 904 (80)Disponibilità liquide e mezzi equivalenti 46.347 35.020 11.328Totale attivo corrente 228.848 275.045 (46.198)

Di seguito il dettaglio delle singole voci:

Rimanenze

Le rimanenze di beni fungibili, per quanto attiene la metodologia di

determinazione del costo di acquisto, evidenziano una valutazione di bilancio secondo

il metodo del prezzo medio ponderato.

Tuttavia, in conseguenza degli eventi occorsi relativamente al sito di Vado Ligure

si è ritenuto necessario valorizzare le rimanenze afferenti i gruppi a carbone in base al

minore tra il valore di presumibile realizzo e il costo d’acquisto, in quanto al momento

le stesse non risultano più utilizzabili nel processo produttivo.


- 151 -

A tal fine, per quanto riguarda le rimanenze relative ai gruppi a carbone del sito di

Vado Ligure, nel mese di ottobre 2014 è stato affidato l’incarico ad un consulente

esterno avente ad oggetto, tra l’altro, la valutazione a prezzi di realizzo di:

− quantità di carbone in giacenza presso il Parco carbone della centrale di Vado

Ligure;

− materiali di ricambio dei gruppi a carbone presenti a magazzino presso la

stessa centrale.

Conseguentemente, si è provveduto a determinare il valore di tali rimanenze nella

misura del minore tra il costo ed il valore di presumibile realizzo, come indicato dal

consulente esterno.

Da tale confronto è emersa una svalutazione di magazzino pari a:

− euro 12.085 migliaia relativa alle rimanenze di carbone (di cui euro 4.594

migliaia già imputati nel bilancio 2013);

− euro 17.609 migliaia relativa alle rimanenze di materiali (importo già

imputato nel bilancio 2013).

Successivamente nel mese di dicembre 2014, a seguito della contrattazione in atto

finalizzata alla vendita di parte del carbone in giacenza, si è provveduto ad una

ulteriore svalutazione del Parco carbone, per complessivi euro 1.422 migliaia, per

adeguarne il valore alle offerte di prezzo effettivamente ricevute.

Inoltre nello stesso mese di dicembre si è provveduto a vendere la maggior parte

dell’olio combustibile STZ in giacenza rilevando una sopravvenienza passiva di euro

1.231 migliaia e a svalutare il residuo combustibile STZ per euro 115 migliaia per

adeguarlo al prezzo di mercato effettivamente realizzato con la vendita sopra

evidenziata.

Di seguito il dettaglio delle rimanenze per tipologia:

(in migliaia di euro) 31.12.2014 31.12.2013 VARIAZIONI

Rimanenze materiali 25.720 26.518 (798)Rimanenze combustibili 5.455 28.095 (22.639)Altre Rimanenze 171 103 68

Totale Rimanenze 31.346 54.716 (23.370)


- 152 -

Il decremento delle rimanenze di combustibile, oltre alle svalutazioni rilevate nel

2014 come sopra indicato, è relativo all’utilizzo del carbone nei primi tre mesi del

2014 e al mancato approvvigionamento dovuto al sequestro degli impianti a carbone.

Crediti commerciali

Tale voce, pari ad euro 86.124 migliaia, comprende essenzialmente crediti

commerciali per vendita di energia e materiali diversi.

31.12.2014 31.12.2013 Variazioni

Crediti per vendita di Energia:-GME 23.919 73.631 (49.712)-SORGENIA TRADING S.p.A 9.771 13.353 (3.582)-HERA Trading S.r.l. 258 223 35-Terna S.P.A. 19.604 34.498 (14.894)-GDF SUEZ Energia Italia S.p.A. 10.914 22.849 (11.935) - Altri operatori 20.280 2.155 18.125Totale crediti per vendita di Energia: 84.746 146.709 (61.963)

Altri crediti di natura commerciale 1.378 2.163 (785)

86.124 148.872 (62.748)

(in migliaia di euro)

Totale Crediti Commerciali

Si segnala che la quasi totalità dei suddetti crediti è sorta nel corso degli ultimi due

mesi dell’esercizio e che alla data di redazione della presente nota risultano

sostanzialmente interamente incassati o incassabili, considerato che le relative

scadenze sono a 30/60 giorni.

La riduzione dei crediti per vendita di energia è imputabile ai minori ricavi

conseguiti nei mesi di novembre e dicembre 2014 rispetto a quelli realizzati nel

corrispondente periodo del 2013.

Altre attività correnti

La voce, pari ad euro 64.206 migliaia, accoglie principalmente i crediti tributari.

Questi ultimi alla data di bilancio ammontano ad euro 46.960 migliaia ed accolgono

sostanzialmente il credito verso l’Erario per IVA (euro 42.000 migliaia) in relazione al


- 153 -

quale è presumibile ipotizzarne la liquidazione entro i prossimi dodici mesi, oltre ai

relativi interessi maturati (euro 785 migliaia).

Per quanto riguarda l’IVA, in particolare risultano rilevati i crediti chiesti a

rimborso relativi al 1° trimestre 2013 (euro 37.000 migliaia) e al 3° trimestre 2013

(euro 5.000 migliaia, incassato nel corso del mese di marzo 2015).

Nel corso dell’anno 2014 sono stati incassati i crediti relativi al 3° trimestre 2012

(euro 16.700 migliaia).

La voce accoglie inoltre i crediti verso gli Azionisti, pari ad euro 2.420 migliaia,

relativi alle istanze di rimborso IRES, per mancate deduzioni IRAP, presentate quando

la Società aderiva al regime di trasparenza fiscale ai sensi dell’art. 115 TUIR.

Risulta infine rilevata la quota corrente del credito per le quote ETS spettanti per

l’impianto di Napoli, pari a euro 10.979 migliaia, come meglio precisato in nota 5.

Altre attività finanziarie correnti

Le altre attività finanziarie correnti, pari ad euro 824 migliaia, si riferiscono alle

quote di commissioni per fidejussioni liquidate e non ancora maturate per euro 704

migliaia ed agli interessi attivi maturati sulle disponibilità liquide, ma non ancora

accreditati, per euro 120 migliaia.

Disponibilità liquide e mezzi equivalenti

La voce pari ad euro 46.347 migliaia accoglie, sostanzialmente, i saldi attivi dei

conti intrattenuti con primarie banche.


- 154 -

PASSIVO

7. PATRIMONIO NETTO

Per le informazioni relative alla movimentazione del patrimonio netto, si rimanda

al prospetto di Variazione del Patrimonio contenuto nel presente bilancio.

Si segnala che, stante le perdite rilevate nel corso dell’esercizio precedente, si è

configurata la fattispecie di cui all’art. 2446 del codice civile, avendo le perdite eroso

il capitale sociale per un importo maggiore di un terzo dello stesso già al 31 dicembre

2013. Pertanto, gli Amministratori, in ragione di tale perdita, nonché di quelle

ulteriormente rilevate nel corso dell’esercizio 2014, hanno provveduto alla

predisposizione di una situazione economico patrimoniale alla data del 31 ottobre

2014, nonché una relazione redatta ai sensi dell’art. 2446 del codice civile da

sottoporre all’Assemblea straordinaria dei soci per gli opportuni provvedimenti, in

ragione del configurarsi della fattispecie di cui all’art. 2447 del codice civile per

effetto delle ulteriori perdite accumulatesi alla data del 31 ottobre 2014.

Tale situazione economico patrimoniale al 31 ottobre 2014 evidenziava, infatti, un

patrimonio netto negativo di euro 39 milioni circa per effetto delle ulteriori perdite

consuntivate nel periodo dal 1° gennaio al 31 ottobre 2014.

Per quanto concerne le decisioni prese al riguardo dai soci nel corso

dell’Assemblea straordinaria, si rimanda a quanto indicato nel paragrafo relativo alla

valutazione del presupposto della continuità aziendale.

Il capitale sociale al 31 dicembre 2014 è rappresentato da n. 91.130.000 azioni

ordinarie del valore nominale di euro 1,00 ciascuna, interamente liberate e possedute

per il 50% da GDF SUEZ Energia Italia S.p.A. e per il 50% da ENERGIA

ITALIANA S.p.A..

Nella voce “Altre riserve”, è inclusa la riserva per avanzo da fusione, originatasi in

sede di fusione con AIRE S.p.A. (euro 30.248 migliaia).

Inoltre come disposto dallo IAS 19 revised si è provveduto a istituire una riserva

patrimoniale che accoglie gli utili e le perdite di attualizzazione. Tale riserva, al 31


- 155 -

dicembre 2014 è negativa e pari a euro (4.045) migliaia, al netto del relativo effetto

imposte pari a circa euro 1.033 migliaia.

Secondo quanto previsto dall’art. 7 del D.Lgs. 28 febbraio 2005 n. 38, la riserva,

conseguente alle variazioni di patrimonio netto derivanti dall’adozione dei principi

contabili internazionali (euro 21.785 migliaia), risulta liberamente disponibile.

Si segnala che, in data 12 gennaio 2015 l’Assemblea degli Azionisti ha approvato

il bilancio al 31 dicembre 2013 di Tirreno Power S.p.A..

In considerazione delle perdite pregresse e di quella maturata nel corso del 2014 il

patrimonio netto della Società risulta negativo per euro 60.864 migliaia. Pertanto non

sussistono voci di patrimonio netto con possibilità di utilizzazione e distribuibilità.

PASSIVO NON CORRENTE

8. DEBITI PER FINANZIAMENTI

I “Debiti per finanziamenti”, pari ad euro 868.360 migliaia, si riferiscono al

finanziamento “Corporate” denominato “Term and Revolving Facility Agreement”

(TRFA), ottenuto dalla Società nel giugno 2007 da un pool di banche, interamente

riclassificato nel Passivo Corrente in quanto scaduto alla data del 30 giugno 2014.

Di seguito sono evidenziati i principali eventi occorsi in merito al processo di

rifinanziamento della Società durante l’esercizio, mentre per gli eventi successivi si

rimanda a quanto descritto nel paragrafo della Relazione sulla gestione “Fatti di

rilievo avvenuti dopo la chiusura del periodo”:

• Nel corso del 2014 c’è stato un continuo scambio di lettere ed interlocuzioni

tra i Lenders e la Società, che unitamente alle dichiarazioni di disponibilità da

parte degli Istituti Finanziatori a proseguire le trattative con la Società, al fine

di raggiungere un accordo per lo standstill ed auspicabilmente alla

ristrutturazione del debito, si sono concretizzate nella firma dell’accordo di

standstill il 1° agosto 2014. Allo stesso tempo i Soci hanno concesso uno


- 156 -

standstill commerciale per un importo totale di 45 milioni di euro. Tali accordi

avevano come data di scadenza il 31 ottobre 2014 e sono stati, nel frattempo,

rinnovati ed estesi sino al 31 gennaio 2015.

• Alcune banche non rientranti nel Pool di quelle finanziatrici, hanno concesso

alla Società uno standstill sul pagamento delle operazioni di copertura sul tasso

d’interesse, Interest Rate Swaps, scaduti a dicembre 2013 e giugno 2014.

L’estensione di tali standstill è a dicembre 2014 con una banca ed a gennaio

2015 con altre due banche.

• A seguito dell’individuazione nel mese di luglio 2014 dell’esperto

indipendente ai fini della predisposizione della relazione sull’attuabilità di un

accordo di ristrutturazione del debito in base all’articolo 182/bis Legge

Fallimentare, nel mese di settembre 2014 si è concretizzato il mandato da parte

della Società.

• Successivamente all’invio dei Piani Industriali e delle relative manovre

finanziarie, si sono tenute diverse riunioni e scambio di lettere tra i Lenders e

la Società, che unitamente a continue interlocuzioni, hanno portato ad una

comprensione di maggior dettaglio dei contenuti del Business Plan e della

relativa manovra finanziaria. Sono stati definiti ed inviati i principali termini e

condizioni previsti nei Piani come anche delle sensitivity di scenario. Il

Business Plan è stato oggetto di audit da parte di una società indipendente.

• Oltre alle già citate lettere da parte degli azionisti relative ad uno standstill

commerciale per un totale di 45 milioni di euro, la Società ha ricevuto ulteriori

lettere da parte degli stessi azionisti che confermano la disponibilità e volontà

a trovare soluzioni, all’interno di un accordo complessivo con i Lenders, atte a

porre rimedio alla difficile situazione finanziaria della Società.

• Infine, in data 22 dicembre 2014 è stata approvata dal Consiglio di

Amministrazione una manovra finanziaria aggiornata sulla base delle recenti


- 157 -

indicazioni fornite dai Lenders che sarà sottoposta all’approvazione banche del

pool e dei soci.

9. FONDI PER RISCHI ED ONERI

La consistenza dei fondi rischi ed oneri destinati alla copertura delle passività

potenziali è pari ad euro 75.992 migliaia in diminuzione di euro 1.749 migliaia

rispetto al 31 dicembre 2013.

La consistenza e la movimentazione dei fondi è di seguito sintetizzata:

(in migliaia di euro) 31.12.2013 Accant.ti Utilizzi Altri Movimenti 31.12.2014

Fondo contenzioso 3.142 1.021 (282) (252) 3.629

Fondo oneri per incentivo all'esodo 4.613 (4.613) 0

Fondo oneri per incentivo alla mobilità 910 910

Fondo rischi diversi : 69.076 9.715 (7.115) (224) 71.452

- smantellamento e ripristino siti 56.111 2.409 (355) 550 58.714

- altro 12.964 7.307 (6.759) (774) 12.738

Totale fondi rischi ed oneri 77.741 10.736 (12.010) (476) 75.992

Gli accantonamenti del periodo, pari a euro 10.736 migliaia, hanno in particolare

incrementato i fondi per quanto segue:

• euro 2.409 migliaia per il riconoscimento degli oneri finanziari sui fondi di

smantellamento per effetto del tasso di inflazione del 2% e del tasso di

attualizzazione del 5%;

• euro 4.510 migliaia a seguito della rideterminazione dei Corrispettivi di

Dispacciamento da parte di Terna in seguito alla sentenza del Consiglio di

Stato n. 1532/2015 del 20 marzo 2015 che ha respinto il ricorso n.6999/2014

proposto dall’AEEGSI, a partire dal mese di competenza luglio 2012 fino a

maggio 2014, nonché per i mesi di luglio e agosto 2014;

• euro 1.221 migliaia per il rischio di mancato riconoscimento della cassa

integrazione ordinaria richiesta per i lavoratori dei gruppi a carbone della

Centrale di Vado Ligure;


- 158 -

• euro 1.021 migliaia a fronte di contenziosi in essere;

• euro 600 migliaia per la stima delle penali ancora da sostenere per


• euro 400 migliaia per i danni al trasformatore di VL5;

• euro 240 migliaia per attività di ripristino dei danni subiti da alcuni impianti


Fra gli utilizzi, pari ad euro 12.010 migliaia, si segnala in particolare:

• euro 5.488 migliaia relativi al conguaglio a favore di Terna circa la seconda

componente del capacity payment per gli anni 2010-2011;

• euro 500 migliaia relativi ai minori Certificati verdi ricevuti in assegnazione

per gli anni 2009-2012;

• euro 282 migliaia a fronte di contenziosi in essere;

• euro 280 migliaia per le attività di demolizione serbatoi e bonifica di Vado Ligure.

Per quanto riguarda gli altri movimenti si segnala in particolare lo stralcio dal

fondo vertenze e contenzioso per euro 252 migliaia e dal fondo per l’ICI anno 2013 di

Torrevaldaliga per euro 224 migliaia, in quanto risultanti in esubero.

Altre informazioni:

Per quanto riguarda il piano di esodo, le cui regole sono state oggetto di intesa con

le Organizzazioni Sindacali con il verbale d’accordo del 7 luglio 2014, si segnala che

tale piano prevedeva la corresponsione di un incentivo calcolato sulla base degli anni

di percezione dell’indennità di mobilità, degli anni necessari per la maturazione dei

requisiti pensionistici e di eventuali penalizzazioni dovute all’età di pensionamento.

Era inoltre previsto un tetto per l’incentivo a copertura del periodo di disoccupazione

alla fine del periodo di mobilità. L’importo dell’incentivo era stato definito tenendo

conto dell’anzianità contributiva del personale.

L’importo complessivo spettante al personale uscito dall’azienda nel corso del

2014 è stato pari ad euro 17.340 migliaia, di cui euro 15.110 migliaia pagati nel corso

dei mesi di gennaio e febbraio 2015 e la restante parte nel corso del 2014.


- 159 -

Il fondo “contenzioso” accoglie le passività che si stima potrebbero derivare da

controversie giudiziarie in corso (principalmente connesse a rapporti di fornitura,

lavoro e all’esercizio degli impianti), in base alle indicazioni dei legali interni ed

esterni della Società.

Per quanto riguarda la transazione sottoscritta con il MATTM in merito al

risarcimento del danno ambientale relativo all’area dell’impianto di Napoli, come

indicato nei precedenti bilanci, si segnala che Tirreno Power ha proposto, dinanzi al

Tribunale Civile di Roma nei confronti di ENEL, un’azione per il risarcimento dei

danni da inadempimento contrattuale per la violazione delle dichiarazioni e garanzie

rilasciate nella clausola del contratto di acquisto delle azioni di Interpower S.p.A.,

sottoscritto in data 22.11.2002 tra ENEL S.p.A. nella sua qualità di venditrice ed il

raggruppamento composto da Energia Italiana S.p.A., Electrabel S.A. ed ACEA

S.p.A. nella sua qualità di compratore.

Il 12.1.2015 si è tenuta l’udienza per le precisazioni delle conclusioni. Pendono i

termini per il deposito delle repliche.

Nel corso del 2014 sono stati notificati altri due ricorsi in materia di amianto: per

uno l’oggetto del contenzioso si riferisce alla richiesta di prestazioni previdenziali

conseguenti all’asserita esposizione ultradecennale ad amianto e l’accertamento del

danno differenziale nella misura del 16% per malattia professionale già riconosciuta

dall’INAIL. Il valore della stessa è, allo stato, indeterminabile. Nella fase attuale non è

prevedibile l’esito sebbene, alla luce della giurisprudenza in merito e del parere dei

consulenti legali che assistono la Società, il rischio di soccombenza possa essere

classificato come probabile; per l’altra causa gli eredi dell’ex dipendente rivendicano

il risarcimento di tutti i danni subiti iure proprio e iure hereditatis, a seguito della

malattia professionale contratta dall’ex dipendente. Anche per questo contenzioso si

valuta una soccombenza possibile.

Infine, sempre in tema di risarcimento danni asseritamente subiti per esposizione

professionale ad amianto, si segnala che risulta possibile che gli eredi di un altro ex

dipendente propongano appello incidentale per la riforma della sentenza di I grado,


- 160 -

chiedendo che sia riconosciuto, a titolo di risarcimento iure hereditatis, l’ulterioriore

somma di euro 260 migliaia.

Si segnala altresì che relativamente al giudizio promosso da un dipendente della

centrale di Civitavecchia, di cui se ne è data notizia nei precedenti bilanci, ed avente

ad oggetto la richiesta di risarcimento dei danni che lo stesso avrebbe subìto a seguito

di mobbing, la causa è stata decisa con sentenza del 9 ottobre 2014 con esito positivo

per la Società.

10. TFR E ALTRI BENEFICI AI DIPENDENTI

Ammontano ad euro 18.588 migliaia e riflettono le indennità di fine rapporto e

altri benefici maturati a fine esercizio dal personale dipendente che sono valutati

secondo criteri attuariali dello IAS 19 dettati per i piani a benefici definiti. In

particolare per quanto riguarda lo scenario economico-finanziario i parametri utilizzati

per la valutazione sono i seguenti:

TFR 2014 2013

Tasso annuo tecnico di attualizzazione 1,49% 3,17%Tasso annuo di inflazione 0,60% 2,00%Tasso annuo incremento TFR 1,95% 3,00%

Altri benefici dipendenti 2014 2013

Tasso annuo tecnico di attualizzazione 1,49% 3,17%Tasso annuo di incremento delle retribuzioni 0,50% 0,50%

La seguente tabella illustra le variazioni intervenute:


- 161 -

Sconto energia Esodo incentivato Mensilità VALORE Apensionati ex Aventi diritto Sconto E.E. aggiuntive A BILANCIO

Valori al 31.12.2013 (A) 10.826 10.360 0 977 621 22.785

Passività civilistica al 01.08.14 1.886 1.886first time adoption (a P.N.) -253 -253

-Curtailment -91 -3.192 -428 -3.711-Accantonamenti 44 32 -12 64-Oneri finanziari (+) 281 250 11 25 12 579-Utili (perdite) da attualizzazione (-/+) 1.064 2.479 56 159 -51 3.707-Utilizzi (-) -4.818 -613 -896 -51 -91 -6.469

Totale variazioni (B) -3.565 -1.032 806 -263 -141 -4.195

Valori al 31.12.2014 (A+B) 7.262 9.328 806 714 479 18.588

(in migliaia di euro) TFR Premi fedeltà

Il trattamento di fine rapporto si movimenta a seguito degli utilizzi per i dipendenti

cessati, degli oneri finanziari per rivalutazione e per gli utili e/o perdite da

attualizzazione.

I costi per benefici ai dipendenti rilevati nell’esercizio sono pari a euro 643

migliaia, di cui euro 579 migliaia per interessi registrati tra gli oneri finanziari e euro

64 migliaia rilevati tra i costi del personale. Le perdite da attualizzazione, pari a euro

3.707 migliaia, sono rilevati a riserva di patrimonio netto.

Si evidenzia, altresì, che in data 1° agosto 2014 a seguito dell’Accordo Sindacale

del 28 luglio 2014, si è provveduto a scorporare dal Fondo Sconto Energia il debito

relativo al personale attivo avente diritto allo sconto energia elettrica istituendo,

altresì, un nuovo Fondo denominato “Esodo Incentivato ex Aventi diritto Sconto E.E.”

per euro 1.886 migliaia.

A seguito dell’emanazione del nuovo IAS19 revised si riportano informazioni

aggiuntive sintetizzate nelle tabelle sottostante:


- 162 -

TFR M.A. Sconto Energia

7.368.895,62 N/A 9.012.121,94 N/A7.156.214,93 N/A 9.661.623,04 N/A7.092.544,64 694.019,89 9.011.332,99 785.035,367.436.496,37 734.638,21 9.661.623,04 826.895,94

TFR M.A. Sconto Energia

0 25.724,52 0 0

10,1 11,2 14 10,4

Analisi di sensitivià dei principali parametri valutativi sui dati al 31.12.2014

Esodo Incentivatoex aventi diritto Sconto E.E.

Service Cost pro futuro

Duration del piano

Tasso di inflazione +0,25%Tasso di inflazione -0,25%Tasso di attualizzazione +0,25%Tasso di attualizzazione -0,25%

Esodo Incentivatoex aventi diritto Sconto E.E.

La consistenza del personale per categoria di appartenenza è riportata nella

seguente tabella:

(unità) 31.12.2013 Entrate UsciteAltro

/Riclassifiche31.12.2014

Dirigenti e Quadri 64 1 18 47Impiegati 301 0 78 1 224Operai 157 0 36 -1 120

Totale 522 1 132 0 391

11. PASSIVITA’ PER IMPOSTE DIFFERITE

La voce accoglie le imposte differite relative ai costi non imputati al conto

economico, ma portati in deduzione dal reddito imponibile in sede di dichiarazione dei

redditi, come dettagliato nella tabella seguente:

SITUAZIONE AL 31/12/2013

Saldo Accantonamenti Utilizzi Altri movimenti SaldoImposte differiteAmmortamenti 57.752 (2.166) (10.609) 44.977Manutenzioni e Altre Partite IAS 72 (72) 0FV IAS 19 a riserva P.N. 266 69 (266) 69Totale imposte differite 58.090 69 (2.504) (10.609) 45.047

(migliaia di euro)SITUAZIONE AL 31/12/2014


- 163 -

Gli utilizzi della voce “Ammortamenti” si riferiscono al completamento di

ammortamenti fiscali ai fini IRES (euro 2.166 migliaia).

Gli “Altri Movimenti” sono relativi all’adeguamento delle imposte differite resosi

necessario per tenere conto degli effetti della Sentenza 11 febbraio 2015 n. 10 della

Corte Costituzionale che ha dichiarato l’incostituzionalità della maggiorazione IRES

del 6,50% (c.d. Robin Tax), ma solo “pro futuro”, ovvero a partire dal giorno dopo la

pubblicazione in gazzetta ufficiale. Di conseguenza la Società ha provveduto a

stornare, per complessivi euro 10.609 migliaia, il valore delle imposte differite

corrispondenti appunto a tale maggiorazione del 6,50%, applicata sugli imponibili che

ricadono sotto gli effetti della Sentenza in argomento.

12. STRUMENTI FINANZIARI – DERIVATI

Le passività per strumenti finanziari derivati sono iscritte nello Stato

Patrimoniale, ai sensi dello IAS 39, a fronte della valutazione al fair value dei contratti

derivati di copertura.

Come si evince dalla tabella sottostante, al 31 dicembre 2014 tutti i contratti

derivati di copertura risultano scaduti:


FV - su tassi di interesse 0 7.005 (7.005)FV - swap su acquisto carbone 0 2.507 (2.507)FV - su acquisto dollari a termine 0 5.099 (5.099)

Fair Value iscritto nelle passività 0 14.610 (14.610)

13. ALTRE PASSIVITA’ NON CORRENTI

La voce, pari a euro 3.697 migliaia, accoglie la quota non corrente del debito verso

il Ministero dell’Ambiente e della Tutela del Territorio e del Mare derivante dall’atto

di transazione sottoscritto lo scorso 28 luglio 2011.


- 164 -

14. PASSIVO CORRENTE


Debiti per finanziamenti 868.360 868.360 0Fondi rischi e oneri 11.325 16.349 (5.024)Debiti commerciali 154.716 175.180 (20.464)Debiti per imposte sul reddito 0 275 (275)Altre passività correnti 67.034 72.008 (4.974)Strumenti finanziari - derivati 0 14.610 (14.610)Passività finanziarie a breve 25.096 7.967 17.129

Totale passivo corrente 1.126.531 1.154.750 (28.218)

Di seguito il dettaglio delle singole voci:

Debiti per Finanziamenti

La voce accoglie la quota corrente del finanziamento “Corporate”. Per maggiori

dettagli si rinvia a quanto indicato nella nota 8.

Fondi rischi e oneri

La voce accoglie le passività correnti per oneri e rischi industriali commentati

dettagliatamente nella nota 9.

Debiti commerciali

I “Debiti commerciali” pari ad euro 154.716 migliaia riguardano forniture di

combustibili, materiali ed apparecchiature, appalti e prestazioni, nonché le partite

debitorie nei confronti di TERNA e GME per forniture ed attività svolte entro il 31

dicembre 2014. Le scadenze di tali debiti sono generalmente comprese tra i 30 e i 120

giorni.

La riduzione di euro 20.464 migliaia rispetto al 31 dicembre 2013 è relativa

prevalentemente ai minori volumi di energia acquistata in borsa nei mesi di novembre

e dicembre rispetto allo stesso periodo dell’anno precedente. Si segnala che in tale

voce sono compresi i debiti commerciali verso i Soci oggetto di standstill

commerciale.


- 165 -

Altre passività correnti

Le altre passività correnti, pari ad euro 67.034 migliaia, si riferiscono

principalmente al debito relativo all’onere di competenza dell’esercizio per

“Certificati Verdi” (euro 27.697 migliaia) e per i Diritti di emissione CO2 (euro

10.202 migliaia).

Risultano inoltre debiti verso personale e debiti per contributi dovuti ad Enti

locali in virtù di convenzioni per opere di urbanizzazione e canoni di derivazione

acque, nonché debiti verso Istituti previdenziali, assistenziali ed assicurativi.

Nella tabella che segue è riportato il relativo dettaglio:


Debiti per Certificati verdi e Diritti di emissione CO2 37.899 65.977 (28.078)

Altre imposte 4.070 1.269 2.801

Debiti verso istituti di previdenza e sicurezza sociale 2.500 2.020 480

Debiti verso il personale 21.701 1.828 19.874

Altri 864 914 (50)

Totale altre passività correnti 67.034 72.008 (4.974)

L’incremento dei debiti verso il personale è da ricondurre ai maggior importi da

erogare al personale cessato rispetto al 31 dicembre 2013 in virtù dell’accordo di

esodo incentivato stipulato in data 13 giugno 2014.

Passività finanziarie a breve

Le passività finanziarie correnti, pari a euro 25.097 migliaia, si riferiscono

sostanzialmente alle quote di oneri finanziari, maturate al 31 dicembre 2014 e relative

al finanziamento TFRA, oggetto di standstill finanziario come in precedenza descritto.


- 166 -

IMPEGNI E GARANZIE

Gli impegni assunti verso fornitori sono di seguito dettagliati:


Appalti e forniture varie 60.407 46.401 € 14.006Acquisto combustibile termico 14.628 159.421 (144.793)

Totale impegni verso fornitori 75.035 205.822 (130.787)

Gli impegni per acquisto di combustibile termico al 31 dicembre 2014 sono

relativi esclusivamente al termine fisso sui contratti di acquisto di gas metano. Al 31

dicembre 2013, invece, erano relativi anche alle forniture di acquisto carbone.

Le fidejussioni richieste a favore di terzi, pari ad euro 149.860 migliaia,

riguardano polizze rilasciate da banche e istituti assicurativi, su richiesta della Società,

e relative principalmente a garanzia del credito I.V.A. (euro 112.748 migliaia), alla

partecipazione ai mercati dell’energia (euro 26.000 migliaia), a garanzia del contratto

di dispacciamento energia (euro 5.057 migliaia), nonché a garanzia di concessioni

demaniali (euro 1.619 migliaia).


- 167 -

Note alle poste del Conto Economico

15. RICAVI

Nella tabella che segue è riportato il dettaglio relativo ai ricavi di vendita:

(in migliaia di euro) 31.12.2014 31.12.2013 VARIAZIONI VARIAZIONI %

Vendita di energia:-Borsa 340.941 452.271 (111.330) -25%-Mercato libero 347.489 529.808 (182.319) -34%-contributi fotovoltaico 35 42 - N.S.Totale vendita di energia: 688.465 982.121 (293.656) -30%Altre vendite e prestazioni 152 253 (101) -40%Rimborsi assicurativi 500 680 (180) n.d.Totale ricavi per vendite 689.117 983.055 (293.938) -30%

Il portafoglio commerciale di Tirreno Power è costituito da due tipologie di clienti,

i clienti che operano sul mercato libero (nazionale e estero) e quelli, invece, che

operano in Borsa. I ricavi da vendita in Borsa sono comprensivi dei risultati

dell’operatività sul mercato dei servizi di dispacciamento. Le vendite sul mercato

libero, invece, si riferiscono ai contratti bilaterali fisici.

Il rimborso assicurativo si riferisce al risarcimento del danno occorso, nel mese di

dicembre 2011, alla turbina a vapore del gruppo 4 della centrale di Vado Ligure.

16. ALTRI RICAVI

Gli “Altri Ricavi” si riferiscono principalmente per euro 8.673 migliaia alla

vendita di certificati verdi, per euro 1.306 migliaia allo stralcio parziale del Fondo

Sconto Energia Elettrica a seguito accordo sindacale del 28 luglio 2014 e per euro

1.191 migliaia al riconoscimento di ulteriori quote ETS per l’impianto di Napoli dal

2009 al 2012.


- 168 -

17. INCREMENTO IMMOBILIZZAZIONI PER LAVORI INTERNI

La voce pari a euro 1.034 migliaia è relativa principalmente alla capitalizzazione

di materiali prelevati dal magazzino utilizzati prevalentemente per la Major

Inspections del gruppo 5 di Torrevaldaliga per euro 529 migliaia, per le Major

Inspections di Napoli e del gruppo 4 di Vado Ligure per euro 172 migliaia; nonché per

euro 105 migliaia alla capitalizzazione delle ore di personale per il progetto di

copertura del parco carbone.

18. MATERIE PRIME DI CONSUMO


Energia acquistata sul Mercato Elettrico 302.838 344.322 (41.484) -12%Acquisto di combustibile per la produzione termica 255.944 421.209 (165.265) -39%Acquisto di materiali e apparecchi vari 4.192 12.881 (8.689) -67%Variazione scorte combustibili (2.409) (6.214) 3.805 -61%Variazione altre scorte (246) (2.135) 1.889 -88%Totale materie prime di consumo 560.319 770.063 (209.744) -27%

Gli acquisti di combustibili, comprensivi della quota fissa relativa ai contratti di

fornitura di gas metano, hanno riguardato:

• Per lo 1,40% olio combustibile (euro 3.583 migliaia);

• per il 8,34% carbone (euro 21.346 migliaia);

• per il 90,00% gas metano (euro 230.350 migliaia);

• per il residuo 0,26% altri combustibili (euro 665 migliaia).

La variazione in diminuzione dei costi di approvvigionamento è relativa

principalmente ai minori acquisti di energia effettuati per far fronte alle vendite

contrattualizzate nelle ore in cui i prezzi di acquisto dell’energia risultavano inferiori

ai costi marginali di produzione e soprattutto ai minori acquisti di combustibile in

relazione ai minori volumi di energia prodotta.

Per un maggiore approfondimento si rimanda a quanto ampiamente descritto nella

Relazione sulla gestione.


- 169 -

19. COSTO DEL PERSONALE

Il costo del lavoro è pari a euro 49.774 migliaia, in aumento di euro 11.931

migliaia rispetto a quanto rilevato nel 2013.

Tale incremento è riconducibile agli oneri per esodo incentivato pari a euro 13.967

migliaia.

Si segnala, infatti, che in data 13 giugno 2014 è stata avviata una procedura di

mobilità per 315 esuberi, ai sensi degli artt. 4 e 24 della Legge 223/91, mentre il 7

luglio 2014 è stata firmata un’intesa con le organizzazioni sindacali per la definizione

del sistema di incentivazione a fronte di un piano di mobilità volontaria.

La consistenza del personale al 31 dicembre 2014 è pari a 391 unità.

20. COSTI PER SERVIZI

I costi per servizi pari a euro 35.956 migliaia risultano in diminuzione di euro

15.192 migliaia rispetto al 31 dicembre 2013 e comprendono le seguenti tipologie di

costi:


Costi per servizi ed appalti 20.702 26.542 (5.840) -22%Oneri per operazioni sul mercato elettrico 3.943 9.741 (5.798) -60%Spese di assicurazione 3.565 4.430 (865) -20%Vigilanza, pulizia e altri costi di edificio 636 930 (294) -32%Smaltimento rifiuti, ceneri e gessi 1.333 3.608 (2.274) -63%Servizi informatici 1.911 2.018 (107) -5%Spese telefoniche e per trasmissione dati 985 996 (12) -1%Altri servizi 2.882 2.883 (1) 0%Totale costi per servizi 35.956 51.148 (15.192) -30%

La generale diminuzione dei costi per servizi è dovuta sostanzialmente all’effetto

delle minori spese per interventi manutentivi sugli impianti, nonché dei minori costi

overheads. Tale risparmio è stato reso possibile da un’analisi approfondita di tutti i

contratti in essere, con successive azioni di rinegoziazione dei contratti o di

efficientamento delle attività di manutenzione.


- 170 -

Gli “altri servizi” sono relativi principalmente a costi per studi, consulenze e

prestazioni professionali (euro 1.900 migliaia), a spese per trasferte e formazione

(euro 317 migliaia), agli emolumenti del collegio sindacale (euro 343 migliaia),

nonché ai compensi alla società di revisione (euro 83 migliaia).

21. ALTRI COSTI OPERATIVI

Gli atri costi operativi ammontano ad euro 82.790 migliaia in diminuzione di

euro 64.833 migliaia rispetto al 31 dicembre 2013.

La seguente tabella illustra il dettaglio degli altri oneri operativi:

(in euro migliaia) 31.12.2014 31.12.2013 VARIAZIONI VARIAZIONI %

Contributi e canoni 4.498 5.669 (1.171) -21%Accantonamenti per rischi ed oneri 7.059 32.463 (25.404) -78%Adeguamento valore materiali e materie prime 9.049 26.360 (17.311) n.dOneri per Certificati verdi e Diritti di CO2 37.899 65.977 (28.078) -43%ICI ed altre imposte e tasse 7.279 7.678 (400) -5%Altri oneri 17.007 9.477 7.530 79%Totale costi operativi 82.790 147.624 (64.833) -44%

Il decremento, oltre ai minori accantonamenti per rischi ed oneri e alle minori

svalutazioni di materiali e materie prime, è principalmente riconducibile ai minori

oneri per diritti di emissione (euro 12.747 migliaia) e ai minor oneri per certificati

verdi (euro 15.331 migliaia).

Si segnala, infatti, che gli oneri acquisto dei Certificati verdi sono pari a euro

27.697 migliaia, mentre gli oneri per Diritti di emissione CO2 sono pari ad euro

10.006 migliaia e sono relativi all’onere di competenza dell’esercizio per assolvere

agli adempimenti previsti dalla vigente normativa.

Gli “Altri oneri”, pari a euro 17.007 migliaia, riguardano principalmente, per euro

11.365 migliaia, le penali derivanti dall’annullamento degli acquisti di carbone già

contrattualizzati, nonché la rilevazione di sopravvenienze passive per euro 4.958

migliaia. Tra queste ultime cui si segnala, per euro 1.202 migliaia, la perdita rilevata

sulla vendita di un carico di carbone; per euro 1.231 migliaia la perdita rilevata sulla


- 171 -

vendita dell’olio combustibile STZ della Centrale Vado ligure; nonché per euro 929

migliaia il furto di materiali dal magazzino della Centrale di Vado ligure.

22. AMMORTAMENTI E SVALUTAZIONI

La voce si riferisce agli ammortamenti del periodo, calcolati in base alle aliquote

economico-tecniche, per complessivi euro 66.745 migliaia nonché alle svalutazioni,

per euro 3.970 migliaia, relative, principalmente, agli impianti di Vado Ligure

alimentati a carbone per i quali si è provveduto ad azzerarne il valore contabile a

seguito del sequestro preventivo dei Gruppi VL3 e VL4 come in precedenza

commentato.

La riduzione degli ammortamenti rispetto al 2013 è dovuta agli ammortamenti del

periodo da aprile a dicembre 2014, pari ad euro 18.677 migliaia, relativi agli impianti

a carbone sequestrati.

Nel prospetto che segue sono esposte le quote di ammortamento per tipologia di

cespiti confrontati con i dati relativi all’esercizio precedente:


Ammortamenti fabbricati 7.679 7.461 217 3%Ammortamenti impianti e macchinario 57.442 70.971 (13.529) -19%Ammortamenti attrezzature industriali 208 208 0 0%Ammortamenti altri beni 275 276 (1) 0%Ammortamenti immobilizzazioni immateriali 1.141 1.289 (148) -11%Svalutazione Avviamento 0 91.667 (91.667) n.a.Svalutazioni 3.970 125.094 (121.124) -97%Totale 70.715 296.967 (226.252) -76,19%

23. ONERI FINANZIARI

Gli oneri finanziari ammontano ad euro 23.425 migliaia in diminuzione di euro

6.658 migliaia rispetto all’esercizio 2013. La diminuzione è riconducibile ai minor

oneri dei contratti di swap.

La seguente tabella ne illustra la composizione:


- 172 -


Interessi passivi e oneri su finanziamenti 9.603 5.184 4.419 85%Oneri/proventi finanziari su SWAP e derivati 10.251 18.628 (8.377) -45%Interessi passivi per decommissioning, TFR e altri benefici 2.472 3.225 (753) -23%Altri oneri finanziari 1.099 3.046 (1.947) -64%Totale oneri finanziari 23.425 30.083 (6.658) -22%

Gli interessi passivi e oneri su finanziamenti sono relativi agli interessi e

commissioni sui finanziamenti verso banche relativi al contratto TRFA (euro 9.597

migliaia). Sono infine compresi gli interessi maturati sui conti correnti bancari (euro 6

migliaia).

Gli oneri/proventi finanziari su Swap si riferiscono agli effetti economici relativi

agli Swaps stipulati con le banche a copertura del rischio di oscillazione dei tassi

d’interesse relativi al contratto TRFA.

Gli interessi passivi per decommisioning pari ad euro 2.472 migliaia trovano

quale contropartita i fondi smantellamento e ripristino siti, mentre gli interessi su

TFR e altri benefici, pari ad euro 168 migliaia positivi, sono relativi all’applicazione

dello IAS 19.

La voce “Altri oneri finanziari” si riferisce sostanzialmente alle differenze

negative su cambi realizzate in sede di pagamento di debiti commerciali in dollari.

24. PROVENTI FINANZIARI

I proventi finanziari ammontano ad euro 1.743 migliaia in diminuzione di euro

6.681 migliaia, rispetto al 31 dicembre 2013.

La tabella che segue ne illustra la composizione:


Interessi su crediti verso l'erario 1.120 2.140 (1.020) -48%Interessi attivi su c/c bancari 568 1.145 (577) -50%Altri proventi finanziari 56 5.138 (5.082) -99%Totale proventi finanziari 1.743 8.424 (6.681) -79%


- 173 -

Gli altri proventi finanziari si riferiscono principalmente alle differenze positive

relative al pagamento dei debiti commerciali in dollari.

25. IMPOSTE SUL REDDITO

Le imposte sul reddito sono state determinate mediante una corretta e prudente

interpretazione della normativa fiscale vigente alla data di redazione del presente

bilancio e secondo le specifiche modalità richieste dallo IAS 12.

Considerato che le imposte di competenza dell’esercizio sono pari a zero, la voce

comprende esclusivamente le rettifiche di imposte relative ad anni precedenti, positive

per euro 9.228 migliaia, relative all’adeguamento della fiscalità differita attiva e

passiva per tenere conto degli effetti della Sentenza 11 febbraio 2015 n. 10 della Corte

Costituzionale che ha dichiarato l’incostituzionalità della maggiorazione IRES del

6,50% (c.d. Robin Tax), come meglio indicato in nota 4 e 11.

Il dettaglio della composizione della stima delle imposte di competenza

dell’esercizio, con il raffronto rispetto all’anno precedente, è di seguito riportato:


IRAP 0 771 (771) -100%Imposte anticipate (2.237) (16.142) 13.905 -86%Imposte differite 2.237 (17.691) 19.928 -113%Totale 0 (33.062) 33.062 -100%

Per quanto riguarda la rilevazione delle imposte anticipate e differite si rimanda a

quanto indicato in sede di commento alle rispettive voci dello stato patrimoniale.

Di seguito è rappresentata la riconciliazione tra aliquota d’imposta teorica ed

effettiva per il periodo di riferimento:


- 174 -

RICONCILIAZIONE FISCALE TIRRENO POWER IRES E IRAP

(in migliaia di euro)

IRES Valori Tassazione %

Risultato ante imposte (A) -109.506Aliquota Teorica 27,50%Tassazione teorica -30.114

Costi non deducibili/tassabili 36.662 10.082Ricavi deducibili/non tassabili -46.504 -12.789Deduzioni extra contabili -295 -81

Risultato fiscale -119.643Tassazione effettiva (B) -32.902Aliquota effettiva (B/A) 30,05%

IRAP Valori Tassazione %

Risultato ante imposte (C) -31.171Aliquota Teorica 4,84%Tassazione teorica -1.509

Costi non deducibili/tassabili 11.016 533Ricavi deducibili/non tassabili -35.348 -1.711Cuneo fiscale + INAIL -14.411 -698

Risultato fiscale -69.915Tassazione effettiva (D) -3.384Aliquota effettiva (D/C) 10,86%

RICONCILIAZIONE FISCALE IRES E IRAP

26. RISULTATO PER AZIONE

Per la determinazione del risultato per azione è stato assunto il risultato netto

attribuito agli azionisti. Il denominatore utilizzato nel calcolo è rappresentato dal

numero delle azioni emesse, sia nel calcolo dell’Utile Base che dell’Utile Diluito, non

sussistendo elementi diluitivi né al 31 dicembre 2014 né al 31 dicembre 2013.

Periodo al Periodo al 31.12.2014 31.12.2013

Risultato netto del periodo (109.506.283) (295.868.335)

Numero medio azioni ordinarie (unità) 91.130.000 91.130.000

Risultato per azione - base e diluito -1,20 -3,25

(valori in euro)


- 175 -

27. POSIZIONE FINANZIARIA NETTA

La composizione della posizione finanziaria netta al 31 dicembre 2014 è

dettagliata nel seguente prospetto:

al 31/12/2014 al 31/12/2013 differenza

A Denaro e valori in cassa 17 24 (7) B Depositi bancari 46.330 34.996 11.334 C Titoli - - - D Totale disponibilità liquide e mezzi equivalenti (A+B+C) 46.347 35.020 11.327

E Crediti finanziari correnti - - -

F Debiti bancari correnti (868.360) (868.360) - G Quota corrente dell 'indebitamento non corrente - - H Altri debiti finanziari correnti (25.096) (7.937) (17.159) I Totale debiti finanziari a breve termine (F+G+H) (893.456) (876.297) (17.159)

J Posizione finanziaria corrente netta (D+E+I) (847.108) (841.277) (5.831)

K Crediti finanziari non correnti - - -

L Debiti bancari non correnti - M Altri debiti non correnti - - - N Indebitamento finanziario non corrente (L+M) - - -

O Posizione finanziaria non corrente netta (K+N) - - -

P POSIZIONE FINANZIARIA NETTA COMPLESSIVA (J+O) (847.108) (841.277) (5.831)

euro migliaia


- 176 -

FATTI INTERVENUTI DOPO LA DATA DI RIFERIMENTO DEL

BILANCIO

Successivamente al 31 dicembre 2014 si sono verificati i seguenti eventi significativi:

• In data 12 gennaio 2015 è stato approvato il bilancio al 31 dicembre 2013.

• Il 13 gennaio 2015 è stato pubblicato, nella Gazzetta Ufficiale della

Repubblica Italiana, il comunicato dell’avvenuta emissione in data 31

dicembre 2014, da parte del Ministro dell’Ambiente e della Tutela del

Territorio e del Mare, del decreto AIA n. 323 per l’esercizio della Centrale di

Vado Ligure. Il 23 febbraio 2015 Tirreno Power ha notificato il ricorso al TAR

Lazio avverso il decreto AIA sopra menzionato, come meglio specificato nel

paragrafo “fatti di rilievo avvenuti dopo la chiusura del periodo”.

• In data 30 gennaio 2015 si è tenuta l’Assemblea straordinaria per discutere e

deliberare in merito al seguente ordine del giorno: “provvedimenti di cui

all’art. 2447 c.c.; delibere inerenti e conseguenti”.

• In data 16 febbraio 2015 è stato notificato alla Società un ricorso da parte

dell’erede di un ex dipendente, in pensione dal 30 giugno 1997, avente ad

oggetto la richiesta di risarcimento di tutti i danni patrimoniali e non subìti a

seguito del decesso (mesotelioma pleurico) avvenuto, a dire della ricorrente,

per esposizione ultradecennale alle fibre di amianto. Ad oggi il valore della

controversia e l’esito della stessa non è determinabile.

• In data 27 febbraio 2015 Tirreno Power ha notificato il ricorso al TAR Lazio

avverso il decreto del Ministero dello Sviluppo Economico contenente

l’Autorizzazione Unica per la copertura del carbonile.

• In data 13 marzo 2015 è stato incassato il credito IVA III trimestre 2013 pari

ad euro 5.085 migliaia.

• In data 6 maggio 2015 il CdA della Società ha approvato il term sheet definito

e concordato tra la Società, i suoi Soci e le banche finanziatrici contenente le

condizioni economiche e finanziarie come anche le principali clausole che

saranno alla base del contratto di rifinanziamento.


- 177 -

• In data 18.6.2015 è stato notificato a Tirreno Power l’avviso della conclusione

delle indagini preliminari relativo al procedimento penale pendente dinanzi

alla Procura della Repubblica di Savona. (disastro ambientale).

Il procedimento vede coinvolti soggetti apicali e dipendenti di Tirreno Power

per i reati di cui agli artt. 434 comma I e II c.p., in relazione ad un presunto

disastro sanitario e ambientale cagionato dall’esercizio della centrale

termoelettrica sita in Vado Ligure (SV), nonche' per concorso in abuso di

ufficio (art. 323 c.p.) nell'ambito dei procedimenti amministrativi per rilascio

dei provvedimenti AIA e per omicidio plurimo colposo. Nell’ambito del

procedimento, la Procura chiedeva ed otteneva con decreto del Gip di Savona

dell’11.03.2014 – eseguito in pari data – il sequestro preventivo dei gruppi

generatori denominati VL3 e VL4 della centrale termoelettrica di Vado Ligure,

il cui esercizio è tuttora inibito.

Per maggiori dettagli circa gli eventi menzionati si rimanda a quanto riportato nel

paragrafo della relazione sulla Gestione “Fatti di rilievo avvenuti dopo la chiusura del

periodo”.

ALTRE INFORMAZIONI Flussi finanziari

euro migliaia 31-dic-14 31-dic-13 differenza

Disponibilità liquide e mezzi equivalenti inizio periodo 35.020 198.900 (163.880)

Cash Flow da attività operativa 13.234 (101.268) 114.502

Cash Flow da attività di investimento (19.065) (37.219) 18.154

Cash Flow da attività di finanziamento 17.159 (25.393) 42.551

Disponibilità liquide e mezzi equivalenti fine periodo 46.347 35.020 11.328

Il flusso monetario da attività operativa risulta pari ad euro 13.234 migliaia,


- 178 -

Da segnalare nel 2014 l’incasso del credito IVA del III trimestre 2012 per un

importo pari a euro 16.700 migliaia.

Le attività di investimento sono sostanzialmente riconducibili ad interventi di

manutenzione avendo ormai terminato il piano di repowering ed hanno assorbito euro

19.065 migliaia.

L’incremento dell’indebitamento finanziario, pari a euro 17.159 migliaia è

ascrivibile alla capitalizzazione degli oneri finanziari maturati sulla Term Facility e

sulla Revolving Facility.

Le disponibilità liquide e mezzi equivalenti, pari a euro 35.020 migliaia al 31

dicembre 2013, si incrementano di euro 11.328 migliaia per effetto delle succitate

variazioni e si attestano a euro 46.347 migliaia al 31 dicembre 2014.

L’indebitamento finanziario netto passa da euro 841.277 migliaia del 31 dicembre

2013 a euro 847.108 migliaia del 31 Dicembre 2014.

Per una corretta rappresentazione di bilancio, l’intero importo del finanziamento

“Term and Revolving Facility Agreement”, è stato classificato nei debiti finanziari a

breve termine.

Rapporti con imprese controllate, collegate, controllanti ed imprese sottoposte al

controllo di queste ultime

Come più volte menzionato, Tirreno Power è controllata pariteticamente da

Energia Italiana S.p.A. e GDF SUEZ Energia Italia S.p.A.

Le operazioni poste in essere con altre parti correlate, descritte nel seguito, sono

state effettuate a normali condizioni di mercato e nell’interesse di ciascuna società.

Sono di seguito evidenziate le operazioni finanziarie e commerciali, queste ultime

legate prevalentemente a vendite di energia ed acquisto di gas:


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Crediti Debiti Costi Ricavi(euro migliaia) 31/12/2014 31/12/2014 31/12/2014 31/12/2014

Finanziari

GDF SUEZ Energia Italia SpaTrasparenza fiscale 1.210

ENERGIA ITALIANA S.p.A.Trasparenza fiscale 1.210

Commerciali

GDF SUEZ Energia Italia S.p.A. 10.914 26.779 24.531 1.146.778Sorgenia S.p.A. 3 23.899 5.571 9Iren Mercato S.p.A. 1.477Iren Spa 105Hera Trading S.r.l. 258 1.609 2.759Tractebel Engineering Suez 30Electrabel N.V. 4.342 15.705Sorgenia Trading S.p.A. 9.771 10.726 13.569 55.637Sorgenia Green 27O.c.clim SRL 169 158

I contratti stipulati con Parti correlate sono collegati alla vendita di energia,

riflettono le normali condizioni di mercato e sono stati conclusi avendo come punto di

riferimento i parametri propri del settore dell’energia. La presenza di contratti stipulati

a monte garantisce un profilo di produzione che ottimizza le performance degli

impianti non essendo soggetto alle esigenze di rete, legate alla Borsa Elettrica.

Come ampiamente illustrato nella sezione inerente la gestione dei rischi, il ricorso

a operazioni di copertura è legato alla logica di protezione dei flussi di cassa derivanti

dall’attività di produzione e vendita di energia elettrica. Dette operazioni possono

avere l’obiettivo di stabilizzare il margine su una singola transazione o su un gruppo

di transazioni omogenee, oppure di limitare l’esposizione complessiva al rischio di

prezzo.

Si segnala che, nel corso del 2014, sono stati acquistati da Electrabel 2.317.491

diritti di emissione CO2, per un importo di euro 10.870 migliaia e da Sorgenia 82.783

diritti di emissione CO2, per un importo di euro 397 migliaia. Tali acquisti sono stati

effettuati a fronte dell’obbligo di competenza del 2014 e sono stati effettuati a

condizioni in linea con quelle normali di mercato.


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In relazione ad ulteriori informazioni sui rapporti con gli azionisti della Società

nell’ambito del processo di rifinanziamento si rinvia a quanto riportato nel paragrafo

“Valutazione del presupposto della continuità aziendale” delle note esplicative.

Attività e passività potenziali

Non sono da evidenziare ulteriori attività e passività potenziali derivanti da eventi

avvenuti nel corso dell’anno 2014 oltre quanto già segnalato nella Relazione sulla

Gestione e nelle note di commento.

Per quanto attiene le passività potenziali derivanti dal Procedimento pendente

presso la Procura della Repubblica di Savona le indagini preliminari risultano ad oggi

chiuse ex art. 415 bis c.p.p., come meglio descritto nel paragrafo della relazione sulla

gestione “Fatti di rilievo avvenuti dopo la chiusura del periodo”. Inoltre, tenuto conto

anche del parere dei consulenti legali che assistono la Società, la mancanza di

domande risarcitorie corredate dalla illustrazione dei criteri di dimostrazione e

quantificazione dei danni cagionati dalle condotte contestate e l'incertezza sul numero

delle potenziali parti civili eventualmente legittimate a costituirsi ed eventualmente

ammesse dal Tribunale nel processo penale, non consentono allo stato di prevedere

alcuna conseguenza risarcitoria del procedimento penale in corso.

Operazioni atipiche e inusuali

Non sono state effettuate operazioni atipiche o inusuali, ovvero estranee alla

normale gestione dell’impresa o in grado di incidere significativamente sulla

situazione economico-patrimoniale della Società.


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Bilancio Consolidato Tirreno Power · Capitale Sociale Euro 91.130.000,00 interamente versato ......

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