RELAZIONE E BILANCIO · 2018. 5. 15. · 2016 Anno 2017 (Bilancio) Anno 2016 (Bilancio) Delta vs....

E2i Energie Speciali S.r.l._____________________________________________________Relazione e Bilancio al 31 dicembre 2017

RELAZIONE E BILANCIO 2017

E2i ENERGIE SPECIALI S.r.l. Assemblea dei Soci Milano, 14 marzo 2018

E2i Energie Speciali S.r.l.

Sede Legale: Via Dante 15 - Milano

Capitale sociale: Euro 4.200.000 int. vers.

Registro Imprese di Milano-Monza-Brianza-Lodi e C.F. n. 01890981200

Partita IVA n. 12921540154

E2i Energie Speciali S.r.l.____________________________________________________Relazione e Bilancio al 31 dicembre 2017

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Indice

DATI SIGNIFICATIVI 4

RELAZIONE SULLA GESTIONE 5

Stato patrimoniale al 31 dicembre 2017 di E2i Energie Speciali S.r.l. 24

Conto economico al 31 dicembre 2017 di E2i Energie Speciali S.r.l. 25

Altre componenti di conto economico complessivo 25

Rendiconto finanziario delle disponibilità liquide al 31 dicembre 2017 26

Variazione del patrimonio netto al 31 dicembre 2017 27

NOTE ILLUSTRATIVE AL BILANCIO 28

Principi contabili e criteri di valutazione 29

Contenuto e forma del bilancio 29

Metodi applicati alla redazione del bilancio 29

Schemi di bilancio adottati dalla società 31

Criteri di valutazione 32

Gestione dei rischi finanziari 38

NOTE ALLE POSTE DELLO STATO PATRIMONIALE 41

Attività 41

Attività non correnti 41

Passività 46

Passività non correnti 47

NOTE ALLE POSTE DEL CONTO ECONOMICO 55

ALTRE INFORMAZIONI 64

Impegni e rischi potenziali 64

Regime fiscale e possibilità di utilizzo del patrimonio netto 65

Operazioni infragruppo e con parti correlate 67

Fatti di rilievo avvenuti dopo il 31 dicembre 2017 e prevedibile evoluzione della gestione 70


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Consiglio di Amministrazione, Collegio Sindacale, Società di Revisione e Organismo di Vigilanza

Consiglieri Presidente Marco Peruzzi

Amministratore Delegato Mauro Miglio

Consigliere Matteo Ambroggio

Consigliere Fausto Amadasi

Consigliere Giovanni Brianza

Consigliere Rita Ciccone

Consigliere Armando Manca di Villahermosa

Consigliere Alessandra Moiana

Consigliere Corrado Santini

Sindaci Presidente Renato Colavolpe

Effettivo Dario Colombo

Effettivo

Marco Zanobio

Società di Revisione

Deloitte & Touche S.p.a.

Organismo di Vigilanza Presidente Angelo Maria Palma

Componente Devis Bono

Componente Renato Colavolpe


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Dati Significativi

(in migliaia di euro) Esercizio 2017 Esercizio 2016 Variaz. %

Ricavi di vendita 112.404 117.438 -4%

Margine operativo lordo 68.210 75.009 -9%

% sui Ricavi di vendita 60,68% 63,87% -5%

Risultato operativo 18.047 24.562 -27%

% sui Ricavi di vendita 16,06% 20,91% -23%

Risultato prima delle imposte 16.884 23.347 -28%

Risultato netto dell’esercizio 12.585 16.906 -26%

Investimenti tecnici (1) 26.829 22.132 21%

Capitale investito netto (A + B) 353.170 376.717 -6%

Indebitamento Finanziario netto /(cassa) (A) 36.732 10.042 266%

Patrimonio netto (B) 316.438 366.676 -14%

ROI (2) 5,11% 6,52% -22%

ROE (3) 3,68% 4,61% -20%

Debt / Equity (A / B) 12% 3% +324%

Gearing (A / A+B) 10% 3% +290%

Dipendenti (numero) (4) 25 25 0%

di cui Dipendenti (numero) da attività in dismissione - - -

__________

(1) Compresi gli anticipi per immobilizzazioni materiali / immateriali. (2) Risultato operativo / capitale investito netto medio. (3) Risultato netto dell’esercizio / Patrimonio netto medio. La media del Patrimonio netto è la media aritmetica del

Patrimonio netto a fine periodo e di quello a fine dell’esercizio precedente. (4) Dipendenti iscritti a libro matricola a fine esercizio (incluse risorse a tempo determinato).


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Relazione sulla Gestione

Signori Soci,

La società E2i Energie Speciali S.r.l. (di seguito indicata anche come “E2i Energie Speciali”,

“E2i” o la “Società”) chiude il bilancio al 31 dicembre 2017 con un utile netto di 12.585 migliaia

di euro rispetto all’utile di 16.906 migliaia di euro del bilancio 2016, dopo aver calcolato

ammortamenti e svalutazioni per 50.163 migliaia di euro (50.447 migliaia di euro nel 2016) e

imposte per 4.299 migliaia di euro (6.441 migliaia di euro nel 2016).

A seguito delle operazioni straordinarie alla base del nuovo polo attivo nel settore delle energie

rinnovabili perfezionate a fine 2014, la Società è partecipata al 30% da Edison Partecipazioni

Energie Rinnovabili S.p.a. (a sua volta partecipata da Edison S.p.a. ed EDF EN Italia S.p.a.) e al

70% da F2i ER 2 S.p.a., società controllata dal Secondo Fondo Italiano per le Infrastrutture e

gestita da F2i – Fondi Italiani per le Infrastrutture S.g.r. S.p.a.

Il modello di business della Società prevede che la gestione operativa degli impianti sia affidata

a EDF EN Services Italia S.r.l., in forza di un contratto pluriennale di esercizio e manutenzione

(Operations & Maintenance), in cui sono confluiti anche i contratti di gestione e manutenzione in

precedenza sottoscritti con i fornitori di macchinari e servizi. L’energia generata dagli impianti

della Società è resa disponibile alla società Edison S.p.a. secondo un contratto pluriennale di Off-

Take. Inoltre, alcune attività di sviluppo e alcune attività corporate (descritte nella Nota

Integrativa tra le Operazioni Infragruppo e con Parti Correlate) sono analogamente eseguite da

Edison S.p.a. sulla base di contratti pluriennali, rispettivamente di Sviluppo e di Servizi.

In base ai principi contabili internazionali in vigore ed alla governance definita e concordata tra i

soci, Edison S.p.a. consolida integralmente i risultati della Società.


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Le seguenti tabelle mostrano la produzione complessiva di energia elettrica e i relativi ricavi, i

quali non includono gli incentivi degli esercizi precedenti.

PRODUZIONI a fine

2017

a fine

2016

Anno 2017

(Bilancio)

Anno 2016

(Bilancio) Delta vs. 2016

MW MW GWh GWh GWh

Energia elettrica GSE - CIP 6 12 12 22.4 120,1 (97,7)

Energia elettrica – Off-Take 577 577 1.023,0 972,8 50.2

Di cui Certificati Verdi dell'anno 428 428 754,7 726,1 28.7

Totale comparto eolico 589 589 1.045,4 1.092,9 (47,5)

Energia elettrica fotovoltaico 5 5 6.8 6,5 0.3

Di cui Conto Energia (1) 5 5 7.0 6,6 0.3

Totale comparto fotovoltaico 5 5 6.8 6,5 0.3

Totale E2i Energie Speciali 594 594 1.052,2 1.099,4 (47,2)

(1) I GWh relativi ai CV e al Conto Energia sono lordi e non si sommano al totale del rispettivo comparto.

RICAVI a fine

2017

a fine

2016

Anno 2017

(Bilancio)

Anno 2016

(Bilancio) Delta vs. 2016

MW MW k€ k€ k€

Energia elettrica GSE - CIP 6 12 12 1.880 9.281 (7.401)

Energia elettrica – Off-Take 577 577 34.054 33.401 652

Certificati Verdi dell'anno 70.126 71.854 (1.728)

MPE 1.656 960 697

Totale comparto eolico 589 589 107.716 115.496 (7.779)

Energia elettrica fotovoltaico 5 5 35 31 4

Conto Energia 1.850 1.767 83

Totale comparto fotovoltaico 5 5 1.885 1.798 88

Totale E2i Energie Speciali 594 594 109.602 117.293 (7.692)

La potenza installata di impianti eolici di proprietà in esercizio al 31/12/2017 è pari a 588,9 MW

mentre la capacità di generazione fotovoltaica di proprietà è pari a 5 MW, in linea con la potenza

installata a fine 2016.

A livello complessivo, la produzione eolica e fotovoltaica degli impianti nel 2017 è stata pari a

1.052,2 GWh, minore del 4,3%, ovvero di 47,2 GWh, rispetto ai 1.099,4 GWh prodotti nel 2016,

ma superiore alla produzione del 2015 pari a 981,3 GWh.

La produzione 2017 si è tradotta in 109.602 migliaia di euro di ricavi, in riduzione di 7.692

migliaia di euro rispetto all’anno precedente, per via dell’uscita dal regime incentivante CIP 6 di

5 impianti a fine 2016, impianti che sono rientrati nel contratto di Off-Take alla scadenza degli

incentivi.


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La tariffa incentivante (sostitutiva dei CV a partire dall’anno 2016) erogata dal GSE per l’energia

prodotta nel 2017, è valorizzata al valore unitario di 107,34 €/MWh per un totale di 70.126

migliaia di euro.

Nell’anno in esame, le tariffe relative al CIP 6/92 adottate per la fatturazione dell’energia prodotta

dall’ultimo impianto che beneficia di tale incentivo, ovvero l’impianto di Vaglio, sono state

mediamente pari a 84,1 €/MWh rispetto ai 77,6 €/MWh del 2016.

Il conto energia maturato al 31/12/2017, che comprende 5 MW fotovoltaici installati, è pari a

1.850 migliaia di euro (1.767 migliaia di euro al 31.12.2016), in accordo a quanto previsto dal

contratto di compravendita dell’energia elettrica fra E2i ed Edison, in vigore dal 1/10/2014, la

Mancata Produzione Eolica (MPE), è riconosciuta al produttore E2i.

La disponibilità degli impianti ha risentito negativamente delle avverse condizioni climatiche

registrate dei primi mesi del 2017, quando molti impianti situati in zone montuose hanno subito

numerosi fermi dovuti a neve e ghiaccio in aggiunta ai normali fermi per manutenzioni.

Nonostante il trend in crescita della disponibilità nella primavera / estate, a partire da ottobre 2017

la disponibilità di alcuni impianti è calata sensibilmente a causa di fermate preventive resesi

necessarie per l’esecuzione in sicurezza dei lavori di realizzazione dei nuovi impianti eolici. Nel

complesso, il valore di disponibilità reale (actual) degli impianti si attesa attorno al 94,4% (contro

il 97% nel 2016).

In relazione alle limitazioni di rete richieste da Terna in qualità di gestore della RTN (Rete di

Trasmissione Nazionale), nell’esercizio si sono verificate limitazioni complessive degli impianti

a mercato, con una quantificazione dell’energia non prodotta pari a circa 40,6 GWh (raffrontata

con 32,8 GWh del 2016). Tali limitazioni hanno riguardato prevalentemente gli impianti dell’area

centro/sud Italia e in particolare delle zone di Benevento e Foggia.

Il prezzo medio di vendita dell’energia elettrica nel 2017 è diminuito, passando dai 34,57 €/MWh

del 2016 a 33.8€/MWh del 2017 (prezzo medio ponderato sulle produzioni di tutti gli impianti

della Società a mercato, riconosciuto da Edison a E2i sulla base del contratto di Off Take, sotto

forma di Capacity Fee + Plant Adjustment), registrando una riduzione di circa il 2%.

Nel corso del 2017 sono stati oggetto di conguaglio volume tutte le IAFR per cui GSE non

disponeva nel 2016 della misura per sezione (nelle more dell’adeguamento dei sistemi informatici

del GSE), per un valore totale di 350 migliaia di euro.

Nel corso dell’esercizio è stata liquidata dal GSE la tariffa ex-CV (100,08 euro per l’anno 2016)

per un totale di 327.834 MWh incentivati di competenza del III e IV trimestre 2016, e per un

valore di 29.600 migliaia di euro.


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E’ stata inoltre liquidata dal GSE la tariffa ex-CV (107,34 per l’anno 2017) per un totale di

404.321 MWh incentivati di competenza del I e II trimestre 2017, per un valore di 38.177 migliaia

di euro.

E’ infine maturata la tariffa erogata dal GSE per l’energia incentivata prodotta nel III e IV

trimestre 2017, al valore unitario di 107,34 €/MWh per un totale di 30.285 migliaia di euro.

A seguito della domanda di estensione del periodo incentivante per le IAFR scadute nell’anno

2014 (sostanzialmente, relative all’impianto di Faeto), avanzata da E2i nel 2016, nel corso

dell’anno 2017 il GSE ha fornito il proprio benestare ed ha riconosciuto e liquidato alla Società

29.715 CV al prezzo di 97,42 €/CV (valore dei CV dell’anno 2014), per un totale di 2.895 migliaia

di euro di ricavi.

A dicembre 2017, la Società ha formulato formale richiesta al GSE di estensione del periodo

incentivante relativa agli impianti denominati rispettivamente Andretta Bisaccia 1 e Andretta

Bisaccia 2. In attesa di riscontri da parte del GSE, la Società non ha proceduto a stanziare alcun

ammontare tra i ricavi 2017 alla luce della difficoltà di quantificazione esatta degli incentivi di

competenza dell’esercizio.

Complessivamente la voce “Fondi rischi e oneri” passa da 30.408 migliaia di euro al 31.12.2016

a 31.412 migliaia di euro al 31.12.2017; il saldo risulta così composto:

Fondi Rischi (in migliaia di euro) 31.12.2017 31.12.2016 Variazione

Contenziosi ICI 1.622 1.572 50

Contenziosi fiscali vari 425 408 17

Decommissioning 27.711 26.594 1.117

Rischi diversi 1.654 1.834 (180)

Totali 31.412 30.408 1.004

Le variazioni rispetto all’esercizio precedente sono principalmente dovute:

• alla variazione netta dei fondi decommissioning per 1.117 migliaia di euro,

principalmente dovuta agli oneri finanziari del periodo per 1.023 migliaia di euro;

• al decremento dei fondi rischi diversi per 180 migliaia di euro, per effetto della

definizione di contenziosi con alcuni proprietari dei terreni ove si trovano gli impianti

eolici;

• alla variazione netta del fondo rischi imposta ICI per 50 migliaia di euro in seguito alla

definizione di alcuni contenziosi e all’accantonamento di periodo;

• all’incremento del fondo rischi fiscali vari per l’accantonamento degli interessi sui

contenziosi fiscali per 17 migliaia di euro.


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Quadro economico di riferimento

Nel corso del 2017 l'economia mondiale, ha mostrato un ulteriore rafforzamento e un

miglioramento generalizzato dei tassi di crescita nella maggior parte dei Paesi, dovuto in parte

alla prosecuzione di stimoli monetari e fiscali a sostegno della ripresa e in parte alla significativa

crescita dei flussi di commercio internazionale. Il Prodotto Interno Lordo mondiale ha registrato

una nuova accelerazione, in particolare nella parte finale dell’anno e il trend positivo sembra

solido, nonostante la presenza di alcuni rischi geopolitici, soprattutto in Corea del Nord e in Medio

Oriente, e le possibili incertezze sui mercati valutari e finanziari mondiali legati alla riforma

fiscale recentemente approvata negli Stati Uniti.

Il rafforzamento della ripresa globale e del commercio internazionale ha beneficiato di diversi

fattori: la perdurante fase espansiva dell’economia statunitense (in crescita oramai da 8 anni), resa

possibile dalla tenuta dei consumi e dall’accelerazione degli investimenti; il ritrovato vigore

dell’economia giapponese per merito del contributo della domanda estera, degli investimenti

privati e dell’espansione della produzione industriale; la crescita superiore alle aspettative della

Cina che si appresta ad intraprendere un importante processo di riforme che porterà ad un

rallentamento del ritmo di crescita, ma anche a prospettive di maggiore sostenibilità; i progressi

fatti in alcuni importanti mercati emergenti nello stabilizzare le rispettive economie dopo anni di

recessioni profonde, come nei casi di Russia e Brasile.

In Europa l'economia ha registrato risultati positivi e migliori del previsto, non solo in seguito alla

più forte crescita a livello mondiale, ma anche alla forza della domanda interna, spinta dalla tenuta

dei consumi privati e dalla ripresa degli investimenti che a loro volta hanno beneficiato di

condizioni di finanziamento favorevoli e di un clima economico meno incerto. Le economie

europee, seppur con ritmi diversi, sono in espansione e i rispettivi mercati del lavoro mostrano

miglioramenti e riduzioni della disoccupazione. Nel corso dell’anno si è profilato un quadro più

favorevole di quanto precedentemente atteso per la crescita economica dei maggiori Paesi europei

(Germania, Francia, Italia e Spagna), ma anche per l’Area Euro nel suo complesso, tanto che per

la prima volta dalla crisi quest’ultima è cresciuta più degli Stati Uniti. Tuttavia, la governance

europea mostra segni di indecisione nel proseguire le riforme e, dopo la decisione del Regno

Unito di uscire dall’Unione Europea, si sono manifestate, come nel caso della Catalogna, altre

incertezze geopolitiche.

In Italia la crescita è stata rivista al rialzo in maniera significativa, benché si mantenga al di sotto

di quella degli altri maggiori paesi e dell’Unione Europea nel suo complesso. La variazione del

PIL, prevista a circa +1,5%, registra il suo miglior anno di crescita dal 2006 (escludendo il

rimbalzo del 2010 successivo al crollo del 2009) come risultato dei maggiori consumi e

investimenti. La ripresa dell’economia italiana è avvenuta in scia al rafforzamento della crescita


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globale, non solo grazie alla notevole performance delle esportazioni, ma anche per il ritrovato

vigore della domanda domestica, all'interno della quale si distinguono le due voci di spesa su cui

le politiche fiscali si sono principalmente concentrate, cioè i consumi privati e gli investimenti

delle imprese, con particolare riferimento agli investimenti in macchinari, attrezzature, brevetti e

mezzi di trasporto che hanno registrato valori elevati. La ripresa è stata guidata dall’industria in

senso stretto, ma i progressi si stanno diffondendo gradualmente anche in altri settori dei servizi

e segnali importanti provengono dalla rivitalizzazione del turismo. A completare il quadro

positivo contribuiscono i miglioramenti del mercato del lavoro.

Nel corso del 2017, la media del cambio euro/dollaro si è attestata su un valore medio di 1,13

USD, in aumento del 2%, rispetto al 2016. Se da una parte il deprezzamento del dollaro è stato

favorito dal progressivo ridimensionamento delle aspettative da parte dei mercati dopo le elezioni

presidenziali statunitensi di fine 2016, in parte mitigato a partire da metà ottobre dalle aspettative

dei potenziali benefici derivanti dalla riforma fiscale approvata, dall’altra, l’apprezzamento

dell’euro è stato spinto dalla solida ripresa economica che si è ampliata nel corso del 2017 in

termini di Paesi e settori, oltre che dalla politica monetaria della BCE che a fine ottobre ha

confermato una proroga del programma di acquisti di titoli pubblici, seppur a fronte di una

riduzione della sua entità, rinviando pertanto la fase di rallentamento del Quantitative Easing.

Per quanto riguarda i mercati petroliferi, la quotazione media del Brent ha segnato un incremento

del 21,7%, passando da 45,8 USD/bbl nel 2016 a 54,8 USD/bbl nel 2017. Dopo la sostanziale

stabilità del primo trimestre e la diminuzione nel secondo trimestre, fino alla quotazione minima

di 44,8 USD/bbl del 21 giugno, nel secondo semestre il Brent ha segnato un trend rialzista. A fine

ottobre il prezzo è tornato sopra la soglia dei 60 USD/bbl, valore che non si registrava dal giugno

2015, e nel corso del quarto trimestre del 2017 ha raggiunto una quotazione media di 61,5

USD/bbl.


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L’aumento dei prezzi è stato favorito in maniera preponderante dagli accadimenti sul lato

dell’offerta, in particolar modo dal successo dell’accordo congiunto relativo ai tagli di produzione

dei Paesi OPEC – non OPEC, siglato a fine 2016. Il graduale ribilanciamento del mercato, favorito

dai tagli produttivi oltre che dall’aumento della domanda, trainata principalmente dalla Cina (in

aumento del 3,9% rispetto al 2016), è stato attenuato dalla robusta crescita della produzione di

greggio negli Stati Uniti supportata anche nel secondo semestre, oltre che dall’aumento del

prezzo, da continui miglioramenti della produttività e da un’ampia disponibilità di capitale.

La quotazione del greggio in Euro ha seguito l’andamento annuo di quella in dollari con

l’apprezzamento della moneta unica che ha limitato la risalita del prezzo in Euro nel secondo

semestre. La quotazione media del 2017 si è attestata a 48.6 euro/bbl, superiore del 19,2% rispetto

alla media registrata nel 2016.

La tabella ed il grafico che seguono riportano i valori annuali medi e la dinamica mensile, in Euro

e Dollaro, nel corso del 2017 e del 2016.

(1) IPE Brent

Brent IPE euro/bbl 2016 Brent IPE euro/bbl 2017

Esercizio 2017 Esercizio 2016 Variazione %

Prezzo petrolio USD/bbl(1) 54,8 45,1 21,7%

Cambio USD/euro 1,13 1,11 2,0%

Prezzo petrolio euro/bbl 48,6 40,8 19,2%


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Allo stesso modo i prezzi gas ai principali hub europei si sono attestati su livelli superiori rispetto

al 2016, con valori annuali più alti mediamente di circa il 24%. Nel corso dell’anno le quotazioni

hanno alternato variazioni positive (tra +2% e +20%) a movimenti negativi registrati durante il

secondo trimestre (in media circa -15%). Il prezzo del gas al TTF, principale riferimento europeo,

ha registrato un valor medio di 18,3 c€/smc, contro una media di 14,8 c€/smc del 2016.

Anche le quotazioni del mercato dei titoli di emissione CO2 hanno registrato una crescita rispetto

al 2016, attestandosi su un valor medio di 5,8 €/t, in aumento di quasi il 9%. Il prezzo dei titoli

CO2, dopo un’iniziale flessione nel corso dei primi sei mesi del 2017, con variazioni tendenziali

medie di circa -12,5%, ha esibito un trend decisamente ascendente segnando variazioni medie nel

corso del terzo e del quarto trimestre di circa +30% e +35% rispetto allo stesso periodo 2016.

Andamento del mercato energetico italiano

Bilancio di Energia Elettrica in Italia e scenario di riferimento

TWh Esercizio 2017 Esercizio 2016 Variazione %

Produzione netta: 285,1 279,8 1,9%

- Termoelettrica 199,5 190,8 4,6%

- Idroelettrica 37,5 43,8 (14,3%)

- Fotovoltaica 24,8 21,8 14%

- Eolica 17,5 17,5 -

- Geotermoelettrica 5,8 5,9 (1,4%)

Saldo netto import/export 37,7 37 2%

Consumo pompaggi (2,4) (2,5) (1%)

Totale domanda 320,4 314,3 2%

Fonte: elaborazioni su dati ufficiali 2016, preconsuntivi 2017 Terna e stime Edison, al lordo delle perdite di rete.

La domanda lorda di energia elettrica in Italia nell’esercizio 2017 è stata pari a 320,4 TWh (TWh

= miliardi di kWh), in aumento del 2% rispetto all’esercizio precedente; in termini

decalendarizzati (i.e. depurando il dato del 2016 dagli effetti derivanti da variazioni del numero

di giornate lavorative) il valore incrementa di circa 0,2% attestandosi intorno 2,2%.

Nel 2017 la produzione netta di energia elettrica è aumentata di 5,4 TWh, il mix produttivo

rispetto all’anno precedente è stato caratterizzato da una maggior contributo della generazione

termoelettrica pari a 8,7 TWh (+4,6%) che ha più che compensato la significativa contrazione

della produzione idroelettrica in calo del 14,3% (-6,3 TWh).

Il saldo netto d’importazione si è mantenuto sostanzialmente in linea con il 2016 (+0,7 TWh;

+2%) sebbene rimanga fortemente sotto i valori del 2015 (-8,6 TWh, -18,5%) a causa del minor

contributo dei flussi dal centro Europa.


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Con riferimento allo scenario prezzi al 31 dicembre 2017, la quotazione media del PUN TWA

(Prezzo Unico Nazionale Time Weighted Average), si è attestata su un livello di 54 euro/MWh,

in aumento del 26,1% rispetto all’anno precedente (42,8 euro/MWh). Questo incremento si

inquadra in un contesto di maggiore richiesta di energia elettrica (+1,6% su base annua), di ridotta

disponibilità di energia rinnovabile, prevalentemente da fonte idroelettrica (-14,4%) e di aumento

dei costi di generazione termoelettrica (gas, carbone e CO2).

Aggiornamenti della normativa in tema di fonti rinnovabili

A seguito della pubblicazione del Decreto Ministeriale 23 giugno 2016, (Incentivazione

dell’energia elettrica prodotta da fonti rinnovabili diverse dal fotovoltaico) e della conclusione

della procedura di gara organizzata dal Gestore dei Servizi Energetici (GSE) nella quale sono

rientrati complessivi 152,65 MW di progetti di E2i all’interno degli 800 MW di contingente per

il settore eolico relativo ai grandi impianti (> 5 MW), nel primo semestre dell’anno E2i ha

affrontato la preparazione della fase realizzativa degli 8 nuovi impianti finalizzando gran parte

delle gare per l’approvvigionamento dei principali componenti e attività. In particolare, E2i ha

firmato l’accordo di acquisto degli aerogeneratori per 6 progetti (San Giorgio la Molara 2,

Montefalcone, Vaglio 2, Mazara, Troia come progetti green-field e l’integrale ricostruzione

dell’impianto esistente di Vaglio a sostituzione di 20 macchine da 0,6 MW cadauna) con Siemens-

Gamesa per 45 aerogeneratori modello G114 da 2,5 MW cadauno; per gli ulteriori due progetti,

inerenti le integrali ricostruzioni dell’Abruzzo, IR1 e IR2, E2i ha finalizzato con Vestas il relativo

contratto di acquisto per 16 aerogeneratori modello V112 da 3,3 MW cadauno a sostituzione di

59 unità da 0,6 MW costituenti gli impianti esistenti di Castiglione Messer Marino e di Schiavi

d’Abruzzo. Si sono concluse le gare di acquisto dei principali componenti, attività di realizzazione

delle opere civili, trasformatori, cavi. È stato finalizzato e firmato il contratto di servizi

Engineering, Procurement and Construction Management (EPCM) con Edison S.p.a. per le

attività di Ingegneria, Approvvigionamenti e gestione dei cantieri.

Nel secondo semestre 2017 sono stati progressivamente aperti i diversi cantieri per tutti e otto i

progetti che si sono aggiudicati l’incentivo.

Progetto Provincia N. WTG MW tot

San Giorgio la Molara BN 14 35,0

Montefalcone BN 6 15,0

Vaglio 2 PZ 6 15,0

Mazara del Vallo TP 6 15,0

Troia FG 5 12,5

IR Abruzzo Lotto 1 CH 12 39,6

IR Abruzzo Lotto 2 CH 4 13,2

IR Vaglio PZ 8 20,0

Totale 61 165,3


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L’ultimo progetto, l’Integrale Ricostruzione di Vaglio (PZ), ha ottenuto una incentivazione

corrispondente alla potenza di 7,35 MW invece dei 20 MW complessivi presentati.

Complessivamente E2i nell’arco del 2018 e 2019 incrementerà la propria potenza installata di ca.

118 MW al netto delle dismissioni degli impianti esistenti.

Per quanto riguarda l’evoluzione della normativa, con decreto interministeriale 10 novembre

2017, il Governo ha adottato la Strategia Energetica Nazionale (SEN 2017). La SEN, che aggiorna

la precedente Strategia del 2013, rappresenta un documento di indirizzo per avviare la transizione

energetica e la decarbonizzazione del settore dell’energia. Il documento, infatti, definisce obiettivi

al 2030 che sono più ambiziosi degli obiettivi europei. In particolare la SEN 2017 parte da tre

principali obiettivi, già riportati nella SEN 2013: (i) migliorare la competitività del paese,

riducendo il gap di prezzo e di costo dell’energia con gli altri paesi dell’Unione Europea; (ii)

migliorare la sicurezza di approvvigionamento e la flessibilità dei sistemi e delle infrastrutture

energetiche; ; (iii) raggiungere in modo sostenibile gli obiettivi ambientali e di de-carbonizzazione

identificati a livello europeo al 2030 in linea con gli obiettivi COP21 e della Road Map 2050.

Come sintetizzato nella SEN, per quanto riguarda la produzione elettrica da fonti rinnovabili ad

oggi l'Italia ha già raggiunto gli obiettivi 2020, con una penetrazione di circa il 17,5% sui consumi

complessivi al 2015 rispetto ad un target nazionale pari al 17%. Nella SEN 2017 è ritenuto

ambizioso, ma perseguibile, un obiettivo del 28% di rinnovabili sui consumi complessivi al 2030.

Le fonti rinnovabili elettriche al 2030 dovranno raggiungere il 55% dei consumi lordi di energia

elettrica a partire da un livello pari a circa il 33,5% registrato nel 2015.

Le fonti rinnovabili continueranno, quindi, ad avere un ruolo centrale in Italia e in Europa nel

proseguire il processo di de-carbonizzazione e permetteranno sempre di più di contenere la

crescita di emissioni inquinanti. La riduzione dei costi negli ultimi venti anni delle rinnovabili nel

settore elettrico ha sostenuto e sosterrà la loro continua diffusione insieme a nuove tecnologie e

al miglioramento e adeguamento delle reti.

In adempimento alle disposizioni dell’art. 30 del DM 23 giugno 2016, il GSE ha pubblicato, a

febbraio 2017 le procedure operative per la gestione degli impianti fotovoltaici incentivati in

esercizio, e a dicembre 2017 le procedure operative per la gestione degli impianti da fonte

rinnovabile diverse dal fotovoltaico, ammessi agli incentivi. Entrambe le procedure ampliano le

categorie di intervento sugli impianti esistenti e identificano i relativi impatti sulle convenzioni in

essere in termini di modifiche di configurazione, ammodernamenti e potenziamenti. Nei prossimi

mesi, E2i energie speciali valuterà se potranno esserci delle opportunità di valorizzazione dei siti

eolici in cui opera.

Nel corso del 2017, l’Autorità per l’Energia Elettrica, il Gas e il Sistema Idrico (AEEGSI), oggi

ARERA (Autorità di Regolazione per Energia Reti e Ambiente) per le competenze nuove

attribuitele nel campo dei rifiuti dalla legge di Bilancio di previsione 2018 (legge 27 dicembre


15

2017, n. 205), ha proseguito l’attività di riforma del mercato dei servizi di dispacciamento, già

avviata da qualche anno in accordo alle linee guida europee. In particolare, ha avviato una nuova

consultazione sulla disciplina degli sbilanciamenti per le fonti rinnovabili non programmabili e le

unità di consumo che ha posto le basi per la successiva delibera numero 419/17/R/eel: dal 1 luglio,

introduce un corrispettivo di non arbitraggio tra zone per il prezzo di sbilanciamento e prevede,

dal 1 settembre l’utilizzo di un nuovo algoritmo di Terna per il calcolo dello sbilanciamento

aggregato zonale. Tutto ciò al fine, da una parte di evitare il possibile arbitraggio tra i differenti

prezzi zonali che concorrono alla determinazione del prezzo di sbilanciamento, dall’altro per

rendere più coerente il segno dello sbilanciamento aggregato zonale con l’effettivo

sbilanciamento, determinabile solo attraverso l’analisi delle misure effettive di produzione e

consumo.

Parallelamente, ARERA ha avviato il processo per consentire alle unità di produzione non

rilevanti (generazione distribuita) e alle unità di consumo di partecipare al mercato dei servizi.

Con le delibere 300/17/R/eel e 372/17/R/eel è stato dato mandato a Terna di avviare dei progetti

pilota in tal senso. Entrambi i bandi indetti da Terna, per la domanda e la generazione distribuita,

hanno visto una folta partecipazione degli operatori. Recentemente è stato avviato il processo per

la qualifica di risorse per la fornitura dei servizi di rete (progetti pilota), all’interno del quale Terna

ha emesso un bando per la fornitura di servizi di regolazione della tensione di rete nel polo di

Brindisi. E2i sta valutando l’opportunità di presentare un eventuale progetto pilota per la

regolazione di tensione.

Infine, per quanto riguarda il Capacity Market, Terna ha avviato una serie di consultazioni sulle

procedure applicative. Si è in attesa dell’avallo della Comunità Europea, per cui è auspicabile che

le aste per la consegna 2018 possano svolgersi nel corso dei primi mesi del 2018. Novità rispetto

all’ultima delibera di ARERA: è consentita la partecipazione delle fonti rinnovabili non

programmabili, per una potenza ridotta della aleatorietà di funzionamento nelle ore critiche

(25esimo percentile della produzione storica), purché non godano di altro incentivo. Per E2i, sono

escluse quindi tutte le IAFR che godono della tariffa ex-CV e gli impianti FER con tariffa

incentivante (ad oggi solo Baselice).

Sostenibilità

Nei prossimi anni una parte preponderante della capacità eolica installata necessiterà di interventi

di repowering o di integrale ricostruzione. Anche E2i è interessata da questo processo di

rinnovamento che dovrà essere improntato a criteri di trasparenza, affidabilità e sostenibilità. A

tale scopo la Società continua a promuovere un dibattito pubblico sul valore di questi investimenti

per il sistema paese in termini di sostenibilità delle risorse, ponendo l’accento sull’opportunità

offerta dal rinnovo degli impianti attraverso l’utilizzo di tecnologie più efficienti e dunque più

efficaci nell’utilizzo della risorsa naturale, sulla limitazione degli impatti e sul consolidamento


16

della presenza di operatori industriali sostenibili su un territorio con cui esiste ormai un rapporto

già consolidato di dialogo e collaborazione..

Da questo percorso è nata la “Carta del rinnovamento eolico sostenibile” – di cui E2i è stata

promotrice fin dalla fase iniziale – firmata nel 2015 dalla Società e dai maggiori operatori del

settore, insieme ad ANCI e LEGAMBIENTE. È in tale contesto che nascono tre degli otto progetti

ammessi in posizione utile a seguito della pubblicazione da parte del GSE della graduatoria

dell’asta: sono integrali ricostruzioni di impianti esistenti in Abruzzo e in Basilicata grazie ai quali

potrà essere realizzata una nuova capacità per complessivi 72,8 MW a fronte della dismissione di

circa 48 MW. Nel contempo, oltre all’incremento di energia elettrica prodotta, si ridurranno gli

impatti sul territorio grazie alla installazione di 24 nuove turbine rispetto alle 79 da dismettere,

con benefico effetto dal punto di vista della sostenibilità.

A settembre la Società ha pubblicato il proprio Rapporto di Sostenibilità relativo all’anno 2016.

Con questa seconda edizione E2i, attraverso il filo conduttore legato al successo ottenuto in

occasione delle aste del GSE, ha voluto nuovamente sottolineare il proprio legame con il territorio

e le Comunità nelle quali opera. Il rapporto di Sostenibilità ha rafforzato il percorso di

rendicontazione avviato l’anno precedente, avviando un flusso di reporting che ha offerto una

rappresentazione dell’identità e del posizionamento aziendale e del suo “modus operandi”. Il

documento rappresenta un’occasione di confronto ed engagement con alcuni interlocutori sulle

tematiche di sostenibilità e più in generale di posizionamento istituzionale.

Aggiornamenti sui contenziosi

La Società prosegue la propria attività volta a ridurre il contenzioso in essere di carattere

amministrativo, civilistico e fiscale (quest’ultimo per lo più relativo a ICI e IMU, Tosap e Cosap)

secondo quanto riportato nel paragrafo “Stato delle principali vertenze giudiziarie e fiscali in

corso” nelle note illustrative al bilancio.

Sinteticamente, la Società ha in essere contenziosi che riguardano contenziosi amministrativi,

(relativi ad es. a procedure autorizzative o criteri per l’individuazione di aree idonee e non idonee

per impianti eolici), contenziosi civili (ad es. nei confronti di proprietari di terreni o casali situati

in prossimità di parchi eolici) e contenziosi fiscali (ad es. accertamenti IMU - ICI relativi ad

annualità pregresse, che concernono prevalentemente rettifiche effettuate dall’Agenzia del

Territorio sulle rendite catastali degli impianti eolici proposte dalla Società).. Per tali contenziosi

sono stati effettuati appositi stanziamenti in bilancio, secondo quanto riportato nello specifico

paragrafo in Nota Integrativa.

In merito alle rettifiche delle rendite catastali degli impianti eolici proposte dalla Società nel 2016

sulla base della normativa riguardante le rendite catastali e il trattamento relativo agli impianti

c.d. imbullonati, vari contenziosi sono recentemente sorti in risposta all’orientamento

dell’Agenzia di valorizzare anche le torri che sostengono le navicelle e le pale eoliche ai fini della


17

rendita catastale. In proposito, la Società, sulla base di argomentazioni tecniche e normative, ed

in accordo con gli altri principali operatori del settore, ha ritenuto di ricorrere contro tali

accertamenti. I ricorsi sono ora pendenti, in attesa di fissazione delle udienze.

Permangono una serie di contenziosi minori in materia di imposta di registro, per i quali sono stati

previsti appositi stanziamenti in bilancio; con riferimento a IVA e imposte dirette non sussistono

allo stato contenziosi con l’Erario.

Infine in merito alla Robin Tax, la Società ha ricevuto alcuni avvisi bonari per pagamenti fatti,

dalla medesima, ma riconducibili ad alcune società a responsabilità limitata incorporate negli anni

passati (Parco Eolico San Francesco, Fri-El Campania e Gargano Energia), per i quali sono tuttora

in corso i dovuti riscontri.

Sviluppo

Comparto Eolico – Autorizzazioni ottenute

Proseguono le attività per l’ottenimento di varianti non sostanziali (ottimizzazioni progettuali in

fase di progettazione esecutiva) e di autorizzazioni di secondo livello (per esempio depositi presso

il Genio Civile) da parte di Edison S.p.a. – divisione Sviluppo, per gli 8 progetti aggiudicatisi

l’incentivo tramite procedura di asta GSE a dicembre 2016.

Per questi impianti si sta inoltre ultimando l’acquisizione (bonaria o tramite procedura di

esproprio) di tuti i diritti necessari per ottenere la disponibilità dei terreni coinvolti nella

realizzazione ed esercizio dei futuri impianti.

Inoltre, E2i è stata convocata nuovamente ad inizio 2018 per la formalizzazione della chiusura

del procedimento autorizzativo del progetto di Integrale Ricostruzione dell’impianto con turbine

monopala a Castelnuovo della Daunia (loc. Casone Romano, provincia di Foggia) per 2,6 MW

complessivi.

Comparto Eolico – Progetti greenfield e ulteriori attività

Nel merito degli 8 nuovi progetti greenfield/ampliamenti presentati dalla divisione Sviluppo

Edison a gennaio 2017 sono stati attivati gli iter autorizzativi dei progetti di Vaglio Nord SNP04

e Mazara 2 SNP05 per il quale sono già giunti i primi nullaosta. Per gli altri nuovi progetti

greenfield si è proceduto ad un lavoro di ottimizzazione dei layout oltre all’installazione di nuove

torri anemometriche.

E’ stata poi richiesta una nuova STMG per il progetto di Pietramontecorvino ENP24 a valle della

quale potrebbe essere presentato un iter progettuale per il recupero di WTG Enercon smantellate

dai siti di Vaglio Basilicata e in Abruzzo.

A gennaio 2018 si attende la presentazione ad E2i da parte di Sviluppo Edison di ulteriori 7 o 8

progetti greenfield/ampliamenti da aggiungere alla pipeline in sviluppo.


18

In ultimo, E2i sta valutando l’opportunità di Potenziamenti Non Incentivati (così come identificati

dalla procedura Operativa del GSE del 20 dicembre 2017).

Comparto Fotovoltaico

Con la pubblicazione del decreto interministeriale 5 luglio 2012, detto Quinto Conto energia, e la

conseguente riduzione significativa degli incentivi, l’attività di sviluppo di nuovi impianti

fotovoltaici è stata sospesa.

Inoltre, l’AEEG con la delibera 250/2013/R/efr ha indicato nel 6 giugno 2013 la data di

raggiungimento della soglia di 6,7 miliardi di euro del costo annuo indicativo cumulato degli

incentivi per il settore fotovoltaico, quindi la data ultima per accedere agli incentivi del V° Conto

Energia è stata il 6 luglio 2013.

L’impianto fotovoltaico di Oviglio è stato oggetto di sopralluogo da parte del GSE: nel corso del

2018 è attesa la conclusione della procedura di verifica.

Investimenti

Come conseguenza dell’ammissione in posizione utile degli 8 progetti presentati all’asta

competitiva del GSE, la Società a fine dicembre 2016 aveva pagato i primi acconti sulle forniture

degli aerogeneratori per 9.055 migliaia di euro, iscrivendoli in bilancio nella voce “Acconti per

immobilizzazioni materiali”.

Nella voce “Immobilizzazioni in corso” era stata inoltre contabilizzata la success fee riconosciuta

a Edison S.p.a. per l’ottenimento degli incentivi sui progetti summenzionati, prevista nel contratto

di sviluppo e pari a 11.449 migliaia di euro.

Nel mese di luglio 2017 sono stati avviati i lavori relativi ai cantieri per la costruzione degli

impianti eolici denominati P. E. Mazara (15 MW, Comune di Mazara del Vallo, Provincia di

Trapani), P. E. S. Giorgio 2 (35 MW, Comune di S. Giorgio L.M., Provincia di Benevento), P.E.

Montefalcone (15 MW, Comune di Montefalcone Valfortore, Provincia di Benevento), P.E.

Vaglio 2 (15 MW, Comune di Vaglio di Basilicata, Provincia di Potenza).

A settembre 2017 sono stati avviati i lavori relativi ai cantieri per le integrali ricostruzioni degli

impianti eolici denominati IR1 (39.6 MW) e IR2 (13.2 MW) in Abruzzo, nei comuni di

Castiglione Messer Marino, Schiavi d’Abruzzo e Roccaspinalveti, Provincia di Chieti.

A fine 2017 infine sono stati avviati i lavori relativi ai cantieri per la costruzione dell’impianto

eolico denominato P.E. Troia (12.5 MW, Comune di Troia, provincia di Foggia) e dell’integrale

ricostruzione dell’impianto eolico denominata Vaglio IR (20 MW, Comune di Vaglio di

Basilicata, Provincia di Potenza).

Si segnala infine che la Società ha anche aperto i cantieri per le integrali ricostruzioni degli

impianti eolici denominati IR3 (13,2 MW) e IR4 (29,7 MW), sempre in Abruzzo al fine di

valorizzare al meglio il sito.

Lo stato di avanzamento delle attività è il seguente:


19

• Mazara: completata l’ingegneria civile di dettaglio; completato il procurement dei

materiali e delle WTG; in corso i lavori di realizzazione delle piazzole, delle fondazioni,

del cavidotto e della stazione elettrica per la connessione alla RTN.

• S. Giorgio L.M./Montefalcone: in via di finalizzazione l’ingegneria civile di dettaglio; in

stato avanzato il procurement dei materiali e delle WTG; avviate le attività preliminari di

cantieramento.

• Vaglio Ampliamento: in via di finalizzazione l’ingegneria civile di dettaglio; in stato

avanzato il procurement dei materiali e delle WTG; in corso i lavori di realizzazione delle

piazzole, delle fondazioni, del cavidotto e della stazione elettrica per la connessione alla

RTN.

• Abruzzo IR1-IR2: avviata l’ingegneria civile di dettaglio; in corso il procurement dei

materiali e delle WTG; in corso i lavori di realizzazione del cavidotto esterno. Per quanto

attiene i progetti denominati IR3 e IR4 sono state avviate le attività propedeutiche alla

realizzazione delle Integrali Ricostruzioni, relative ai rilievi topografici, analisi

geotermiche e bonifiche belliche.

Al 31.12.2017 le immobilizzazioni in corso e acconti ammontano a 47.506 migliaia di euro

(22.435 migliaia di euro al 31.12.2016) e riguardano principalmente i nuovi impianti eolici appena

commentati.

Esercizio

Le attività di esercizio e manutenzione di tutti gli impianti in portafoglio sono svolte da EDF EN

Services Italia S.r.l. e regolate da apposito contratto pluriennale di O&M.

Attraverso questo contratto, la società EDF EN Services Italia S.r.l. opera (direttamente o tramite

subfornitori, ad es. per i contratti WOSM) sugli impianti della Società come gestore e si occupa

di tutte le attività di manutenzione ordinaria e straordinaria degli aerogeneratori, delle opere civili

ed elettriche.

Le manutenzioni ordinarie e straordinarie delle stazioni elettriche, della rete di cavidotti, delle

opere civili e degli aerogeneratori, anche nell’ambito dei contratti di WOSM (Warranty Operation

Service and Maintenance) affidate ai fornitori degli aerogeneratori, si sono svolte per quanto

possibile con l’obiettivo di garantire la piena efficienza ed operatività degli impianti.

La manutenzione degli aerogeneratori è effettuata dai vari subappaltatori e fornitori degli stessi,

quali Enercon, Vestas, GE Alstom, Gamesa e Senvion secondo appositi contratti, gestiti da EDF

EN Services Italia S.r.l. A partire rispettivamente dal 01/01/2017 e dal 01/06/2017 per gli impianti

di Foiano e San Giorgio La Molara, sono state “internalizzate” le attività di manutenzione degli

aerogeneratori che vengono effettuate direttamente da personale EDF EN Services Italia S.r.l.,


20

resta comunque un rapporto contrattuale con il fornitore Vestas per interventi di carattere

specialistico e/o straordinario.

Società controllate e collegate

Al 31 dicembre 2017 E2i Energie Speciali detiene la partecipazione pari al 49% del capitale

sociale di Eolo Energia S.r.l.

A gennaio 2017 Eolo Energia ha concluso le attività relative all’OPA lanciata su Alerion Clean

Power S.p.A. a fine 2016, acquisendo ulteriori 26.342 azioni al prezzo di 2,46 euro per azione,

per un controvalore di circa 65 migliaia di euro.

A fine novembre 2017, Eolo Energia S.r.l. ha aderito all’Offerta Pubblica di Acquisto promossa

da Fri-EL – Green Power S.p.a., vendendo la totalità delle azioni Alerion Clean Power S.p.a.

possedute, pari a n. 9.979.767 azioni, per un controvalore di 29.939 migliaia di euro,

corrispondenti al 22,90% del capitale sociale. In previsione dell’adesione a quest’ultima OPA,

Edison S.p.a., Edison Partecipazioni Energie Rinnovabili S.r.l., E2i Energie Speciali S.r.l., F2i –

Fondi Italiani per le Infrastrutture S.g.r. S.p.a. ed Eolo Energia S.r.l. hanno risolto, per mutuo

consenso, il patto parasociale relativo alle azioni Alerion Clean Power detenute, pari a circa il

38,87% del capitale. In seguito all’adesione a questa OPA e all’incasso del relativo corrispettivo,

Eolo Energia S.r.l. ha rimborsato integralmente i due contratti di finanziamento a breve termine

sottoscritti a fine 2016 con la controllante EPER e con E2i

Eolo Energia S.r.l. chiude l’esercizio 2017 con un utile di 2.678 migliaia di euro ed un patrimonio

netto di 12.623 migliaia di euro. Il patrimonio netto comprende la riserva per versamento soci

pari a 9.935 migliaia di euro costituita in virtù dei conferimenti effettuati dai soci nel corso del

2016 per complessivi 10.000 migliaia e utilizzata parzialmente nel 2017 per coprire la perdita

dell’esercizio 2016 pari a 65 migliaia di euro.

Rischi e incertezze

Nel rispetto di quanto stabilito dall’art. 2428 del C.C., si segnala che la Società è esposta a rischi

di tipo regolatorio, operativo, realizzativo, commerciale e finanziario.

La costante evoluzione del contesto normativo fiscale e regolatorio di riferimento può avere effetti

significativi sul funzionamento del mercato, sui piani tariffari, sui livelli di qualità del servizio

richiesti, sugli adempimenti tecnico-operativi e sui livelli di incentivazione.

Al riguardo la Società è impegnata in una continua attività di monitoraggio e dialogo costruttivo

con le istituzioni.

L’attività della Società prevede, tra l’altro, la costruzione e la gestione di impianti di produzione

di energia elettrica tecnologicamente complessi con rischi tecnico-operativi che non possono

essere completamente coperti o trasferibili tramite polizze di assicurazione. Vengono messe in

atto opportune attività di prevenzione e controllo, volte a contenere la frequenza di eventi dannosi


21

o a contenerne l’impatto così come adeguate politiche di gestione del rischio ed assicurative in

ambito industriale per cercare di minimizzare le possibili conseguenze di tali danni.

In considerazione del fatto che la totalità dell’energia elettrica prodotta dagli impianti della

Società viene destinata o a società totalmente a controllo pubblico (p.e. GSE S.p.a., posseduta al

100% dal Ministero dell'Economia e delle Finanze) o a società del gruppo Edison, il rischio

credito risulta considerevolmente mitigato Ma, in ogni caso,

i risultati della Società sono condizionati dal rischio climatico e in particolare dalla ventosità.

La Società è anche esposta al rischio di oscillazione del prezzo zonale dell’energia elettrica nelle

aree in cui sono presenti i suoi impianti, rischio parzialmente mitigato dalla formula di

determinazione degli Incentivi Feed – In (ex Certificati Verdi), ove esigibili. Inoltre, la

produzione dei propri impianti rinnovabili è concentrata nelle aree del sud Italia e il prezzo unico

nazionale e in particolare i prezzi zonali delle aree del centro-sud e sud possono registrare

variazioni significative anche sfavorevoli.

Peraltro, i menzionati rischi climatici e l’oscillazione dei prezzi zonali dell’energia elettrica sono

in parte mitigati grazie al contratto di Off-Take mediante il quale la Società rende disponibile ad

Edison S.p.a. l’energia generata sulla base di tariffe predefinite per i prossimi sette anni, e che

garantisce alla Società una significativa protezione nei confronti di variazioni di prezzi e di

ventosità.

Relativamente alle problematiche ambiente e sicurezza si veda il capitolo seguente.

Per quanto attiene l’uso di strumenti finanziari, si rimanda all’apposita sezione del bilancio.

Per quanto riguarda i rischi di natura finanziaria si rimanda al capitolo “Gestione dei rischi

finanziari” incluso nelle note esplicative del bilancio.

La Società ha vari contenziosi in essere con diverse controparti, descritti brevemente in

precedenza e, in maggior dettaglio, nell’apposito paragrafo della Nota Integrativa.

Si segnala che l’Agenzia delle Entrate con la circolare N. 36/E del 19 dicembre 2013, in tema di

impianti fotovoltaici, ha portato l’aliquota massima fiscale dal 9% al 4% a far data dal 1 gennaio

2013. La Società ha provveduto ad adeguare i calcoli degli ammortamenti fiscali.

La medesima circolare, inoltre, ha voluto comprendere gli investimenti eolici fornendo alcune

indicazioni di carattere catastale e tributario laddove applicabili.

Ad oggi non si sono ravvisati elementi che incidono sul bilancio in chiusura ma non è possibile

escludere a priori interpretazioni da parte dell’Agenzia delle Entrate che, qualora in futuro si

rendessero necessarie per gli investimenti eolici, saranno applicate anche alla Società.

Sicurezza sul Lavoro e certificazioni

Nel 2017 l’Amministratore Delegato ha aggiornato e riemesso la politica aziendale in tema di

Salute, Sicurezza e Ambiente, in coerenza con la precedente versione, ribadendo la volontà della

Società di perseguire lo sviluppo sostenibile che pone come valori fondamentali la valorizzazione


22

delle persone, il trasparente e corretto coinvolgimento degli stakeholders per il raggiungimento

degli obiettivi ed il miglioramento continuo della salute e sicurezza dei dipendenti e terzi, la

gestione e la realizzazione di nuovi impianti nel rispetto del territorio, dell’ambiente e della

biodiversità.

Anche per l’anno 2017 non si sono verificati infortuni, né al personale della Società, né al

personale delle imprese che gestiscono l’esercizio e la manutenzione degli impianti della Società

(EDF EN Services Italia S.r.l. e le imprese per essa operanti), né nei cantieri di costruzione dei

nuovi impianti, affidati, con contratto di EPCM alla Direzione Ingegneria di Edison.

Il Documento di Valutazione dei Rischi aggiornato nel 1° semestre 2017 risulta conforme

all’attuale organizzazione societaria. Nel 2° semestre è proseguita l’attività di attuazione dei piani

azione, volti al miglioramento della gestione della sicurezza e della salute dei lavoratori.

Nel 2017 sono stati avviati i cantieri di costruzione degli otto nuovi impianti eolici (cinque Green

Field e tre Integrali Ricostruzioni), i cui lavori sono stati affidati tramite contratto EPCM alla

Direzione Ingegneria di Edison.

Il piano di audit è stato sostanzialmente rispettato sia per quanto riguarda l’area Gestionale degli

impianti, che l’area dei nuovi progetti in costruzione.

Nel mese di settembre 2017 E2i ha avviato la valutazione del ciclo di vita (Life Cycle Assessment)

di uno degli impianti attualmente in costruzione con l’obiettivo di valutarne l’impatto ambientale

nelle diverse fasi di vita: dalla costruzione dei componenti (ad esempio, dell’aerogeneratore) al

cantiere di costruzione dell’intero impianto, dall’esercizio fino alla dismissione dello stesso.

E’ stata rinnovata della Registrazione EMAS della Società, e confermata, a seguito audit da parte

dell’ente TUV la validità delle Certificazioni ISO 14001 e OHSAS 18001.

Modello di organizzazione e gestione ex D.Lgs. n. 231/2001

In data 27 ottobre 2015 la Società ha adottato un nuovo modello di organizzazione e gestione ai

sensi del D.Lgs. 231/2001 (“MOG”) aggiornando il Codice Etico, i protocolli e le procedure

precedentemente in vigore in modo coerente con la modifica dell’assetto societario e del modello

di business intervenuto nel 2014.

Nel MOG viene dato atto che la Società opera direttamente attraverso la propria struttura ma, in

forza di appositi contratti pluriennali, affida la gestione di importanti attività a Edison S.p.a. ed

EDF EN Services Italia S.r.l. che, nell’erogazione dei servizi a favore di E2i applicano i propri

MOG. La Società mantiene comunque un costante controllo sull’attività svolta in outsourcing

anche tramite specifici audit per la verifica della qualità dei servizi soprattutto con riguardo alle

aree individuate in occasione del Risk Assessment 231 quali l’ambiente e la sicurezza nella

gestione e manutenzione degli impianti di proprietà della Società.

Si segnala che, a valle di un assessment condotto con il supporto di consulenti esterni tra giugno

e settembre 2017 sono stati definiti degli aggiornamenti del Modello di Organizzazione e Gestione


23

che saranno sottoposti all’approvazione del Consiglio di Amministrazione nei primi mesi del

2018 e che tengono anche conto delle nuove ipotesi di reato presupposto recentemente introdotte

nel D.Lgs. 231/2001: nuova corruzione tra privati e “intermediazione illecita e sfruttamento del

lavoro (c.d. caporalato)”.

Il MOG costituisce, insieme al Codice Etico e al Codice Anticorruzione, l'insieme delle regole

definite a governo della Società che nel 2017 ha ottenuto, dall’Autorità Garante per la

Concorrenza e il Mercato, il rinnovo del “Rating di Legalità” con il punteggio massimo di tre

stellette.

Risorse umane e relazioni industriali

Il numero dei dipendenti della Società al 31 dicembre 2017 è di n. 25 unità, inclusivo di una

risorsa a tempo determinato, alle quali si applica il CCNL per i dipendenti delle aziende elettriche.

Di seguito si riporta la suddivisione per categoria:

Categorie 31/12/2017 31/12/2016 Media

Dirigenti 4 4 4,6

Quadri 11 10 10,5

Impiegati 10 11 9.8

TOTALE 25 25 24,9

Il costo del lavoro complessivo della Società è stato pari a 3.311 migliaia di euro, composti da

retribuzioni (fissa, variabile e, ove applicabile, differita), da oneri contributivi e previdenziali,

dalla quota di trattamento di fine rapporto maturata nell’esercizio e altri oneri accessori.

L’aumento del costo del lavoro rispetto al precedente esercizio (2.732 migliaia di euro nel 2016)

è prevalentemente dovuto all’accresciuto numero medio di dipendenti nell’esercizio (24,9 nel

2017 confrontati a 23,1 nel 2016) e a politiche salariali e retributive aziendali. Si segnala infine

l’assunzione di un Dirigente quale Direttore Generale e Amministratore Delegato, che nel mese

di ottobre ha poi dato le dimissioni da Direttore Generale/Dirigente, mantenendo l’incarico di

Amministratore Delegato.


24

Stato patrimoniale al 31 dicembre 2017 di E2i Energie Speciali S.r.l.

valori in euroRif.

Nota31.12.2017

di cui con parti

correlate 31.12.2016

di cui con parti

correlate

ATTIVITA'

Immobilizzazioni materiali 1 363.580.639 387.772.147

Altre immobilizzazioni immateriali 2 120.004 137.178

Partecipazioni in imprese collegate 3 4.904.900 4.904.900

Partecipazioni disponibili per la vendita 4 2.789 2.789

Altre attività finanziarie 0 -

Crediti per imposte anticipate 5 2.937.685 1.218.461

Altre attività non correnti 6 299.446 154.234

Totale attività non correnti 371.845.464 394.189.710

Rimanenze - -

Crediti commerciali 25.893.134 5.728.078 33.263.448 6.369.972

Crediti per imposte correnti 389.706 573.295

Crediti diversi 18.402.346 2.582.662 15.794.998 236.791

Attività finanziarie correnti - 0 8.869.168 8.869.168

Disponibilità liquide e mezzi equivalenti 16.223.279 1.056.326 9.554.958 9.254.261

Totale attività correnti 7 60.908.464 9.367.065 68.055.866 24.730.192

Totale attività 432.753.928 9.367.065 462.245.577 24.730.192

PASSIVITA'

Capitale sociale 4.200.000 4.200.000

Riserve legale 840.000 840.000

Altre riserve 298.813.684 344.729.303

Utili (perdite) portati a nuovo - -

Utile (perdita) del periodo 12.584.721 16.906.205

Totale patrimonio netto 8 316.438.405 366.675.507

Trattamento di fine rapporto e fondi di

quiescenza9 435.138 419.949

Fondo imposte differite 10 732.911 1.852.178

Fondi per rischi e oneri 11 31.412.084 30.407.941

Debiti finanziari non correnti 12 25.000.000 -

Altre passività 13 4.144.266 4.415.678

Totale passività non correnti 61.724.398 37.095.745

Debiti finanziari correnti 27.955.138 25.023.194 28.466.024 13.769.313

Debiti verso fornitori 22.156.077 7.722.956 13.766.541 7.999.958

Debiti per imposte correnti - -

Debiti diversi 4.479.910 1.922.629 16.241.759 13.224.787

Totale passività correnti 14 54.591.125 34.668.779 58.474.324 34.994.058

Passività in dismissione 0 -

Totale passività e patrimonio netto 432.753.928 34.668.779 462.245.577 34.994.058


25

Conto economico al 31 dicembre 2017 di E2i Energie Speciali S.r.l.

Altre componenti di conto economico complessivo

valori in euroRif.

Nota31.12.2017

di cui con

parti

correlate

31.12.2016

di cui con

parti

correlate

Ricavi di vendita 14 112.403.687 35.574.394 117.437.730 39.196.767

Altri ricavi e proventi 15 674.256 - 4.232.651 -

Totale ricavi 113.077.942 35.574.394 121.670.381 39.196.767

Consumi di materie e servizi (-) 16 (41.556.129) (35.401.648) (43.929.395) (31.706.903)

Costo del lavoro (-) 17 (3.311.369) (2.732.343)

Margine operativo lordo 18 68.210.444 (35.401.648) 75.008.643 7.489.864

Ammortamenti e svalutazioni (-) 19 (50.162.962) (50.446.672)

Risultato operativo 18.047.483 172.746 24.561.971 7.489.864

Proventi (oneri) finanziari netti 20 (1.163.670) (32.206) (1.215.005) (29.177)

Proventi (oneri) da partecipazioni - -

Altri proventi (oneri) netti - -

Risultato prima delle imposte 16.883.813 140.540 23.346.966 7.460.687

Imposte sul reddito 21 (4.299.092) (6.440.762)

Risultato netto da attività in esercizio 12.584.721 16.906.204

Risultato netto da attività in dismissione - -

Risultato netto del periodo 12.584.721 16.906.204

(in euro) 31.12.2017 31.12.2016

Risultato netto del periodo 12.584.721 16.906.204

Altre componenti del risultato complessivo:

Utili (Perdite) attuariali 56.047 (22.131)

Totale risultato netto complessivo del periodo 12.640.768 16.884.073


26

Rendiconto finanziario delle disponibilità liquide al 31 dicembre 2017

Il presente rendiconto finanziario analizza i flussi di cassa relativi alle disponibilità liquide a

breve (cioè esigibili entro 3 mesi) dell’esercizio 2017, confrontato con quelli dell’esercizio 2016.

Valori in euroEsercizio

2017

di cui con

parti

correlate

Esercizio

2016

di cui con

parti

correlate

Utile (perdita) 12.584.721 16.906.204

Ammortamenti 50.162.962 50.446.672

Variazione TFR e altre passività a medio/lungo termine 1.019.331 1.615.419

Variazione Capitale Circolante Operativo 15.759.850 918.896 9.453.050

Variazione crediti/debiti tributari 183.589 1.906.377

Variazione crediti/debiti diversi (14.785.820) 8.956.288 11.598.633 16.294.101

Variazione crediti/debiti imposte anticipate/differite (2.838.491) (2.775.001)

Variazione di altre attività e passività di esercizio - -

A.Flusso monetario da attività d'esercizio delle attività

continue62.086.142 89.151.354

Investimenti in immobilizzazioni materiali e immateriali ( - ) (26.829.373) (21.627.091) (11.448.750)

Investimenti in partecipazioni e altre attività finanziarie ( - ) - - (4.904.900) (4.904.900)

Prezzo di cessione di immobilizzazioni materiali e immateriali 875.093

Prezzo di cessione di partecipazioni e altre attività finanziarie

Altre attività correnti: dividendi da controllate

B. Flusso monetario da attività di investimento (25.954.279) (26.531.991)

Accensione nuovi finanziamenti a medio e lungo termine

Rimborsi di finanziamenti a medio e lungo termine (-)

Apporti di capitale da società controllanti o da terzi azionisti

Rimborsi di finanziamenti (-)

Rimborsi di capitale a società controllanti o a terzi azionisti (-)

Rimborsi di finanziamenti (-)

Rimborsi di capitale a società controllanti o a terzi azionisti (-)

Dividendi deliberati a società controllanti o a terzi azionisti (-) (62.900.000) (62.900.000) (76.000.000) (76.000.000)

Altre variazioni di Patrimonio Netto 78.178 (29.896)

Variazione attività/passività finanziarie a medio/lungo termine 25.000.000 25.000.000

Variazione attività/passività finanziarie a breve 8.358.282 (4.876.951) 19.552.744 -

C. Flusso monetario da attività di finanziamento (29.463.541) (56.477.152)

D. Flusso monetario netto del periodo (A+B+C) 6.668.322 6.142.211 -

E. Disponibilità liquide e mezzi equivalenti all'inizio

dell'esercizio9.554.958 3.412.748

F. Disponibilità liquide e mezzi equivalenti alla fine 16.223.279 9.554.958 -

del periodo ( D + E ) -


27

Variazione del patrimonio netto al 31 dicembre 2017

Patrimonio netto

Capitale Riserva Altre riserve e Utile

valori in euro Sociale Legale utili (perdite) del periodo Totale

a nuovo

(a) (b) (c) (d) (a+b+c+d)=(e)

Saldi al 31 dicembre 2015 4.200.000 840.000 401.085.626 19.673.571 425.799.197

Destinazione del risultato 2015 19.673.571 (19.673.571) -

Distribuzione riserve (76.000.000) (76.000.000)

Altre variazioni del periodo (29.894) (29.894)

Risultato del periodo 16.906.204 16.906.204




Altre variazioni del periodo 78.178 78.178




28

NOTE ILLUSTRATIVE

AL BILANCIO al 31 dicembre 2017


29

Principi contabili e criteri di valutazione

Contenuto e forma del bilancio

Signori Soci,

sottoponiamo alla Vostra approvazione il bilancio di E2i Energie Speciali S.r.l. al 31 dicembre

2017, composto da Conto economico, prospetto delle Altre componenti di conto economico

complessivo, dallo Stato patrimoniale, dal Rendiconto finanziario, dal Prospetto di variazione del

patrimonio netto e dalle correlate Note illustrative.

Tale bilancio è stato predisposto in conformità agli International Financial Reporting Standards

IFRS emessi dall’International Accounting Standards Board (IASB), in base al testo pubblicato

nella Gazzetta Ufficiale delle Comunità Europee (G.U.C.E.).

Metodi applicati alla redazione del bilancio

I principi contabili e i criteri di valutazione applicati sono conformi a quelli adottati per la

predisposizione del Bilancio Separato al 31 dicembre 2016; nel mese di novembre 2017 sono stati

pubblicati degli emendamenti, già applicabili nel 2017, ai seguenti principi contabili:

• Modifica dello IAS 7 “Rendiconto finanziario”: si devono fornire informazioni che

consentano agli utilizzatori dei bilanci di valutare le variazioni delle passività derivanti da

attività di finanziamento, siano esse variazioni derivanti dai flussi finanziari o variazioni non

in disponibilità liquide indicando separatamente le variazioni derivanti dall'ottenimento o dalla

perdita del controllo di controllate, l’effetto delle variazioni dei tassi di cambio o le variazioni

del fair value.

• Modifica allo IAS 12 “Imposte sul reddito”: in tema di rilevazione di attività fiscali differite

su differenze temporanee deducibili che in generale vanno iscritte solo se è probabile che sarà

realizzato un reddito imponibile a fronte del quale potrà essere utilizzata la differenza

temporanea deducibile.

Inoltre, dal 1° gennaio 2018, saranno applicabili due nuovi principi contabili internazionali:

• l’IFRS 15 “Ricavi provenienti da contratti con i clienti” in base al quale la rilevazione dei

ricavi è basata sui seguenti 5 step: (i) identificazione del contratto con il cliente; (ii)

identificazione degli impegni contrattuali a trasferire beni e/o servizi a un cliente (cd.

Obbligazioni di fare); (iii) determinazione del prezzo della transazione; (iv) allocazione del

prezzo della transazione alle obbligazioni di fare identificate; e (v) rilevazione del ricavo


30

quando la relativa obbligazione di fare risulta soddisfatta. L’IFRS 15 integra anche

l’informativa di bilancio da fornire con riferimento a natura, ammontare, timing e incertezza

dei ricavi e dei relativi flussi di cassa. Nel corso dell’esercizio 2017 sono state completate le

attività di analisi per l’identificazione dei ambiti interessati dalle nuove disposizioni e per la

determinazione degli eventuali relativi impatti di prima applicazione. nell’ambito dell’analisi

effettuata non si segnalano impatti da applicare eventualmente anche retrospettivamente sul

patrimonio netto al 1° gennaio 2017.

• l’IFRS 9 “Strumenti finanziari” che (i) modifica il modello di classificazione e valutazione

delle attività finanziarie basandolo sulle caratteristiche dello strumento finanziario e sul

business model adottato dall’impresa; (ii) introduce una nuova modalità di svalutazione delle

attività finanziarie che tiene conto delle perdite attese (cd. expected credit losses); e (iii)

modifica le disposizioni in materia di hedge accounting. Le disposizioni dell’IFRS 9 sono

efficaci a partire dagli esercizi che hanno inizio il 1° gennaio 2018. Gli ambiti oggetto di

impatto del nuovo principio riguardano essenzialmente: (i) l’adozione dell’expected credit loss

model per l’impairment delle attività finanziarie che comporta la rilevazione della svalutazione

delle attività finanziaria sulla base di un approccio predittivo, basato sulla previsione di default

della controparte (cd. probability of default) e della capacità di recupero nel caso in cui

l’evento di default si verifichi (cd. loss given default); e (ii) per le partecipazioni minoritarie,

l’allineamento del relativo valore al fair value, nei casi in cui il costo non rappresenti

un’adeguata approssimazione del fair value. Nel corso dell’esercizio 2017 sono state

completate le attività per la definizione e per l’implementazione della metodologia per

l’impairment delle attività finanziarie che prevede essenzialmente (i) l’utilizzo di rating

interni, già utilizzati ai fini dell’affidamento della clientela, per la determinazione della

probabilità di default delle controparti; (ii) per la clientela retail, non caratterizzata da specifici

rating interni, l’implementazione di un approccio semplificato basato su cluster che

ripartiscono la clientela in funzione di rischi omogenei; (iii) l’identificazione della capacità di

recupero in caso di default della controparte sulla base delle esperienze pregresse e delle

differenti modalità di recupero attivabili. In sede di prima applicazione gli effetti dell’adozione

del nuovo principio contabile in materia di classificazione e valutazione, ivi incluso

l’impairment delle attività finanziarie, saranno rilevati nel patrimonio netto al 1° gennaio 2018;

relativamente alla hedging accounting e all’expected loss model sui crediti, l’adozione delle

nuove disposizioni non produce effetti significativi sul patrimonio netto di E2i al 1° gennaio

2018.

Infine, si segnala che il 9 novembre 2017 è stato omologato un ulteriore principio contabile

internazionale, applicabile al più tardi a partire dal 1° gennaio 2019, per il quale E2i sta valutando

l’eventuale applicazione anticipata dal 2018:


31

• l’IFRS 16 “Leasing” che modifica la modalità di contabilizzazione dei leasing operativi per

i conduttori che noleggiano/affittano un’attività specifica. In base a questo nuovo principio

contabile, all'inizio di ogni contratto la società deve valutare se il contratto è, o contiene, un

leasing; il contratto è, o contiene, un leasing se, in cambio di un corrispettivo, conferisce al

conduttore il diritto di controllare l'utilizzo di un'attività specificata per un periodo di tempo;

successivamente la società deve valutare nuovamente il contratto solo in caso di modifica dei

termini e delle condizioni del contratto originario. L’applicazione di questo nuovo principio

determinerà l’iscrizione iniziale di un’attività che rappresenta il diritto d’uso ai sensi dell’IFRS

16 e di un debito finanziario di pari importo; il pagamento periodico del canone di noleggio

sarà scomposto in tre componenti: (i) una quota di questo ridurrà da un lato l’indebitamento;

(ii) il diritto d’uso sarà oggetto di ammortamento sistematico sulla residua durata del contratto;

(iii) il residuo, sarà iscritto come onere finanziario. Il canone di noleggio non sarà quindi più

iscritto nell’EBITDA (determinando un incremento di EBITDA) mentre l’ammortamento sarà

dedotto dall’EBIT. L’onere finanziario incrementerà gli oneri finanziari.

Il bilancio è assoggettato a revisione contabile da parte di Deloitte & Touche S.p.a. in base

all’incarico di revisione per il novennio 2011-2019 conferito dall’Assemblea del 24 marzo 2011.

I valori esposti nelle Note illustrative al Bilancio, ove non diversamente specificato, sono esposti

in migliaia di euro.

Schemi di bilancio adottati dalla società

Gli schemi di bilancio adottati da E2i Energie Speciali S.r.l. recepiscono le indicazioni dello “IAS

1 revised” e hanno le seguenti caratteristiche:

• il Conto Economico è scalare con le singole poste analizzate per natura ed evidenzia le Altre

componenti di conto economico complessivo in cui sono riportate le componenti del

risultato sospese a patrimonio netto;

• nello Stato Patrimoniale le attività e le passività sono analizzate per scadenza, separando le

poste correnti e non correnti con scadenza, rispettivamente, entro e oltre 12 mesi dalla data di

bilancio;

• il Rendiconto Finanziario delle disponibilità liquide è predisposto esponendo i flussi

finanziari secondo il “metodo indiretto”, come consentito dallo IAS 7.

• il prospetto Variazione del patrimonio netto evidenzia separatamente i flussi inerenti le

componenti della riserva di altre componenti del risultato complessivo


32

Criteri di valutazione

Non sono state apportate modifiche ai criteri di valutazione utilizzati rispetto a quelli adottati per

il bilancio chiuso al 31 dicembre 2016.

Immobilizzazioni materiali e immobili detenuti per investimento.

Gli immobili strumentali sono iscritti tra le “Immobilizzazioni materiali”, mentre gli immobili

non strumentali sono classificati come “Immobili detenuti per investimento”.

In bilancio sono iscritti al costo di acquisto, di produzione o di conferimento, comprensivi di

eventuali oneri accessori e dei costi diretti necessari a rendere l’attività disponibile per l’uso e al

netto di eventuali contributi in conto capitale.

Le singole componenti di un impianto che risultino caratterizzate da una diversa vita utile sono

rilevate separatamente per essere ammortizzate coerentemente alla loro durata secondo un

approccio per componenti. In particolare, secondo tale principio il valore del terreno e quello dei

fabbricati che insistono su di esso vengono separati e solo il fabbricato è assoggettato ad

ammortamento.

Anche gli eventuali costi di smantellamento e ripristino dei siti industriali che si stima di dover

sostenere sono iscritti tra le immobilizzazioni come componente assoggettata ad ammortamento;

il valore a cui tali costi sono iscritti è pari al valore attuale dell’onere futuro che si stima di

sostenere.

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 sono attribuiti ai cespiti cui si

riferiscono e sono ammortizzati in relazione alla specifica residua possibilità di utilizzo degli

stessi.

Il valore di presunto realizzo che si ritiene di recuperare al termine della vita utile non è

ammortizzato. Le immobilizzazioni sono sistematicamente ammortizzate in ogni esercizio a

quote costanti sulla base di aliquote economico-tecniche determinate in relazione alle residue

possibilità di utilizzo dei beni.

Il range delle aliquote è riportato nella tabella che segue:

Minimo Massimo

Fabbricati 3,00% 13,09%

Impianti e macchinari – cabine di raccolta 4,79% 17,41%

Rete di distribuzione 5,00% 8,80%

Attrezzature industriali e commerciali 25,00% 25,00%


33

L’ammortamento degli impianti incentivati attraverso la tariffa incentivante cd. “Feed In” o a

Tariffa Omnicomprensiva è calcolato sulla base della vita utile degli stessi.

Si ricorda che in sede di prima applicazione degli IFRS la Società ha adottato il criterio del fair

value come sostituto del costo e, quindi, i fondi ammortamento e svalutazione cumulati fino al 1°

gennaio 2004 sono stati azzerati. Conseguentemente, il fondo ammortamento e il fondo

svalutazione indicati nelle note illustrative che corredano il bilancio rappresentano

esclusivamente gli ammortamenti e le svalutazioni cumulate successivamente al 1° gennaio 2004.

Se vi sono indicatori di svalutazione, le immobilizzazioni materiali sono assoggettate a una

verifica di recuperabilità (c.d. impairment test) che è illustrata nel seguito in “Perdita di valore

delle attività”; le eventuali svalutazioni possono essere oggetto di successivi ripristini di valore

qualora vengano meno le ragioni che hanno portato alla loro svalutazione.

Avviamento

L’avviamento acquisito a titolo oneroso e le altre attività aventi vita utile indefinita non sono

assoggettate ad ammortamento sistematico, ma sono sottoposte a verifica almeno annuale di

recuperabilità (c.d. impairment test) condotta a livello della singola Cash Generating Unit (CGU)

o insiemi di CGU cui le attività a vita utile indefinita possono essere allocate ragionevolmente; il

test è descritto nel successivo paragrafo “Perdita di valore delle attività”. Le eventuali svalutazioni

imputate ad avviamento non possono essere oggetto di successivi ripristini di valore.

Altre immobilizzazioni immateriali

Sono definibili attività immateriali solo le attività identificabili, controllate dall’impresa, che sono

in grado di produrre benefici economici futuri. Tali attività sono iscritte in bilancio al costo

d’acquisto, inclusivo degli oneri accessori secondo i criteri già indicati per le immobilizzazioni

materiali. Sono capitalizzati anche i costi di sviluppo a condizione che il costo sia attendibilmente

determinabile e che sia dimostrabile che l’attività è in grado di produrre benefici economici futuri.

Le attività immateriali con vita utile definita sono ammortizzate sistematicamente a partire dal

momento in cui l’attività è disponibile per l’utilizzo lungo il periodo di prevista utilità.

Partecipazioni in imprese controllate, joint venture e collegate

Sono imprese controllate le imprese su cui la società ha autonomamente il potere di determinare

le scelte strategiche dell’impresa al fine di ottenerne i relativi benefici. Generalmente si presume

l’esistenza del controllo quando si detiene, direttamente e indirettamente, più della metà dei diritti

di voto esercitabili nell’assemblea ordinaria considerando anche i cosiddetti voti potenziali cioè i

diritti di voto derivanti da strumenti convertibili.

Le altre partecipazioni includono le joint ventures che non sono qualificabili come joint operations

e le imprese collegate su cui la società esercita un’influenza notevole nella determinazione delle

scelte strategiche dell’impresa, pur non avendone il controllo, considerando anche i cosiddetti


34

voti potenziali cioè i diritti di voto derivanti da strumenti convertibili; l’influenza notevole si

presume quando la società detiene, direttamente e indirettamente, più del 20% dei diritti di voto

esercitabili nell’assemblea ordinaria.

Le partecipazioni in imprese controllate, joint venture e collegate sono valutate al costo d’acquisto

eventualmente ridotto in via permanente in caso di distribuzione di capitale sociale o di riserve di

capitale ovvero, in presenza di perdite di valore determinate applicando il cosiddetto impairment

test, il costo può essere ripristinato negli esercizi successivi se vengono meno le ragioni che

avevano originato le svalutazioni.

Perdita di valore delle attività

Lo IAS 36 richiede di valutare l’esistenza di perdite di valore delle immobilizzazioni materiali e

immateriali in presenza di indicatori che ne segnalino l’evidenza.

Nel caso dell’avviamento, di altre attività immateriali a vita utile indefinita o di attività non

disponibili per l’uso, l’impairment test è effettuato almeno annualmente.

La recuperabilità dei valori iscritti è verificata confrontando (i) il valore contabile iscritto in

bilancio con (ii) il maggiore tra il fair value dedotti i costi di vendita e il valore d’uso del bene

previa deduzione da entrambi i valori del fondo iscritto al passivo per fondi di smantellamento e

ripristino dei siti industriali. Lo IAS 36 definisce il valore recuperabile come il maggiore tra il

fair value di un’attività o di un’unità generatrice di flussi finanziari dedotti i costi di vendita e il

proprio valore d’uso.

Il valore d’uso è definito generalmente mediante attualizzazione dei flussi di cassa attesi

dall’utilizzo del bene, o da un’aggregazione di beni (le c.d. cash generating unit) nonché dal

valore che ci si attende dalla sua dismissione al termine della sua vita utile. Le cash generating

unit sono state individuate coerentemente alla struttura organizzativa e di business della società,

come aggregazioni omogenee che generano flussi di cassa in entrata autonomi derivanti

dall’utilizzo continuativo delle attività a esse imputabili.

Conversione delle poste espresse in valuta estera

Le operazioni espresse in valuta estera sono convertite in euro utilizzando il tasso di cambio alla

data della transazione. Alla data di chiusura dell’esercizio, le attività e le passività monetarie sono

convertite al tasso di cambio di chiusura del periodo. Le differenze cambio che ne derivano sono

iscritte a conto economico. Le attività e le passività non monetarie denominate in valuta estera e

valutate al costo sono convertite al tasso di cambio alla data della transazione.

Strumenti finanziari

Includono le partecipazioni (escluse le partecipazioni in società controllate, joint venture e

collegate) detenute per la negoziazione (c.d. partecipazioni di trading) e quelle disponibili per la

vendita, i crediti e i finanziamenti non correnti, i crediti commerciali e gli altri crediti originati


35

dall’impresa e le altre attività finanziarie correnti come le disponibilità liquide e mezzi

equivalenti. Sono disponibilità liquide e mezzi equivalenti i depositi bancari e postali, i titoli

prontamente negoziabili che rappresentano investimenti temporanei di liquidità e i crediti

finanziari esigibili entro tre mesi. Vi si includono anche i debiti finanziari, i debiti commerciali e

gli altri debiti e le altre passività finanziarie nonché gli strumenti derivati.

Le attività e le passività finanziarie sono rilevate contabilmente al fair value al manifestarsi dei

diritti e obblighi contrattuali previsti dallo strumento.

La loro iscrizione iniziale tiene conto dei costi di transazione direttamente attribuibili

all’acquisizione e dei costi di emissione che sono inclusi nella valutazione iniziale di tutte le

attività o passività definibili strumenti finanziari. La valutazione successiva dipende dalla

tipologia dello strumento.

In particolare:

• le attività detenute per la negoziazione, esclusi gli strumenti derivati, sono valutate al fair

value (valore equo) con iscrizione delle variazioni di fair value a conto economico. Tale

categoria è prevalentemente costituita dalle partecipazioni di trading e dalle c.d. attività di

trading illustrate nel seguito;

• le altre attività e passività finanziarie, diverse dagli strumenti derivati e dalle

partecipazioni, con pagamenti fissi o determinabili, sono valutate al costo ammortizzato. Le

eventuali spese di transazione sostenute in fase di acquisizione sono portate a diretta rettifica

del valore nominale dell’attività/passività (per esempio, aggio e disaggio di emissione, costi

sostenuti per l’acquisizione di finanziamenti, ecc.). Sono poi rideterminati i proventi/oneri

finanziari sulla base del metodo del tasso effettivo d’interesse. Per le attività finanziarie sono

regolarmente effettuate valutazioni al fine di verificare l’eventuale esistenza di evidenze

obiettive che le stesse abbiano subito una riduzione di valore. In particolare, nella valutazione

dei crediti si tiene conto della solvibilità dei creditori nonché delle caratteristiche di rischio

creditizio che è indicativo della capacità di pagamento dei singoli debitori. Le eventuali

perdite di valore sono rilevate come costo nel conto economico del periodo. In questa

categoria rientrano i crediti e i finanziamenti non correnti, i crediti commerciali e gli altri

crediti originati dall’impresa, i debiti finanziari, i debiti commerciali e gli altri debiti e le

altre passività finanziarie;

• le attività disponibili per la vendita, sono valutate al fair value e gli utili e le perdite che si

determinano sono iscritti a patrimonio netto, in particolare nella “Riserva di altre componenti

del risultato complessivo”; il fair value iscritto si riversa a conto economico al momento

dell’effettiva cessione. Le perdite da valutazione a fair value sono invece iscritte direttamente

a conto economico nei casi in cui sussistano evidenze obiettive che l’attività finanziaria abbia

subito una riduzione di valore anche se l’attività non è ancora stata ceduta. Sono invece

valutate al costo ridotto per perdite durevoli di valore le partecipazioni non quotate per le


36

quali il fair value non sia misurabile attendibilmente. In questa categoria sono incluse le

partecipazioni possedute per una percentuale inferiore al 20%;

• gli strumenti derivati sono valutati al fair value e le relative variazioni sono iscritte a conto

economico: la società, peraltro, applica, ove possibile, la c.d. hedge accounting; di

conseguenza gli strumenti derivati sono classificati come strumento di copertura quando la

relazione tra il derivato e l’oggetto della copertura è formalmente documentata e l’efficacia

della copertura, verificata periodicamente, è elevata ai sensi dello IAS 39.

Benefici ai dipendenti

Il trattamento di fine rapporto (TFR) e i fondi di quiescenza, sono determinati applicando una

metodologia di tipo attuariale; l’ammontare dei diritti maturati nell’esercizio dai dipendenti si

imputa al conto economico nella voce costo del lavoro mentre l’onere finanziario figurativo che

l’impresa sosterrebbe se si chiedesse al mercato un finanziamento di importo pari al TFR si imputa

tra i proventi (oneri) finanziari netti. Gli utili e le perdite attuariali che riflettono gli effetti

derivanti da variazioni delle ipotesi attuariali utilizzate sono rilevati nel conto economico

complessivo tenendo conto della rimanente vita lavorativa media dei dipendenti.

In particolare, in seguito alla legge finanziaria del 27 dicembre 2006 n. 296, si è valutato ai fini

dello IAS 19 solo la passività relativa al TFR maturato rimasto in azienda, poiché la quota

maturanda è stata versata ad un’entità separata (Forma pensionistica complementare o Fondi

INPS). In conseguenza di tali versamenti l’azienda non avrà più obblighi connessi all’attività

lavorativa prestata in futuro dal dipendente (c.d. defined contribution plan).

Fondi rischi e oneri

I fondi per rischi e oneri sono stanziati esclusivamente in presenza di un’obbligazione attuale e

stimabile in modo attendibile, conseguente a eventi passati, che può essere di tipo legale,

contrattuale oppure derivare da dichiarazioni o comportamenti dell’impresa tali da indurre nei

terzi una valida aspettativa che l’impresa stessa sia responsabile o si assuma la responsabilità di

adempiere a una obbligazione (c.d. “obbligazioni implicite”). Se l’effetto finanziario del tempo è

significativo la passività è attualizzata, l’effetto dell’attualizzazione è iscritto tra gli oneri

finanziari.

Riconoscimento dei ricavi e dei costi

I ricavi e i proventi, i costi e gli oneri sono iscritti al netto di resi, sconti, abbuoni e premi nonché

delle imposte direttamente connesse con la vendita dei beni e la prestazione dei servizi.

I ricavi per vendite si riferiscono alla produzione di energia elettrica e all’incentivo Feed In

maturati rispettivamente con la cessione in rete e sulla base dei quantitativi di energia elettrica

prodotta; tale produzione viene valorizzata al prezzo definito da contratto, per quanto riguarda la

cessione di energia elettrica, e alla valorizzazione del prezzo da scenario, per quanto riguarda gli


37

incentivi tariffari. I contributi in conto esercizio sono rilevati integralmente a Conto Economico

quando sono soddisfatte le condizioni di iscrivibilità; sono qualificabili come tali gli incentivi

accordati a fronte della produzione di energia effettuata con impianti che utilizzano fonti

rinnovabili che sono valorizzati al fair value ai sensi dello IAS 20. I proventi e oneri finanziari

vengono riconosciuti in base alla competenza temporale. I dividendi sono riconosciuti quando

sorge il diritto all’incasso da parte dei soci che normalmente avviene nell’esercizio in cui si tiene

l’assemblea della partecipata che delibera la distribuzione di utili o riserve.

Imposte sul reddito

Le imposte sul reddito correnti sono iscritte in base alla stima del reddito imponibile in

conformità alle aliquote e alle disposizioni vigenti, o sostanzialmente approvate alla data di chiusura

dell’esercizio, tenendo conto delle esenzioni applicabili e dei crediti d’imposta eventualmente

spettanti.

Le imposte anticipate e differite sono calcolate sulle differenze temporanee tra il valore

attribuito ad attività e passività in bilancio e i corrispondenti valori riconosciuti a fini fiscali, sulla

base delle aliquote in vigore al momento in cui le differenze temporanee si riverseranno. Le

imposte anticipate sono iscritte nella misura in cui è probabile il futuro recupero delle stesse. Nella

valutazione delle imposte anticipate si tiene conto degli imponibili fiscali previsti nei piani

industriali approvati dalla società. Quando i risultati sono rilevati direttamente a patrimonio netto,

in particolare nella “Riserva di altre componenti del risultato complessivo”, le attività per imposte

anticipate e le passività per imposte differite sono anch’esse imputate direttamente al patrimonio

netto.

Utilizzo di valori stimati

La stesura del bilancio e delle note esplicative ha richiesto l’utilizzo di stime e assunzioni sia nella

determinazione di alcune attività e passività sia nella valutazione delle attività e passività

potenziali. I risultati a posteriori che deriveranno dal verificarsi degli eventi potrebbero differire

da tali stime.

Le stime e le assunzioni considerate sono riviste su base continua e gli effetti di eventuali

variazioni sono iscritti immediatamente in bilancio. L’utilizzo di stime è particolarmente rilevante

per le seguenti poste:

• ammortamenti (per i beni a vita utile definita) e impairment test delle immobilizzazioni

materiali, avviamento e altre immobilizzazioni immateriali; ai fini della determinazione degli

ammortamenti vengono riviste periodicamente le vite utili residue, gli oneri di

smantellamento/chiusura e il valore di recupero.

• determinazione di alcuni ricavi di vendita, di fondi per rischi e oneri, fondi svalutazione,

benefici ai dipendenti e imposte; in questi casi sono state effettuate le migliori stime possibili

sulla base delle informazioni attualmente disponibili.


38

Gestione dei rischi finanziari

Di seguito si riporta un’analisi dei rischi principali cui E2i Energie Speciali S.r.l. risulta esposta.

Vengono descritte le politiche ed i principi di E2i Energie Speciali S.r.l. per la gestione ed il

controllo dei rischi di cambio, di tasso di interesse, di credito e di liquidità.

Si precisa che non si è fatto ricorso a strumenti finanziari derivati.

1. Rischio prezzo delle commodity

E2i Energie Speciali è parzialmente esposta al rischio di oscillazione del prezzo dell’energia

trattata, che influirebbe direttamente sui ricavi di vendita, rischio parzialmente mitigato dal

contratto di Off-Take in vigore dal 1 ottobre 2014; maggiori informazioni vengono fornite nella

relazione sulla gestione.

Inoltre, operando nel settore delle fonti rinnovabili, la Società è esposta, anche ad un rischio di

natura “regolatoria”. In particolare, la Società cede energia ad Edison S.p.a., tramite il contratto

di Off Take, ad un prezzo stabilito, ed al GSE in regime CIP 6, energia elettrica in regime di

Delibere AEEG 281/2012 e 343/2012, tramite il riconoscimento dell’incentivo Feed In e della

Tariffa Omnicomprensiva, poi ceduti o ritirati dal GSE, e riceve infine proventi da “Conto

Energia” per gli impianti fotovoltaici.

2. Rischio di tasso d’interesse

E2i Energie Speciali è esposta alle fluttuazioni del tasso di interesse soprattutto per quanto

concerne la misura dei proventi e degli oneri finanziari relativi all’indebitamento.

Dal 2017, E2i Energie Speciali ha iniziato ad utilizzare come fonte di finanziamento un contratto

pluriennale stipulato nell’anno con Edison S.p.a., che a sua volta ha sottoscritto un corrispondente

contratto di finanziamento a lungo termine con la BEI – Banca Europea per gli Investimenti. La

BEI ha infatti concesso a Edison S.p.a. una linea di credito di 150 milioni di euro destinata a

finanziare la realizzazione di 165 MW di capacità eolica di E2i. Il prestito di 150 milioni di euro

ha un periodo di disponibilità di 24 mesi, coerentemente con il piano di investimenti previsto da

E2i per la nuova capacità eolica, e potrà essere utilizzato da E2i in diverse tranches, ciascuna con

una durata di 15 anni, e ciascuna ottenibile a tasso variabile o a tasso fisso, a scelta di E2i.

E2i Energie Speciali utilizza inoltre come fonte di finanziamento e di deposito della liquidità

alcuni c/c accessi presso primari istituti di credito, con utilizzi previsti a breve temine (inferiore a

12 mesi) ed infine utilizza anche il c/c in essere con Edison S.p.a.

Si segnala che nel corso dell’esercizio i tassi del c/c in essere con Edison S.p.a. sono stati

aggiornati come di seguito indicato:

▪ tasso attivo: euribor 3 mesi + spread 0,125%;

▪ tasso passivo: euribor 3 mesi + spread 0,75%.


39

3. Rischio di credito

Il rischio di credito rappresenta l’esposizione di E2i Energie Speciali a potenziali perdite derivanti

dal mancato adempimento delle obbligazioni assunte dalle controparti sia commerciali sia

finanziarie. Peraltro, in E2i Energie Speciali l’esposizione al rischio di credito è connessa da un

lato all’esposizione verso Edison per la vendita di energia elettrica e dall’altro all’esposizione

verso il GSE per i crediti relativi alle produzioni CIP 6, Feed In, Tariffa Omnicomprensiva e

Conto Energia.

I crediti commerciali sono esposti nello stato patrimoniale al netto di eventuali svalutazioni che

vengono prudentemente effettuate con aliquote differenziate in funzione dei diversi gradi di

contestazione sottostante alla data del 31 dicembre 2017.

Di seguito si riporta un quadro di sintesi dei crediti commerciali lordi, dei relativi fondi

svalutazione crediti e delle garanzie in portafoglio a fronte degli stessi.

(in migliaia di euro) 31.12.2017 31.12.2016

Crediti commerciali lordi 26.014 33.389

Fondo svalutazione crediti (-) (121) (126)

Crediti commerciali 25.893 33.263

Garanzie in portafoglio - -

Crediti scaduti da 9 a 12 mesi - -

Crediti scaduti oltre i 12 mesi 121 126

Altri Rischi

Rischio di liquidità

Il rischio liquidità rappresenta il rischio che le risorse finanziarie non siano sufficienti per far

fronte alle obbligazioni finanziarie e commerciali nei termini e scadenze prestabiliti. La tabella

che segue rappresenta il “worst case scenario”, mostrando le uscite di cassa nominali future, sia

per la quota capitale sia per la quota interessi, con riferimento alle passività finanziarie compresi

i debiti commerciali.

(migliaia di euro) 31.12.2017 31.12.2016

Worst case da 1 a 3

mesi

oltre 3 mesi e

fino a 1 anno

oltre 1

anno

da 1 a 3

mesi

oltre 3 mesi e

fino a 1 anno

oltre 1

anno

Obbligazioni

Debiti e altre passività

finanziarie 14.432 13.523 25.000 14.697 13.769

Debiti verso fornitori 22.156 13.767

Totale 36.588 13.523 25.000 28.464 13.769 -


40

I debiti verso fornitori trovano adeguata copertura negli incassi attesi dei crediti commerciali.

Covenants sul debito

La Società ha sottoscritto un finanziamento a lungo termine con Edison S.p.a. (che a sua volta ha

sottoscritto un corrispondente contratto di finanziamento con la BEI – Banca Europea per gli

Investimenti) non gravato da covenants finanziari.


41

NOTE ALLE POSTE DELLO STATO PATRIMONIALE

Attività

Attività non correnti

1. Immobilizzazioni materiali

Le immobilizzazioni materiali, costituite dai beni strumentali alla produzione, ammontano a

363.581 migliaia di euro e registrano rispetto al 31 dicembre 2016 un decremento di 24.192

migliaia di euro, come nel seguito dettagliato:

(in migliaia di

euro)

Terreni e

fabbricati

Impianti e

macchinari

Attrezzature

industriali e

commerciali

Altri

Beni

Immobilizz. in

corso e acconti Totale

Valori al 31

dicembre 2016

(A) 17.060 347.807 435

35 22.435 387.772

Variazioni al 31

dicembre 2017

- acquisizioni 569 152 78 - 26.031 26.829

- eliminazioni (923) - (923)

- svalutazioni - - - -

- riclassifiche 202 739 18 (959) -

- ammortamenti (-) (1.288) (48.689) (160) (8) (50.146)

- altri movimenti 48 48

Totale variazioni

(B) (1.441) (47.751) (63) (8) 25.071 (24.191)

Valori al 31

dicembre 2017

(A+B)

15.619 300.057 371 27 47.506 363.581

Di cui:

- costo storico 23.904 854.888 2.561 393 47.506 929.253

- ammortamenti (-) (8.285) (554.831) (2.190) (366) - (565.672)

Le acquisizioni dell’esercizio 2017 ammontano a 26.829 migliaia di euro e si riferiscono

prevalentemente agli investimenti in corso e agli acconti versati in relazione alla realizzazione

degli 8 progetti eolici oggetto di assegnazione da parte del GSE.

Nel valore complessivo delle immobilizzazioni materiali sono infatti incluse immobilizzazioni

in corso e acconti per 47.506 migliaia di euro (totale cumulato 2016 – 2017) che accolgono le

seguenti poste incrementative:


42

• costi di sviluppo per circa 13.314 migliaia di euro legati alla realizzazione degli 8

nuovi impianti eolici che nel corso del precedente esercizio erano stati oggetto di

assegnazione di nuovi incentivi da parte del GSE;

• acconti su immobilizzazioni per 12.717 migliaia di euro versati a fornitori d’impianti

in relazione ai progetti di cui sopra;

Per ulteriore dettaglio sugli investimenti in corso si veda quanto riportato nella relazione sulla

gestione all’interno del paragrafo relativo agli investimenti.

Con riferimento alle dismissioni effettuate si segnala prevalentemente la vendita a Terna S.p.a.

della sottostazione elettrica di Castelnuovo di Conza e del diritto di superficie correlato per un

valore pari a 830 migliaia di euro.

2. Altre immobilizzazioni immateriali

Il valore di 120 migliaia di euro (137 migliaia di euro al 31 dicembre 2016) comprende

principalmente diritti di licenza e simili i cui ammortamenti del periodo ammontano a 17 migliaia

di euro.

3. Partecipazioni in imprese collegate

Si riferiscono alla partecipazione in Eolo Energia S.r.l., società del gruppo Edison di cui E2i

detiene il 49% delle quote sociali. Il valore contabile iscritto riflette il costo, di competenza di

E2i, di costituzione della società per 4,9 migliaia di euro e il successivo versamento in conto

capitale di competenza E2i per 4.900 migliaia di euro.

Di seguito si riporta la differenza tra il valore della partecipazione iscritto in bilancio e il pro-

quota di Patrimonio Netto della società partecipata:

Valori in Euro

Valore iscritto

partecipazione

in Eolo Energia

Srl

Patrimonio

netto Eolo

Energia Srl

Capitale

sociale e

riserve di

Eolo

Energia Srl

Utile

dell'esercizio

di Eolo

Energia Srl

Quota

partecipazione

di E2i

Pro quota

PN

posseduto

in Eolo

Energia Srl

Differenza

Valore di

iscritto - Pro

quota PN

4.904.900 12.623.115 9.944.674 2.678.440 49% 6.185.326 1.280.426

4. Partecipazioni disponibili per la vendita

A seguito della fusione per incorporazione di Gargano Energia S.r.l. la Società detiene una

partecipazione relativa a quote del Banco di Credito Cooperativo per 2 migliaia di euro. Tali

quote sono classificate come disponibili per la vendita.


43

5. Crediti per imposte anticipate

I crediti per imposte anticipate, pari a 2.938 migliaia di euro (1.218 migliaia di euro al 31

dicembre 2016), sono calcolati con riferimento ai fondi rischi stanziati, al fondo svalutazione

crediti e al valore fiscale dei cespiti eccedenti il valore contabile che sarà recuperato negli esercizi

futuri. Una tabella riepilogativa è stata dettagliata alla voce “Imposte” del conto economico.

6. Altre attività non correnti

Sono pari a 299 migliaia di euro e si riferiscono a depositi cauzionali verso fornitori per 292

migliaia di euro e per 7 migliaia di euro a crediti verso l’erario con scadenza superiore ai 12 mesi.

7. Attività Correnti

Il saldo complessivo al 31 dicembre 2017 risulta così dettagliato:

(in migliaia di euro)

31.12.2017

31.12.2016

Variazioni

Crediti commerciali 25.893 33.263 (7.370)

Crediti per imposte correnti 390 573 (184)

Crediti diversi 18.402 15.795 2.607

Attività finanziarie correnti - 8.869 (8.869)

Disponibilità liquide e mezzi equivalenti 16.223 9.555 6.668

Totale attività correnti 60.908 68.056 (7.147)

Crediti commerciali

Sono pari a 25.893 migliaia di euro e sono esposti al netto di un fondo svalutazione crediti di 121

migliaia di euro. Si riducono di 7.370 migliaia di euro rispetto al 31 dicembre 2016 per effetto,

prevalentemente, delle maggiori cessione pro-soluto dei crediti vantati nei confronti del GSE per

l’incentivo Feed In.

Il saldo dei crediti verso clienti a fine esercizio è relativo principalmente:

- al credito verso Edison S.p.a. per 5.471 migliaia di euro derivante dal contratto

sopramenzionato relativo alla cessione di energia elettrica;

- ai crediti verso il GSE per complessivi 20.062 migliaia di euro relativi all’incentivo Feed In,

alla mancata produzione eolica e ai ricavi da costo evitato del combustibile; nel saldo a credito

di fine esercizio sono compresi anche i crediti per fatture da emettere relativi alle produzioni

di energia elettrica di fine periodo la cui fatturazione è avvenuta nel mese di gennaio 2018.


44

Crediti per imposte correnti

Ammontano a 390 migliaia di euro e si riferiscono al credito IRAP vantato verso l’Erario a seguito

degli acconti versati nel corso dell’anno ed esposti al netto dell’imposta dell’esercizio 2017

stanziata.

Crediti diversi

Ammontano a 18.402 migliaia di euro e aumentano di 2.607 migliaia di euro rispetto al 31

dicembre 2016. La seguente tabella ne illustra le principali componenti:


31.12.2017

31.12.2016

Variazioni

Anticipi Convenzioni stipulate con i Comuni 2.027 1.467 560

Premi assicurativi 419 78 341

Canoni 987 1.040 (53)

Credito Iva a rimborso 4.854 9.532 (4.678)

IVA a credito 6.704 2.304 4.400

Verso personale dipendente per fondi fissi, trattenute diverse (18) (12) (6)

Credito da consolidato fiscale F2i ER1 S.p.a. 2.455 135 2.320

Altri crediti verso terzi 915 1.189 (274)

Altri crediti verso Edison 61 61 -

Totale attività correnti 18.402 15.795 2.607

Il credito IVA a rimborso deriva principalmente dalla richiesta all’Agenzia delle Entrate per la

liquidazione IVA relativo secondo trimestre 2017 per 4.688 migliaia di euro. Si segnala che nel

corso dell’esercizio sono stati liquidati i crediti IVA che erano stati chiesti a rimborso con

riferimento al terzo e quarto trimestre 2015, ai quattro trimestri del 2016 e al primo trimestre del

2017.

Il saldo IVA a credito, che figura per 6.704 migliaia di euro, fa invece riferimento all’IVA

derivante dalla liquidazione del terzo e del quarto trimestre 2017 che saranno richiesti a rimborso

con la dichiarazione IVA 2018.

Il credito da consolidato fiscale recepisce il debito per l’imposta IRES stanziata a fine esercizio

al netto degli acconti versati e del credito per ritenute subite che recepisce le ritenute fiscali

sull’incentivo Feed In che incidono nella misura del 4% dell’importo lordo fatturato oggetto di

incentivo.


45

Attività finanziarie correnti

Il valore risulta azzerato rispetto al precedente esercizio per effetto dell’estinzione del

finanziamento che nel corso del precedente esercizio era stato erogato alla collegata Eolo Energia

S.r.l.

Disponibilità liquide e mezzi equivalenti

Ammontano a 16.223 migliaia di euro e si riferiscono:

• per 15.071 migliaia di euro alle disponibilità liquide presso Credito Italiano; • per 1.056 migliaia di euro al conto corrente intercompany intrattenuto con Edison S.p.a.;

Il restante importo di 96 migliaia di euro riguarda principalmente le disponibilità liquide presso:

Banca Popolare dell’Emilia Romagna per 8 migliaia di euro, Banca Intesa Sanpaolo per 32

migliaia di euro, Banca Société Générale per 42 migliaia di euro e Banca Cariparma & Piacenza

per circa 1 migliaio di euro, oltre ad assegni circolari emessi.


46

Passività

8. Patrimonio netto

Il patrimonio netto di E2i Energie Speciali S.r.l. ammonta a 316.438 migliaia di euro, in

diminuzione di 50.238 migliaia di euro rispetto al 31 dicembre 2016.

Di seguito il dettaglio dei movimenti del patrimonio netto:

Patrimonio netto

Capitale Riserva Altre riserve e Utile

valori in euro Sociale Legale utili (perdite) del periodo Totale

a nuovo

(a) (b) (c) (d) (a+b+c+d)=(e)




Altre variazioni del periodo (29.894) (29.894)





Altre variazioni del periodo 78.178 78.178



La riserva legale ammonta a 840 migliaia di euro e ha raggiunto la quota prevista dal Codice

Civile pari ad un quinto del capitale sociale. Le Altre riserve ammontano a 344.729 migliaia di

euro così dettagliate:

- Riserva per versamento soci in conto capitale per 238.476 migliaia di euro;

- Riserva da rivalutazione Fair Value per 46.657 migliaia di euro;

- Riserve indisponibile (ex art. 7, co. 2 e 7, D.LGS.38/2005) attualizzazione TFR, per 119

migliaia di euro;

- Riserve indisponibile di utili (ex art. 7, co. 3, 4, 5, D.LGS.38/2005), per 13.561 migliaia

di euro.

A seguito delle deliberazioni assembleari del 9 giugno 2017 e del 12 dicembre 2017 sono state

distribuite riserve ai soci per complessivi 62.900 migliaia di euro (16.906 migliaia di euro dalla

riserva utili portati a nuovo e 45.994 migliaia di euro dalla riserva versamento soci in conto

capitale).


47

Il capitale sociale di 4.200 migliaia di euro è interamente versato. Le quote al 31.12.2017 sono

suddivise come segue:

EPER S.r.l.: quota da nominali 1.260.000 euro pari al 30% del capitale sociale.

F2I ER 2 S.p.a.: quota da nominali 2.940.000 euro pari al 70% del capitale sociale.

Passività non correnti

9. Trattamento di fine rapporto

Ammonta a 435 migliaia di euro e riflette le indennità di fine rapporto e altri benefici maturati a

fine periodo dal personale dipendente ed è valutato secondo criteri attuariali ai sensi dello IAS

19.

In particolare, per quanto riguarda lo scenario economico-finanziario i parametri utilizzati per la

valutazione sono i seguenti:

- tasso annuo tecnico di attualizzazione 1,90%

- tasso annuo di inflazione 1,00%

- stima incremento annuo TFR 2,25%

Tale modalità di calcolo ha comportato, tra l’altro, l’iscrizione di oneri finanziari per un valore

pari a 9 migliaia di euro.

La seguente tabella ne illustra le variazioni:

(in euro) TFR

Valori inziali al 31.12.2016 (A) (419.949)

Variazioni :

- Oneri finanziari (+) (8.751)

- Utili (perdite) da attualizzazione (+/-) 74.975

- Altri movimenti (81.413)

Totale variazioni (B) (15.189)

Totale al 31 dicembre 2017 (A+B) (435.138)

Il trattamento di fine rapporto si movimenta, sostanzialmente, a seguito delle perdite da

attualizzazione e per gli oneri finanziari calcolati sul debito verso i dipendenti in essere.


48

L’organico al 31 dicembre 2017, inclusivo di una risorsa assunta a tempo determinato, è così

composto:

10. Fondo per imposte differite

Ammonta a 733 migliaia di euro e rappresenta principalmente la fiscalità differita inerente i

contributi in conto capitale della legge 488/92 (si veda il commento sulle imposte correnti e

differite nelle note del Conto economico).

11. Fondi per rischi e oneri

Al 31 dicembre 2017, la consistenza dei fondi rischi e oneri destinati alla copertura delle passività

potenziali è pari a 31.412 migliaia di euro, in aumento di 1.004 migliaia di euro rispetto al 31

dicembre 2016.

La seguente tabella ne illustra le variazioni:

(in migliaia di euro) 01.01.2017 Acc.ti Utilizzi Rilascio 31.12.2017

- Contenzioso fiscale 1.981 128 (61) - 2.048

- Decommissioning 26.594 1.117 - - 27.711

- Altri rischi e oneri 1.833 - (177) (3) 1.653

Totale Fondi rischi e oneri 30.408 1.245 (238) (3) 31.412

Le principali variazioni attengono a quanto segue:

a) gli accantonamenti per 1.245 migliaia di euro, hanno riguardato:

- per 1.117 migliaia di euro l’aggiornamento della stima dei futuri costi di decommissioning

degli impianti, di cui:

o 94 migliaia di euro accantonati a conto economico in considerazione del fatto che gli

impianti di riferimento avevano terminato la vita utile economico/tecnica;

o 1.023 migliaia di euro contabilizzati come oneri finanziari, per tener conto dell’effetto di

attualizzazione;

(unità)

Inizio

esercizio

01/01/2017

Entrate Uscite Altro/

Riclassifiche

Fine

esercizio

31/12/2017

Cons.

Media

Dirigenti 4 1 (1) - 4 4,6

Quadri 10 1 - - 11 10,5

Impiegati 11 1 (2) - 10 9,8

Totale 25 3 (3) - 25 24,9


49

- per 112 migliaia di euro per l’accantonamento a fronte del contenzioso ICI che la Società

ha in corso con alcuni Comuni ove sono situati gli impianti eolici, di cui 8 migliaia di

interessi;

- per 16 migliaia di euro l’accantonamento, per la sola componente interessi, a fronte

dell’accertamento in corso da parte dell’Agenzia delle Entrate sulle rendite catastali

inerenti i campi eolico situati nelle province di Foggia e Crotone;

b) gli utilizzi di euro hanno riguardato:

- per 61 migliaia di euro la parziale definizione, per le annualità dal 2008 al 2013,

dell’accertamento ICI relativo all’impianto di Faeto;

- per 177 migliaia di euro la definizione del contenzioso per il pagamento di canoni inerenti

la proprietà del terreno relativo all’impianto di Faeto;

c) i rilasci hanno riguardato la proventizzazione del fondo rischi relativo all’impianto

sopramenzionato.


50

Stato delle principali vertenze giudiziarie e fiscali in corso

Contenziosi Amministrativi

TAR Campania

In data 20 gennaio 2017, E2i ha notificato due ricorsi al TAR Campania (r.g. n. 349/2017 n.

350/2017) per l’annullamento delle Delibere di Giunta Regionale n. 532 e 533 del 4 ottobre 2016

con le quali, in esecuzione della L.R. n. 6/2016, sono stati approvati gli “Indirizzi per la

valutazione degli impatti cumulativi di impianti di produzione di energia elettrica da fonte eolica

di potenza superiore a 20KW” e i “Criteri per la individuazione delle aree non idonee

all’installazione di impianti eolici con potenza superiore a 20 kW”. La prima delle udienze di

discussione del merito si è tenuta il 21 novembre 2017 (per la DGR “impatti cumulativi”) si è in

attesa della fissazione dell’udienza per la discussione del merito dell’altro ricorso.

TAR Lazio

Si segnala il ricorso promosso nel 2012 avanti al T.A.R. Lazio, Roma (r.g. 1429/2012) contro il

Ministero dello Sviluppo Economico per l’annullamento del D.M. n. 161316/2011 di concessione

definitiva delle agevolazioni previste dalla legge n. 488/1992 per l’impianto di Orsara di Puglia,

della nota prot. n. 2403/2010 dello stesso Ministero con cui si è comunicato l’avvio del

procedimento di rideterminazione del contributo provvisoriamente concesso e di ogni altro atto

agli stessi connesso. Al momento E2i ha restituito quota parte del contributo (€ 831.666,78) che

si auspica di poter recuperare interamente in caso di accoglimento della domanda. In data 24

maggio 2017 si è svolta l’Udienza Pubblica, in occasione della quale il giudizio è stato trattenuto

in decisione. Successivamente, in data 7 giugno 2017, il Collegio ha pubblicato l’ordinanza n.

6740, con la quale ha rappresentato dubbi circa la giurisdizione del giudice amministrativo e la

competenza del T.A.R. Lazio, Roma. Nel termine indicato dall’ordinanza è stata depositata una

memoria in cui sono state rappresentate le ragioni della Società con riferimento alla giurisdizione

e alla competenza. Si resta in attesa della pubblicazione della sentenza.

E’ inoltre pendente il procedimento avviato con ricorso notificato da E2i il 20 giugno 2016 per

l’annullamento dello Schema di Convenzione del GSE recante la regolazione economica

dell’incentivo sulla “produzione netta incentivata” per il residuo periodo di diritto, successivo al

2015, riconosciuto agli impianti che hanno maturato il diritto a fruire dei Certificati Verdi ai sensi

degli articoli 19 e 30 del Decreto 6 luglio 2012, pubblicato sul sito del GSE il 20 aprile 2016. Si

è in attesa della fissazione dell’udienza di merito.

TAR Sicilia

Ricorso proposto da alcuni privati al TAR Sicilia, Sezione di Catania, per l’annullamento – previa

sospensiva – della D.R.S. n. 896 del 25 giugno 2008 con cui è stata dichiarata la pubblica utilità,


51

indifferibilità e urgenza dell’impianto eolico di Mistretta e della D.R.S. n. 29 del 19 febbraio 2010

con cui è stata disposta l'occupazione preordinata all’esproprio (r.g. 1618/2010). Con ordinanza

n. 888 del 7 luglio 2010 il TAR ha respinto l'istanza cautelare. Si attende la fissazione dell’udienza

di discussione del merito.

Gli stessi attori hanno proposto un altro ricorso in sede civile avverso l’indennità di esproprio

avanti la Corte d’Appello di Messina che ha disposto l’esecuzione di una consulenza tecnica

espletata nel gennaio del 2016. Le Parti hanno raggiunto una composizione bonaria ed è stato

definito tra le stesse un atto transattivo in corso di perfezionamento.

Spalma-incentivi Eolico

Si segnala il ricorso straordinario al Presidente della Repubblica notificato da E2i in data 16 marzo

2015 per chiedere l’annullamento, previa sospensiva, del Decreto MISE 6 novembre 2014 recante

le modalità per la rimodulazione degli incentivi per la produzione di elettricità da fonti rinnovabili

diverse dal fotovoltaico, ivi inclusi, tra gli altri, gli impianti eolici e degli atti ad esso connessi e/o

collegati. Si attende la fissazione dell’udienza di merito di fronte al TAR. La Corte Costituzionale,

con sentenza n.16/2017, ha ritenuto non fondata la questione di legittimità costituzionale sollevata

dal Tar Lazio in merito ad alcune disposizioni del suddetto decreto. In attesa della fissazione

dell’udienza di merito.

Contenziosi Civili:

Impianto Eolico di Vaglio di Basilicata:

Segnaliamo che è pendente presso il Tribunale di Potenza un giudizio proposto da 21 proprietari

di terreni che hanno richiesto la dichiarazione di nullità dei contratti di costituzione dei diritti di

locazione e del diritto di superficie e, in subordine, il riconoscimento della nullità delle clausole

contenenti la determinazione del corrispettivo e di quelle disciplinanti il recesso in via unilaterale

del contratto. Sono pendenti trattative per la definizione bonaria del contenzioso.

Impianto eolico di Rignano Garganico:

Con azione promossa nel gennaio 2017, la proprietaria e il conduttore di un casale situato nell’area

limitrofa del parco eolico di Rignano Garganico hanno citato E2i avanti il Tribunale di Foggia

per ottenere il risarcimento di presunti danni patrimoniali e biologici che sarebbero loro derivati

dalla realizzazione dell’impianto nelle vicinanze della loro abitazione (quantificati in oltre 5

milioni di euro). E2i si è costituita in giudizio contestando integralmente le assunzioni degli

attori, in data 3 luglio 2017 è stato esperito, con esito negativo, il tentativo obbligatorio di

mediazione.


52

Nuovi impianti eolici in costruzione a Vaglio Basilicata:

A seguito di procedura espropriativa, nelle more della definizione di un accordo bonario per

ottenere la disponibilità dei terreni interessati dai cantieri dei nuovi impianti da realizzare nel

territorio del Comune di Vaglio Basilicata, E2i procedeva a far realizzare alcune attività

prodromiche alla costruzione su aree di proprietà di un privato nel luglio 2017.

Il privato, contestata l’indebita occupazione e l’illegittimo accesso ai terreni di sua proprietà da

parte di E2i e della ditta incaricata dell’esecuzione dei lavori, ha richiesto il risarcimento del danno

subito e presentato querela presso la Stazione Carabinieri di Vaglio. La questione è stata definita

con un accordo transattivo con esborso da parte della ditta incaricata di € 31.000 a titolo di

risarcimento danni, e accordo patrimoniale per la costituzione dei diritti reali a fronte del

pagamento di un indennizzo di € 30.000. La querela è stata ritirata nel dicembre del 2017.

Contenziosi Imposte locali (ICI e IMU)

Nel corso del 2016 la Società ha proceduto ad accatastare nuovamente i propri impianti eolici e

fotovoltaici ai sensi della Legge di Stabilità 2016 che ha previsto, per gli impianti industriali di

Categoria D, la modifica degli elementi rilevanti ai fini della determinazione della rendita

catastale (c.d. “IMU sugli imbullonati”). Avendo escluso dall’accatastamento la parte di impianti

funzionali allo specifico processo produttivo, è stata determinata una sensibile riduzione delle

rendite catastali con un corrispondente risparmio in termini di IMU a partire dall’esercizio 2016.

In molti casi le Agenzie delle Entrate – Territorio hanno emesso avvisi in rettifica, contestando la

mancata valorizzazione, ai fini catastali, della parte di impianto costituita dalle torri, non

riconoscendo la loro natura di parte integrante della componente impiantistica, oltre a rettificare

anche la valorizzazione di componenti già precedentemente incluse nella valorizzazione ai fini

delle rendite catastali. La Società ritiene tale posizione contraria alla situazione di fatto e non

coerente con le caratteristiche tecniche degli impianti eolici e pertanto per tutte le rettifiche

ricevute ha instaurato il contenzioso fiscale.


53

12. Debiti finanziari non correnti

Ammontano a 25.000 migliaia di euro e sono relativi al debito verso Edison S.p.a. per il

finanziamento concesso da quest’ultima (a sua volta finanziata dalla BEI – Banca Europea per gli

Investimenti) per finanziare la realizzazione dei parchi eolici oggetto di assegnazione degli

incentivi 2016 da parte del GSE. L’erogazione del finanziamento avviene mediante richiesta, da

parte di E2i, in una o più tranches. L’importo iscritto in bilancio al 31 dicembre 2017 si riferisce

pertanto all’ammontare richiesto da E2i ed erogato fino a quella data.

13. Altre passività

Ammontano a 4.144 migliaia di euro e si riferiscono ai debiti per diritti di superficie e servitù con

scadenza oltre l’esercizio successivo.

14. Passività correnti

Le principali voci attengono a:


31.12.2017

31.12.2016

Variazioni

Debiti finanziari correnti 27.955 28.466 (511)

Debiti verso fornitori 22.156 13.767 8.390

Debiti diversi 4.480 16.242 (11.762)

Totale passività correnti 54.591 58.474 (3.883)

Debiti finanziari correnti

I debiti finanziari correnti ammontano a 27.955 migliaia di euro e sono riferiti:

o per 14.432 migliaia di euro al debito verso la società di factoring per la cessione pro soluto

di crediti relativi all’incentivo Feed in (ex CV) di competenza del II trimestre 2017, crediti

che il GSE ha liquidato a E2i nel corso degli ultimi giorni dell’esercizio 2017. Tale

importo è pertanto indicato a debito al 31/12/2017 in quanto da restituire al factor in virtù

della cessione pro soluto del credito precedentemente avvenuta. A tal proposito si

specifica che il debito è stato pagato al factor nel corso di primi giorni di gennaio 2018.

o per 13.500 migliaia di euro all’esposizione a debito sul conto corrente acceso presso la

Banca Popolare dell’Emilia Romagna a fronte di un finanziamento a breve termine, con

scadenza al 30 giugno 2018.

o per 23 migliaia di euro al debito verso Edison Spa relativo agli interessi passivi maturati

sul finanziamento concesso da quest’ultima.


54

Debiti verso fornitori

La tabella che segue ne dettaglia la composizione:


31.12.2017

31.12.2016

Variazioni

Fornitori italiani 22.156 13.767 8.390

Totale debiti verso fornitori 22.156 13.767 8.390

I debiti verso fornitori sono tutti esigibili nei prossimi dodici mesi e comprendono sia quelli per

fatture ricevute ma non ancora scadute, sia quelli maturati in relazione ad acquisti e prestazioni

ricevute nell’esercizio ma non ancora fatturate alla data di bilancio. Gli importi sono da attribuirsi,

principalmente, alle fatture da ricevere dal fornitore di O&M per i parchi eolici e da altri fornitori

di beni e servizi. La variazione in aumento rispetto al precedente esercizio è da attribuirsi alle

forniture relative alla costruzione e messa in opera degli 8 nuovi impianti eolici, il cui progetto di

realizzazione e relativa cantierizzazione è stato avviato nell’anno.

Debiti diversi

Sono pari a 4.480 migliaia di euro relativi a:

o debiti verso Edison S.p.a. per complessivi 1.861 migliaia di euro inerenti costi relativi

alle prestazioni rese nell’ambito dei contratti di service e altri costi ri-addebitati alla

Società (quali ad es. premi per polizze assicurative infragruppo) comprensivi di fatture

da ricevere (161 migliaia di euro);

o debiti a breve per diritti di superficie per 271 migliaia di euro;

o debiti verso il personale dipendente per 571 migliaia di euro;

o debiti verso istituti di previdenza e sicurezza sociale per 314 migliaia di euro;

o debiti per altre imposte che ammontano a 111 migliaia di euro e che sono relativi alle

ritenute IRPEF su redditi da lavoro dipendente e autonomo;

o altri debiti per 1.352 migliaia di euro.


55

NOTE ALLE POSTE DEL CONTO ECONOMICO

14. Ricavi di vendita

Nella tabella che segue è riportato il dettaglio per natura dei ricavi di vendita:

(in migliaia di euro) 31.12.2017 31.12.2016 Variazioni

Ricavi energia elettrica:

GSE 6.567 11.468 (4.901)

Energia Elettrica - Off Take 33.751 33.759 (8)

Sistema di incentivi Feed In (al netto degli oneri) 68.206 69.425 (1.219)

MPE 1.760 1.019 741

Contributo Conto Energia 1.850 1.767 83

Totale Ricavi energia elettrica 112.134 117.438 (5.304)

Ricavi per titoli ambientale 127 - 127

Ricavi per service 143 - 143

Totale Ricavi di vendita 112.404 117.438 (5.034)

Il decremento della voce ricavi “GSE” di 4.901 migliaia di euro è dovuto alla scadenza

dell’incentivo CIP 6 da parte di alcuni impianti; le tariffe relative al CIP 6/92 adottate per la

fatturazione dell’energia prodotta dall’impianto di Vaglio sono state mediamente pari a 84,1

€/MWh rispetto ai 77,6 €/MWh del 2016.

Il saldo al 31 dicembre 2017 comprende inoltre:

• il conguaglio negativo CEC 2016 relativo all’energia ceduta con tariffa CIP 6 per 13 migliaia

di euro (parte eccedente lo stanziamento 2016);

• la valorizzazione effettuata dal GSE, per 2.895 migliaia di euro, dell’estensione del periodo

incentivante per l’impianto di Faeto, a compensazione delle limitazioni di rete imposte allo

stesso impianto.

La voce “Energia Elettrica - Off Take” si riferisce ai ricavi di cessione di energia elettrica in

base al contratto Off Take, in vigore dal 1° ottobre 2014, fra la Società e Edison S.p.a.

Il decremento di 1.219 migliaia di euro nei ricavi da incentivo Feed In è legato principalmente

alla minore energia incentiva prodotta nel corso dell’esercizio 2017. La tariffa per l’incentivo

Feed In del 2017 è pari a 107,34 €/MWh, per il 2016 era stata invece definita dal GSE al medesimo

valore del prezzo CV dell’anno 2015 (100,08 €/MWh).


56

Nel corso del 2017, in accordo a quanto previsto dal contratto di compravendita dell’energia

elettrica fra E2i ed Edison, in vigore dal 1/10/2014, la Mancata Produzione Eolica (MPE), è stata

riconosciuta al produttore E2i per 1.760 migliaia di euro.

I ricavi per Titoli Ambientali si riferiscono alla vendita dei titoli GO (Garanzie di Origine)

maturati in relazione all’energia rinnovabile immessa in rete.

I ricavi per service sono relativi al contratto di servizi sottoscritto tra la Società e F2i ER 1 S.p.A.

per attività di supervisione nell’ambito dell’operazione d’investimento finalizzata da quest’ultima

con Veronagest S.p.A.

Si precisa che i ricavi di vendita sono esclusivamente realizzati sul mercato italiano.

15. Altri ricavi e proventi

Gli altri ricavi e proventi ammontano a 674 migliaia di euro, si decrementano di 3.558 migliaia

di euro rispetto allo stesso periodo dell’esercizio precedente e presentano il seguente dettaglio:


Altri ricavi e proventi

Indennizzi assicurativi 182 1.302 (1.120)

Sopravvenienze attive 472 2.083 (1.611)

Rilasci di fondi rischi 3 825 (823)

Recupero spese diverse 15 22 (6)

Plusvalenze da alienazione cespiti 2 - 2

Totale 674 4.233 (3.558)

Gli indennizzi assicurativi si riferiscono alle liquidazioni relative agli indennizzi per gli impianti

eolici di San Giorgio La Molara (106 migliaia di euro), Cascine Bianche (28 migliaia di euro),

Castiglione Messer Marino (25 migliaia di euro), Oviglio (21 migliaia di euro), Rocca Spinalveti

Fraine (2 migliaia di euro).

Le sopravvenienze attive si riferiscono a rettifiche di stanziamenti effettuati in esercizi precedenti.

La variazione rispetto al precedente esercizio deriva dal fatto che nel corso del 2016 erano stati

contabilizzati gli incassi per il riconoscimento di contributi ex L. 488/92.

I rilasci dei fondi rischi, pari a 2 migliaia di euro, si riferiscono alla proventizzazione di un fondo

rischi per la chiusura di un contenzioso patrimoniale inerente l’impianto eolico di Faeto.

Le plusvalenze realizzate derivano dalla vendita a Terna S.p.a. della sottostazione elettrica di

Castelnuovo di Conza.


57

16. Consumi di materie e servizi

I consumi di materie e servizi, pari a 41.556 migliaia di euro, registrano una diminuzione di 2.373

migliaia di euro rispetto al precedente esercizio per effetto prevalentemente di:

• maggiori costi per prestazioni e manutenzione impianti (per 1.041 migliaia di euro);

• minori accantonamenti ai fondi rischi (per 1.597 migliaia di euro) che nel corso del precedente

esercizio avevano inciso significativamente per effetto dell’adeguamento del fondo

decommissioning che era stato iscritto a conto economico in considerazione del fatto che gli

impianti di riferimento avevano terminato la vita utile economico/tecnica;

• minore imposta IMU (per 642 migliaia di euro);

• minore incidenza delle sopravvenienze passive (per 1.917 migliaia di euro) che nel corso del

precedente esercizio avevano inciso significativamente per effetto dei conguagli finalizzati dal

GSE sui Certificati Verdi di competenza di esercizi precedenti.

Di seguito si riporta il dettaglio delle voci che compongono il saldo:

(in migliaia di euro) 31.12.2017 31.12.2016 Variazioni Variazioni %

- Acquisto di materie prime e di materiali tecnici 281 283 (2) -1%

- Prestazioni per manutenzioni e riparazioni 30.479 29.438 1.041 4%

- Prestazioni professionali e tecniche 1.295 1.306 (11) -1%

- Locazioni operative 2.043 1.677 366 22%

- Royalties per esercizio campi eolici 2.191 2.403 (212) -9%

- Service amministrativi 698 714 (16) -2%

- Accant. (rilascio) svalutazione crediti commerciali (5) (23) 18 -78%

- Accantonamenti a fondi rischi 222 1.819 (1.597) -88%

- Utilizzo a fondi rischi copertura costi (238) (478) 240 -50%

- Prestazioni assicurative 1.070 953 117 12%

- Costi accessori del personale 178 198 (21) -11%

- IMU 488 1.130 (642) -57%

- Pubblicità 1 2 (1) -74%

- Sopravvenienze passive 247 2.163 (1.917) -89%

- Indennizzi passivi 109 65 44 68%

- Altri 2.498 2.278 220 10%

Totale 41.556 43.929 (2.373) -5%

In dettaglio:

▪ Gli acquisti di materie prime e di materiali tecnici sono principalmente relativi

all’acquisto di energia elettrica per il funzionamento delle turbine oltre che, in valore

residuale, ad acquisti di materiali economali e acquisti di utilities per uso uffici o per uso

industriale.

▪ Le prestazioni per manutenzioni riguardano il servizio di Operation and Maintenance

fornito da EDF EN Services Italia S.r.l., che opera come gestore e si occupa di tutte le


58

attività di manutenzione ordinaria degli aereogeneratori, delle opere civili ed elettriche.

La variazione in aumento rispetto allo scorso esercizio è dovuta sia all’aumento del

corrispettivo fisso relativo alla management fee che a manutenzioni ulteriori resisi

necessarie rispetto alle attività ordinarie.

▪ Le prestazioni professionali e tecniche riguardano attività rese da professionisti diversi,

principalmente si riferiscono a quelle di carattere tecnico richieste per la gestione degli

impianti di produzione e per il coordinamento e l’assistenza nelle pratiche di

autorizzazione e altre attività propedeutiche alla costruzione dei nuovi impianti.

▪ Le locazioni operative comprendono il canone di affitto degli uffici, noleggio delle

attrezzature e degli automezzi e i canoni demaniali corrisposti a vario titolo compresi gli

affitti di terreni.

▪ Le royalties per esercizio dei campi eolici riguardano i compensi agli enti locali calcolati

in base alle convenzioni ed al fatturato per impianto.

▪ I service amministrativi si riferiscono alle attività centralizzate rese da Edison S.p.a.,

costituite da prestazioni di natura gestionale, sia di carattere tecnico che organizzativo,

relative al contratto di service aziendale in essere.

▪ Gli accantonamenti al fondo rischi si riferiscono:

o per 94 migliaia di euro all’adeguamento del fondo decommissioning iscritto a

conto economico in considerazione del fatto che gli impianti di riferimento

avevano terminato la vita utile economico/tecnica;

o per 112 migliaia di euro per all’accantonamento a fronte del contenzioso ICI che

la Società ha in corso con alcuni Comuni ove sono situati gli impianti eolici, di cui

8 migliaia di interessi;

o per 16 migliaia di euro all’accantonamento, per la sola componente interessi, a

fronte dell’accertamento in corso da parte dell’Agenzia delle Entrate sulle rendite

catastali inerenti i campi eolico situati nelle province di Foggia e Crotone;

▪ Gli utilizzi fondo rischi si riferiscono per 61 migliaia di euro alla parziale definizione,

per le annualità dal 2008 al 2013, dell’accertamento ICI relativo all’impianto di Faeto e

per 177 migliaia di euro alla definizione del contenzioso per il pagamento di canoni

inerenti la proprietà del terreno relativo all’impianto di Faeto;


59

▪ Le prestazioni assicurative comprendono i premi per le coperture assicurative per

incendi e garanzie accessorie, responsabilità civile terzi e automezzi, “all risks” e diverse.

▪ I costi accessori del personale comprendono i rimborsi spese di trasferta, i costi per

biglietti viaggio e missioni, l’addestramento e la formazione professionale, i corsi e i

seminari, le prestazioni mediche e sanitarie, le spese per mense aziendali e gli altri costi

accessori.

▪ L’IMU riguarda l’imposta patrimoniale sugli immobili di proprietà;

▪ Le sopravvenienze passive si riferiscono principalmente alla definizione della chiusura

stanziamenti di esercizi precedenti;

▪ Gli altri costi si riferiscono principalmente a imposte e tasse indirette (722 migliaia di

euro); prestazioni legali (269 migliaia di euro), costi societari (672 migliaia di euro),

prestiti di personale ovvero distacchi (134 migliaia di euro), contributi associativi (77

migliaia di euro), altri oneri di gestione (355 migliaia di euro).

17. Costo del lavoro

Il costo del lavoro pari a 3.311 migliaia di euro risulta in aumento di 579 migliaia di euro rispetto

al medesimo periodo dell’esercizio precedente. L’aumento del costo del lavoro rispetto al

precedente esercizio (2.732 migliaia di euro nel 2016) è in parte dovuto all’accresciuto numero

medio di dipendenti nell’esercizio (24,9 nel 2017 confrontati a 23,1 nel 2016) ed a politiche salariali

e retributive aziendali deliberate tra il 2016 (che hanno impattato solo in parte il primo esercizio) e

il 2017.

Il totale dei dipendenti al 31 dicembre 2017 era pari a 25 unità, in linea rispetto al totale a fine

esercizio 2016.

Il costo del personale include lo stanziamento di quanto deliberato dal Consiglio

d’Amministrazione della Società per le posizioni apicali, le indennità varie riconosciute al

personale, e premi una tantum erogati nel corso dell’esercizio.


60

Nel prospetto che segue è riportato l’organico classificato secondo la movimentazione per

categoria.

(unità)

Inizio esercizio

01/01/2017 Entrate Uscite Altro/ Riclassifiche

Fine esercizio

31/12/2017

Dirigenti 4 1 (1) - 4

Quadri 10 1 - - 11

Impiegati 11 1 (2) - 10

Totale 25 3 (3) - 25

18. Margine operativo lordo

Al 31 dicembre 2017 il margine operativo lordo è di 68.210 migliaia di euro, in diminuzione

rispetto al 31 dicembre 2016 di circa 6.798 migliaia di euro. Tale riduzione deriva

prevalentemente dalla riduzione del fatturato legata alla scadenza dell’incentivo CIP 6 di alcuni

impianti e dalla minore incidenza di alcuni proventi che nel corso del precedente esercizio

avevano inciso positivamente (contributi ex L. 488/92, indennizzi assicurativi).

La riduzione dei ricavi rispetto all’esercizio 2016 (per 8.592 migliaia di euro) è stata parzialmente

assorbita dalla minore incidenza dei costi della produzione (-1.794 migliaia di euro) attribuibile

prevalentemente agli accantonamenti ai fondi rischi e alle sopravvenienze passive che nel

precedente esercizio avevano un impatto significativo sul margine operativo lordo.

19. Ammortamenti e svalutazioni

Gli ammortamenti registrati nel corso dell’esercizio ammontano a 50.163 migliaia di euro, e

presentano un decremento di 284 migliaia di euro rispetto al 31 dicembre 2016 legata in parte alla

revisione delle vite alcuni impianti eolici:


Ammortamento delle immobilizzazioni materiali 50.146 50.434 (289)

di cui comparto Eolico 49.266 49.555 (290)

di cui comparto Fotovoltaico 880 879 1

Ammortamento delle immobilizzazioni immateriali 17 12 5

di cui comparto Eolico 8 8 -

di cui comparto Fotovoltaico - - -

di cui Altro 9 4 5

Totale 50.163 50.447 (284)


61

20. Proventi e oneri finanziari netti

Gli oneri finanziari netti ammontano a 1.164 migliaia di euro, in diminuzione di 51 migliaia di

euro rispetto al corrispondente periodo dell’esercizio precedente per effetto prevalentemente di:

• maggiore incidenza dei proventi finanziari legati prevalentemente agli interessi maturati e

liquidati in relazione ai rimborsi IVA ricevuti;

• maggiore incidenza degli oneri finanziari attribuibili in particolare al contratto di

finanziamento sottoscritto nel corso dell’esercizio con Edison (BEI) e alle commissioni di

factoring e su fidejussioni rilasciate anche per la realizzazione degli 8 nuovi progetti.

Nelle seguenti tabelle è illustrata la composizione dei proventi ed oneri finanziari:


Proventi finanziari

Interessi attivi su c/c Bancari 0 7 (7)

Interessi attivi su c/c Edison 3 15 (11)

Interessi attivi su finanziamento Eolo Energia 64 6

Altri interessi attivi verso Erario 115 52 63

-

Totale proventi finanziari 182 80 102

Oneri finanziari

Interessi passivi su cessione di crediti (51) (20) (31)

Commissioni bancarie (142) (69) (73)

Interessi passivi su finanziamento Edison (BEI) (91) (50) (42)

Interessi passivi su c/c Edison (8) - (8)

Interessi passivi su TFR (9) (9) 0

Oneri decommissioning impianti (1.023) (1.072) 49

Altri (22) (75) 53

Totale oneri finanziari (1.346) (1.295) (51)

Totale Utili(perdite) su cambi - - -

Totale proventi e oneri finanziari (1.164) (1.215) 51

Gli interessi passivi relativi al trattamento di fine rapporto sono determinati in conformità

all’applicazione dello IAS 19.


62

21. Imposte sul reddito

Le imposte sul reddito ammontano a 4.299 migliaia di euro come illustrato di seguito:


Imposte correnti 7.138 9.682 (2.544)

Imposte differite/(anticipate) (2.838) (3.232) 394

Altre imposte (0) (9) 9

Totale 4.299 6.441 (2.142)

Tra le imposte correnti sono inclusi:

▪ 6.268 migliaia di euro per IRES corrente;

▪ 870 migliaia di euro per IRAP.

Di seguito si riporta la tabella di riconciliazione tra l’onere fiscale teorico e l’onere fiscale

effettivo iscritto in bilancio, con evidenza delle variazioni rispetto al precedente esercizio:

Valori in migliaia di euro 31.12.2017 31.12.2016 Variazioni

Risultato prima delle imposte 16.884 23.347 -6.463

Tax rate teorico 24,0% 27,5% -3,5%

Imposte teoriche sul reddito 4.052 6.420 -2.368

Variazioni fiscali IRES in aumento 2.868 4.746 (1.879)

Irap del periodo 870 1.259 (389)

Variazioni fiscali IRES in diminuzione (652) (2.744) 2.092

Imposte anticipate/differite (2.838) (3.232) 394

Imposte esercizi precedenti (0) (9) 9

Totale imposte a conto economico 4.299 6.441 -2.142

Tax rate effettivo 25,5% 27,6% -2,1%

Il tax rate effettivo rispetto al precedente esercizio risulta più basso per effetto della riduzione

dell’aliquota IRES dal 27,5% al 24,0% introdotta dalla Legge di stabilità 2016.

Sul tax rate effettivo, rispetto all’aliquota teorica del 24%, hanno inciso:

o riprese fiscali IRES in aumento relative principalmente ad accantonamento fondi rischi,

ammortamenti non interamente deducibili nell’esercizio e sopravvenienze passive;

o riprese fiscali IRES in diminuzione per effetto prevalentemente dell’agevolazione ACE

(aiuto crescita economica).


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Con riferimento alle imposte anticipate/differite di seguito si riporta il prospetto delle variazioni

intervenute rispetto al precedente esercizio:

(in migliaia di euro) 2016 Acc.ti Utilizzi Riclassifiche 2017 Differenze a

CE

Fondo imposte differite:

Contributi 488 extra contabili (1.113) - 380 - (733) (380)

Delta valore cespiti IRES (738) - 2.451 (1.713) 0 (738)

Totale Fondo imposte differite (1.851) - 2.831 (1.713) (733) (1.118)

Crediti per imposte anticipate:

Svalutazione crediti tassati 30 - (1) - 29 1

Fondi rischi e oneri tassati 440 - (43) - 397 43

Oneri decommissioning (accantonamenti a CE) 341 22 - - 362 (22)

Delta valore cespiti IRES/IRAP 406 30 - 1.713 2.149 (1.743)

Totale Crediti per imposte anticipate 1.217 52 (44) 1.713 2.938 (1.720)

Totale (634) 52 2.787 - 2.205 (2.838)

Per il Consiglio di Amministrazione

L’Amministratore Delegato

Dott. Mauro Miglio


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Altre informazioni

Impegni e rischi potenziali

Ammontano a 174.017 migliaia di euro e si incrementano di 156.834 migliaia di euro rispetto

all’esercizio precedente. La tabella che segue ne dettaglia la composizione e le relative variazioni:

valori in euro migliaia 31.12.2017 31.12.2016 Variazione

GARANZIE PERSONALI PRESTATE Altre garanzie prestate nell'interesse di terzi 28.859 16.810 12.049

TOTALE GARANZIE PERSONALI PRESTATE 28.859 16.810 12.049

IMPEGNI

Impegni per investimenti 126.897 373 126.524

Impegni per canoni di locazione e affitti 21.435 - 21.435

Impegni per noleggi 20 - 20

TOTALE IMPEGNI 148.352 373 147.979

TOTALE GARANZIE E IMPEGNI 177.211 17.183 160.028

Le garanzie personali prestate – Altre garanzie a favore di terzi – si riferiscono:

o per 18.700 migliaia di euro alle fidejussioni definitive (contro-garantite da manleve)

rilasciate a favore del GSE nel corso dell’esercizio 2017, in sostituzione delle fidejussioni

provvisorie, per la procedura d’assegnazione delle aste eoliche di fine 2016;

o per 3.211 migliaia di euro alle garanzie rilasciate a favore di enti locali relative all’impianto

di Rignano Garganico;

o per 2.524 migliaia di euro alle garanzie rilasciate negli esercizi precedenti, contro-garantite

da Edison S.p.a., a favore di enti locali (quali Provincia di Benevento, Regione Molise,

Provincia di Bologna, Comune di Melissa, Regione Siciliana, Provincia di Crotone);

o per 4.424 alle garanzie rilasciate a favore di Regioni ed Enti diversi Campania per gli

impianti di San Giorgio La Molara, Baselice, Vaglio, Mazara, Montefalcone, Cascine

Bianche, Castiglione e Schiavi.

Gli impegni figurano per 148.352 migliaia di euro e sono relativi:

o per 126.897 migliaia di euro agli impegni su immobilizzazioni relativi prevalentemente agli

ordini per gli acquisti degli aerogeneratori inerenti i progetti di sviluppo degli otto parchi

eolici in costruzione;

o per 21.435 migliaia di euro agli impegni relativi ai canoni di locazione da riconoscere ai

proprietari dei terreni dove sono o saranno dislocati gli impianti eolici della società;


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o per 20 migliaia di euro agli impegni per i noleggi a medio-lungo termine.

Regime fiscale e possibilità di utilizzo del patrimonio netto

valori in euro Descrizione delle voci che compongono il patrimonio netto

Importo a bilancio (euro)

Possibilità di utilizzazione

Quota disponibile per la distribuzione (euro)

Capitale sociale 4.200.000 -

Riserve di capitale:

Riserva da sovrapprezzo delle azioni

- A, B, C -

Riserva versamenti in conto capitale

238.476.276 A, B, C 238.476.276

Riserva per azioni proprie in portafoglio

- A, B, C -

Riserve di rivalutazione monetaria:

A, B, D -

a) Legge 30.12.1991 n.413 -

Riserva per avanzo di fusione - -

Utili portati a nuovo

- A, B, C -

Riserve di utili:

Riserva legale 840.000 B -

Riserve statutarie - B -

Riserva per imposte differite - A, B, C -

Riserva da utili netti su cambi - A, B -

Riserva da transizione IAS:

RIS.IMPUTABILE CAPIT./PERDITA (art. 7, co. 6, D.LGS.38/05)

46.657.361

B


RISERVA INDISPONIBILE DI UTILI (ex art. 7, co. 3, 4, 5, D.LGS.38/2005)

13.561.000


RISERVA INDISPONIBILE (ex art. 7, co. 2 e 7, D.LGS.38/2005)

119.047

Riserva da deroghe ex comma 4 dell’articolo 2423 C.C.

A, B -

-

Utili portati a nuovo

- A, B, C -

Legenda - Possibilità di utilizzazione:

A: per aumento di capitale

B: per copertura di perdite

C: per distribuzione ai soci D: riserve in sospensione di imposta, in caso di distribuzione concorrono a formare il reddito della società

La quota complessiva disponibile per la distribuzione è pari a 238.476 migliaia di euro.


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In relazione ai componenti negativi di reddito non imputati a conto economico, ma dedotti sino

all’esercizio 2008 in base ad apposito prospetto della dichiarazione dei redditi, le disposizioni

fiscali prevedono che, a tutela delle pretese erariali, una corrispondente quota parte di riserve, non

vincolate e utili portati a nuovo, vada mantenuta nel bilancio della Società ovvero, se distribuita,

concorra a formare il reddito della Società.

In considerazione degli ammortamenti extracontabili effettuati dall’incorporata Fri-El Campania

S.r.l., le deduzioni extracontabili ancora in essere al 31 dicembre 2017 sono complessivamente

pari a circa 9,7 milioni di euro; in relazione a tali variazioni sono contabilizzate tra le imposte

differite/anticipate per circa 2,3 milioni di euro.

Qualora si procedesse a distribuzioni di utili o riserve, pertanto, dovranno residuare riserve,

rilevanti ai fini dell’art. 109 TUIR, complessivamente pari a circa 7,4 milioni di euro. In caso di

mancanza o insufficienza di riserve rilevanti, dovrà essere assoggettata a tassazione in capo alla

Società l’eventuale differenza distribuita, aumentata delle relative imposte differite.

Si ricorda inoltre che, a seguito della riforma IRES in vigore dall’1 gennaio 2004, è stata introdotta

la presunzione di prioritaria distribuzione dell’utile d’esercizio e delle riserve diverse da quelle di

capitali per la quota non accantonata in sospensione di imposta, indipendentemente dal disposto

della delibera assembleare (art. 47 TUIR). A tale proposito le assemblee del 9 giugno 2017 e del

12 dicembre 2107 hanno deliberato la distribuzione di riserve per complessivi 62,9 milioni di

euro, attingendo parzialmente alla riserva versamento soci in conto capitale per complessivi 46

milioni di euro e con totale distribuzione della riserva utili portati a nuovo pari a 16,9 milioni di

euro. In assenza di riserve di utili disponibili, la presunzione ex art. 47 TUIR non ha operato in

relazione alle riserve di capitali distribuite.


67

Operazioni infragruppo e con parti correlate

Le quote della Società al 31.12.2017 sono suddivise come segue:

• EPER S.r.l.: 1.260.000 quote nominali, pari al 30% della Società.

• F2I ER 2 S.p.a.: 2.940.000 quote nominali, pari al 70% della Società.

Al 31 dicembre 2017 la Società è comunque consolidata all’interno del bilancio consolidato di

Edison S.p.a., in aderenza ai principi contabili internazionali che tengono conto del complesso di

contratti e accordi tra le parti.

Nell’esercizio 2017, la Società si è avvalsa della struttura di Edison S.p.a. per quanto attiene ai

servizi “corporate” (a titolo indicativo e non esaustivo: legale e contenzioso, personale e

organizzazione, paghe e contributi, societario, sicurezza e ambiente, amministrazione,

comunicazione, relazioni istituzionali, audit, tributario, patrimoniale, et cetera). Tali prestazioni

erano regolate da contratti a tariffe concordate, poi sostituiti da un contratto di Servizi di durata

decennale a decorrere dal 1 ottobre 2014.

Alla stessa Edison è temporaneamente affidato il servizio di tesoreria che avviene, tra l’altro,

attraverso il c/c di corrispondenza regolato a tassi di mercato. Nell’esercizio 2017 i tassi attivi

applicati sono stati pari al tasso Euribor 3 mesi (min 0%) più spread dello 0,125% e i tassi passivi

pari al tasso Euribor 3 mesi (min 0%) più spread del 0,75%.

Inoltre, sempre nell’ambito dei rapporti con Edison S.p.a., le prestazioni per altri servizi di

ingegneria, assistenza tecnica e consulenza immobiliare, avvengono a condizioni

prevalentemente legate a costo orario e rimborsi spese in linea con quelle di mercato, ovvero

tramite apposito contratto di EPCM relativamente alla realizzazione degli otto parchi eolici.

La Società, a partire dal 1° gennaio 2015 ha aderito per il triennio 2015-2017 all’istituto del

consolidato fiscale IRES facente capo a F2I ER1 S.p.a.


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Rapporti infragruppo e con altre parti correlate

Nell’ambito del consolidato del gruppo Edison, i rapporti di E2i Energie Speciali con imprese

collegate e nel consolidato del gruppo EDF con imprese correlate, attengono prevalentemente a:

▪ rapporti commerciali, relativi ad acquisto utilities e cessioni di energia elettrica;

▪ rapporti connessi a contratti di prestazioni di servizi (tecnici, organizzativi, legali ed

amministrativi) effettuati da Edison S.p.a.;

▪ rapporti connessi a contratti di WOSM (manutenzione ordinaria e straordinaria) effettuati da

EDF EN Services Italia S.r.l.;

▪ rapporti di natura finanziaria, rappresentati da:

o rapporti di conto corrente nell’ambito della gestione accentrata di tesoreria Edison S.p.a.:

o finanziamento passivo a lungo termine concesso da Edison S.p.a. per finanziare la

realizzazione dei parchi eolici oggetto di assegnazione da parte del GSE.

Tutti i rapporti in oggetto sono regolati da appositi contratti le cui condizioni sono in linea con

quelle di mercato, cioè alle condizioni che si sarebbero applicate fra due parti indipendenti.

Di seguito si riporta il riepilogo dei valori inerenti i rapporti patrimoniali ed economici con parti

correlate intercorsi nel 2017:


Parti correlate

Totale voce

di Bilancio

EDF EN

SERVICES

ITALIA

SRL

EDISON

ENERGIA

SPA

EDISON

SPA +

EPER

SRL

EOLO

ENERGIA

SRL

F2i ER1

S.p.a.

F2i

ER2

S.p.a.

Totale parti

correlate

Rapporti patrimoniali

Crediti commerciali 5.585 143 5.728 25.893

Crediti diversi 65 63 2.455 2.583 18.402

Disponibilità liquide 1.056 1.056 16.223

Debiti verso fornitori 7.557 140 26 7.723 22.156

Debiti diversi 11 1.912 1.923 8.624

Debiti finanziari 25.023 25.023 52.955

-

Rapporti economici -

Ricavi di vendita 35.431 143 35.574 112.404

Consumi materiale e servizi 32.370 240 2.791 35.402 41.556

Proventi e (oneri) finanziari (96) 64 (32) 1.164

Dividendi pagati 18.870 44.030 62.900 n.a.

Impegni

Garanzie e Impegni 2.524 2.524 174.017

1) Operazioni di natura commerciale

Come evidenziato nella tabella riepilogativa, si riferiscono essenzialmente a:


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a) ricavi per vendite di energia elettrica a Edison S.p.a. legate al contratto di Off Take;

b) ricavi per service relativi al contratto di servizi sottoscritto con F2i ER 1 S.p.A. nell’ambito

dell’operazione d’investimento finalizzata da quest’ultima con Veronagest S.p.A.

c) consumi di materie prime e servizi per:

▪ acquisto utilities da Edison Energia S.p.a.;

▪ costi per attività di manutenzione e gestione degli impianti relativi al contratto di O&M

ricevuti da EDF EN Services Italia S.r.l.;

▪ costi per service relativi al contratto di servizi aziendali ricevuti da Edison S.p.a.;

2) Operazioni di natura finanziaria

Tra i rapporti di natura finanziaria si segnalano:

o il saldo di fine anno del conto corrente intrattenuto con Edison S.p.a., che svolge l’attività

di tesoreria centralizzata, per 1.056 migliaia di euro;

o il debito finanziario a lungo termine verso la stessa relativo al contratto di finanziamento

passivo sopramenzionato (relativo al citato finanziamento BEI).

Compensi di amministratori, sindaci e società di revisione

Per quanto concerne il Consiglio di Amministrazione, l’Assemblea dei soci del 10 marzo 2017,

ha stabilito un emolumento pari a euro 15.000 per ciascuno dei membri del Consiglio di

Amministrazione. I Soci, nell’esercizio del diritto a loro spettante ai sensi dello Statuto, hanno

inoltre determinato il compenso spettante all’Amministratore Delegato ed al Presidente del

Consiglio di Amministrazione.

L’Assemblea del 10 marzo 2017 ha nominato altresì il Collegio Sindacale fino all’approvazione

del bilancio al 31 dicembre 2019 e ha confermato il compenso annuo di euro 21.000 per il

Presidente e di euro 14.000 per ciascun sindaco effettivo.

L’Assemblea del 24 marzo 2011 ha deliberato di conferire l’incarico di revisione legale dei conti

la società Deloitte & Touche S.p.a. per il novennio 2011-2019 per l’attività di revisione legale e

per le attività di revisione contabile completa del reporting package di fine esercizio, di revisione

contabile limitata del reporting package semestrale inviato alla capogruppo Edison al fine del

consolidamento e all’esame di conformità alla Delibera 11/07 dell’Autorità per l’Energia Elettrica

e il Gas dei conti annuali separati del Settore Elettrico. I compensi per tale incarico sono stati

concordati pari a euro 80.000 per l’anno 2017, aumentato del tasso d’inflazione per gli anni

seguenti, per tenere conto delle variazioni di perimetro intercorse a fine 2014.

Infine, il Consiglio d’Amministrazione riunitosi il 15 marzo 2017 ha riconfermato la nomina

dell’Organismo di Vigilanza nelle persone dei Signori Angelo Palma quale Presidente, Devis


70

Bono e Renato Colavolpe quali membri aggiuntivi, sino all’approvazione del bilancio al 31

dicembre 2019, con un compenso, su base annuale, pari a euro 10.000 per il Presidente e euro

5.000 per ciascuno dei membri aggiuntivi.

Fatti di rilievo avvenuti dopo il 31 dicembre 2017 e prevedibile evoluzione

della gestione

Per quanto riguarda la prevedibile evoluzione della gestione, l’andamento della gestione

caratteristica è correlato sostanzialmente all’evento meteorologico e alla correlata ventosità, il cui

buon andamento si prevede possa consentire il raggiungimento di risultati economici in linea con

le aspettative del management. Il mese di gennaio 2018 è stato caratterizzato dall’andamento

sostanzialmente regolare degli impianti, nonostante il maltempo che ha colpito l’Italia centro

meridionale nelle prime due settimane, e da una ventosità superiore alla media di periodo. Non si

segnalano altri fatti di rilievo avvenuti dopo il 31 dicembre 2017.


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Proposta del Consiglio di Amministrazione

Signori Soci,

il bilancio della Vostra Società al 31 dicembre 2017 chiude con un utile di 12.584.721 euro.

Se concordate con i criteri seguiti nella redazione del bilancio e con i principi contabili ivi

utilizzati, proponiamo di riportare a nuovo l’utile d’esercizio, dopo aver:

• Esaminato il bilancio della Società al 31 dicembre 2017 nonché la relazione degli

amministratori sulla gestione;

• Tenuto conto che per effetto della transizione e dell’applicazione dei principi IFRS, il

patrimonio netto al 31 dicembre 2017 comprende riserve indisponibili ex artt. 6 e 7 del

D. Lgs. 38/2005, evidenziate tra le Altre Informazioni del bilancio;

• Tenuto conto di quanto disposto dall’art. 109, comma 4 del d.p.r. n. 917/1986, nella

formulazione in vigore fino alla data del 31 dicembre 2007 e per quanto ancora

applicabile.

Per il Consiglio di Amministrazione

L’Amministratore Delegato

Dott. Mauro Miglio

RELAZIONE E BILANCIO · 2018. 5. 15. · 2016 Anno 2017 (Bilancio) Anno 2016 (Bilancio) Delta vs....

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