bilancio consolidato tirreno power · capitale sociale euro 91.130.000,00 interamente versato ......
Post on 15-Feb-2019
215 Views
Preview:
TRANSCRIPT
TIRRENO POWER – BILANCIO D’ESERCIZIO AL 31 DICEMBRE 2014
- 1 -
BBBIIILLLAAANNNCCCIIIOOO DDD’’’EEESSSEEERRRCCCIIIZZZIIIOOO
AAALLL 333111 DDDIIICCCEEEMMMBBBRRREEE 222000111444
TTTIIIRRRRRREEENNNOOO PPPOOOWWWEEERRR
TIRRENO POWER – BILANCIO D’ESERCIZIO AL 31 DICEMBRE 2014
- 2 -
Sede legale: Roma, Via Barberini 47
Capitale Sociale Euro 91.130.000,00 interamente versato
P.I. - C.F. e Registro delle Imprese di Roma n. 07242841000
R.E.A. n. 1019536
Sede amministrativa e Centrale Napoli: Napoli, Stradone Vigliena 39 Centrale Torrevaldaliga: Civitavecchia (Roma), Via Aurelia 2 Centrale Vado Ligure: Valleggia di Quiliano (Savona), Via A. Diaz 128 Settore Fonti Rinnovabili: Genova, Corso Torino 1
TIRRENO POWER – BILANCIO D’ESERCIZIO AL 31 DICEMBRE 2014
- 3 -
IIINNNDDDIIICCCEEE
IIINNNTTTRRROOODDDUUUZZZIIIOOONNNEEE.....................................................................................................................................- 5 -
Assetto proprietario ............................................................................................................................- 6 -
Organi Sociali ......................................................................................................................................- 7 -
Struttura operativa .............................................................................................................................- 8 -
RRREEELLLAAAZZZIIIOOONNNEEE SSSUUULLLLLLAAA GGGEEESSSTTTIIIOOONNNEEE ...........................................................................................................- 15 -
Premessa ............................................................................................................................................- 16 -
Focus sui risultati ..............................................................................................................................- 16 -
Scenario di riferimento .....................................................................................................................- 21 -
Quadro normativo e regolatorio ......................................................................................................- 23 -
Scenario di produzione .....................................................................................................................- 62 -
Politica Ambientale e Sicurezza .......................................................................................................- 65 -
Piano di investimenti ........................................................................................................................- 74 -
Risorse umane e organizzazione ......................................................................................................- 76 -
Risultati Economici ...........................................................................................................................- 84 -
Attività di Ricerca e Sviluppo ..........................................................................................................- 96 -
Azioni proprie ed azioni della controllante.....................................................................................- 96 -
Rapporti con imprese controllate, collegate, controllanti ed imprese sottoposte al controllo di
queste ultime .....................................................................................................................................- 96 -
Strumenti e rischi finanziari ............................................................................................................- 96 -
Prevedibile evoluzione della gestione ..............................................................................................- 97 -
Fatti di rilievo avvenuti dopo la chiusura del periodo ...................................................................- 98 -
TIRRENO POWER – BILANCIO D’ESERCIZIO AL 31 DICEMBRE 2014
- 4 -
PPPRRROOOSSSPPPEEETTTTTTIII DDDIII BBBIIILLLAAANNNCCCIIIOOO ................................................................................................................. - 105 -
Stato Patrimoniale .......................................................................................................................... - 106 -
Conto Economico ............................................................................................................................ - 107 -
Prospetto dell’utile / (perdita) complessivo rilevato nel periodo ................................................ - 108 -
Rendiconto finanziario delle disponibilità liquide ....................................................................... - 109 -
Prospetto delle variazioni del Patrimonio Netto .......................................................................... - 110 -
NNNOOOTTTEEE EEESSSPPPLLLIIICCCAAATTTIIIVVVEEE .......................................................................................................................... - 111 -
Dichiarazione di conformità .......................................................................................................... - 112 -
Struttura e contenuto del Bilancio ................................................................................................ - 112 -
Valutazione del presupposto della continuità aziendale .............................................................. - 113 -
Variazioni di Principi contabili Internazionali ............................................................................ - 132 -
Tipologia dei rischi e gestione dell’attività di copertura ............................................................. - 136 -
Note alle poste dello Stato Patrimoniale ....................................................................................... - 142 -
Note alle poste del Conto Economico ............................................................................................ - 167 -
Flussi finanziari ............................................................................................................................... - 176 -
Rapporti con imprese controllate, collegate, controllanti ed imprese sottoposte al controllo di
queste ultime ................................................................................................................................... - 178 -
Attività e passività potenziali ......................................................................................................... - 180 -
Operazioni atipiche e inusuali ....................................................................................................... - 180 -
TIRRENO POWER – BILANCIO D’ESERCIZIO AL 31 DICEMBRE 2014
- 5 -
IIINNNTTTRRROOODDDUUUZZZIIIOOONNNEEE
TIRRENO POWER – BILANCIO D’ESERCIZIO AL 31 DICEMBRE 2014
- 6 -
Assetto proprietario
La Società al 31 dicembre 2014 è controllata pariteticamente da Energia Italiana
S.p.A. e GDF SUEZ Energia Italia S.p.A..
TIRRENO POWER – BILANCIO D’ESERCIZIO AL 31 DICEMBRE 2014
- 7 -
Organi Sociali
Consigliere Congiunto e Presidente Mario Franco LEONE
Amministratori Alberto BigiAldo Chiarini Ernesto Chiorazzi (*)Giovanni Chiura Giuseppe Gatti Jean Charles Hertoghe Giovanni (Gianfilippo) Mancini (**)Andrea Mangoni (fino al 25 marzo 2015)Pietro Musolesi Pascal RenaudGianluigi RiboldiAgostino Scornajenchi (fino al 31 maggio 2015)
Presidente Gianluca Marini
Sindaci Carlo De MatteoMaurizio LauriAdriano RossiRiccardo Zingales
Sindaci supplenti Goffredo Hinna DanesiFrancesco Giuseppe Panagia
(*) Ernesto Chiorazzi nominato dal Consiglio di Amministrazione del 15 giugno 2015, in attesa di ratifica da parte dell’assemblea degli azionisti.
(**) Giovanni (Gianfilippo) Mancini nominato dall’assemblea degli azionisti del 24 aprile 2015.
Consiglio di Amministrazione
Collegio Sindacale
Società di Revisione
Reconta Ernst & Young S.p.A.
TIRRENO POWER – BILANCIO D’ESERCIZIO AL 31 DICEMBRE 2014
- 8 -
Struttura operativa
La Società gestisce in Italia centrali termoelettriche e da fonti rinnovabili
localizzate sulla dorsale tirrenica.
Nella tabella che segue sono riepilogate le principali caratteristiche di tali impianti:
Unità produttive al 31/12/2014 al 31/12/2013 Regione
Centrale Vado Ligure 1.453 1.453 LiguriaCentrale Torrevaldaliga 1.176 1.176 LazioCentrale Napoli 401 401 CampaniaTotale Termoelettrico 3.030 3.030
Nucleo Genova 75 75Principalmente
in LiguriaTotale Fonti Rinnovabili 75 75
Totale 3.105 3.105
Potenza lorda di riferimento in esercizio commerciale (MW)
Con i suoi impianti produttivi diversificati la Società è in grado di produrre
energia elettrica con elevata flessibilità e competitività:
• i gruppi di produzione termoelettrici sono costituiti da 2 unità tradizionali
alimentate a carbone e da 4 cicli combinati a gas;
• le fonti rinnovabili comprendono 18 centrali idroelettriche (equamente
suddivise tra le tipologie “ad acqua fluente” e “di regolazione”) dislocate
lungo l’intero arco dell’Appennino.
Si segnala che i gruppi 3 e 4 a carbone della centrale di Vado Ligure sono
attualmente fuori produzione in quanto oggetto di un provvedimento di sequestro a far
data dal mese di marzo 2014. In particolare:
• In data 11 marzo 2014 il G.I.P. del Tribunale di Savona, nell’ambito del
procedimento penale aperto dalla Procura della Repubblica di Savona per
TIRRENO POWER – BILANCIO D’ESERCIZIO AL 31 DICEMBRE 2014
- 9 -
disastro ambientale, in anni precedenti avviato contro ignoti e che a partire dal
mese di novembre 2013 ha visto indagati l’attuale Capo Centrale e dall’11
febbraio 2014 i precedenti Capi Centrale nonché il precedente Direttore
Generale, nell’accogliere una richiesta della stessa Procura, ha disposto il
sequestro preventivo dei Gruppi VL3 e VL4, ritenendo che la libera
disponibilità, da parte degli indagati, dell’impianto industriale a carbone possa
determinare l’aggravamento del reato per il quale è in corso l’indagine penale.
In data 14 marzo 2014, la Società ha ricevuto dal Ministero dell’Ambiente una
diffida contenente l’invito a dare il via entro metà aprile ai lavori per la
realizzazione del nuovo gruppo a carbone (VL6), pena la sospensione
dell’esercizio delle parti d’impianto VL3 e VL4. In data 9 aprile 2014 la
Società ha presentato ricorso al TAR del Lazio contro la diffida ricevuta,
chiedendo, previa sospensione della relativa esecuzione, l’annullamento del
provvedimento del Ministero. In data 11 aprile 2014 il Presidente del TAR ha
accolto l’istanza di misura cautelare monocratica della ricorrente (ovvero la
sospensione dell’efficacia del provvedimento impugnato dalla Società),
rinviando la trattazione collegiale della domanda cautelare alla Camera di
Consiglio del 7 maggio 2014.
• In data 10 aprile 2014 la Società ha presentato al G.I.P. del Tribunale di
Savona istanza di esercizio temporaneo e vincolato dei gruppi VL3 e VL4
sottoposti a sequestro, al fine di smaltire le giacenze di carbone presenti presso
il sito di Vado Ligure tenuto conto di un prospettato pericolo di
autocombustione dello stesso a causa del notevole stato di ossidazione. La
domanda non è stata accolta.
• In data 6 maggio 2014 è stata presentata un’istanza di rinnovo anticipato
dell’AIA dell’intero sito produttivo di Vado Ligure che prevede una serie di
interventi di ambientalizzazione, suddivisi in due fasi, volti al miglioramento
delle emissioni dei gruppi a carbone con un allineamento fin da subito alle
MTD (Migliori Tecnologie Disponibili).
TIRRENO POWER – BILANCIO D’ESERCIZIO AL 31 DICEMBRE 2014
- 10 -
• Il TAR Lazio, nell’udienza del 7 maggio u.s., ha respinto l’istanza di
sospensiva dell’efficacia del provvedimento MATTM relativo all’avvio dei
lavori dell’unità VL6 per mancanza della lesione attuale e concreta (periculum
in mora), ma nel contempo ha riconosciuto l’esistenza di una connessione con
la decisione dei ricorsi pendenti per l’annullamento dell’AU di VL6 e
dell’AIA, in discussione il 15 maggio successivo chiedendo al Presidente del
TAR di assegnare l’analisi del merito alla sezione del Tribunale più adeguata.
All’udienza di discussione del 15 maggio sopra citata il TAR Lazio sez. II
quater, considerando l’istanza di rinnovo presentata dall’azienda, ha disposto
la cancellazione dei ricorsi dal ruolo dando un termine alle parti interessate per
la riassunzione dei ricorsi successivamente all’esito del procedimento di
rinnovo dell’AIA.
• In data 14 maggio 2014 sono state depositate istanza di dissequestro ed istanza
di sostituzione del custode giudiziale; solo quest’ultima è stata accolta.
• In data 9 maggio 2014 è stato notificato alla Società l’avviso di chiusura delle
indagini preliminari in merito al procedimento penale in materia di gestione
dei rifiuti e contestualmente l’iscrizione della stessa nel registro degli indagati
ex Legge n. 231/2001.
• In data 10 giugno 2014, il Ministero dell’Ambiente e della Tutela del
Territorio e del Mare trasmette alla Società il DEC- MIN 0000157 del
06.06.2014 di sospensione dell’autorizzazione integrata ambientale n. DEC –
MIN 0000227 del 14.12.2012 relativa alla centrale termoelettrica della Tirreno
Power S.p.A., limitatamente all’esercizio delle sezioni VL3 e VL4, fino alla
data di comunicazione da parte del gestore dell’avvio dei lavori di
realizzazione della nuova sezione VL6 ovvero, in alternativa, fino alla
conclusione positiva del procedimento di nuovo esame dell’AIA avviato dal
Ministero con nota prot. n. DVA-2014-0013773 del 12 maggio 2014. La
sospensione dell’esercizio delle sezioni VL3 e VL4 ha efficacia dalla data di
notifica del provvedimento e per un periodo comunque non superiore a
TIRRENO POWER – BILANCIO D’ESERCIZIO AL 31 DICEMBRE 2014
- 11 -
centocinquanta giorni, ovvero a centottanta giorni nel caso di richiesta di
documentazione integrativa.
• Avverso tale provvedimento la Società ha presentato ricorso al T.A.R. per
motivi aggiunti. Al momento l’udienza di merito non è stata ancora fissata.
• Alla luce della situazione di Vado Ligure, la società Certiquality ha sospeso la
certificazione ISO14001 per gli impianti a carbone, e la sezione EMAS Italia
del Comitato per l’Ecolabel e l’Ecoaudit ha sospeso la registrazione EMAS
della centrale. Infatti, in considerazione del provvedimento di sequestro
preventivo dell’11 marzo 2014 che rende impossibile verificare il sistema di
Gestione Ambientale di una parte delle attività comprese nello scopo della
certificazione, è stata deliberata la sospensione della certificazione con
riferimento alle unità produttive VL3 e VL4. Considerato che l’unità turbogas
del sito di Vado Ligure non risulta interessata dal suddetto provvedimento di
sequestro, visti anche gli esiti della verifica svolta nel mese di gennaio 2014
dove non sono emersi elementi ostativi al mantenimento della certificazione
ISO 14001, per la stessa unità la delibera di sospensione non è applicabile.
• Il 21 luglio 2014 il GIP di Savona ha emesso un provvedimento con il quale è
stata respinta l’istanza di dissequestro/esercizio provvisorio dei gruppi
sequestrati VL3 e VL4; la Società ha deciso di non presentare appello avverso
tale provvedimento in attesa della conclusione del procedimento di rinnovo
dell’AIA già avviato.
• La Società, a seguito delle richieste via via pervenute dal CT nominato dalla
procura di Savona, ha fornito tutta la documentazione richiesta.
• In data 13 ottobre 2014 il MATTM ha trasmesso a Tirreno Power la
convocazione alla Conferenza di Servizi (CdS) per il rilascio dell’AIA per il
giorno 18 novembre 2014, inviando il Parere Istruttorio Conclusivo (PIC) della
Commissione IPPC ed il Piano di Monitoraggio e Controllo (PMC)
dell’ISPRA.
TIRRENO POWER – BILANCIO D’ESERCIZIO AL 31 DICEMBRE 2014
- 12 -
• La Società ha presentato le osservazioni al MATTM e ha chiesto anche una
audizione al Gruppo Istruttore al fine di potere illustrare adeguatamente la
propria posizione. Infatti le prescrizioni del PIC sono state suddivise in tre
categorie ai fini delle osservazioni: quelle non accoglibili, quelle non attuabili
dal punto di vista tecnico, in quanto se non risolte rendono impossibile
qualsiasi attività, e infine quelle che meritano alcune precisazioni. Tale
audizione ha avuto luogo il giorno 14 novembre 2014.
• In data 31 ottobre 2014 si è tenuta la Conferenza di Servizi per l’ottenimento
dell’autorizzazione del MISE alla realizzazione del carbonile; tale conferenza
ha avuto esito positivo. In data 6 novembre u.s. la Regione Liguria ha
deliberato di rilasciare l’intesa necessaria all’emissione dell’Autorizzazione
Unica per la realizzazione della copertura del parco carbone. Si è tuttora in
attesa dell’emissione del Decreto da parte del MISE.
• In data 18 novembre 2014 la Conferenza di Servizi presso il MATTM è stata
posticipata al 25 novembre 2014 su richiesta dei Sindaci dei Comuni di Vado
Ligure e Quiliano e della Regione Liguria che non potevano essere presenti a
causa dell’emergenza maltempo avvenuta in Liguria nei giorni
immediatamente antecedenti. In data 25 novembre 2014 durante lo
svolgimento della Conferenza di Servizi sono state prodotte due note, una del
Ministero della Salute e una della ASL 2 di Savona, i rappresentanti della
Regione hanno richiesto di conseguenza di posticipare nuovamente di una
settimana lo svolgimento della Conferenza per valutare meglio quanto
riportato nelle note sopra citate. I Sindaci dei Comuni di Vado Ligure e
Quiliano si sono associati alla richiesta e il Ministero ha convocato una nuova
Conferenza per il giorno 4 dicembre 2014. Nel frattempo, la Regione e gli Enti
Locali hanno deliberato di annullare le precedenti delibere di assenso alla
proposta di Tirreno Power, di non poter esprimere parere nell’ambito del
rinnovo anticipato dell’AIA per l’esercizio della centrale termoelettrica
Tirreno Power e conseguentemente di richiedere la sospensione della
procedura al MATTM, al fine di coinvolgere il Consiglio dei Ministri. Il
TIRRENO POWER – BILANCIO D’ESERCIZIO AL 31 DICEMBRE 2014
- 13 -
MATTM, con propria nota, ha rigettato le richieste della Regione e degli Enti
Locali chiedendo loro, in forza dell’art. 14 quater della L.241/90, di esprimersi
in Conferenza di Servizi, ritenendo infatti la mancata espressione del parere
equivalente ad una condivisione del parere della Commissione Istruttoria.
• La Conferenza di Servizi, svoltasi il 4 dicembre u.s., ha sostanzialmente
ratificato le decisioni della Commissione Istruttoria IPPC, prescrivendo a
Tirreno Power di attuare gli interventi di miglioramento previsti in un’unica
fase, con limiti ancora più restrittivi rispetto a quelli proposti dalla Società,
impedendo di fatto l’esercizio degli impianti per circa 16/20 mesi.
Si rinvia ad apposito paragrafo “Fatti di rilievo avvenuti dopo la chiusura del
periodo” in merito agli avvenimenti che hanno riguardato il sito di Vado Ligure
successivamente alla data di chiusura del bilancio.
TIRRENO POWER – BILANCIO D’ESERCIZIO AL 31 DICEMBRE 2014
- 14 -
Nucleo idroelettrico di Genova, Diga di Osiglietta
TIRRENO POWER – BILANCIO D’ESERCIZIO AL 31 DICEMBRE 2014
- 15 -
RRREEELLLAAAZZZIIIOOONNNEEE SSSUUULLLLLLAAA GGGEEESSSTTTIIIOOONNNEEE
TIRRENO POWER – BILANCIO D’ESERCIZIO AL 31 DICEMBRE 2014
- 16 -
Premessa
Il Consiglio di Amministrazione nella seduta del 25 marzo 2015, in considerazione
delle avanzate trattative in corso per la definizione di un Termsheet con le banche
finanziatrici e al fine di poter meglio definire i più appropriati criteri di formazione del
progetto di bilancio di esercizio, ha deliberato di avvalersi del maggior termine di
centottanta giorni per l’approvazione del bilancio al 31 dicembre 2014, così come
previsto dallo Statuto della Società e dall’art. 2364, c. 2, del Codice Civile.
Focus sui risultati
Allo scopo di illustrare i risultati economici e di analizzarne la struttura
patrimoniale e finanziaria, le tabelle che seguono riportano alcuni “Indicatori
alternativi di performance” che il management ritiene maggiormente rappresentativi
dei risultati economici e finanziari e che sono contenuti in schemi riclassificati diversi
da quelli previsti dai principi contabili internazionali adottati. Nel paragrafo
“andamento della gestione dell’esercizio” si forniscono i criteri utilizzati per la
costruzione di tali indicatori, in linea con la raccomandazione CESR/05-178b. I dati,
laddove non diversamente specificato, sono desumibili direttamente dai prospetti di
bilancio.
TIRRENO POWER – BILANCIO D’ESERCIZIO AL 31 DICEMBRE 2014
- 17 -
Sintesi dell’andamento della Società
31.12.2014 31.12.2013 Variazione %
Dati economici (milioni di euro)Ricavi totali 701,5 993,3 -29,4% -di cui ricavi da vendita di energia 688,4 982,1 -29,9%Margine Operativo Lordo (10,2) 49,6 n.s.EBITDA (include derivati su commodity) (26,3) (9,2) n.s.Risultato operativo (97,1) (306,2) n.s.Utile netto del periodo (109,5) (295,9) n.s.
Dati patrimoniali e finanziari (milioni di euro)Investimenti in immobilizzazioni 19,1 42,9 -55,5%Flusso monetario da attività di esercizio 13,2 101,3- n.s.Patrimonio netto (60,9) 36,6 n.s.Capitale investito netto 786,2 877,9 -10,4%Indebitamento Finanziario Netto 847,1 841,3 0,7%Debt/Equity n.s. 23,0 n.s.
Dati operativiEnergia venduta (GWh) 10.378 12.376 -16,1%Energia immessa (GWh) 4.834 7.288 -33,7%Dipendenti (unità) 391 522 -25,1%Energia venduta per dipendente (GWh/unità) 26,5 23,7 11,9%
Indicatori economico/finanziariRicavo unitario da vendita energia (€/MWh) 66,3 79,4 -16,4%ROS (Return on Sales) -13,8% -30,8% n.s.ROI (Return on Investment) -11,7% -32,2% n.s.ROE (Return on Equity) n.s. -165,6% n.s.Rendimento dell 'Equity -80,1% -216,4% n.s.
Indicatori di mercato (medie annuali)Prezzo del greggio Brent ($/bll) (fonte "World Crude Table") 98,91 108,6 -8,9%Prezzo del carbone ($/ton - indice API#2 Northwest Europe Cif ARA) (fonte "Argus McCloskey's Coal Price Index Report") 75,25 81,7 -7,9%
Cambio dollaro USA per euro (fonte UIC) 1,214 1,328 -8,6%Euribor 1mese @ 365 media (fonte www.euribor-ebf.eu) 0,15% 0,13% 13,8%
I criteri utilizzati per la costruzione degli indicatori sopra riportati sono indicati nel
paragrafo Andamento della Gestione.
TIRRENO POWER – BILANCIO D’ESERCIZIO AL 31 DICEMBRE 2014
- 18 -
9861.086
1.509
1.268 1308 1373 1428
993
701
0
200
400
600
800
1.000
1.200
1.400
1.600
2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014
Ricavi
221
267
332
281258
221
160
50
-10-50
0
50
100
150
200
250
300
350
2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014
Margine operativo lordo
153189
250179 161
100
-203
-306
-97
-400
-300
-200
-100
0
100
200
300
2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014
Risultato operativo
66102 101 80 75
43
-157
-296
-110
-350
-300
-250
-200
-150
-100
-50
0
50
100
150
2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014
Risultato netto
215191
84
153
8563
33 4319
0
50
100
150
200
250
2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014
Investimenti
9781.008
898
1.039991
896
703
841 847
500
550
600
650
700
750
800
850
900
950
1.000
1.050
1.100
2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014
Indebitamento finanziario netto
TIRRENO POWER – BILANCIO D’ESERCIZIO AL 31 DICEMBRE 2014
- 19 -
Scenario macroeconomico
La dinamica dell'economia globale e del commercio internazionale nel corso del
2014 è stata inferiore alle attese sebbene l'attività economica, soprattutto nell’ultimo
trimestre, abbia accelerato negli Stati Uniti e, in misura minore, nel Regno Unito. Le
prospettive a breve e a medio termine per l’economia mondiale restano tuttavia
incerte, per la persistente debolezza nell’area dell’euro e in Giappone, per il
prolungarsi del rallentamento in Cina e per la brusca frenata in Russia. La forte caduta
del prezzo del petrolio, determinata sia dall’ampliamento dell’offerta sia dalla
debolezza della domanda, può contribuire a sostenere la crescita, ma non è priva di
rischi per la stabilità finanziaria dei paesi esportatori. La volatilità sui mercati
finanziari nell’area dell’euro è aumentata dopo le elezioni politiche in Grecia di fine
gennaio: le possibili ripercussioni di eventuali mutamenti negli orientamenti delle
politiche economiche e nella gestione del debito pubblico del paese alimentano le
preoccupazioni per la coesione dell’area; a una flessione delle borse europee si è
accompagnata una sostanziale stabilità dei premi per il rischio dei titoli di Stato nei
paesi periferici, verosimilmente per effetto del consolidarsi delle attese di ulteriori
misure di politica monetaria da parte della BCE. In Italia il declassamento del debito
sovrano, deciso in dicembre da Standard & Poors per le incerte prospettive di crescita,
non ha avuto effetti significativi sui rendimenti dei titoli pubblici. Nell’area dell’euro i
prezzi al consumo sono scesi in dicembre. La flessione dei corsi petroliferi contribuirà
a sostenere i consumi, ma potrebbe accrescere i rischi di un radicamento di aspettative
di riduzione della dinamica dei prezzi. Per contrastare questi rischi e ricondurre le
aspettative verso la stabilità dei prezzi, il Consiglio direttivo della BCE ha ribadito
l’intenzione di ampliare la dimensione del bilancio dell’Eurosistema. In Italia negli
ultimi trimestri i consumi hanno ripreso a crescere in misura contenuta, in linea con
l’andamento del reddito disponibile sostenuto dalle misure adottate dal Governo. Il
loro contributo alla crescita dell’economia è stato controbilanciato dalla flessione
degli investimenti, frenati dagli ampi margini di capacità inutilizzata, dall’elevata
incertezza sulle prospettive della domanda e dalle difficoltà dell’edilizia. Secondo le
indicazioni disponibili, nel quarto trimestre dello scorso anno il prodotto interno loro
sarebbe marginalmente sceso. Nei mesi estivi del 2014 il numero di occupati è
TIRRENO POWER – BILANCIO D’ESERCIZIO AL 31 DICEMBRE 2014
- 20 -
aumentato, seppur lievemente; ciò nonostante il tasso di disoccupazione è comunque
salito. La ripresa dell’occupazione rimane tuttavia fragile, come segnalato dai dati
preliminari di ottobre e di novembre: le aspettative delle imprese circa l’evoluzione
della domanda di lavoro nei primi mesi del 2015 continuano a essere negative. La
dinamica dei prezzi al consumo resta debole: in dicembre è stata pari a -0,2 per cento
nell’area euro e a -0,1 in Italia; potrebbe continuare a ridursi per effetto del calo dei
prezzi dei prodotti energetici. Secondo le rilevazioni più recenti le condizioni di
offerta di credito alle imprese sono migliorate, ma restano più stringenti per quelle di
minore dimensione. Le proiezioni della Banca d’Italia prefigurano per l’economia
italiana una crescita modesta quest’anno, più sostenuta il prossimo: nello scenario
centrale risulterebbe attorno allo 0,4 e all’1,2 per cento, rispettivamente. Resta ampia
l’incertezza attorno a questi valori. Sarà cruciale l’intensità della ripresa della spesa
per investimenti; un rapido miglioramento delle prospettive di domanda e delle
condizioni finanziarie potrebbe accrescerla, nonostante l’elevato grado di capacità
produttiva inutilizzata. Un andamento più favorevole dell’attività si avrebbe se il
prezzo del petrolio si mantenesse sui valori registrati negli ultimi giorni. Nel
complesso l’attività economica, oltre a trarre vantaggio dalla caduta del prezzo del
petrolio e dalla graduale accelerazione degli scambi internazionali, verrebbe sostenuta
dall’orientamento espansivo della politica monetaria, riflesso anche nel
deprezzamento dell’euro, e dalle misure di riduzione del cuneo fiscale disposte con la
legge di stabilità (fonte: Bollettino Economico n.1, gennaio 2015 - Banca d’Italia)
TIRRENO POWER – BILANCIO D’ESERCIZIO AL 31 DICEMBRE 2014
- 21 -
Scenario di riferimento
I mercati dei prodotti energetici
Nel 2014 tutte le commodity energetiche hanno segnato importanti e soprattutto
continui cali di valore.
Nel corso del 2014, il prezzo del petrolio greggio Brent (ARA Spot Average), che
influenza significativamente il costo unitario dei combustibili liquidi e gassosi
acquistati, ha fatto registrare un continuo calo del prezzo passando dagli 108.62
$/barile del 2013 a 98.91 $/barile, con un minimo toccato per il mese di dicembre
2014 pari a 62.53 $/barile (fonte: "World Crude Table”).
Il prezzo medio dell’olio combustibile BTZ ha registrato un decremento rispetto
all’anno precedente, passando da 627.09 $/ton del 2013 a 576,73 $/ton nel corso del
2014, registrando il valore più basso pari a 339.49 $/ton ancora nel mese di dicembre
2014 (indice “Platt’s” costo comprensivo di assicurazione e nolo per l’area del
Mediterraneo “HIGH CIF Med Genoa-Lavera”).
Il prezzo medio del carbone ha registrato un lieve decremento rispetto al 2013
passando dai 81.65 $/ton agli 75.25 $/ton del 2014, i valori si sono mantenuti piu’ o
meno costanti tutto l’anno a partire da febbraio 2014 (fonte: “Argus McCloskey's Coal
Price Index Report" indice API#2 Northwest Europe Cif ARA).
Il cambio medio del dollaro statunitense rispetto all’euro nel corso del 2014 è
stato pari a 1,3286, rimanendo sostanzialmente invariato rispetto a quello dello stesso
periodo del 2013 pari a 1.3281 (fonte: Ufficio Italiano Cambi).
Produzione e domanda di energia elettrica in Italia
Nel 2014 il valore cumulato della produzione netta (268 TWh) risulta in
diminuzione del 4% rispetto al 2013. Complessivamente il valore della richiesta di
energia elettrica con 309 TWh fa segnare nel periodo una diminuzione del 3% rispetto
al 2013. Tale riduzione è diffusa in tutte le regioni, in particolare nel Nord Ovest si
arriva ad un calo del 5%.
TIRRENO POWER – BILANCIO D’ESERCIZIO AL 31 DICEMBRE 2014
- 22 -
Da segnalare l’aumento della produzione idroelettrica di 4TWh (+7%) e del
fotovoltaico (+2 TWh pari a +10%) e il fatto che il saldo estero aumenta di 2TWh
(+4%), mentre il pompaggio scende di 0,2TWh (-10%) e il termoelettrico perde ben
18TWh (-10%) (fonte: Terna - Rapporto mensile sul sistema elettrico – consuntivo
dicembre 2014).
Andamento dei prezzi di vendita energia
Nel 2014 il prezzo medio aritmetico dell’energia in Borsa è stato pari a 52,08
€/MWh, con un calo del 17% rispetto all’anno 2013 (62,99 €/MWh) (fonte: GME).
Il prezzo, dopo una iniziale riduzione, ha avuto un periodo di estrema stabilità tra
Marzo e Agosto, riprendendosi poi da Settembre solamente a causa dell’incremento
del prezzo del gas e quindi sostanzialmente senza incremento dei margini. In un
regime di over-capacity costante e di domanda in diminuzione, il prezzo non è riuscito
(come nel 2013) ad esprimere quella volatilità stagionale che fino a due anni fa aveva
consentito agli operatori con impianti flessibili di coprire il fabbisogno elettrico. Il
ciclo combinato, ha fatto il prezzo per oltre il 65% delle ore.
Inoltre la presenza di una consistente potenza installata di fotovoltaico, che ha
raggiunto ormai i 17,7 GW (fonte: GSE-ATLASOLE), crea una sempre maggior
compressione del prezzo nelle ore diurne; il profilo orario del prezzo ha un andamento
generalmente piatto in tutte le ore, con occasionali periodi di alti valori di prezzo
concentrati sul picco di fabbisogno serale.
TIRRENO POWER – BILANCIO D’ESERCIZIO AL 31 DICEMBRE 2014
- 23 -
Quadro normativo e regolatorio
Scenario normativo comunitario
I principali interventi normativi in materia energetica
Nel corso del 2014, la politica energetica europea si è indirizzata soprattutto al
rafforzamento della strategia ambientale, al completamento del disegno del mercato
unico e alla definizione di meccanismi a tutela della concorrenza. Di seguito, si
analizzano brevemente gli sviluppi che in tali ambiti si sono avuti nell’anno.
La strategia ambientale europea: l’Emission Trading Scheme
Come noto, dal 1 gennaio 2013 il meccanismo dell’Emission Trading Scheme
(c.d. ETS) ha visto l’introduzione del sistema di assegnazione dei permessi a titolo
oneroso attraverso lo svolgimento di procedure concorsuali. In particolare, il sistema
prevede che venga assegnata tramite asta la totalità dei permessi per il settore elettrico
e parte dei permessi destinati agli altri settori ETS, ad eccezione di quelli riconosciuti
a rischio di carbon leakage che potranno godere totalmente dell’assegnazione
gratuita1. Lo svolgimento delle aste avviene attraverso una piattaforma unica 2 che
funziona in base alle disposizioni del Regolamento UE 1031/2010.
A differenza di quanto si attendeva, la terza fase dell’ETS si è aperta in una
condizione in cui gli obiettivi di riduzione delle emissioni sono stati raggiunti a causa
del crollo drastico e perdurante della produzione industriale. Ciò ha fatto sì che il
mercato delle quote di emissione si sia trovato ad essere caratterizzato da un surplus di
offerta con ovvie conseguenze in termini di prezzo. Al fine di favorire un allineamento
dei prezzi delle quote a valori ritenuti congrui, la Commissione Europea ha
individuato una serie di misure che richiedono modifiche rilevanti e strutturali della
cornice normativa. Nelle more della definizione di una soluzione a regime, la
Commissione Europea ha proposto il ritiro temporaneo dal mercato di circa 900
milioni di quote nel triennio 2013-2015, per poi reimmetterle negli anni 2019-2020
1 Si tratta dei settori a rischio di rilocalizzazione degli impianti in Paesi extra-UE non soggetti ad alcun regolamento ambientale. Con decisione C-10251 del 2009 la Commissione Europea ha stilato una lista dei settori che continueranno a beneficiare dell’assegnazione gratuita dei permessi di emissione sulla base dei criteri individuati dalla Direttiva 2009/29/CE di cui al Pacchetto clima-energia. 2 In alcuni Paesi saranno in funzione delle piattaforme nazionali per un periodo transitorio.
TIRRENO POWER – BILANCIO D’ESERCIZIO AL 31 DICEMBRE 2014
- 24 -
(c.d. backloading). Tale soluzione, tuttavia, non aveva incontrato il parere favorevole
del Parlamento Europeo che aveva bocciato la proposta della Commissione. Solo nel
mese di giugno 2013 il Parlamento è tornato sulla sua decisione e ha approvato un
emendamento alla direttiva ETS che, attraverso una soluzione di compromesso,
introduce il backloading di quote. A fronte della proposta originaria, tuttavia,
l’intervento approvato prevede la nuova immissione sul mercato delle quote ritirate
dopo un solo anno: ciò significa che le quote ritirate nel periodo 2013-2015 verranno
ricollocate sul mercato già nel 2016. La nuove disposizioni sono diventate efficaci a
seguito della decisione congiunta di Parlamento e Consiglio Europeo 1359/2013/UE
del 17 dicembre 2013.
La strategia ambientale europea: il pacchetto clima-energia 2030
Nel gennaio 2014, la Commissione Europea ha presentato al Parlamento e al
Consiglio Europeo il pacchetto clima-energia per il 2030 che presentava, per quanto di
maggiore interesse, i seguenti obiettivi:
- La riduzione complessiva delle emissioni del 40% al di sotto del livello 1990. In
particolare, per i settori ETS veniva prevista una riduzione del 43% al 2030 rispetto ai
livelli del 2005. L’incremento della produzione di energia da fonte rinnovabile al 27%
sui consumi finali (usi elettrici, termici e per il trasporto) entro il 2030 a livello
europeo.
- La riforma del sistema ETS attraverso la proposta di stabilire una riserva per la
stabilità del mercato all'inizio del prossimo periodo di scambio ETS (2021). Ciò con
lo scopo di affrontare l’eccedenza di quote di emissioni che si è costituita negli ultimi
anni, sia di migliorare la resilienza del sistema agli shock gravi, regolando
automaticamente la fornitura di quote da mettere all’asta.
- La proposta di una serie di indicatori chiave per valutare i progressi compiuti nel
tempo per la sicurezza e l’economicità delle forniture di energia e costituire una base
oggettiva per la definizione di strategie energetiche.
- Una nuova governance basata su piani nazionali per un'energia competitiva,
sicura e sostenibile. Si tratta di un processo iterativo tra la Commissione e gli Stati
membri volto a garantire una maggiore certezza e trasparenza agli investitori,
TIRRENO POWER – BILANCIO D’ESERCIZIO AL 31 DICEMBRE 2014
- 25 -
migliorando la coerenza, i meccanismi di coordinamento e la sorveglianza
dell'Unione Europea.
In base alle proposte precedentemente avanzate dalla Commissione, a fine ottobre, il
Consiglio Europeo ha raggiunto l'atteso accordo per gli obiettivi clima-energia 2030.
Il Consiglio ha confermato il target vincolante per la CO2 (- 40%), decidendo che la
UE potrebbe anche andare oltre (la dichiarazione conclusiva del Consiglio parla di
"almeno" il 40%, con minore contributo dei settori non-ETS). E’ stato confermato
anche l'obiettivo per le rinnovabili, (-27%) anch’esso vincolante, mentre quello per il
miglioramento dell'efficienza energetica rimane indicativo e viene fisato al 27%,
anche se, secondo le dichiarazioni del Consiglio, tale percentuale sarà rivista al 2020,
avendo in mente un target a livello comunitario del 30%. La Commissione è stata
incaricata di indicare i settori prioritari in cui possono essere ottenuti i maggiori
guadagni di efficienza e di proporre le relative misure a livello UE.
Il triplice target energia-clima sarà raggiunto nel pieno rispetto della libertà degli Stati
membri di determinare il proprio mix energetico. Nell'ambito del sistema ETS, la
percentuale annua di riduzione dei permessi (al momento fissata all'1,74%) sarà
aumentata dal 2021 al 2,2%. Sempre riguardo alle emissioni, i Paesi con un reddito
pro-capite inferiore alla media hanno ottenuto meccanismi di tutela (allungamento del
periodo di allocazione gratuita e riserve di quote).
Il Consiglio ha inoltre approvato l'obiettivo minimo di interconnessione elettrica tra
Stati membri indicato da Bruxelles (10% della capacità di generazione installata al
2020 e 15% al 2030). Per quanto riguarda la sicurezza degli approvvigionamenti di
gas, il Consiglio indica che dovranno essere realizzati al più presto i progetti di
comune interesse e, in particolare, quelli per il Corridoio Nord-Sud, il Corridoio Sud e
la promozione di un nuovo hub del gas in Europa meridionale. Va, inoltre, migliorata
la gestione della capacità di rigassificazione gnl e degli stoccaggi per poter affrontare
al meglio le situazioni di emergenza.
TIRRENO POWER – BILANCIO D’ESERCIZIO AL 31 DICEMBRE 2014
- 26 -
La realizzazione del mercato unico europeo
Nell’ambito dell’Unione Europea si sta completando il processo di definizione del
modello di mercato unico volto a creare un sistema di scambio interno dell’energia
elettrica realmente integrato. In tale contesto, l'ACER (Agenzia europea per la
cooperazione dei regolatori energetici), nel mese di aprile, ha presentato e messo in
consultazione il documento ”Energy Regulation: a Bridge to 2025”, che contiene le
principali sfide che attendono il processo di integrazione dei mercati energetici
europei nel prossimo decennio. Tra queste l'Agenzia indica l'integrazione delle
rinnovabili, il miglioramento della governance (in particolare sul coordinamento tra
gestori di rete), il miglioramento dei disegni di mercato nell'elettricità e nel gas e
alcune proposte per il segmento retail (prima fra tutte la possibilità per i consumatori
di cambiare fornitore in 24 ore). A settembre è stata presentata la versione definitiva
del documento frutto del suddetto procedimento di consultazione.
In particolare, per quanto riguarda il settore elettrico, la principale priorità è
rappresentata dalla piena attuazione del Terzo Pacchetto e dall'integrazione dei
mercati. Sul fronte della remunerazione della capacità produttiva i Regolatori europei
si impegnano a sviluppare approcci coerenti nella valutazione dell'adeguatezza del
parco di generazione e a dare indicazioni sulla messa a punto di meccanismi di
sostegno anche in funzione del loro impatto sul mercato unico. Un ulteriore obiettivo
chiave, come preannunciato in fase di consultazione, è l'integrazione delle fonti
rinnovabili nel mercato e il monitoraggio dei meccanismi di incentivazione.
Per quanto attiene il settore del gas, tra le raccomandazioni vi è l'uso efficiente
dello stoccaggio e l'integrazione delle risorse non convenzionali nel mercato unico
oltre a un ulteriore miglioramento dei criteri del Gas Target Model.
Sul fronte della governance occorre segnalare l’invito alla Commissione Ue a
valutare modifiche alla normativa europea per attribuire all’ACER il potere di adottare
direttamente decisioni di approvazione di strumenti legalmente vincolanti nonché per
rafforzare i poteri di supervisione regolatoria degli organismi Entso (le associazioni
degli operatori europei delle reti).
TIRRENO POWER – BILANCIO D’ESERCIZIO AL 31 DICEMBRE 2014
- 27 -
Seguendo gli indirizzi previsti dal documento Bridge to 2025, l’ACER ha
pubblicato il nuovo Target Model per il mercato gas. Esso rappresenta uno strumento
di indirizzo che va ad integrare i codici di rete nazionali con l'obiettivo di realizzare un
sistema del gas concorrenziale, altamente liquido e dove l'integrazione dei mercati sia
sostenuta da un livello appropriato di infrastrutture. Sul testo, i regolatori dovranno
effettuare le proprie valutazioni entro il 2017, e, qualora riscontrassero distanze tra i
propri sistemi e il modello, dovranno considerare riforme strutturali del mercato.
Nel declinare il modello gas, l’ACER raccomanda ai regolatori nazionali un
maggiore impegno nella definizione delle norme per un utilizzo efficiente della
generazione a gas, necessaria per fornire capacità di back up alle fonti rinnovabili.
L’avviso, pertanto, indirizza verso una maggiore flessibilità della tariffazione del gas
che, in molti casi, come anche in Italia, non consente il pieno utilizzo della capacità di
generazione dal momento che i corrispettivi di trasporto applicati agli impianti
presentano natura essenzialmente capacitiva (sono fissati in base alla capacità
prenotata annualmente). Allo scopo di ottimizzare le sinergie tra il gas e l'elettricità,
l'Agenzia propone un obbligo di cooperazione tra i TSO dei due settori.
Per quanto riguarda l’effettiva integrazione del mercato elettrico italiano con
quello europeo, si segnala che nel corso del 2014 è stato definito il quadro di
funzionamento del c.d. market coupling e che dal 24 febbraio 2015 è prevista la
partenza del coordinamento automatico dei mercati borsistici e l’allocazione implicita
di capacità sulle frontiere tra Italia, Austria, Francia e Slovenia.
Con la partecipazione dell’Italia, i mercati day-ahead del Multi-Regional Coupling
copriranno 20 Paesi europei con consumi elettrici annuali di circa 2.800 TWh. La
quantità media giornaliera oggetto di scambio in tali paesi sarà di oltre 4 TWh, pari ad
un controvalore medio giornaliero di oltre 150 milioni di euro.
Per quanto riguarda la frontiera italo-svizzera, anche se tutte le frontiere svizzere
sono tecnicamente pronte per il coupling con i mercati confinanti, si registrano ritardi
nei negoziati bilaterali attualmente in corso fra la Svizzera e la Commissione Europea.
La frontiera italo-greca sarà tecnicamente pronta per il market coupling in tempi
successivi.
TIRRENO POWER – BILANCIO D’ESERCIZIO AL 31 DICEMBRE 2014
- 28 -
In ogni caso, l’avvio del market coupling resta subordinato all’approvazione dei
regolatori nazionali di Austria, Francia, Italia e Slovenia. Conseguentemente,
l’operatività del sistema sulle frontiere italiane sarà confermata quando saranno rese
note le approvazioni di tutti i regolatori nazionali.
I Regolamenti europei sull'integrità e la trasparenza del mercato all'ingrosso (c.d.
REMIT)
Alla fine del 2011, con l'obiettivo di istituire un quadro giuridico uniforme a
livello europeo per la prevenzione degli abusi e delle manipolazioni del mercato nel
settore elettrico e in quello del gas, l'Unione Europea ha adottato un Regolamento
(n.1227/2011 c.d. REMIT) su trasparenza e integrità del mercato dell’energia
all’ingrosso che prevede l'obbligo di rendere pubbliche le c.d. informazioni
privilegiate. Tra queste figurano i dati relativi alla disponibilità degli impianti di
produzione in tempo reale. Nel corso del 2012, l’Autorità Garante della Concorrenza e
del Mercato (di seguito: AGCM) si è pronunciata sull’applicazione del Regolamento
sottolineando che la pubblicazione di determinate informazioni in merito alla capacità
e all’uso degli impianti di produzione elettrica potrebbe agevolare la conclusione di
pratiche anticoncorrenziali in particolare nelle zone caratterizzate da situazioni di
oligopolio.
In seguito all’entrata in vigore del Regolamento, Tirreno Power, pur in assenza di
disposizioni attuative, ha istituito sul proprio sito internet una pagina dedicata alla
pubblicazione delle informazioni sulla disponibilità dei propri impianti.
Nel 2014, l’ACER ha pubblicato una consultazione sulla rendicontazione delle
transazioni prevista dal regolamento REMIT. In particolare, l'agenzia ha presentato e
sottoposto alla valutazione dei soggetti interessati due documenti: il "Transaction
Reporting User Manual" (Trum) e il "Requirements for registered reporting
mechanism" (Rrm). Il primo è un manuale a disposizione degli operatori che illustra in
dettaglio le caratteristiche delle informazioni da trasmettere all’ACER, mentre il
secondo è il documento che contiene i requisiti tecnici e organizzativi necessari per la
rendicontazione dei dati.
TIRRENO POWER – BILANCIO D’ESERCIZIO AL 31 DICEMBRE 2014
- 29 -
Sul fronte delle sanzioni per violazione degli obblighi contenuti nel Regolamento,
occorre segnalare che, nonostante il REMIT sia direttamente applicabile negli Stati
membri e non necessiti, dunque, di attuazione a livello nazionale, con riferimento alla
disciplina sanzionatoria esso demanda a ciascuno Stato membro la definizione delle
misure applicabili. Con la c.d. Legge Europea 2013-bis dell’ ottobre 2014
(L.161/2014) l’Italia ha emanato norme a riguardo che hanno incaricato l’Autorità di
ampi poteri di controllo, ispezione e verifica oltre ad affidarle poteri sanzionatori in
casi opportunamente dettagliati.
In dicembre, la Commissione Europea ha adottato il regolamento di esecuzione
1348/2014 relativo alla segnalazione dei dati in applicazione della normativa REMIT.
Il regolamento stabilisce le norme per la trasmissione dei dati all’ACER definendo le
informazioni (contratti) da segnalare relativamente ai diversi prodotti energetici, i
canali da usare per la segnalazione dei dati e la periodicità della loro segnalazione.
Il regolamento prevede l'avvio degli adempimenti relativi ai diversi obblighi di
segnalazione in due fasi: la prima per i contratti sui mercati organizzati e i dati
fondamentali (dal 7 ottobre 2015), la seconda per le altre tipologie di contratti (dal 7
aprile 2016).
Le Linee Guida Europee in materia di aiuti di Stato per l’ambiente e l’energia 2014-
2020
Nello scorso mese di aprile, la Commissione Europea ha adottato le Linee Guida per
gli aiuti di Stato al settore dell’energia e dell’ambiente. Il documento approvato è il
frutto di una breve consultazione (a cui ha partecipato anche lo Stato italiano) avviata
nel 2013.
Lo scopo principale è rappresentato dalla volontà della Commissione UE di fornire un
contributo fondamentale al raggiungimento degli obiettivi al 2020, favorire il
rafforzamento dei flussi energetici transfrontalieri e assicurare alle imprese e ai
consumatori una riduzione del costo dell'energia. Gli orientamenti espressi nel
documento mirano a sostenere gli sforzi degli Stati membri verso questi obiettivi,
evitando al contempo ogni spreco di denaro pubblico e scoraggiando possibili
distorsioni della concorrenza nel mercato interno dell’Unione Europea. Occorre
TIRRENO POWER – BILANCIO D’ESERCIZIO AL 31 DICEMBRE 2014
- 30 -
ricordare che l’art. 107 del Trattato sul Funzionamento dell’Unione Europea (TFUE)
stabilisce la generica incompatibilità con il mercato interno degli aiuti concessi dagli
Stati membri (mediante risorse statali sotto qualsiasi forma) atti a favorire talune
imprese o talune produzioni. Tuttavia, la stessa norma prevede la possibilità di
derogare al divieto nel caso di aiuti volti a promuovere la realizzazione di importanti
progetti di comune interesse europeo oppure a porre rimedio a un grave turbamento
dell'economia di uno Stato membro.
In tale ambito, con l’adozione delle Linee Guida, la Commissione ha disposto le
condizioni in base alle quali gli aiuti a favore del settore dell’energia e dell’ambiente
possono essere considerati compatibili con il mercato interno e, dunque, non incorrere
nel divieto di cui all’art. 107 del TFUE.
Le Linee Guida sono entrate in vigore a partire dal 1 luglio 2014 e saranno valide fino
alla fine del 2020. Di conseguenza, dal 1 luglio 2014, la Commissione valuta se i
sistemi di aiuto di stato notificati dai singoli Stati membri sono o meno in linea con i
criteri dettati dalle nuove Linee Guida: nel caso in cui i meccanismi di sostegno
previsti non rispondano ai principi stabiliti dalla Commissione, lo Stato membro ha un
anno di tempo per renderli allineati.
1) Orientamenti per il supporto alle fonti rinnovabili
Per quanto riguarda gli aiuti per le fonti rinnovabili, le Linee Guida prevedono, in
generale, che i sistemi di sostegno si spostino gradualmente verso meccanismi più
vicini al mercato, come tariffe premium (on-top su prezzo elettrico di mercato) o
sistemi di certificati scambiabili.
La Commissione distingue tra tecnologie diffuse (quelle che pesano più dell'1-3%
della domanda elettrica europea) e tecnologie non ancora mature, adottando due
approcci diversi, con maggiore rigidità verso le prime.
Per gli impianti più grandi (oltre un MW di potenza, ovvero 6 MW per l'eolico), dal 1
gennaio 2017 dovranno essere introdotte aste per l'assegnazione degli incentivi (con
una fase sperimentale tra il 2015 e il 2016). Viceversa per le tecnologie meno mature e
per gli impianti più piccoli l’applicazione del sostegno non sarà soggetta a procedure
concorsuali ma sarà in forma diretta.
TIRRENO POWER – BILANCIO D’ESERCIZIO AL 31 DICEMBRE 2014
- 31 -
Tuttavia, per entrambe le tipologie di impianti, i sistemi di incentivazione dovranno
rispettare i seguenti requisiti:
- modello di tariffe feed-in-premium;
- applicazione non oltre il periodo di ammortamento previsto dalle norme contabili;
- commercializzazione diretta dell’energia prodotta;
- applicazione della disciplina di sbilanciamento standard prevista dal mercato.
Tali disposizioni, al fine di salvaguardare le legittime aspettative degli operatori, non
avranno alcun effetto sugli impianti esistenti che continueranno a ricevere gli incentivi
come definiti al momento in cui vigevano le precedenti Linee Guida sugli aiuti di
Stato.
2) Sconti per gli energivori
Per quanto riguarda gli sgravi agli energivori, vengono avallate misure di salvaguardia
a patto che siano limitate al massimo le distorsioni della concorrenza che gli aiuti
selettivi implicano, evitando una gara ai sussidi tra Stati membri. Allo stesso tempo, è
previsto che settori esposti alla concorrenza internazionale e a rischio di ricollocazione
extra-UE possano ottenere riduzioni degli oneri per il finanziamento alle fonti
rinnovabili se l’intensità degli scambi con Paesi terzi supera il 10% e se l’aggravio sul
costo di produzione per il sostegno alle rinnovabili supera il 5% del valore aggiunto
prodotto.
3) Regole per i sistemi di remunerazione della capacità produttiva
Per quanto concerne i meccanismi di remunerazione della capacità produttiva, le
Linee Guida stabiliscono, in primo luogo, che laddove uno Stato membro decida di
adottarne uno è tenuto a svolgere un’analisi della cause dell’inadeguatezza del sistema
elettrico nazionale. In secondo luogo, prima della sua adozione, dovrebbe tentare di
rimuovere le distorsioni che impediscono al mercato di guidare correttamente lo
sviluppo della capacità produttiva.
Laddove lo Stato ritenga necessario adottare un meccanismo di remunerazione della
capacità deve attenersi ad una serie di principi stabiliti dalle Linee Guida mirati ad
TIRRENO POWER – BILANCIO D’ESERCIZIO AL 31 DICEMBRE 2014
- 32 -
evitare alterazioni della concorrenza e possibili impatti negativi sul mercato
dell’energia a livello europeo.
Le principali indicazioni dettate dalla Commissione sono:
- gli aiuti devono essere proporzionali ovvero in grado di fornire,
prioritariamente attraverso meccanismi di mercato, un adeguato tasso di ritorno
degli investimenti ai beneficiari e l’assenza di windfall profit;
- la partecipazione ai meccanismi deve essere garantita a tutte le tecnologie e
l’esclusione di alcune categorie di impianti potrà avvenire solo a fronte di una loro
comprovata incapacità a fornire performance adeguate;
- il meccanismo deve essere accessibile sia alla capacità esistente che a quella
di nuova costruzione;
- la partecipazione deve essere aperta, laddove possibile, anche agli operatori
degli altri Stati Membri e alla domanda;
- le misure non devono minacciare le decisioni di investimento già intraprese
dagli operatori o quelle riguardanti il mercato dei servizi;
- in principio, i meccanismi non dovrebbero remunerare capacità a fonte
fossile a meno che si dimostri la mancanza di impianti alternativi per il
raggiungimento dell’adeguatezza del sistema. In ogni caso è stabilita, a parità di
parametri tecnici, una preferenza per le tecnologie a basse emissioni.
TIRRENO POWER – BILANCIO D’ESERCIZIO AL 31 DICEMBRE 2014
- 33 -
Scenario normativo nazionale
Interventi di politica energetica
La Legge di Stabilità per il 2014
Alla fine del mese di dicembre 2013, il Parlamento ha approvato la Legge 147/2013
recante le disposizioni per la formazione del bilancio annuale e pluriennale dello
Stato (c.d. Legge Stabilità 2014). Nell’ambito delle misure previste nel
provvedimento, il comma 153 dell’art. 1 introduce una delega al Ministero dello
Sviluppo Economico (di seguito: MiSE) a stabilire, entro novanta giorni dalla data di
entrata in vigore della legge, su proposta dell'Autorità per l’energia elettrica, il gas e il
sistema idrico (di seguito: Autorità) e con il parere del Ministero dell’ambiente, della
tutela del territorio e del mare (di seguito: MATTM), le condizioni e le modalità per la
definizione di un sistema di remunerazione della capacità produttiva elettrica “in
grado di fornire gli adeguati servizi di flessibilità, nella misura strettamente
necessaria a garantire la sicurezza del sistema elettrico e la copertura dei fabbisogni
effettuata dai gestori di rete e senza aumento dei prezzi e delle tariffe dell'energia
elettrica per i clienti finali”. Il provvedimento ha determinato un pronunciamento
dell’Autorità sulle sue possibili modalità applicative (cfr. par. Regolazione della
disponibilità della capacità produttiva) ma non ha trovato concreta attuazione nel
corso del 2014.
La conversione in legge del c.d. DL Destinazione Italia
Il 21 febbraio 2014 è stata pubblicata in Gazzetta Ufficiale la Legge di conversione
(9/2014) del c.d. DL Destinazione Italia (145/2013) emanato a dicembre 2013 e
recante una serie di misure volte a riavviare la crescita del Paese. L’articolo 1 della
legge contiene le seguenti disposizioni relative al settore elettrico e a quello del gas.
Tra i principali temi, si citano i seguenti.
TIRRENO POWER – BILANCIO D’ESERCIZIO AL 31 DICEMBRE 2014
- 34 -
Prezzi minimi garantiti (comma 2): il testo originario del DL aveva stabilito che, a
partire dal 1 gennaio 2014, i prezzi minimi garantiti fossero aboliti per tutti gli
impianti che accedono già ad un regime incentivante a carico delle tariffe elettriche
(secondo la norma, si torna ad applicare il prezzo zonale). In sede di conversione è
stato stabilito che i Prezzi Minimi Garantiti continuino a valere per gli impianti
fotovoltaici fino a 100 kW e per quelli idroelettrici fino a 500 kW.
Rimodulazione incentivi per le fonti rinnovabili (comma 4): al fine di contenere gli
oneri sostenuti dal sistema per gli incentivi alle fonti rinnovabili, il DL ha previsto due
opzioni alternative per i beneficiari:
a) La possibilità di continuare a godere del regime incentivante spettante per il
periodo di diritto residuo. In tal caso, è prevista l’applicazione di una penale
consistente nella circostanza che, per un periodo di dieci anni decorrenti dal
termine del periodo di diritto, qualsiasi tipo di intervento realizzato sullo stesso
sito non può ricevere ulteriori incentivi (incluso il ritiro dedicato e lo scambio
sul posto).
b) La rimodulazione dell'incentivo spettante, volta a valorizzare l'intera vita utile
dell'impianto. In tal caso il produttore accede a un incentivo ridotto di una
percentuale specifica per ciascuna tipologia di impianto, da applicarsi per un
periodo rinnovato di incentivazione pari al residuo ancora spettante
incrementato di 7 anni.
Misure per il carbone pulito nell’area del Sulcis (comma 12): il DL ha previsto il
riconoscimento di incentivi per la realizzazione di un impianto termoelettrico a
carbone pulito (ovvero con cattura e stoccaggio della CO2, c.d. CCS) realizzato
nell’area del Sulcis. Gli incentivi, allocati mediante asta da indire da parte della
Regione Sardegna entro il 30 giugno 2016, verrebbero erogati sotto forma di
maggiorazioni pari a 30 €/MWh riconosciute sul prezzo elettrico realizzato sul
mercato per un periodo di 20 anni e per un massimo di 2.100 GWh/anno. La Legge di
conversione ha specificato che tale incentivo è riconosciuto al vincitore dell’asta
esclusivamente per la quantità di energia prodotta in regime di CCS.
TIRRENO POWER – BILANCIO D’ESERCIZIO AL 31 DICEMBRE 2014
- 35 -
Competitività imprese industriali (comma 6 bis): al fine di promuovere la
competitività delle imprese industriali, l’Autorità deve rideterminare i corrispettivi a
copertura degli oneri generali di sistema per il settore del gas e i criteri di ripartizione
degli stessi a carico dei clienti finali, tenendo conto della definizione di impresa a
forte consumo di energia. La misura ribadisce quanto già previsto in alcuni decreti
emanati negli scorsi anni, indirizzati ad una applicazione digressiva della tariffa di
trasporto e degli oneri generali di sistema.
Stoccaggio per termoelettrici (comma 16 ter): la norma stabilisce la definizione di una
procedura di asta competitiva per lo spazio di 1 miliardo di mc da destinare ai clienti
termoelettrici da indirsi entro 60 giorni dalla conversione del decreto con prezzo a
base d’asta determinato dall’Autorità in misura pari al costo medio di realizzazione e
gestione delle infrastrutture di stoccaggio. Occorre osservare che tale misura era già
stata prevista da precedenti disposizioni ma, finora, mai attuata.
Il DL Competitività
Fin dal suo insediamento, il Governo Renzi ha annunciato la volontà di dare vita ad
un’ampia manovra volta alla riduzione delle bollette elettriche, soprattutto a sollievo
delle piccole e medie imprese. Con il Decreto Competitività (91/2014), convertito in
agosto (L.116/2014), è stata varata la prima parte della riforma attraverso una serie di
interventi che dovevano necessariamente essere adottati con una norma primaria.
Le misure contenute nel Decreto sono destinate a ridurre il carico tariffario per clienti
allacciati in media tensione e per quelli in bassa tensione con potenza disponibile
superiore a 16,5 kW, diversi dai clienti residenziali e dall'illuminazione pubblica.
Questi gli strumenti previsti dal Decreto:
- dal 2015 le Reti interne di utenza (Riu) e i Sistemi efficienti di utenza (Seu)
dovranno pagare una quota (pari al 5%, elevabile in futuro) degli oneri di
sistema sull'energia autoprodotta. Sono esclusi dall’applicazione del prelievo gli
impianti rinnovabili fino a 20 kW.
TIRRENO POWER – BILANCIO D’ESERCIZIO AL 31 DICEMBRE 2014
- 36 -
- I costi del GSE vengono posti a carico dei beneficiari dei suoi servizi (con
l'eccezione degli impianti destinati all'autoconsumo fino a 3 kW), e non più dei
consumatori.
- Prevista, con effetto dal 2015, una riforma della disciplina dello scambio sul
posto che viene estesa a tutti gli impianti rinnovabili fino a 500 kW.
- Vengono soppressi gli sconti tariffari per i dipendenti del settore elettrico
ancora gravanti sulla bolletta elettrica (riguarda i comparti distribuzione e
trasmissione).
- E’ rivista la regolazione e remunerazione dei sistemi elettrici delle isole
minori non interconnesse sulla base di criteri di efficienza e di stimolo
all'efficienza.
- Il regime tariffario speciale delle ferrovie è ristretto, dal 1° gennaio 2015, ai
soli consumi elettrici rientranti nel servizio universale e per il trasporto
ferroviario delle merci. Gli altri tipi di trasporto pagheranno l'energia elettrica
secondo i costi effettivi del servizio con possibilità di traslazione graduale sui
pedaggi.
Il principale intervento contenuto nel DL in materia di riduzione delle bollette
elettriche è il c.d. spalma-incentivi che rappresenta un meccanismo obbligatorio di
rimodulazione del sostegno ricevuto da impianti fotovoltaici incentivati con potenza
oltre i 200 kW. Il risparmio attuato attraverso la misura va a beneficio delle medesime
categorie di clienti a cui si rivolgono le altre misure di riduzione delle bollette.
La norma prevede una serie di opzioni per i produttori:
- Allungamento da 20 a 24 anni del periodo d’ incentivazione, a fronte di una
rimodulazione del valore unitario della tariffa incentivata a seconda della sua
durata residua.
- Mantenimento dell'erogazione ventennale, sebbene con una riduzione
iniziale del sussidio e di un corrispondente aumento dello stesso in un tempo
successivo, in base a percentuali definite dal MiSE.
TIRRENO POWER – BILANCIO D’ESERCIZIO AL 31 DICEMBRE 2014
- 37 -
- Mantenimento degli incentivi su 20 anni ma con un taglio differenziato a
scaglioni in ragione della potenza degli impianti (6% da 200 a 500 kW, 7% da
oltre 500 fino a 900 kW, 8% oltre i 900 kW).
A ciò si aggiunge una quarta via di riduzione degli oneri per incentivi che prevede
l’indizione di aste per la risoluzione anticipata di una quota fino all'80% degli
incentivi rinnovabili (non solo FV) attraverso il coinvolgimento di operatori finanziari
europei. Il tutto è comunque subordinato alla verifica da parte del Tesoro della
compatibilità degli effetti dell'operazione sui saldi di finanza pubblica.
Durante l’iter di conversione del Decreto Competitività, è stato introdotto un
emendamento che determina rilevanti effetti sul mercato elettrico all’ingrosso. Il testo,
poi divenuto comma della legge, prevede che fino all’entrata in operatività
dell’elettrodotto di collegamento con il continente (cavo a 380 kV ’’Sorgente-
Rizziconi’’) tutte le unità di produzione ubicate in Sicilia, con potenza maggiore di 50
MW, escluse le rinnovabili non programmabili, siano considerate essenziali con
obbligo di offerta sul mercato del giorno prima. Le modalità di offerta e i criteri di
reintegrazione di queste unità devono essere definite dall’Autorità entro 60 giorni
dall’entrata in vigore della legge. Inoltre, il testo prevede che, in attesa di una riforma
organica della disciplina degli sbilanciamenti nell’ambito del mercato dei servizi di
dispacciamento, l’Autorità proceda entro 60 giorni a rimuovere le macrozone Sicilia e
Sardegna (le macrozone sono funzionali al calcolo degli sbilanciamenti). Nel corso
dell’anno, l’Autorità ha conseguentemente definito la disciplina attuativa (cfr.
paragrafo su evoluzione normativa del mercato all’ingrosso).
Interventi di attuazione da parte del Ministero dello Sviluppo Economico del DL
Destinazione Italia e del DL Competitività
In ottobre, il MiSE ha emanato tre provvedimenti di attuazione delle norme volte alla
riduzione delle bollette elettriche, attraverso il contenimento della spesa per incentivi
alle rinnovabili, varate dal Governo.
Un primo provvedimento, prevede l'attuazione della rimodulazione volontaria degli
incentivi dell'energia elettrica prodotta da fonti rinnovabili diverse dal fotovoltaico
TIRRENO POWER – BILANCIO D’ESERCIZIO AL 31 DICEMBRE 2014
- 38 -
(certificati verdi, tariffe onnicomprensive e tariffe premio) applicando quanto previsto
dal DL Destinazione Italia.
Il secondo provvedimento attiene alle modalità di erogazione degli incentivi al
fotovoltaico da parte del GSE. Tale decreto prevede un riconoscimento ai produttori di
un acconto pari al 90% calcolato sulla base della produzione effettiva dell'anno
precedente, con saldo entro 60 giorni dall'invio delle misure sulla produzione effettiva
e, comunque, entro il 30 giugno dell'anno successivo. Il decreto prevede inoltre un
netto cambio nello svolgimento delle azioni di controllo che per impianti maggiori di
200 kW non saranno più campionari.
Il terzo decreto regolamenta la rimodulazione degli incentivi agli impianti fotovoltaici
di potenza superiore ai 200 kW nell'arco dei 20 anni (una delle tre opzioni possibili,
secondo il Decreto Competitività). Secondo il Decreto, come visto, fermo restando il
periodo di erogazione ventennale, la tariffa può essere rimodulata prevedendo un
primo periodo di fruizione di un incentivo ridotto rispetto a quello inizialmente dovuto
e un secondo periodo di fruizione di un incentivo incrementato in ugual misura,
secondo percentuali di rimodulazione stabilite dal MiSE.
Da queste misure, il MiSE si attende una riduzione degli oneri di incentivazione
dell'energia elettrica da fotovoltaico e da altre fonti rinnovabili compresi tra 500 e 700
milioni di euro l'anno a partire dal 2015.
L’energia nel decreto Sblocca Italia
In novembre, il decreto Sblocca Italia (133/2014) è stato convertito in legge dal
Senato (L.164/2014, il testo del decreto era stato adottato dal Consiglio dei Ministri a
settembre).
Il decreto dispone alcune semplificazioni, da adottare con successivi atti ministeriali,
del sistema del c.d. Conto Termico, volto ad incentivare interventi di piccole
dimensioni di uso delle fonti rinnovabili e di efficienza energetica, al fine di facilitare
l'accesso per imprese, famiglie e soggetti pubblici ai contributi, finora sottoutilizzati
proprio per la complessità del meccanismo.
Sempre in tema di fonti rinnovabili, nel corso dell'esame di conversione è stato
inserito l'articolo 22-bis, che interviene sul meccanismo del c.d. spalma-incentivi
TIRRENO POWER – BILANCIO D’ESERCIZIO AL 31 DICEMBRE 2014
- 39 -
obbligatorio volto alla riduzione annua degli incentivi erogati agli impianti
fotovoltaici di grossa taglia (norma prevista dal DL Competitività, cfr. sopra),
escludendo dall'ambito di applicazione dello stesso gli impianti i cui soggetti
responsabili siano enti locali o scuole.
Per quanto riguarda il settore gas e la definizione di infrastrutture strategiche, l'art. 37
stabilisce che i gasdotti di importazione dall'estero, i terminali Gnl, gli stoccaggi gas e
le infrastrutture della rete nazionale di trasporto del gas, incluse le operazioni
preparatorie necessarie alla redazione dei progetti e le relative opere connesse sono
iniziative di interesse strategico di pubblica utilità, indifferibili e urgenti. La norma
comporta una serie di semplificazioni amministrative e divieti di opposizione da parte
degli enti locali che dovrebbero aiutare lo sblocco di progetti in corso. Quanto agli
stoccaggi, vengono previsti incentivi per lo sviluppo di ulteriori prestazioni di punta
dal 2015. Infine, il decreto prevede una radicale revisione delle norme in tema di
trattamento dei rifiuti nell’ottica di semplificare il rilascio delle autorizzazioni
ambientali per gli impianti e di incremento della termovalorizzazione.
L’iter legislativo della c.d. Carbon Tax
In febbraio, dopo un iter parlamentare di oltre due anni, la Camera ha approvato in via
definitiva il disegno di legge c.d. Delega Fiscale. Nel testo, all’art.15, è inserita una
norma che attribuisce al Governo la delega ad introdurre nuove forme di fiscalità
ambientale (c.d. Carbon Tax) in raccordo con la tassazione già vigente. In particolare,
la norma prevede che il Governo introduca strumenti fiscali finalizzati a orientare il
mercato verso "modi di consumo e produzione sostenibili" e a rivedere le accise sui
prodotti energetici e sull'energia elettrica "anche in funzione del contenuto di carbonio
e delle emissioni di ossido di azoto e di zolfo". Il gettito derivante dall'introduzione
della nuova fiscalità ambientale sarebbe destinato prioritariamente alla riduzione della
tassazione sui redditi, in particolare sul lavoro generato dalla green-economy, alla
revisione degli incentivi alle rinnovabili, alla diffusione e innovazione delle tecnologie
e dei prodotti a basso contenuto di carbonio e al finanziamento di modelli di
produzione e consumo sostenibili.
TIRRENO POWER – BILANCIO D’ESERCIZIO AL 31 DICEMBRE 2014
- 40 -
Secondo la norma, l’attuazione della misura deve avvenire attraverso decreti
legislativi che diverranno effettivi allorché entrerà in vigore le disciplina europea di
riforma della Direttiva 2003/96/CE e che dovranno essere coerenti con i principi
stabiliti nella riforma stessa. Tuttavia, nel dicembre 2014, presentando il programma
di lavori per il 2015, la Commissione Europea ha previsto di ritirare la proposta di
riforma, presentata nel 2011, a causa delle modifiche troppo radicali apportate al testo
a seguito dei negoziati intercorsi.
Il Reverse Charge nella Legge Stabilità 2015
Applicando un’opzione data dal legislatore comunitario che concede agli Stati membri
la possibilità di adottare meccanismi di reverse charge3 in settori a particolare rischio
di frodi IVA, la Legge di Stabilità per il 2015 (L.190/2014) ha previsto l’introduzione
del meccanismo nelle operazioni interne aventi ad oggetto gas, energia elettrica e
certificati relativi a gas, elettricità ed emissioni. La norma trova applicazione dal 1°
gennaio 2015 e fino al 31 dicembre 2018 ed i suoi effetti finanziari sono stati
considerati nella predisposizione del Piano industriale approvato dal Consiglio di
Amministrazione della Società e dettagliatamente descritto nel seguito del presente
documento .
Evoluzione normativa del mercato elettrico all’ingrosso
Remunerazione dei servizi di dispacciamento e disciplina degli sbilanciamenti
A metà dello scorso anno l’Autorità ha emanato la Delibera 231/2013/R/eel con la
quale, a valle della consultazione 508/2012/R/eel, ha definito un sistema di
remunerazione del servizio di riserva primaria, fino ad allora mancante. Il
meccanismo delineato dall’Autorità è volontario e prevede che l’operatore doti i
propri impianti di alcune strumentazioni per la misurazione del contributo alla
regolazione di frequenza primaria. Nel caso in cui l’utente del dispacciamento decida
3 Il meccanismo dell'inversione contabile prevede che l’imposta sul valore aggiunto sia assolta dal destinatario di una cessione di beni e servizi (se opportunamente qualificato) in luogo del cedente o prestatore.
TIRRENO POWER – BILANCIO D’ESERCIZIO AL 31 DICEMBRE 2014
- 41 -
di aderire al sistema, la valorizzazione prevista per il servizio prende a riferimento il
prezzo zonale di vendita registrato sul MGP aumentato o diminuito di un valore
amministrato a secondo che si tratti di regolazione primaria a salire o scendere. Il
sistema era previsto entrare in vigore in aprile, ma Terna ha successivamente
segnalato all’Autorità che, in considerazione dei tempi necessari all’aggiornamento
dei sistemi operativi, il meccanismo a regime avrebbe potuto essere reso operativo
non prima di novembre. Al fine di non pregiudicare gli interessi degli operatori che
avevano già avviato gli investimenti necessari ad accedere al sistema a regime,
l’Autorità (con delibera 66/2014/R/eel) ha approvato un meccanismo transitorio per
gli impianti già in grado di partecipare alla fase di test, stabilendo che la liquidazione
delle partite economiche sarebbe avvenuta solo a partire da novembre anche con
riferimento al servizio reso nei mesi intercorrenti fra l’abilitazione delle unità
produttive e il mese di ottobre 2014.
Alla fine del 2013, infine, l’Autorità ha emanato il DCO 557/13 con il quale ha
espresso i propri orientamenti finali in merito alla revisione del funzionamento del
MSD anche grazie al supporto di un’analisi condotta da Terna sui servizi di flessibilità
e ad un approfondimento effettuato dal RSE (ente di ricerca sul sistema energetico)
sull’utilizzo degli impianti a ciclo combinato. In base a quanto previsto dal
documento, le principali caratteristiche del nuovo sistema dovrebbero essere:
- Introduzione di meccanismi di approvvigionamento di capacità per la
fornitura di singoli servizi specifici;
- Estensione volontaria della partecipazione al MSD anche per gli impianti tra
1 e 10 MVA alimentati da fonti rinnovabili (sia programmabili che non
programmabili);
- Introduzione di una nuova tipologia di riserva (riserva rapida);
- Remunerazione della prestazione di avviamento a caldo.
Durante l’intero 2014, la riforma prevista dalla consultazione non è stata approvata in
via definitiva e sono ancora al vaglio di Terna, che deve valutarne gli effetti e
sviluppare le opportune modifiche di funzionamento al MSD, e dell’Autorità. Nel
Quadro Strategico dell’Autorità per il quadriennio 2015-18 (delibera 3/2015/A), nel
TIRRENO POWER – BILANCIO D’ESERCIZIO AL 31 DICEMBRE 2014
- 42 -
quale il Regolatore ha rappresentato il proprio piano di azione nei prossimi 4 anni, lo
sviluppo della riforma del MSD interessa i primi due semestri del 2015 ed è associata
all’emanazione di un testo unico del dispacciamento, il cui rilascio è previsto per la
seconda metà del 2016. Nell’ambito del Quadro, l’Autorità ha previsto per il MSD:
- la revisione dei criteri di selezione e remunerazione dei servizi di
dispacciamento, anche al fine di consentire una più ampia partecipazione
alla fornitura di predetti servizi da parte della generazione, del consumo e
dello stoccaggio di energia secondo criteri di neutralità tecnologica;
- la modifica dei prezzi di sbilanciamento al fine di riflettere il corretto valore
dell’energia elettrica in tempo reale sulla Rete, con una regolazione su base
nodale o per insiemi di nodi definiti compatibilmente con i vincoli di rete.
Sul tema degli sbilanciamenti, nel 2013, l’Autorità aveva avviato una consultazione
finalizzata a riformarne il meccanismo di calcolo superando l’assetto attuale: nel
documento presentato, l’Autorità ha proposto due possibili evoluzioni del sistema, la
prima basata su un meccanismo nodale, la seconda su una sistema di zone dinamiche.
A tali primi orientamenti, tuttavia, non è ancora seguita l’attesa ulteriore fase di
consultazione.
Introduzione di una disciplina di urgenza sul dispacciamento
Nel 2012, l’Autorità ha avviato un’istruttoria conoscitiva sul mercato della zona
Sardegna atta a chiarire i motivi in base ai quali da tempo, nella zona, si verificassero
acquisti sul mercato da parte dei grossisti stabilmente maggiori dei prelievi effettivi.
L’eccesso di produzione che si è venuto a verificare in Sardegna, a seguito di questi
comportamenti, ha comportato un export strutturale di energia verso il Continente
(piuttosto che l’attivazione di risorse a scendere nella zona) determinando effetti
anche sulle altre zone del mercato. Ipotizzando l’attuazione di condotte speculative
basate sulla prevedibilità del segno dello sbilanciamento e sul differenziale atteso tra
prezzo di acquisto dell’energia e dello sbilanciamento, l’Autorità aveva da subito
imposto che il calcolo del prezzo dello sbilanciamento non tenesse conto delle
TIRRENO POWER – BILANCIO D’ESERCIZIO AL 31 DICEMBRE 2014
- 43 -
movimentazioni effettuate per riserva secondaria (delibera 342/2012/R/eel). Gli esiti
dell’istruttoria (delibera 197/2013/E/eel) hanno fatto emergere l’attuazione delle
condotte speculative da parte dei trader operanti nella zona che hanno comportato
effetti di rialzo del prezzo zonale (+28 €/MWh), del PUN (+4 €/MWh) e degli oneri di
dispacciamento (+1,5 M€ circa).
Con l’obiettivo di porre fine a tali comportamenti speculativi, l’Autorità è intervenuta
con una normativa emergenziale (delibera 239/2013/R/eel) che imponeva una
modifica del calcolo dei prezzi di sbilanciamento attraverso l’eliminazione, dal
computo, delle quantità attivate da Terna per generazione incomprimibile (tra cui
unità essenziali contrattualizzate e CIP6). Inoltre, la disciplina imponeva anche una
modifica del calcolo dei transiti secondo la medesima logica (ricalcolo dei transiti al
netto della generazione incomprimibile). La disciplina sarebbe dovuta entrare in
vigore prima sulle isole (giugno 2013) e successivamente (a luglio) estesa a tutte le
zone del mercato. Tuttavia, Terna ha segnalato che le misure individuate dall’Autorità
non erano tecnicamente attuabili costringendola ad introdurre disposizioni diverse. In
ragione di ciò, è stato emanato un nuovo provvedimento che, annullando il
precedente, ha previsto di calcolare il prezzo degli sbilanciamenti eliminando dal
computo le movimentazioni effettuate da Terna nella prima fase del MSD (ex-ante),
ovvero tutte le risorse attivate per la gestione delle congestioni e la ricostituzione dei
margini di riserva (delibera 285/2013/R/eel).
Contestualmente, l’Autorità ha modificato d’urgenza la disciplina che stabilisce le
modalità per il riconoscimento dei corrispettivi per accensione imponendo che il
gettone non venga corrisposto in tutti i casi in cui l’accensione sia stata già pianificata
dal produttore e/o traslata da Terna nell’ambito della stessa giornata: tale decisione,
benché da subito attuativa, è stata sottoposta dall’Autorità alla consultazione degli
operatori.
Contro il complesso delle delibere emanate è stato proposto ricorso al TAR
Lombardia da parte di alcuni operatori che ha portato, nel giugno 2014,
all’annullamento della disciplina emanata. L’Autorità ha presentato appello al
Consiglio di Stato che, dopo aver respinto l’istanza di sospensiva, con sentenza del 20
marzo 2015 n. 1532/2015 ha respinto il ricorso n.6999/2014 proposto dall’AEEGSI.
TIRRENO POWER – BILANCIO D’ESERCIZIO AL 31 DICEMBRE 2014
- 44 -
Terna ha pertanto pubblicato il segno di sbilanciamento aggregato zonale ed i prezzi
di sbilanciamento a partire dal mese di competenza Luglio 2012 fino a Maggio 2014 e
Luglio e Agosto 2014 definiti sulla base della regolazione vigente ante le deliberazioni
dell’Autorità 342/2012/R/eel, 239/2013/R/eel e 285/2013/R/eel. Tali segni e prezzi
troveranno applicazione nella rideterminazione dei Corrispettivi di Dispacciamento
relativamente ai mesi di competenza precedentemente indicati.
Attuazione del DL Competitività: effetti sul mercato dell’energia e dei servizi
Come presentato nel paragrafo dedicato agli interventi di politica economica, il c.d.
DL Competitività, convertito in legge in agosto, aveva stabilito che fino all’entrata in
operatività dell’elettrodotto di collegamento con il continente (cavo a 380 kV
‟Sorgente-Rizziconi‟) tutte le unità di produzione ubicate in Sicilia, con potenza
maggiore di 50 MW, escluse le rinnovabili non programmabili, fossero considerate
essenziali con obbligo di offerta sul mercato del giorno prima. Con Delibera
521/2014/R/eel, l’Autorità è intervenuta definendo un meccanismo di offerta per le
unità siciliane ex DL Competitività del tutto simile al già previsto regime di
reintegrazione dei costi delle unità essenziali ma con l’aggiunta dell’obbligo di offerta
a prezzi calmierati sul MGP. Il regime è previsto valere per la prima metà del 2015 e,
comunque, non oltre l’entrata in esercizio del nuovo collegamento Sicilia-Continente.
Il meccanismo prevede prezzi limite alle offerte effettuate sul mercato dalle unità e un
corrispettivo di reintegrazione dei costi non già coperti tramite la partecipazione al
mercato.
Il Decreto Competitività aveva anche previsto la rimozione delle macrozone Sicilia e
Sardegna ai fini del calcolo degli sbilanciamenti. L’Autorità, con Delibera
525/2014/R/eel, ha dato attuazione alla misura prevista dal Decreto stabilendo la
fusione delle macrozone Sicilia e Sardegna nella macrozona Sud a cui sono
interconnesse. Nello stesso provvedimento, oltre il mandato che il Legislatore le aveva
affidato, l’Autorità ha stabilito che tutte le unità di produzione e consumo debbano
presentare programmi di immissione/prelievo di energia elettrica in base a prudenza,
diligenza, perizia e previdenza (tale vincolo era prima riservato ai soli impianti non
programmabili). La norma impedisce, di fatto, lo sbilanciamento volontario delle unità
TIRRENO POWER – BILANCIO D’ESERCIZIO AL 31 DICEMBRE 2014
- 45 -
e, dunque, la possibilità di arbitraggi tra prezzi di sbilanciamento e prezzi zonali.
Occorre notare che tale previsione era stata ipotizzata nella consultazione promossa
sulla riforma generale della disciplina degli sbilanciamenti (cfr. par. Remunerazione
dei servizi di dispacciamento e disciplina degli sbilanciamenti) dove, però, era stata
prevista anche l’introduzione di un meccanismo di offerte virtuali (che, ad oggi, non
ha trovato attuazione) che permetteva agli utenti del dispacciamento di attenuare gli
effetti di una programmazione rigida e strettamente collegata alle reali aspettative di
produzione o prelievo dell’unità.
Regolazione del servizio di disponibilità di capacità produttiva
Nell'ambito del procedimento di individuazione del sistema definitivo di
remunerazione della disponibilità della capacità di generazione elettrica, l'Autorità ha
emanato la delibera ARG/elt 98/11 che stabilisce l’introduzione di un mercato della
capacità e ne disciplina il funzionamento. In particolare, il meccanismo stabilito dal
provvedimento prevede un sistema di aste per l’acquisizione di capacità produttiva
disponibile che Terna dovrà avviare e gestire (per consegne a partire dal 2017). A
fronte della capacità resa disponibile, il produttore riceverà un premio a parziale
copertura dei costi fissi e, contestualmente, vedrà imporsi un limite alle proprie offerte
su tutti i mercati (MGP e MSD).
Nel 2011 Tirreno Power ha presentato ricorso al T.A.R. Lombardia avverso la
suddetta delibera chiedendone il parziale annullamento relativamente ad alcune
disposizioni ritenute pregiudizievoli per la libera concorrenza. Nel 2013, il T.A.R. ha
emanato la sentenza 862 con la quale ha confermato la disciplina disegnata
dall’Autorità e avverso la quale Tirreno Power ha presentato appello al Consiglio di
Stato continuando a ritenere non congrua l’applicazione di un medesimo limite ai
prezzi ottenibili dai produttori partecipanti al meccanismo di remunerazione della
capacità sui distinti mercati dell’energia e dei servizi.
D’altra parte Terna, in seguito al positivo riscontro ottenuto da parte dell’ Autorità
(delibera 482/2012/R/eel), ha posto in consultazione uno schema di disciplina sul
funzionamento del mercato della capacità: la proposta prevede che il mercato sia
distinto in un’asta madre (con un orizzonte di pianificazione di 4 anni, con cadenza
TIRRENO POWER – BILANCIO D’ESERCIZIO AL 31 DICEMBRE 2014
- 46 -
annuale e prodotti con consegna a 3 anni), asta di aggiustamento (anch’essa annuale
ma con un orizzonte di pianificazione a 3 anni e consegna dei prodotti a 1 anno) e
mercato secondario (basato su negoziazioni continue con cadenza settimanale, con
orizzonte di pianificazione inferiore ad 1 anno e prodotti con consegna ad 1 mese).
La partecipazione al mercato è volontaria e possono accedervi sia gli impianti esistenti
programmabili e non incentivati, sia quelli in costruzione in possesso delle necessarie
autorizzazioni. In esito alle procedure concorsuali si definisce la capacità impegnata di
ciascun soggetto selezionato e il premio che riceverà nel periodo di consegna per la
disponibilità della capacità produttiva.
In esito al processo di consultazione, Terna ha trasmesso all’Autorità lo schema di
funzionamento del mercato della capacità che è stato definitivamente approvato, con
la delibera 375/2013/R/eel, dall’Autorità. La suddetta delibera ha introdotto alcune
modifiche e ha ribadito la necessità di prevedere un floor di prezzo per la capacità
esistente che copra almeno una parte dei costi fissi evitabili al fine di non incorrere in
eccessive dismissioni di impianti.
Lo schema approvato e modificato è stato successivamente trasmesso al MiSE per il
vaglio definitivo che, nel giugno 2014, ha emanato il decreto di approvazione della
disciplina. Il Ministero ha anche reso noto che il meccanismo dispiegherà i propri
effetti non prima del 2018, a differenza di quanto previsto originariamente previsto.
Il sistema delineato da Terna è stato approvato dal Decreto del MiSE con quattro
condizioni:
- che la valutazione di adeguatezza della capacità tenga conto degli effetti positivi
derivanti dallo sviluppo delle reti e delle interconnessioni con l'estero, in coerenza
con l'obiettivo del Governo di completa integrazione del mercato interno europeo
dell'energia;
- che fin dalle prime aste sia assicurata la possibilità di partecipazione attiva della
domanda;
- che il sistema promuova l'adozione di assetti e tecnologie efficienti e la
partecipazione anche della generazione distribuita a fonti rinnovabili, dotata dei
requisiti funzionali a contribuire all'adeguatezza del sistema;
TIRRENO POWER – BILANCIO D’ESERCIZIO AL 31 DICEMBRE 2014
- 47 -
- che l'individuazione del valore minimo e del valore massimo del premio sia
finalizzata a far sì che la disciplina consenta la riduzione dei costi del sistema e
degli oneri a carico dei consumatori.
Il provvedimento prevede, infine, che il GME elabori indicatori per il monitoraggio
degli effetti sulle dinamiche di mercato derivanti dall'entrata in funzione della
disciplina e effettui analisi periodiche sull'interazione con il sistema di market
coupling. Contestualmente all’emanazione del DM sul mercato della capacità,
l’Autorità, dopo un processo di consultazione con gli operatori, ha pubblicato la
Delibera 320/2014/R/eel con cui ha formulato al MiSE la propria proposta di
integrazione dell’attuale disciplina del sistema transitorio (capacity payment) in
coerenza con quanto previsto dalla Legge di Stabilità 2014 (cfr. sopra).
Il procedimento era stato avviato con la Delibera 6/2014/R/eel che aveva stabilito,
oltre all’avvio del processo di adeguamento del meccanismo già in vigore per
rispondere ai dettami della suddetta Legge, anche la volontà dell’Autorità di costituire,
nell’ambito del prospettato mercato della capacità, un segmento dedicato alla
negoziazione di capacità produttiva idonea a fornire i servizi di flessibilità secondo i
fabbisogni stimati da Terna. La proposta rappresenta un’integrazione dello Schema
per il nuovo mercato della capacità su cui il Ministero si è espresso con il Decreto
sopra descritto.
Nella proposta contenuta nella delibera 320/2014/R/eel, l’Autorità prescrive a Terna
di approvvigionare (su base triennale per il periodo 2015-2017, attraverso contratti di
opzione) capacità produttiva flessibile dotata di specifiche caratteristiche. Queste
ultime saranno individuate dalla stessa Terna seguendo le indicazioni dell'Autorità a
valle di una specifica analisi: in ogni caso, la Delibera ha previsto un generico
rilassamento dei parametri rispetto a quanto ipotizzato in consultazione (e coerente
con le ipotesi di riforma del MSD allo studio).
I principali punti di attenzione della delibera sono:
- la quantità acquistata fin dal primo anno di funzionamento del sistema
(2015) è tarata sul fabbisogno prospettico 2017;
- la fissazione di un floor al premio del meccanismo dovrà essere approvata
dal MiSE;
TIRRENO POWER – BILANCIO D’ESERCIZIO AL 31 DICEMBRE 2014
- 48 -
- per le offerte proposte sul MSD, il prezzo limite (strike) per gli impianti che
hanno venduto la propria disponibilità sul mercato della capacità flessibile sarà
pari al costo variabile di un ciclo aperto (per le offerte in acquisto, è pari al
minor valore tra il costo variabile del ciclo aperto e il 90% del prezzo MGP della
zona).
Per gli stessi impianti, la Delibera ha imposto pari a zero "o, in alternativa, misure
equivalenti appositamente definite dall'Autorità" i prezzi massimi per tutti i servizi a
gettone (accensione, cambio assetto, riscaldamento).
Seppur previsto entrare in vigore dal 2015 e sebbene la Legge Stabilità 2014
prevedesse la definizione delle norme attuative entro 90 giorni dalla sua emanazione,
il sistema previsto dalla Delibera 320 non è stato approvato dal Ministero per l’intero
2014 e risulta attualmente inapplicato.
Il meccanismo transitorio di remunerazione della capacità, aveva già subito una
sostanziale modifica con la Delibera ARG/elt 166/10 con la quale l’Autorità aveva
aggiornato le regole vigenti con particolare riferimento al c.d. corrispettivo ulteriore
(seconda componente del capacity payment). Con tale provvedimento, il Regolatore
ha introdotto un criterio di correlazione tra l'entità del corrispettivo da erogare e
l'effettivo grado di sofferenza economico-finanziaria sopportato dall’operatore
(riconducibile all’incidenza, nel suo portafoglio, di capacità localizzata in zone
contraddistinte da prezzi inferiori al PUN).
Successivamente, con delibera 564/2012/R/eel, l'Autorità aveva previsto un
aggiornamento dell’algoritmo del capacity payment finalizzato a rendere più efficiente
il meccanismo allocativo e a permettere una distribuzione integrale del gettito raccolto
per la seconda componente.
Avverso la delibera 166/10, già oggetto di un’impugnazione sul suo impianto
complessivo, poi ritirata, era stato proposto un ricorso al T.A.R. Lombardia da parte di
alcuni operatori cogenerativi e rinnovabili. Il ricorso lamentava che il sistema di
calcolo della seconda componente del capacity payment avrebbe introdotto una
differenziazione ingiustificata tra tipologie di produttori: ciò in quanto aveva incluso
nella formula del ricavo realizzato per i produttori cogenerativi e i rinnovabili anche il
TIRRENO POWER – BILANCIO D’ESERCIZIO AL 31 DICEMBRE 2014
- 49 -
costo evitato di acquisto dei certificati verdi, determinando una minore distribuzione
di risorse a questi soggetti.
Dopo l’annullamento parziale del provvedimento imposto dal T.A.R. a seguito del
ricorso suddetto, il Consiglio di Stato si è pronunciato confermando la sentenza di
primo grado. L’Autorità è quindi intervenuta con la nuova delibera 400/2014/R/eel per
modificare la disciplina. Con la medesima delibera ha anche imposto di ricalcolare i
corrispettivi già assegnati a partire dal 2010 senza incrementare il gettito disponibile o
prevedere meccanismi a salvaguardia di quanto già distribuito. La delibera ha quindi
comportato la restituzione pressoché immediata degli importi ricalcolati da Terna, in
base ai criteri in delibera, da parte degli operatori che non godevano dell’esenzione
dall’acquisto dei certificati verdi e la traslazione delle risorse così raccolte agli
operatori esentati.
Lo scomputo del costo evitato per certificati verdi, ha imposto restituzioni onerose
gravanti su alcuni operatori tra cui Tirreno Power che è stata chiamata a rendere quasi
la metà degli appannaggi ricevuti per seconda componente degli anni 2010 e 2011. A
fronte della gravità della situazione imposta dalla delibera e ravvedendo vizi di
illegittimità del provvedimento, Tirreno Power ha avviato un ricorso al TAR
Lombardia avverso la delibera 400/2014/E/eel al pari di altri operatori penalizzati da
quest’ultima. Nel procedimento in corso si è in attesa della fissazione dell’udienza di
merito.
Infine, per quanto attiene la raccolta tariffaria 2014 per capacity payment, la delibera
636/2013/R/eel ha incrementato le risorse disponibili per il meccanismo imponendo
un prelievo di 0.0777 €cent/kWh. Il provvedimento che definisce il gettito per il 2015
(delibera 568/2014/R/eel) ha stabilito un corrispettivo pari a 0.0669 €cent/kWh4.
Disciplina aste annuali CCC 2015
A seguito di ripetute segnalazioni da parte di Tirreno Power, nel 2014, l’Autorità ha
emanato un documento di consultazione volto a riformare il meccanismo di
4 Occorre precisare che tali importi non sono rappresentativi di una minore o maggiore allocazione di risorse sul singolo anno dal momento che è frequente il ricorso a traslazione di risorse disponibili da un anno all’altro
TIRRENO POWER – BILANCIO D’ESERCIZIO AL 31 DICEMBRE 2014
- 50 -
assegnazione degli strumenti di copertura contro il rischio di volatilità del
corrispettivo di transito sul mercato all’ingrosso dell’energia elettrica (CCC). Il
sistema, adottato fin dal 2004, prevede alcune limitazioni al numero di titoli
acquistabili sulle aste annuali dal singolo operatore, in funzione della distribuzione
geografica dei propri impianti, a vantaggio degli operatori che presentano capacità
concentrata in singole zone.
Considerando non più attuali le motivazioni che avevano suggerito l’applicazione di
tale meccanismo selettivo, nella consultazione, l’Autorità ha proposto la sua
rimozione. In ottobre, però, con Delibera 487/2014/R/eel, l’Autorità ha deciso di non
modificare le modalità già utilizzate nelle aste annuali CCC smentendo in parte quanto
rassegnato in fase di consultazione.
Gli unici effetti del provvedimento in termini di modifica delle regole attuali sono:
- la proposta, rivolta a Terna, per una maggiore trasparenza sugli esiti della
aste;
- l’assimilazione, ai fini del meccanismo, dei poli limitati alle zone limitrofe;
- l’ipotesi di superare (a tendere) eventuali aggiramenti della norma (oggi
possibili tramite la creazione di società ad hoc) attraverso l’applicazione
delle regole al gruppo di imprese e non più al singolo operatore.
Piano per lo sviluppo di nuova capacità di pompaggio e di accumulo
Con Delibera 574/2014/R/eel, l’Autorità è intervenuta per definire le modalità di
integrazione degli impianti di accumulo sul mercato elettrico. La nuova regolazione
riguarda proprio gli impianti che verranno installati da privati, escludendo i progetti
pilota di Terna e dei distributori per i quali sono previsti appositi incentivi.
Le norme sono transitorie, valevoli dal 2015, in attesa dell'aggiornamento delle norme
tecniche CEI e Terna. In linea generale, la delibera stabilisce che gli accumuli siano
trattati come singoli impianti di produzione, normando le modalità di connessione alla
rete e le incompatibilità con particolari incentivi. Sul fronte dispacciamento, si
prevede, in via transitoria, la possibilità che i sistemi di accumulo costituiscano
un'unità di produzione a sé stante (unità di produzione programmabile) o che siano
trattati come uno dei gruppi di generazione che, insieme ad altri, costituiscono
TIRRENO POWER – BILANCIO D’ESERCIZIO AL 31 DICEMBRE 2014
- 51 -
un'unità di produzione programmabile o non programmabile in funzione delle
caratteristiche degli altri gruppi di generazione associati. La delibera stabilisce,
inoltre, che i prelievi degli accumulatori siano trattati come quelli degli ausiliari delle
centrali elettriche. Qualora invece il prelievo sia utilizzato anche per l'alimentazione di
unità di consumo, saranno applicate le tariffe e gli oneri previsti e la valorizzazione
avverrà a prezzo unico nazionale. Inoltre, la delibera avvia un censimento su tutti i
sistemi di accumulo per i quali è già stata presentata la richiesta di connessione per
verificarne l'impatto sul sistema.
La Delibera costituisce, pertanto, un inquadramento normativo della capacità di
accumulo “a mercato” assimilandola ad impianti di produzione e distinguendola da
quella prevista nei Piani di Sviluppo di Terna e finalizzata alla sola sperimentazione
sul funzionamento di tali sistemi.
Riforma del servizio di interrompibilità
Come noto, l’articolo 30, comma 18, della legge 99/09 prevede che l’Autorità
definisca i criteri e le modalità per l’assegnazione delle risorse interrompibili
istantaneamente, da assegnare con procedure di gara al ribasso, cui partecipano
esclusivamente le società utenti finali. In adempimento alla suddetta norma, l’Autorità
con deliberazione ARG/elt 187/10, ha definito i criteri e le modalità di
approvvigionamento di risorse interrompibili istantaneamente e di emergenza per il
triennio 2011-2013. Con la Delibera 634/2013/R/eel, l’Autorità aveva reso noto che le
analisi degli esiti delle aste nel triennio 2011-2013 e i chiarimenti di Terna circa le
esigenze di sicurezza del sistema elettrico che necessitano di essere soddisfatte tramite
l’approvvigionamento di risorse interrompibili, rendevano inevitabile l’avvio di un
procedimento finalizzato alla definizione di una nuova disciplina dei servizi di
interrompibilità.
Considerando i tempi necessari per lo sviluppo di una nuova disciplina, l’Autorità ha
prorogato fino al 30 giugno 2014 la scadenza dei contratti allora vigenti. Allo stesso
tempo, con il DCO 642/2013/R/eel, il Regolatore ha posto in consultazione i criteri
per lo svolgimento delle procedure concorsuali per l’approvvigionamento di servizi di
interrompibilità a partire dal 1 luglio 2014.
TIRRENO POWER – BILANCIO D’ESERCIZIO AL 31 DICEMBRE 2014
- 52 -
In estate, l'Autorità è nuovamente intervenuta in materia stabilendo, contestualmente,
l’ulteriore proroga della scadenza dei vigenti contratti pluriennali fino al 31 dicembre
2014 e la nuova disciplina in vigore dal 1 gennaio 2015, con i relativi meccanismi di
asta.
In novembre, recependo gli indirizzi del MiSE, l’Autorità ha definito la disciplina
valevole dal 2015, modificando le misure già adottate con gli atti precedenti. La nuova
disciplina, stabilisce in 3.300 MW/anno la quantità massima di potenza dedicata al
servizio e fissa l’entità del premio di riserva delle aste per la capacità interrompibile
istantaneamente e per l'interrompibilità di emergenza. La struttura delle aste su base
triennale, definite dalla precedente delibera, viene rivista eliminando le assegnazioni
mensili (salvo che Terna non ritenga necessarie aste di aggiustamento).
Complessivamente, la nuova disciplina dovrebbe comportare una riduzione di circa il
25% dei costi del servizio. In base alle indicazioni del Ministero, è atteso un
successivo atto di indirizzo per la gestione del servizio nelle isole e un prossimo
provvedimento dell’Autorità per disciplinare un nuovo servizio di presenza in
esercizio per fronteggiare i giorni di basso carico. Il servizio sarebbe analogo a quello
fornito “a scendere” dagli impianti di produzione e comporterebbe, pertanto, la
richiesta da parte di Terna di un aumento del carico da parte dei soggetti aggiudicatari.
Le nuove regole sugli sbilanciamenti degli impianti a fonti rinnovabili
Con la delibera 281/2012/R/efr, l'Autorità aveva predisposto alcune norme per la
maggiore responsabilizzazione dei produttori da impianti alimentati da fonti
rinnovabili non programmabili anche attraverso il trasferimento ai produttori stessi di
quei costi di sbilanciamento ad essi imputabili che prima erano interamente sostenuti
dalla generalità dei consumatori.
Il provvedimento è stato impugnato da alcune associazioni di categoria e produttori da
fonti rinnovabili e annullato nel luglio 2013 dal T.A.R. Lombardia che ha ritenuto il
provvedimento discriminatorio poiché determinava, a parere del giudice
amministrativo, un’illegittima equiparazione tra fonti energetiche programmabili e
non programmabili nella definizione dei corrispettivi di sbilanciamento in contrasto
TIRRENO POWER – BILANCIO D’ESERCIZIO AL 31 DICEMBRE 2014
- 53 -
con il favor riconosciuto dall'ordinamento alla produzione da fonte rinnovabile non
programmabile.
Avverso tale sentenza, l’Autorità ha presentato ricorso presso il Consiglio di Stato e,
con la delibera 462/2013/R/EEL, ha stabilito che dal 1° ottobre 2013 venisse
reintrodotta la disciplina previgente in base alla quale i produttori da fonti rinnovabili
non erano tenuti a pagare per gli sbilanciamenti generati. La delibera ha anche rinviato
la definizione degli eventuali conguagli per il periodo di vigenza della delibera
annullata (tra il 1 gennaio e il 30 settembre 2013) dopo l’avvenuta pronuncia sul
giudizio di secondo grado.
In corso d’anno, il Consiglio di Stato ha pubblicato la sentenza di merito con la quale
ha respinto l’appello confermando la sentenza del T.A.R. sul presupposto la disciplina
disegnata non risponde ai criteri di legge in materia di parità di trattamento. Tuttavia,
il giudice di secondo grado ha contestualmente chiaramente affermato che non sia
corretto che i costi di sbilanciamento delle fonti intermittenti siano socializzati e ha
sollecitato l’Autorità ad intervenire con una disciplina che introduca meccanismi
calibrati sulla specificità delle diverse fonti, in grado di tenere conto delle differenti
modalità di produzione e delle connesse difficoltà ad effettuare previsioni affidabili.
A seguito della sentenza e dopo un processo di consultazione, a fine ottobre,
l’Autorità ha emanato l’attesa delibera sulle modalità di calcolo dei corrispettivi di
sbilanciamento delle fonti non programmabili valevole dal 2015 (522/2014/R/eel).
Il provvedimento adotta un sistema opzionale di bande differenziate per fonte, a
seconda del loro livello di programmabilità, all’interno delle quali viene garantito un
corrispettivo di sbilanciamento calcolato in base al prezzo MGP zonale. Allo
sbilanciamento oltre la banda si applica il prezzo medio MSD zonale. Per tenere conto
dei costi ancora gravanti sul sistema a causa dell’applicazione del meccanismo delle
bande, il produttore è tenuto a corrispondere, per gli sbilanciamenti all’interno della
banda, una componente perequativa zonale calcolata come media dei costi non già
allocati ai produttori.
In dicembre, alcuni operatori rinnovabili e loro associazioni di categoria hanno
presentato ricorso avverso la delibera al T.A.R. Lombardia.
TIRRENO POWER – BILANCIO D’ESERCIZIO AL 31 DICEMBRE 2014
- 54 -
Evoluzione normativa del settore gas
Nuovo periodo regolatorio gas 2014-2017
A fine 2013, l’Autorità ha definito i criteri per la regolazione tariffaria del settore gas
per il periodo 2014-2017 (delibera 514/2013/R/gas). I criteri principali, che forniscono
un inquadramento per i corrispettivi che verranno riconosciuti nel periodo per le
attività di trasporto e dispacciamento, sono i seguenti:
- remunerazione base del 6,3%, (-0,1% su precedente periodo) con revisione
biennale del wacc risk free;
- maggiorazione del 1% per il lag regolatorio sui nuovi investimenti,
analogamente a quanto già applicato al settore elettrico;
- conferma del sistema di remunerazioni aggiuntive per alcune categorie di
investimenti;
- introduzione di un meccanismo di perequazione dei ricavi.
Sebbene, durante le consultazioni avesse ipotizzato di annullare la componente
commodity della tariffa e applicare i costi interamente in base a una tariffa capacitiva,
l’Autorità ha ritenuto necessario mantenere un corrispettivo unitario variabile per
rispettare i principi fissati nel Decreto Letta (d.lgs 164/2000). La determinazione di
una tariffa basata sulla sola capacità avrebbe gravemente penalizzato il settore
termoelettrico, aumentando i costi fissi legati all’acquisizione della capacità
giornaliera di gas.
Infine, con il provvedimento vengono gettate le basi per meccanismi di
compartecipazione al rischio di sottoutilizzo delle infrastrutture e di criteri tariffari
output based (valorizzazione della tariffa anche in base al valore dei servizi resi). La
mancanza di informazioni sui costi standard di riferimento ha fatto rinviare
l’applicazione di un metodo di calcolo basato su di essi al prossimo periodo
regolatorio.
Nel mese di gennaio, Tirreno Power, congiuntamente ad altri operatori, ha presentato
ricorso al T.A.R. Lombardia avverso la suddetta delibera 514/2013/R/gas con cui
l’Autorità ha definito criteri e condizioni di applicazione della tariffa di trasporto del
TIRRENO POWER – BILANCIO D’ESERCIZIO AL 31 DICEMBRE 2014
- 55 -
gas naturale per il IV periodo di regolazione. Con motivi aggiunti, sono state
impugnate anche le conseguenti delibere con cui sono stati approvati gli specifici
corrispettivi di trasporto e aggiornate le componenti relative alla copertura degli oneri
generali per il primo periodo di applicazione. Il presupposto dell’impugnazione
risiedeva nella mancata attuazione da parte dell’Autorità di normativa di rango
primario che imponeva l’introduzione, nel sistema tariffario gas, di misure di
riduzione delle tariffe di trasporto gas a favore dei grandi consumatori (c.d.
digressività). Il T.A.R. si è pronunciato accogliendo il ricorso e annullando in parte la
delibera impugnata. Nonostante si tratti di un annullamento parziale, la pronuncia del
T.A.R. accoglie gli elementi fondanti del ricorso e statuisce dei principi cardine che
devono essere seguiti dall’Autorità nella definizione del sistema tariffario. L’Autorità
ha proposto appello avverso la sentenza e l’udienza di merito è prevista nel corso del
2015.
Regolazione economica dello stoccaggio 2014-15 e modifiche alla disciplina
tariffaria dello stoccaggio
Con Delibera 295/2014/R/gas, l’Autorità ha regolato la definizione delle partite
economiche del servizio di stoccaggio nell'anno termico 2014-2015, attuando il
previsto meccanismo di sterilizzazione degli impatti economico/finanziari sulle
imprese di stoccaggio derivanti dalle procedure di asta competitiva per l'assegnazione
della capacità.
Come noto, nell’ambito della regolazione economica del servizio di stoccaggio del
gas, è previsto un meccanismo di garanzia dei ricavi per le imprese esercenti il
servizio che assicura una reintegrazione degli stessi nei casi in cui il prezzo di
assegnazione della capacità di stoccaggio, risultante dalle procedure di asta
competitiva, sia inferiore al valore dei ricavi di riferimento fissati con Delibera
350/2013/R/gas.
In particolare, la Cassa conguaglio per il settore elettrico salderà mensilmente la
differenza (positiva) a favore delle imprese di stoccaggio tra i ricavi che sarebbero
stati percepiti da tali imprese con l'applicazione dei previgenti corrispettivi tariffari
stabiliti dall'Autorità (ex delibera 350) e quanto effettivamente fatturato sulla base
TIRRENO POWER – BILANCIO D’ESERCIZIO AL 31 DICEMBRE 2014
- 56 -
degli esiti delle aste. La corresponsione delle eventuali differenze determinatesi tra i
ricavi garantiti e il prezzo di assegnazione viene coperta dal c.d. Conto oneri
stoccaggio istituito presso la Cassa Conguaglio per il Settore Elettrico e alimentato
dalla componente CVos della tariffa di trasporto del gas.
In settembre, l’Autorità ha presentato il secondo documento di consultazione (il
procedimento era stato avviato in febbraio) per la definizione del nuovo periodo
tariffario dello stoccaggio (2015-18). Nella nuova consultazione, l’Autorità ha
presentato un’analisi della sicurezza degli stoccaggi italiani rappresentando un
sistema dotato di una riserva superiore al 10% e, quindi, sostanzialmente sicuro.
L’esito dell’analisi ha suggerito all’Autorità di attuare una maggiore selettività
nell’incentivazione degli investimenti e nella garanzia dei ricavi anche a fronte di un
loro mancato utilizzo. A fine ottobre, l’Autorità ha approvato, con una delibera, i
criteri di regolazione delle tariffe per il servizio di stoccaggio nel periodo 2015-2018,
prevedendo:
- un tasso di remunerazione del capitale investito al 6,0% (nel terzo periodo di
regolazione il wacc era pari a 6,7%);
- nuove modalità di riconoscimento tariffario dei costi connessi alle
immobilizzazioni in corso di realizzazione (si terrà conto dell'effettiva messa
a disposizione del servizio);
- meccanismi di incentivazione dei nuovi investimenti (in esercizio a partire
dal 2015) che commisurano l'eventuale maggior remunerazione riconosciuta
al valore del servizio erogato;
- Profit sharing (al 50%) dei maggiori recuperi di produttività realizzati per la
determinazione dei costi operativi.
In novembre, l’Autorità ha emanato una consultazione riguardante la modifica della
regolazione in materia di copertura degli oneri di stoccaggio. Il documento prevede
l’applicazione di un nuovo corrispettivo ai volumi allocati presso i punti di uscita della
rete nazionale dei gasdotti in luogo dell’attuale, applicato ai volumi immessi presso i
punti di entrata. Inoltre, viene prospettato che tale riforma possa essere adottata anche
con riferimento agli altri corrispettivi, aggiuntivi alla tariffa di trasporto, applicati alle
TIRRENO POWER – BILANCIO D’ESERCIZIO AL 31 DICEMBRE 2014
- 57 -
immissioni presso i punti di entrata della rete nazionale dei gasdotti. La modifica
comporterebbe effetti sul prezzo al PSV che non sarebbe più gravato dall’onere del
corrispettivo CVos (che lo rende non comparabile con il prezzo degli altri mercati
all’ingrosso) e l’applicazione della componente ai prezzi di vendita, rendendo più
chiara/immediata la traslazione del costo sul cliente finale. Si prevede anche
un’articolazione della tariffa tra estate ed inverno, periodo nel quale sarebbe imposto
un corrispettivo tariffario più alto in ragione del contestuale utilizzo dell’infrastruttura
Atti di regolamentazione direttamente riferiti a Tirreno Power
Istruttoria dell’Autorità Antitrust sul c.d. cluster campano
Alla fine del 2010, la AGCM aveva avviato un’istruttoria formale nei confronti di
alcuni operatori del mercato elettrico (tra cui Tirreno Power) per presunte condotte
restrittive attuate sul Mercato dei Servizi di Dispacciamento (procedimento I736).
Basandosi sui contenuti di una segnalazione ricevuta da fonte anonima, la delibera di
avvio del procedimento ipotizzava un coordinamento nella presentazione delle offerte
nel MSD nella zona centro-sud tra gli impianti di Napoli Levante, di proprietà di
Tirreno Power, Sparanise (EGL/Calenia) e Teverola (SET/Repower). Secondo la tesi
dell’AGCM, tale presunto accordo sarebbe stato finalizzato a definire una turnazione
nella fornitura di uno specifico servizio (accensione al minimo tecnico) nei giorni di
basso carico (festivi) a prezzi non concorrenziali. Secondo quanto illustrato nella
delibera, tale turnazione si sarebbe realizzata nel periodo intercorrente tra maggio e
ottobre del 2010.
Successivamente allo svolgimento della fase istruttoria e all’audizione delle parti, nel
2012, l'Autorità Antitrust ha emanato il provvedimento finale che, ridimensionando il
periodo nel quale l'intesa si sarebbe realizzata e ritenendo minoritaria la
partecipazione di Tirreno Power, ha comminato alla Società una sanzione pari a
116.097 euro.
Avverso tale decisione Tirreno Power, analogamente agli altri operatori coinvolti
nell'indagine, ha proposto ricorso al T.A.R. Lazio lamentando una serie di motivi di
illegittimità del provvedimento emanato dall'AGCM.
TIRRENO POWER – BILANCIO D’ESERCIZIO AL 31 DICEMBRE 2014
- 58 -
L’udienza di merito non è ancora stata fissata.
Centrale di Napoli Levante: unità essenziale
Dopo due anni in cui la centrale di Napoli Levante era stata dichiarata essenziale ai
fini della sicurezza del sistema elettrico, nel 2014, all’unità non è stato imposto
l’esercizio in regime di essenzialità. Pertanto, la centrale ha potuto partecipare senza
vincoli di servizio ai mercati.
Rimborsi attesi per mancata assegnazione quote ETS
Con delibera n. 9/10 il Ministero dell’Ambiente ha completato l’assegnazione della
riserva dedicata agli impianti “nuovi entranti” per il periodo 2008-2012 del ETS (nel
quale era prevista l’assegnazione di quote di emissione gratuite in funzione della
tecnologia impiantistica): vista la sproporzione tra il fabbisogno di quote delle nuove
installazioni e la capienza della riserva, l’impianto di Napoli Levante di Tirreno Power
non si è visto riconoscere la totalità delle quote ad esso spettanti.
Il D.L. 20 maggio 2010, n. 72 ha introdotto un meccanismo di rimborso per le quote
non assegnate e che i gestori d'impianti considerati nuovi entranti hanno dovuto
provvedere ad acquistare sul mercato: secondo il decreto, entro il 31 marzo di ciascun
anno, l’Autorità doveva definire i crediti spettanti agli aventi diritto sulla base del
fabbisogno stabilito dal Comitato per l’attuazione e la gestione della Direttiva
2003/87/CE. La misura introdotta prevede che il rimborso delle somme corrispondenti
ai suddetti crediti avvenga nei limiti dei proventi delle aste per l’attribuzione a titolo
oneroso delle quote per il periodo 2013-2020 e che siano applicati ai rimborsi spettanti
gli interessi legali. Il D.Lgs. 30/2013, infine, all’art. 19, comma 5, ha stabilito che la
liquidazione dei crediti riconosciuti ai nuovi entranti risultati non assegnatari avverrà
entro l’anno 2015 e che il 50% dei proventi delle aste sia dedicato alla realizzazione di
misure volte alla riduzione delle emissioni, allo sviluppo delle fonti rinnovabili e
dell’efficienza energetica.
In base all’assegnazione stabilita dal Comitato, l’impianto di Napoli Levante risulta
creditore dell’equivalente di 247.412 quote che andranno soggette al meccanismo di
TIRRENO POWER – BILANCIO D’ESERCIZIO AL 31 DICEMBRE 2014
- 59 -
rimborso per l’anno 2009. Per i rimanenti periodi il credito ammonta ad ulteriori
1.872.635 quote.
In ottemperanza a quanto previsto dal Legislatore, l’Autorità ha emanato una serie di
delibere con la quali ha definito, per ciascun anno, i criteri per la determinazione del
valore da riconoscere a ciascuna quota di emissione non assegnata. La quantificazione
definitiva del credito spettante è pari al prodotto del valore stabilito dall’Autorità per il
numero delle quote spettanti a ciascun impianto nuovo entrante non assegnatario
comunicate dal Comitato. In base a tale computo, Tirreno Power ha visto riconoscersi
un credito complessivo di 25.428.210 euro ad oggi non ancora incassato.
Nel corso del 2014, si è sviluppata la procedura amministrativa necessaria per rendere
disponibili preso il MiSE le somme necessarie per il pagamento della prima tranche
del credito, in funzione delle risorse raccolte attraverso le aste fino al 2013. Il processo
ha coinvolto il GSE (responsabile dell’esercizio delle aste per l’Italia) e i Ministeri
competenti: sebbene entro dicembre le somme siano risultate disponibili presso il
conto del MiSE ed utilizzabili per il pagamento ai beneficiari, il rimborso non è
ancora avvenuto perché il Ministero deve ancora completare le operazioni di controllo
sugli operatori accreditati alla procedura di rimborso.
Nel mese di marzo, con delibera 120/2014/R/efr, l’Autorità ha definito l’ulteriore
credito spettante per gli impianti nuovi entranti nel periodo di regolazione 2008-12 del
ETS non assegnatari di quote nell’ambito del suddetto meccanismo (sempre a causa
dell’esaurimento della riserva). Tale credito è relativo alla mancata possibilità di
utilizzazione dei meccanismi flessibili (titoli CER/ERU), diretta conseguenza della
mancata assegnazione di quote. La delibera ha assegnato a Tirreno Power un ulteriore
credito complessivo di 1.190.766 euro e ribadisce che i crediti saranno liquidati ai
sensi dell’art. 2.3 del DL 72/10 ovvero analogamente a quello principale.
Errata applicazione dei corrispettivi per mancato rispetto degli ordini di accensione
(MROA)
A fine 2013, Tirreno Power ha presentato ricorso al T.A.R. Lazio avverso una fattura
di Terna che contemplava l’annullamento di due corrispettivi per l’accensione,
TIRRENO POWER – BILANCIO D’ESERCIZIO AL 31 DICEMBRE 2014
- 60 -
rispettivamente degli impianti di Vado Ligure 5 e Torrevaldaliga 5, in due giornate di
marzo 2013. In particolare, Terna ha chiesto a Tirreno Power il pagamento del
corrispettivo MROA (Mancato Rispetto Ordine di Accensione) per non aver rispettato
il programma di accensione sui mercati dell'energia in giorni in cui erano programmati
avviamenti anche sul Mercato dei Servizi di Dispacciamento (MSD). Il corrispettivo
richiesto da Terna e successivamente pagato dalla società ammonta a circa euro 996
migliaia. Tale penale è dovuta dagli operatori nel caso in cui l’impianto, a cui Terna
ha richiesto l’entrata in esercizio sul MSD, pur avendo effettuato il servizio richiesto,
non abbia rispettato i tempi previsti dal Gestore per effettuare l’accensione. Più
precisamente, la prestazione che l’impianto ha effettuato viene valutata in base ad un
opportuno indicatore (NMROA) che considera lo scostamento tra la rampa di
accensione attuata dall’operatore e quella richiesta da Terna: se lo scostamento supera
una certa percentuale il corrispettivo di accensione, inizialmente corrisposto, deve
essere restituito.
In base a quanto espressamente previsto dal Codice di Rete, gli indici NMROA sono
calcolati per ciascuna operazione avvenuta a seguito della accettazione di un’offerta di
accensione in qualsiasi fase, sottofase o sessione del MSD: viceversa, nei due casi in
oggetto, Terna ha calcolato l’indice NMROA considerando complessivamente tutte le
accensioni effettuate dall’impianto nella giornata, ovvero sia quelle richieste da Terna
sul MSD, sia quelle attuate per autonoma decisione dell’operatore sui mercati
dell’energia. Tale applicazione dell’indice da parte di Terna ha l’effetto di imporre al
produttore la restituzione del corrispettivo in tutti i casi in cui, nello stesso giorno,
l’impianto abbia realizzato accensioni su mercati diversi dal MSD tali da non
rispettare i vincoli imposti dall’indice stesso: pertanto, ciò può avvenire anche nel
caso in cui la prestazione richiesta da Terna sul MSD sia stata condotta nel pieno
rispetto dei vincoli imposti dal Codice di Rete.
Recentemente, con sentenza 1123/2014, il T.A.R., in occasione dello svolgimento
dell’udienza cautelare, si è pronunciato declinando la propria giurisdizione a favore di
quella del giudice civile sul presupposto che la controversia non rientri nelle materie
di giurisdizione esclusiva del giudice amministrativo.
TIRRENO POWER – BILANCIO D’ESERCIZIO AL 31 DICEMBRE 2014
- 61 -
Tuttavia, a seguito dell’intervento dell’Autorità che, con la delibera 65/2014/R/eel
ha stabilito un’interpretazione della norma che non lascia dubbi circa l’errata
applicazione delle penali da parte di Terna, Tirreno Power ha deciso di rinunciare alla
trasposizione del giudizio. Secondo la delibera, il conguaglio delle partite per cui
Tirreno Power aveva lamentato un’errata applicazione del meccanismo di
remunerazione delle accensioni avverrà allorché Terna avrà adeguato il Codice di
Rete alle indicazioni contenute nel provvedimento (art.2).
TIRRENO POWER – BILANCIO D’ESERCIZIO AL 31 DICEMBRE 2014
- 62 -
Scenario di produzione
L’energia immessa nel periodo ammonta a 4,83 TWh in diminuzione di 2,45
TWh rispetto agli 7,29 TWh registrati nel 2013.
La tabella seguente esprime nel dettaglio le variazioni dell’energia immessa,
intervenute rispetto allo stesso periodo dell’esercizio precedente, ripartite per unità e
centrale:
Per tecnologia
Carbone 538 3.402 (2.864) - VL3 308 1.951 (1.643) - VL4 229 1.451 (1.221) Cicli combinati 4.020 3.637 384 - TV5 629 932 (304) - TV6 455 411 44 - VL5 1.983 1.554 429 - NA4 954 739 215 Tradizionali - - - - TV4 - - -
Fonti Rinnovabili 276 249 27
Totale 4.834 7.288 (2.454) Per impianto
Vado Ligure 2.521 4.956 (2.435) Torrevaldaliga 1.084 1.344 (260) Napoli 954 739 215 Genova 276 249 27
Totale 4.834 7.288 (2.454)
Energia immessa (GWh) 31.12.2014 31.12.2013 Diff.
(fonte: Base Dati Aziendale)
Carbone46,7%
Cicli Combinati
49,9%
Fonti Rinnovabili
3,4%
Energia Immessa 2013 (GWh)
Carbone11,1%
Cicli Combinati
83,2%
Fonti Rinnovabili
5,7%
Energia Immessa 2014 (GWh)
TIRRENO POWER – BILANCIO D’ESERCIZIO AL 31 DICEMBRE 2014
- 63 -
La Centrale Vado Ligure ha immesso in rete, nel corso del 2014, 2.521 GWh di
energia, 2.435 GWh in meno rispetto al 2013. La minor produzione è ascrivibile al
fermo produttivo delle unità a carbone VL3 e VL4 a seguito dell’ordinanza di
sequestro preventivo, emanata dal Giudice per l’Indagine Preliminare (GIP) in data
11 marzo 2014.
L’unità a ciclo combinato VL5 fa registrare un incremento dei volumi prodotti, (+
429 GWh) mantenendosi comunque su livelli di produzione molto contenuti a seguito
del generalizzato basso livello dei prezzi.
La Centrale Torrevaldaliga Sud fa registrare un decremento dei volumi di
produzione (-260 GWh) rispetto all’anno precedente. I contenuti volumi di produzione
del 2013 e nel 2014, risentono sia della fermata programmata dell’unità TV5, sia del
basso livello dei prezzi, che concorre a determinare uno spark spread negativo in
molte ore del giorno.
La Centrale Napoli Levante ha registrato nel 2014 una produzione di 954 GWh
(+215 GWh rispetto al 2013). Si ricorda che l’unità CCGT di Napoli era stata
interessata nel 2013 dalla fermata programmata, per circa 45 giorni.
La produzione da Fonti Rinnovabili nel 2014 ammonta a 276 GWh, con un
incremento rispetto al 2013 di 27 GWh circa. L’eccellente risultato è anche frutto
dell’attività di rinnovamento degli impianti che ha incrementato la potenza installata
dagli originari 63 MW (2003) ai 75 MW attuali.
Manutenzione impianti La Centrale Vado Ligure non ha effettuato interventi programmati rilevanti né
sulle unità a carbone VL3 e VL4 né sull’unità a ciclo combinato VL5.
Il 2014 per la Centrale Torrevaldaliga Sud è stato caratterizzato dalla fermata
programmata dell’unità a ciclo combinato TV5 che ha avuto inizio il 6 ottobre ed è
terminata il giorno 10 gennaio 2015 con una durata complessiva di circa 14 settimane,
durante la quale sono stati effettuati la revisione generale della turbina a vapore, dei
TIRRENO POWER – BILANCIO D’ESERCIZIO AL 31 DICEMBRE 2014
- 64 -
turbogas e dei relativi alternatori. Sono stati eseguiti inoltre interventi di pulizia e
revisione del condensatore, la revisione delle valvole, delle serpentine e delle
tubazioni dei generatori di vapore a recupero (GVR), nonché la pulizia delle condotte
e dei canali dell’opera di presa.
L’unità a ciclo combinato TV6, non è stata interessata da interventi programmati
rilevanti.
Il sito Napoli Levante, nel corso del 2014, non è stato interessato da interventi
programmati rilevanti.
Danni ad impianti Con riferimento alla Centrale Vado Ligure, si segnala che l’unità VL5 ha richiesto
due interventi manutentivi per intervenire su entrambi i generatori di vapore a
recupero (GVR) nella zone di surriscaldamento rispettivamente nei mesi di aprile e
maggio. La durata degli interventi è stata di circa 22 giorni: i guasti sono stati riparati
e sono state definitivamente eliminate le cause che li avevano generati.
Il giorno 5 dicembre si è verificata un’avaria al trasformatore elevatore della
turbina a gas 51 (TG51) dell’unità VL5. L’evento, causato da un’anomalia di
funzionamento dell’interruttore di macchina, ha comportato un’indisponibilità parziale
dell’unità per la sostituzione del trasformatore con il trasformatore di ricambio
presente in centrale. L’unità è tornata al regolare esercizio il 20 gennaio 2015.
Per la Centrale Torrevaldaliga Sud si registra una sola avaria significativa
sull’unità TV5 nell’anno 2014. Il giorno 22 agosto, si è verificato il danneggiamento
delle sbarre d’emergenza a 380V causato da una perdita d’acqua del sistema
antincendio. L’attività di ripristino dei macchinari coinvolti ha prodotto un periodo di
indisponibilità di circa 7 giorni.
Per quanto riguarda l’unità NA4 e il settore idroelettrico, non si evidenziano eventi
accidentali rilevanti.
TIRRENO POWER – BILANCIO D’ESERCIZIO AL 31 DICEMBRE 2014
- 65 -
Politica Ambientale e Sicurezza
Premessa
In materia di Politica Ambientale le linee guida sono definite dal documento
firmato dal Direttore Generale.
La Politica Ambientale di Tirreno Power è inserita nelle Dichiarazioni Ambientali
dei siti dove insistono centrali termoelettriche registrate EMAS e costituiscono uno
dei mezzi attraverso i quali viene diffusa la conoscenza dei comportamenti aziendali
in campo ambientale.
I principi contenuti nel documento sono a fondamento dell’organizzazione e dei
comportamenti tenuti da tutti i dipendenti.
La politica ambientale
La Società considera la tutela dell’ambiente uno dei propri valori fondamentali.
Pertanto, fin dalla sua costituzione, persegue l’obiettivo di coniugare le esigenze
di produzione dell'energia elettrica con la tutela dell’ambiente.
Individuare e conseguire le migliori performance ambientali, è un obiettivo
primario e costituisce anche un valore economico.
L’ottimale gestione delle performance ambientali è infatti indice di un accurato
controllo di processo. Inoltre la conduzione nel rispetto dell’ambiente dà certezza alla
società di continuità di produzione, rende minimi i rischi ambientali e ne aumenta il
valore.
Per conseguire l’obiettivo prefissato, la Società ha:
- sviluppato e realizzato, nei tre siti termoelettrici di Torrevaldaliga, Vado Ligure e
Napoli Levante, progetti di rinnovamento degli impianti con l’utilizzo delle
migliori tecnologie disponibili. Il loro impiego consentirebbe di ottenere, tra l’altro,
rendimenti ottimali ed elevate e certificate prestazioni in termini di contenimento
dell’impatto ambientale;
- terminato l’ammodernamento delle centrali del proprio nucleo idroelettrico,
finalizzato al miglioramento della loro efficienza e producibilità.
TIRRENO POWER – BILANCIO D’ESERCIZIO AL 31 DICEMBRE 2014
- 66 -
Per quanto riguarda le centrali a gas, tutte sono dotate di un Sistema di Gestione
Ambientale, che garantisce mezzi e strumenti per l’attuazione della Politica
Ambientale, certificate UNI EN ISO 14001 e registrate EMAS.
Le centrali di Vado Ligure, Torrevaldaliga, il Settore fonti Rinnovabili e la Sede
Legale di Roma hanno inoltre ottenuto la certificazione del Sistema di Gestione della
Sicurezza conforme allo standard BS OHSAS 18001, la Società lo avvierà a breve per
la centrale di Napoli Levante.
I principi ispiratori della Politica Ambientale adottata dalla Società si basano su:
- l’ottimale utilizzo e corretto impiego delle risorse naturali e delle materie prime
necessarie per i processi dei cicli produttivi;
- il coinvolgimento e la sensibilizzazione del management e di tutto il personale
della Società nell’attuazione della Politica Ambientale;
- la formazione e l’informazione del personale sulle tematiche ambientali, per
accrescerne la cultura su tali aspetti al fine di promuovere comportamenti ed
atteggiamenti in linea con la Politica Ambientale;
- la ricerca della massima efficacia del Sistema di Gestione Ambientate adottato
presso i propri siti;
- il miglioramento continuo degli standard ambientali per i propri siti;
- la chiarezza e la trasparenza dei rapporti con le Autorità, le Istituzioni e la
cittadinanza;
- il costruttivo confronto con i propri dipendenti e loro rappresentanti, in particolare
sulle questioni attinenti l’ambiente e la salute sui luoghi di lavoro.
In definitiva, con l’adozione della Politica Ambientale, la Società si prefigge di:
- realizzare programmi d’investimento che privilegino i processi con l’utilizzo delle
migliori tecnologie disponibili per la riduzione delle interazioni con l’ambiente ed
il territorio;
- prevenire ogni forma d’inquinamento ambientale attraverso l’uso ottimale delle
risorse e delle materie prime, l’adozione di adeguate procedure tecnico-gestionali,
la ricerca della maggiore efficienza energetica, l’ottimizzazione del ciclo dei rifiuti,
TIRRENO POWER – BILANCIO D’ESERCIZIO AL 31 DICEMBRE 2014
- 67 -
l’adozione di programmi di verifica e controllo delle emissioni, degli scarichi di
acque reflue e di tutti gli aspetti ambientali significativi;
- promuovere efficaci azioni ambientali nelle centrali idroelettriche, con riferimento
alla gestione ottimale degli invasi, al rilascio dei deflussi minimi vitali ed
all’eventuale semina di avannotti;
- promuovere e migliorare la comunicazione con le comunità locali per rendere
maggiormente comprensibili e condivisibili le scelte societarie, anche al fine di un
trasparente rapporto con il territorio;
- coinvolgere i dipendenti e i Fornitori sulle tematiche ambientali e di sicurezza sul
lavoro, con azioni sinergiche orientate al miglioramento continuo.
L’organizzazione
Per attuare in maniera efficace la politica dell’ambiente e della sicurezza il
modello organizzativo della Società prevede procure speciali con cui il Direttore
Generale conferisce ai Capi delle Unità produttive pieni poteri per l’adempimento dei
doveri connessi alla tutela dell’ambiente, alla tutela della sicurezza e dell’igiene del
lavoro ed alla tutela della sicurezza degli impianti.
Per esplicitare il controllo della corretta gestione ambientale e della sicurezza il
Capo dell’Unità produttiva è dotato di adeguate strutture di staff e anche di personale
delegato.
A supporto delle Unità Produttive nell’ambito della Direzione Centrale Affari
Legali e Personale è presente l’Unità Organizzativa Ambiente e Sicurezza con la
responsabilità di:
- assicurare il monitoraggio degli aggiornamenti normativi e la loro corretta
interpretazione e applicazione in tema di tutela ambientale e nell’ambito della
sicurezza e igiene del lavoro;
- supportare la Direzione Generale, le altre Direzioni e le Unità Produttive nella
gestione dei rapporti con le Istituzioni, gli Enti Pubblici e le Autorità di controllo,
garantendo la supervisione tecnica e la produzione documentale per le attività di
TIRRENO POWER – BILANCIO D’ESERCIZIO AL 31 DICEMBRE 2014
- 68 -
autorizzazione, realizzazione, modifica ed esercizio degli impianti, sia in materia
ambientale che per la sicurezza e igiene del lavoro;
- assicurare la supervisione e il supporto tecnico alle strutture aziendali nella
gestione delle problematiche societarie in materia di ambiente e sicurezza;
- presidiare le attività relative alla valutazione di impatto ambientale ed alla
caratterizzazione dei siti produttivi in riferimento ai singoli comparti ambientali;
- garantire la pianificazione e la supervisione delle attività di audit in relazione alle
certificazioni EMAs, ISO 14001 e OHSAS.
Gli strumenti
I principali strumenti utilizzati per l’attuazione della politica ambientale della
Società sono:
• I sistemi di gestione ambientale
La Società ha scelto di dotarsi della registrazione EMAS (Eco Management and
Audit Scheme) per tutti i siti sede di impianti termoelettrici.
La registrazione EMAS è la certificazione ambientale più prestigiosa in campo
europeo. Nel corso del 2014 tali registrazioni sono state mantenute e/o rinnovate per i
siti di Napoli e Torrevaldaliga.
Per Vado Ligure, invece, a seguito della impossibilità, dichiarata dal verificatore
Certiquality, di effettuare gli audit alle unità a carbone sequestrate, è stato limitato
l’oggetto della certificazione UNI EN ISO 14001, alla sola unità a ciclo combinato, ed
è stata sospesa la registrazione EMAS.
• La formazione e l’informazione
La formazione e l’informazione ambientale vengono utilizzati per accrescere le
competenze del personale e qualificarne le professionalità.
Nel 2014 sono proseguite attività mirate alla formazione del personale su
tematiche ambientali, tenendo conto dell’evoluzione della normativa applicabile.
TIRRENO POWER – BILANCIO D’ESERCIZIO AL 31 DICEMBRE 2014
- 69 -
L’attenzione alla formazione ambientale ha consentito di far conseguire la
qualifica di Auditor Ambientale Qualificato a diversi collaboratori che operano sia
nella struttura centrale che nei siti produttivi.
• La reportistica ambientale
I sistemi di gestione ambientale dei siti certificati prevedono resoconti periodici
sui dati e sulle performance ambientali che vengono sottoposti al riesame della
direzione per l’analisi delle osservazioni e delle non conformità, al fine di individuare
ed attuare le necessarie azioni correttive.
Le tabelle seguenti riportano i principali dati ambientali relativi all’anno 2014 con
riferimento alle emissioni in atmosfera, le principali tipologie di rifiuti prodotti e le
principali materie prime impiegate sugli impianti di trattamento fumi:
Emissioni in atmosfera ton
SO2 439 NOx 830 Polveri totali 8 CO2 2.142.197 CO 444
Principali tipologie di rifiuti (*) ton
Ceneri leggere (da carbone) 27.024 Ceneri pesanti (da carbone) 183 Gesso 8.668
(*) le ceneri ed i gessi sono integralmente avviati al recupero
Principali materie prime utilizzate ton
Calcare 2.644 Ammoniaca (30%) 607
TIRRENO POWER – BILANCIO D’ESERCIZIO AL 31 DICEMBRE 2014
- 70 -
Le risorse economiche
Nel corso del 2014 la Società ha effettuato investimenti direttamente afferenti al
campo ambientale per euro 3.909 migliaia ed impegnato risorse economiche correnti
direttamente afferenti al campo ambientale, iscrivendo costi per un ammontare
complessivo di euro 555 migliaia.
Spese ambientali Euro Settore Fonti Rinnovabili 26.072 Centrale Napoli 53.899 Centrale Torrevaldaliga 158.604 Centrale Vado Ligure 296.276 Direzioni Centrali 19.952 Totale 554.803
I principali eventi ambientali
Vado Ligure
• sequestro preventivo delle unità VL3 e VL4, disposto l’11 marzo 2014 dal
GIP del Tribunale di Savona;
• riduzione dell’oggetto del certificato UNI EN ISO 14001 alla sola unità
denominata VL5, deliberata dall’Istituto di Certificazione (Certiquality), a seguito del
provvedimento di sequestro dei gruppi a carbone;
• presentazione al Ministero dell’Ambiente e della Tutela del Territorio e del
Mare (MATTM) dell’istanza per il rinnovo anticipato dell’Autorizzazione Integrata
Ambientale, il 6 maggio 2014;
• sospensione della registrazione EMAS a causa del provvedimento di
sequestro da parte della Procura di Savona comunicata il 12 giugno 2014 dal Comitato
per l’Ecolabel e per l’Ecoaudit;
• emissione da parte del MATTM, il 31 dicembre 2014, del decreto di rinnovo
di Autorizzazione Integrata Ambientale;
• valutazione positiva della Divisione VIA del MATTM al progetto
presentato da TP per la copertura del parco carbone ed emissione dal parte del
TIRRENO POWER – BILANCIO D’ESERCIZIO AL 31 DICEMBRE 2014
- 71 -
Ministero per lo Sviluppo Economico, il 31 dicembre 2014, del decreto n. 55/04/2014
con il quale se ne autorizza la realizzazione.
Nei primi mesi dell’anno 2015 Tirreno Power ha notificato il ricorso avverso il
decreto di rinnovo AIA sopra menzionato e il ricorso avverso l’AU che autorizza la
realizzazione del carbonile.
Torrevaldaliga Sud
• svolgimento da parte del Gruppo Istruttore AIA, dal 16 al 18 settembre 2014,
dei controlli ordinari programmati per l’anno 2014 presso la centrale di Torrevaldaliga
Sud, i cui esiti non hanno accertato violazioni del Decreto AIA;
• proroga ex lege di ulteriori 8 anni della durata del provvedimento AIA da
parte del MATTM, fino al 11/05/2027;
• rinnovo della registrazione EMAS, con validità fino al 10/04/2016.
Napoli Levante
• proroga ex lege di ulteriori 8 anni della durata del provvedimento AIA da
parte del MATTM, fino al 2/12/2029;
• rinnovo della registrazione EMAS, con scadenza 28/05/2017.
Sicurezza
La Società pone grande attenzione alle problematiche connesse con la sicurezza.
Gli strumenti utilizzati per il perseguimento di tale obiettivo sono:
• Un’adeguata struttura organizzativa
• Gli interventi di sensibilizzazione e comunicazione
• La formazione dei dipendenti
• Il processo di coordinamento e controllo
• La revisione e l’aggiornamento continuo dei documenti di valutazione dei rischi
alle nuove disposizioni legislative
• La sorveglianza sanitaria
TIRRENO POWER – BILANCIO D’ESERCIZIO AL 31 DICEMBRE 2014
- 72 -
• La progressiva adozione di sistemi di gestione della sicurezza conformi agli
standard internazionali
• Gli investimenti per la tutela della sicurezza e della salute nei luoghi di lavoro
• La realizzazione di un sistema di deleghe di funzioni.
La Società sta proseguendo l’iter per l’implementazione di un Sistema di
Gestione della Sicurezza (SGS) secondo i requisiti dello standard internazionale
OHSAS 18001.
Nel corso dell’anno 2014 l’Unità Produttiva Sede Roma ha conseguito il primo
certificato del proprio Sistema di Gestione della Sicurezza conforme allo standard
OHSAS18001.
Proseguirà nell’anno 2015 l’attività volta al mantenimento delle certificazioni
OHSAS per le Unità Produttive di Tirreno Power coinvolte.
Nel corso del 2014 sono stati registrati 3 infortuni, con un indice di gravità medio
di 0,02 e con un indice di frequenza di 4,12.
Nell’anno 2014 è stato implementato e formalizzato, tramite atto notarile, un
sistema di deleghe di 1° livello che si concretizza nella delega degli oneri delegabili
del Capo Centrale (Datore di Lavoro) ai Responsabili di Unità Organizzativa (RUO) e
agli RSPP cioè le figure/mansioni con ruolo assimilabile a quello definito come
“dirigenti” all’art. 2 comma 1d del D.Lgs. 81/08 e s.m.i..
La formazione, l’informazione e l’addestramento
Nell’anno 2014 sono stati eseguiti gli interventi di formazione in tema di
sicurezza espletati al fine di assicurare la necessaria continuità formativa, così come
previsto dal D.Lgs 81/08 e s.m.i e dell’Accordo Stato-Regioni del 21 dicembre del
2011.
Documenti di Valutazione dei Rischi (DVR)
Nell’anno 2014 è proseguita l’attività di mantenimento dell’aggiornamento dei
DVR delle Unità Produttive della Società, in accordo a quanto richiesto dallo standard
TIRRENO POWER – BILANCIO D’ESERCIZIO AL 31 DICEMBRE 2014
- 73 -
OHSAS (ed anche Seveso per la C.le Vado Ligure) e in ottemperanza con
l’adeguamento dei nuovi adempimenti normativi introdotti dal DLgs. 81/08 e s.m.i.
Le risorse economiche
Nel campo della sicurezza la Società ha effettuato nel 2014 investimenti per euro
283 migliaia e impegnato risorse economiche correnti, iscrivendo costi per euro 875
migliaia suddivise tra i vari impianti e le strutture centrali, secondo la tabella seguente:
Spese per la sicurezza Euro Settore Fonti Rinnovabili 215.468 Centrale Napoli 74.018 Centrale Torrevaldaliga 177.247 Centrale Vado Ligure 390.889 Direzioni Centrali 17.806 Totale 875.427
TIRRENO POWER – BILANCIO D’ESERCIZIO AL 31 DICEMBRE 2014
- 74 -
Piano di investimenti
Nel corso del 2014 la Società ha realizzato investimenti complessivi per euro
19.065 migliaia, di cui euro 2.980 migliaia connessi al Piano di repowering
termoelettrico ed idroelettrico, euro 9.751 migliaia relativi alle manutenzioni cicliche,
euro 4.192 migliaia per prescrizioni ambientali e di sicurezza, euro 1.010 migliaia per
altri obblighi esterni e miglioramenti operativi, ed euro 281 migliaia per ricambi e
dotazioni.
Con riferimento alle immobilizzazioni immateriali la Società ha realizzato
investimenti complessivi per euro 667 migliaia riconducibili a nuove licenze e allo
sviluppo di applicativi.
In particolare, per il parco termoelettrico, nella centrale di Napoli Levante sono
stati investiti euro 1.839 migliaia con i quali sono stati completati i lavori di
ristrutturazione degli edifici adibiti ad uso ufficio, permettendo al personale operativo
della centrale e delle unità operative di staff di usufruire della nuova sistemazione, e
sono iniziati i lavori di allestimento della nuova stazione di pompaggio dell’acqua di
mare di raffreddamento della centrale. Sul sito di Vado Ligure sono state completate
le attività di demolizione della caldaia e delle apparecchiature meccaniche ed
elettriche della sala macchine dell’ex unità 2, inoltre è stato messo in servizio il
sistema automatico di pre-trattamento degli spurghi discontinui del desolforatore
IPSD. Per quanto attiene l’impianto del boro, è stato potenziato l’impianto di
riduzione allo scarico ed è stato progettato ed installato il sistema di concentrazione
degli eluati provenienti dal suddetto impianto di trattamento. Infine è stato progettato
l’impianto integrato definitivo. Complessivamente sul sito sono stati investiti euro
6.056 migliaia.
Per la copertura del carbonile è stata presentata agli organi competenti un
aggiornamento del progetto in coerenza con la richiesta di rinnovo dell’ AIA. Il
contratto per la copertura è stato aggiornato ed è stato individuato il fornitore
firmando il contratto di appalto con la ditta OMBA. A dicembre è stato firmato il
contratto di appalto per le opere civili con la ditta Alfa Costruzioni Edili.
TIRRENO POWER – BILANCIO D’ESERCIZIO AL 31 DICEMBRE 2014
- 75 -
Per il parco di generazione idroelettrico, invece, sono stati investiti euro 539
migliaia per lavori civili e di completamento della diga di Pian Sapejo nel levante
ligure e delle centrali idroelettriche di Osiglia e Pescia, nonché per interventi sulla
condotta forzata di Chiesuola e per il rifacimento della passerella presso la diga di
Malanotte.
Nel corso del 2014 le spese per manutenzioni cicliche sono state pari a euro 9.751
migliaia prevalentemente imputabili alla fermata programmata (Major Inspection)
dell’unità TV5 a ciclo combinato di Torrevaldaliga Sud effettuata nell’ultimo
trimestre del 2014 con un spesa complessiva di euro 9.042 migliaia nonché per alcune
attività di completamento della prima manutenzione ciclica (Hot Gas Path Inspection
e revisione generale turbina a vapore) effettuata nel 2013 sul ciclo combinato di
Napoli (euro 381 migliaia).
TIRRENO POWER – BILANCIO D’ESERCIZIO AL 31 DICEMBRE 2014
- 76 -
Risorse umane e organizzazione
Normativa e Costo del Lavoro
Nel corso dell’anno 2014 è stata portata a termine la revisione del contratto di
fornitura dei servizi di amministrazione del personale in corso alla data del 1° gennaio
2014.
Quest’ultimo prevedeva una tipologia di servizio con modalità full outsourcing,
per la quale la totalità delle attività di amministrazione del personale erano affidate a
fornitori esterni.
Nel corso del 1° quadrimestre del 2014, in coerenza con il piano di contenimento
dei costi avviato nell’anno 2013, pur in vigenza di contratto, si è concordato con il
fornitore dei servizi per il personale dipendente, una riduzione delle attività ad esso
affidate, realizzando una contestuale internalizzazione delle stesse. Pertanto, dal 1°
maggio 2014, il nuovo contratto siglato prevede una tipologia di Managed Service,
secondo la quale sono poste a carico del fornitore un perimetro di attività
sensibilmente ridotto. L’affidamento delle principali attività di amministrazione del
personale alle risorse interne ha consentito di realizzare un saving annuo complessivo
pari a € 80.000, nonché di accrescere la professionalità delle stesse unità aziendali con
la prospettiva di poter successivamente procedere con l’internalizzazione del
complesso delle attività di amministrazione del personale dipendente e dirigente.
L’evento sicuramente più rilevante dell’anno 2014 è stato il piano di esodo
incentivato relativo alla procedura di mobilità aperta in data 13 giugno 2014 e
conclusa con l’accordo sindacale dell’8 ottobre 2014.
Il piano straordinario in questione ha comportato l’uscita complessivamente di
n.130 risorse nel corso dell’anno 2014, pari al 25% dell’organico aziendale.
In particolare sono state registrate:
• n. 120 cessazioni per licenziamento mobilità
• n. 6 dimissioni con maturato diritto a pensione
• n. 4 dimissioni per altre cause
TIRRENO POWER – BILANCIO D’ESERCIZIO AL 31 DICEMBRE 2014
- 77 -
Il costo complessivo relativo agli incentivi erogati è pari a circa € 16.962.000,
valore al quale deve essere aggiunto il costo degli oneri previsti a carico del datore di
lavoro nei casi di licenziamento per mobilità, pari a circa € 379.000.
Inoltre, in data 1° dicembre 2014, è stata presentata istanza al Ministero del Lavoro e
delle politiche sociali di autorizzazione di due Contratti di Solidarietà introdotti a
partire dal mese di novembre 2014 quale strumento di gestione degli esuberi aziendali
residuali dopo il piano straordinario di esodo.
Il totale dei dipendenti interessati dalla riduzione dell’orario contrattuale, se pur
con percentuali diverse, è pari a n. 336 sull’organico complessivo di 391 unità.
Nel corso dell’anno 2015 è atteso il decreto di autorizzazione da emettersi a cura
del predetto ministero.
Si segnala infine la corresponsione del secondo aumento previsto dal CCNL di
settore a partire dal 1° gennaio 2014; tale incremento dei minimi contrattuali è stato
pari al 2% in valore assoluto con effetti registrati sul costo unitario medio dell’1,7%.
Nel mese di settembre 2014 è stata inoltre corrisposta l’erogazione aggiuntiva per un
costo complessivo di circa € 82.500 già opportunamente accantonato nel corso
dell’anno 2013.
Sviluppo Organizzativo e Relazioni Industriali
L’anno 2014 ha visto la società fortemente impegnata in una serie di attività legate
al processo di riorganizzazione aziendale e alla gestione delle criticità connesse al
sequestro preventivo dei gruppi a carbone VL3 e VL4 della Centrale di Vado Ligure.
Nei primi mesi dell’anno è stata svolta un’approfondita analisi dei processi di
lavoro avente l’obiettivo di:
• individuare il corretto dimensionamento delle differenti Unità Organizzative,
sia di staff che di centrale;
• distribuire in maniera ottimale le responsabilità tra le diverse Direzioni
Aziendali;
• eliminare una serie di strutture organizzative in linea con le esigenze di
efficientamento;
TIRRENO POWER – BILANCIO D’ESERCIZIO AL 31 DICEMBRE 2014
- 78 -
• eliminare le attività a scarso valore aggiunto ed esternalizzare quelle non
strategiche.
L’implementazione del nuovo assetto organizzativo ha comportato, come logica
conseguenza, l’emergere di una serie di esuberi per la gestione dei quali l’Azienda ha
avviato, tramite comunicazione inviata alle OO.SS. di Settore e agli Enti competenti,
una procedura di licenziamento collettivo ex lege 223/1991. Nel corso della trattativa
sindacale è stato sottoscritto un accordo di esodo incentivato, come alternativa al
licenziamento effettuato sulla base dei criteri legali, rivolto principalmente al
personale che nei successivi 8 anni avrebbe maturato i requisiti per il pensionamento.
Il piano di esodo, come descritto anche al paragrafo precedente, ha avuto esito positivo
visto che il numero delle uscite è stato pari a 130, portando l’organico a 391 unità, con
una riduzione quindi di circa il 25%. Il numero di esodi, benché considerevole, non ha
consentito la completa eliminazione degli esuberi di personale. Per tale ragione
l’Azienda, unitamente alle OO.SS. di settore, ha sottoscritto due distinti Contratti di
Solidarietà, entrambi della durata di 24 mesi. Il primo volto a gestire, nel periodo 1°
novembre 2014 – 31 ottobre 2016, 45 esuberi presenti nelle funzioni di staff
direzionale e nelle Centrali di Torrevaldaliga sud e Napoli. Il secondo volto a gestire,
nel periodo 10 novembre 2014 – 9 novembre 2016, 72 esuberi della centrale di Vado
Ligure, dovuti agli effetti del sequestro preventivo dei gruppi a carbone avvenuto l’11
marzo del 2014.
Relativamente alla centrale di Vado Ligure, proprio per far fronte agli effetti sul
personale dovuti al sequestro preventivo dei gruppi a carbone, l’Azienda e le OO.SS.
della provincia di Savona, insieme alla RSU del sito, hanno sottoscritto 3 differenti
accordi di CIGO a copertura del periodo 1° aprile 2014 – 9 novembre 2014, quindi per
il periodo precedente l’avvio del Contratto di Solidarietà di cui sopra. I 3 accordi di
CIGO sono stati approvati dalla competente Commissione della Provincia di Savona,
ma avverso tale approvazione l’INPS ha proposto ricorso rimandando la decisione alla
competente Commissione Nazionale. Attualmente il giudizio sui 3 accordi risulta
sospeso e in attesa della valutazione tecnica da parte della citata Commissione. Il
TIRRENO POWER – BILANCIO D’ESERCIZIO AL 31 DICEMBRE 2014
- 79 -
saving ottenibile dall’Azienda in caso di approvazione delle domande di CIGO è di
circa euro 1.225.000, attualmente non considerato in via prudenziale ai fini della
redazione del presente bilancio.
Ad ulteriore supporto del processo di risanamento aziendale, il 28 luglio 2014 è
stato sottoscritto l’accordo sindacale per la monetizzazione del benefit post-
employment relativo allo sconto sulla tariffa dell’energia elettrica.
Relativamente all’anno 2015 si prevede la necessità di sottoscrivere un nuovo
Contratto di Solidarietà per la gestione degli esuberi della centrale di Vado Ligure,
destinati a crescere in considerazione delle variazioni previste in termini di assetto di
messa in conservazione dei gruppi a carbone posti sotto sequestro e dello svuotamento
del parco carbone. Le variazioni dell’assetto di messa in conservazione si rendono
necessarie per garantire l’ottimale mantenimento nel tempo degli asset impiantistici.
Information & Communication Technology
In ambito applicativo, nel primo semestre 2014 è terminata l’attività di upgrade
del sistema ERP, entrato in produzione dopo l’esito positivo dei test effettuati dagli
utenti.
Nel secondo semestre 2014 è stato avviato il progetto di implementazione del
Modulo Albo di AFLINK per poter gestire la qualifica dei fornitori rispondendo a
quanto previsto nella procedura di qualifica di cui si è dotata l’azienda.
Tale progetto verrà rilasciato in produzione a partire dall’esercizio 2015.
Per la Direzione Energy Managment, oltre alle implementazioni derivanti da
adeguamenti legislativi e di processo, nell’esercizio 2014 sono state riscattate le
licenze dell’applicativo necessario alla gestione dei processi di compravendita power e
gas e la gestione dei contratti di copertura del rischio implementato nel 2013.
Dal punto di vista infrastrutturale, si segnala la rinegoziazione del contratto
Microsoft che ha portato un risparmio rispetto a quanto previsto nell’accordo relativo
al triennio 2011-2014.
TIRRENO POWER – BILANCIO D’ESERCIZIO AL 31 DICEMBRE 2014
- 80 -
Per quanto concerne la telefonia, nell’esercizio 2014 è stato contrattualizzato il
nuovo piano ricaricabile. L’adesione al piano ricaricabile porterà un risparmio rispetto
a quanto previsto dal precedente accordo.
TIRRENO POWER – BILANCIO D’ESERCIZIO AL 31 DICEMBRE 2014
- 81 -
Adempimenti in materia D.Lgs. 231/01
Con delibera del CdA del 5 maggio 2014 si è avuta la costituzione del nuovo
Organismo di Vigilanza (OdV) ex D.Lgs. 231/01. Il CdA successivamente, con
delibera del 26 giugno 2014 ha altresì approvato l’adeguamento al Modello
Organizzativo di Gestione e Controllo (MOG) adottato da Tirreno Power, con
l’integrazione di due parti speciali:
Reati di corruzione tra privati
Lavoro e impiego di cittadini di paesi terzi il cui soggiorno è irregolare.
Tirreno Power ha effettuato, per l’anno 2014, due sessioni formative riguardanti i
principi generali del D.Lgs. 231/01 ed in particolare del MOG adottato. Le sessioni si
sono svolte nei giorni 17 e 24 luglio 2014.
In considerazione poi del processo di riorganizzazione generale del sistema di
controllo intrapreso da Tirreno Power S.p.A. nel corso degli ultimi mesi del 2014, la
Società ha effettuato una revisione e aggiornamento del Modello di Organizzazione,
Gestione e Controllo (MOG) già adottato ai sensi del D.Lgs. 231/2001, tenuto conto
altresì delle novità normative nel frattempo introdotte successivamente alla sua
adozione, della giurisprudenza in materia e della best practice aziendale.
Il MOG, aggiornato secondo i principi sopra descritti, è stato approvato con
delibera del CdA del 2 dicembre 2014.
Come già segnalato in precedenza, in data 9 maggio 2014 è stato notificato alla
Società l’avviso di chiusura delle indagini preliminari in merito al procedimento
penale in materia di gestione dei rifiuti e contestualmente l’iscrizione della stessa nel
registro degli indagati ex Legge n. 231/2001.
TIRRENO POWER – BILANCIO D’ESERCIZIO AL 31 DICEMBRE 2014
- 82 -
Andamento della gestione dell’esercizio
Di seguito sono forniti, in linea con la raccomandazione CESR/05-178b i criteri
utilizzati per la costruzione degli schemi riclassificati che contengono indicatori di
performance alternativi rispetto a quelli risultanti direttamente dagli schemi del
bilancio:
Margine operativo lordo: rappresenta un indicatore della performance operativa
ed è calcolato sommando al “Risultato operativo” gli “Ammortamenti e Svalutazioni”
e gli “Accantonamenti”.
EBITDA: rappresenta un indicatore della performance operativa ed è calcolato
sommando al “Risultato operativo” gli “Ammortamenti e Svalutazioni”.
Attività immobilizzate nette: determinate quale differenza tra le “Attività non
correnti” e le “Passività non correnti” a esclusione:
dei “Debiti per finanziamenti”;
dei “Fondi rischi e oneri”;
del “TFR e altri benefici ai dipendenti”;
delle “Passività per imposte differite”.
Capitale circolante netto: definito quale differenza tra le “Attività correnti” e le
“Passività correnti” a esclusione:
dei “Debiti per finanziamenti”;
delle “Disponibilità liquide e mezzi equivalenti”;
dei “Fondi rischi e oneri”;
delle anticipazioni bancarie in c/c e delle esposizioni debitorie su c/c bancari
comprese nelle “Altre passività finanziarie a breve”.
Capitale investito netto: determinato come somma algebrica delle “Attività
immobilizzate nette”, del “Capitale circolante netto” e dei fondi.
TIRRENO POWER – BILANCIO D’ESERCIZIO AL 31 DICEMBRE 2014
- 83 -
Indebitamento finanziario netto: definito come somma dei “Debiti per
finanziamenti”, delle anticipazioni bancarie in c/c e delle esposizioni debitorie su c/c
bancari comprese nelle “Altre passività finanziarie a breve”, al netto delle
“Disponibilità liquide e mezzi equivalenti” non precedentemente considerate nella
definizione degli altri indicatori di performance patrimoniale.
Return on Investment (ROI): definito come rapporto tra il Risultato Operativo e il
Capitale investito netto medio (inizio e fine periodo).
Return on Equity (ROE): definito come rapporto tra il Risultato Netto e il
Patrimonio Netto medio (inizio e fine periodo).
Return on Sales (ROS): definito come rapporto tra il Risultato Operativo e il
totale dei Ricavi.
Rendimento dell’Equity: definito come rapporto tra il Risultato Netto e il Capitale
Sociale più la Riserva Sovrapprezzo Azioni.
Energia venduta per dipendente: determinato quale rapporto tra l’energia venduta
nel periodo ed il numero dei dipendenti a fine periodo.
Ricavo unitario da vendita energia (€/MWh): determinato quale rapporto tra i
ricavi da vendita energia del periodo e l’energia venduta nel periodo.
Incidenza Oneri Finanziari su Ricavi totali: definita quale rapporto percentuale
tra gli oneri finanziari del periodo e i ricavi totali del periodo.
TIRRENO POWER – BILANCIO D’ESERCIZIO AL 31 DICEMBRE 2014
- 84 -
Risultati Economici
L’energia venduta nel 2014 è stata pari a 10.378 GWh, in diminuzione di 1.998
GWh rispetto all’esercizio precedente.
In particolare l’energia venduta nel mercato libero è stata pari a 5.757 GWh con
un decremento di 1.662 GWh, mentre l’energia venduta in Borsa ha fatto registrare un
decremento di 336 GWh.
Viene di seguito esposto il bilancio energia con la riconciliazione delle quantità di
energia acquistata e sbilanciata che permettono di riconciliare i volumi venduti con
l’effettiva energia immessa in rete.
Energia immessa, acquistatae venduta (GWh)
Energia immessa 4.834 7.288 (2.454)
Energia acquistata 5.588 5.154 434
Energia venduta 10.378 12.376 (1.998) -al mercato libero 5.757 7.419 (1.662) -in Borsa 4.621 4.957 (336)
Sbilanciamenti (44) (65) 21
31.12.2014 31.12.2013 Diff.
TIRRENO POWER – BILANCIO D’ESERCIZIO AL 31 DICEMBRE 2014
- 85 -
Conto Economico riclassificato
I valori del prospetto riclassificato sono riportati in euro, senza decimali. Per una
migliore esposizione i commenti alle singole voci sono espressi in euro migliaia.
(Euro) 31-dic-14 % su ricavi
31-dic-13 % su ricavi
differenza
Ricavi 689.117.236 983.054.690 (293.937.453) Altri ricavi 12.349.464 10.278.570 2.070.893
Totale Ricavi 701.466.700 100,0% 993.333.260 100,0% (291.866.560) Incrementi Immob.ni per lavori interni 1.034.434 4.125.350 (3.090.917) Materie prime di consumo (560.318.644) (770.062.913) 209.744.268 Costo del Personale (49.773.983) (37.843.024) (11.930.959) Costi per Servizi (35.955.766) (51.147.748) 15.191.983 Altri Costi (66.682.487) (88.800.991) 22.118.504
Margine Operativo Lordo (10.229.746) n.s. 49.603.934 5,0% (59.833.680) Accantonamenti (16.107.935) (58.822.826) 42.714.891
EBITDA (26.337.681) n.s. (9.218.893) n.s. (17.118.789) Ammortamenti e Svalutazioni (70.714.977) (296.966.648) 226.251.671
Risultato operativo (97.052.659) n.s. (306.185.541) n.s. 209.132.882 Oneri Finanziari (23.424.652) (30.083.049) 6.658.396 Proventi Finanziari 1.743.351 8.423.542 (6.680.191)
Risultato prima delle imposte (118.733.960) n.s. (327.845.048) n.s. 209.111.088 Imposte 9.227.677 31.976.714 (22.749.037)
Risultato netto del periodo (109.506.283) n.s. (295.868.334) n.s. 186.362.051
I ricavi, pari a euro 689.117 migliaia, risultano in diminuzione di euro 293.937
migliaia rispetto all’anno precedente (-29,9%).
Ricavi - (Euro) 31.12.2014 31.12.2013 Diff.
Mercato Libero 347.489.362 529.807.919 (182.318.557) Borsa 340.940.659 452.271.444 (111.330.785) Altro 687.216 975.327 (288.111) TOTALE 689.117.236 983.054.690 (293.937.453)
TIRRENO POWER – BILANCIO D’ESERCIZIO AL 31 DICEMBRE 2014
- 86 -
Tale riduzione è essenzialmente riconducibile alla negatività degli scenari di
mercato registrati nel 2014 ed alle conseguenti minori opportunità di vendita del
periodo, nonché al fermo produttivo delle unità a carbone.
I Ricavi comprendono euro 4.500 migliaia relativi alla stima della seconda
componente del Capacity Payment 2014.
Gli altri ricavi ammontano a euro 12.349 migliaia, a fronte degli euro 10.279
migliaia del 2013 e si riferiscono principalmente per euro 8.673 migliaia alla vendita
di certificati verdi autoprodotti nell’anno, per euro 500 migliaia al rimborso
assicurativo relativo all’unità VL5, per euro 597 migliaia alla vendita di rottami
ferrosi provenienti dalla demolizione dell’unità 2 di Vado Ligure, per euro 476
migliaia allo stralcio di altri fondi in esubero, per euro 1.306 migliaia allo stralcio del
fondo sconto energia risultato in esubero a seguito dell’accordo firmato il 28 luglio
con le OO.SS. Tale accordo ha riguardato il superamento del benefit dello sconto
energia al momento della cessazione del rapporto di lavoro a fronte del
riconoscimento di una somma di denaro (determinata con l’accordo e non rivalutabile)
da erogare con le spettanze di fine rapporto.
Nel 2013 gli altri ricavi si riferivano principalmente per euro 3.290 migliaia alla
vendita di rottami ferrosi provenienti dalla demolizione dell’unità 2 di Vado Ligure,
per euro 2.777 migliaia al recupero di materiali a magazzino (sito Torrevaldaliga),
nonché per euro 2.383 migliaia a conguagli relativi ad anni precedenti.
I costi per materie prime di consumo risultano pari a euro 560.319 migliaia in
diminuzione di euro 209.744 migliaia rispetto all’anno precedente.
Il costo del combustibile consumato nel periodo risulta pari a euro 253.625 migliaia,
inferiore di euro 161.645 migliaia rispetto al costo sostenuto nel 2013. La diminuzione
deriva dalla minore produzione a carbone (a seguito del fermo produttivo delle unità a
carbone VL3 e VL4 dall’11 marzo 2014). Difatti il costo del consumo di carbone
diminuisce di euro 123.713 migliaia (circa -84%). Il costo del consumo del gas fa
registrare una diminuzione di euro 30.046 migliaia. L’effetto volume conseguente la
TIRRENO POWER – BILANCIO D’ESERCIZIO AL 31 DICEMBRE 2014
- 87 -
maggior produzione dei CCGT (il consumo di gas aumenta di circa il 10%), è più che
compensato dall’effetto prezzo (il PMP diminuisce di circa il 20%).
Gli oneri connessi agli acquisti di energia e all’operatività della borsa elettrica
sono pari a euro 302.838 migliaia, in diminuzione di euro 41.484 migliaia rispetto al
2012. Si rileva una notevole diminuzione, pari a euro 39.642 migliaia, degli acquisti di
energia effettuati per far fronte alle vendite contrattualizzate nelle ore in cui i prezzi di
acquisto dell’energia risultavano inferiori ai costi marginali di produzione.
Gli acquisti nel Mercato dei Servizi di Dispacciamento (euro 3.928 migliaia) si
mantengono sostanzialmente in linea rispetto all’esercizio precedente (euro 4.195
migliaia), mentre gli acquisti per sbilanciamenti si attestano a euro 2.582 migliaia, in
diminuzione di euro 1.537 migliaia rispetto al 2013.
Il costo del personale si attesta a euro 49.774 migliaia, in aumento di euro
11.931 migliaia rispetto a quanto rilevato nel 2013. Tale voce comprende euro 13.967
migliaia relativi agli oneri per esodo incentivato.
Il 13 giugno 2014 è stata avviata una procedura di mobilità per 315 esuberi, ai
sensi degli artt. 4 e 24 della Legge 223/91 ed il 7 luglio 2014 è stata firmata un’intesa
con le organizzazioni sindacali per la definizione del sistema di incentivazione a
fronte di un piano di mobilità volontaria.
Al netto di tali incentivi, il costo del personale si attesta ad euro 35.807 migliaia,
in diminuzione di euro 2.036 migliaia rispetto all’anno precedente. Tale contrazione è
riconducibile sia al contenimento dei costi variabili (straordinario, premio di risultato,
etc) per euro 965 migliaia, che agli effetti dell’introduzione del contratto di solidarietà
a partire dal mese di novembre. Le consistenze medie del periodo passano da 523,6
del 2013 a 513,8 del 2014.
TIRRENO POWER – BILANCIO D’ESERCIZIO AL 31 DICEMBRE 2014
- 88 -
Consistenza media
Dirigenti e Quadri 63,0 60,4 2,6
Impiegati 297,3 304,8 (7,5)
Operai 153,5 158,4 (4,9)
TOTALE 513,8 523,6 (9,8)
31.12.2014 31.12.2013 Diff.
La consistenza del personale al 31 dicembre 2014 è pari a 391 unità, contro le 522
unità del 31 dicembre 2013; tale variazione è riferibile essenzialmente al citato piano
di esodo incentivato.
I costi per servizi del periodo ammontano a euro 35.956 migliaia in diminuzione
di euro 15.192 migliaia rispetto all’anno precedente, sostanzialmente per effetto dei
minori costi connessi agli interventi manutentivi sugli impianti riconducibili alla
fermata delle unità a carbone, nonché dei minori costi overheads. Tali risparmi sono
anche stati resi possibili da un’analisi approfondita di tutti i contratti in essere, con
successive azioni di ristrutturazione ed efficientamento.
Si rilevano altresì minori oneri per l’utilizzo della capacità di trasporto, che
evidenziano un decremento di euro 6.144 migliaia, passando da euro 7.875 migliaia
del 2013 a euro 1.731 migliaia del 2014.
Gli altri costi ammontano a euro 66.682 migliaia in diminuzione di euro 22.119
migliaia rispetto all’esercizio precedente.
Il decremento è riconducibile ai minori oneri per diritti di emissione (euro 12.747
migliaia). Il deficit di quote risente infatti pesantemente della fermata delle unità a
carbone. Gli oneri per Certificati Verdi fanno registrare un decremento di euro 15.331
migliaia a seguito della minore produzione nei periodi di riferimento e della
diminuzione della base d’obbligo (5,03% nel 2014 contro 7,55% nel 2013). Nel corso
dell’esercizio sono stati, inoltre, contabilizzati oneri per euro 11.530 migliaia relativi
alle penali derivanti dall’annullamento degli acquisti di carbone già contrattualizzati.
Nel corso del 2013 erano invece state contabilizzate minusvalenze per euro 5.864
migliaia derivanti dalla cessione di diritti EUA.
TIRRENO POWER – BILANCIO D’ESERCIZIO AL 31 DICEMBRE 2014
- 89 -
Il Margine Operativo Lordo si attesta ad un valore negativo, pari euro 10.230
migliaia, a fronte di euro 49.604 migliaia realizzati nel 2013.
Giova ricordare che il margine della gestione operativa è stato negativamente
influenzato dalla contabilizzazione degli oneri per esodo incentivato (euro 13.967
migliaia) e delle penali derivanti dall’annullamento degli acquisti di carbone già
contrattualizzati (euro 11.530 migliaia). Al netto di tali componenti negativi che, pur
non rivestendo il carattere di straordinarietà secondo i principi contabili internazionali,
sono certamente da considerarsi derivanti da fenomeni non ricorrenti, la gestione
operativa avrebbe fornito un margine positivo per euro 15.536 migliaia.
Gli accantonamenti, pari a euro 16.108 migliaia, hanno principalmente riguardato:
• per euro 9.049 migliaia l’adeguamento ai prezzi di mercato del magazzino
combustibili;
• per euro 4.510 migliaia la rideterminazione dei Corrispettivi di
Dispacciamento da parte di Terna in seguito alla sentenza del Consiglio di
Stato n. 1532/2015 del 20 marzo 2015 che ha respinto il ricorso n.6999/2014
proposto dall’AEEGSI, a partire dal mese di competenza Luglio 2012 fino a
Maggio 2014, nonché Luglio e Agosto 2014;
• per euro 1.021 migliaia l’adeguamento del fondo contenzioso in essere;
• per euro 600 migliaia la stima delle penali ancora da sostenere per
l’annullamento dei carichi di carbone per il 2014;
• per euro 400 migliaia i danni al trasformatore di VL5;
• per euro 240 migliaia le attività di ripristino dei danni subiti da alcuni impianti
idroelettrici a causa degli eventi alluvionali del 2014.
L’EBITDA si attesta ad un valore negativo pari a euro 26.338 migliaia a fronte di
un valore parimenti negativo per euro 9.219 migliaia dell’esercizio precedente.
Gli ammortamenti e svalutazioni (euro 70.715 migliaia) diminuiscono di euro
226.252 migliaia.
TIRRENO POWER – BILANCIO D’ESERCIZIO AL 31 DICEMBRE 2014
- 90 -
In particolare gli ammortamenti, pari a euro 66.745 migliaia evidenziano un
decremento di euro 13.460 migliaia rispetto al 2013, sostanzialmente a seguito
dell’azzeramento degli ammortamenti delle unità a carbone completamente svalutate
al 31 dicembre 2013.
Le svalutazioni di immobilizzazioni materiali hanno riguardato per euro 3.614
migliaia la svalutazione di impianti in costruzione connessi alle unità a carbone. Nel
2013 l’importo delle svalutazioni ammontava ad euro 119.369 migliaia e riguardava
per euro 118.381 migliaia gli impianti di Vado Ligure alimentati a carbone e per euro
987 migliaia l’ulteriore adeguamento del valore contabile dell’unità TV4.
Nel periodo non si segnalano svalutazioni di immobilizzazioni immateriali a fronte
di svalutazioni per euro 97.199 migliaia effettuate nel precedente esercizio. Il test di
impairment effettuato al 31 dicembre 2013 aveva infatti evidenziato la non
sostenibilità di un avviamento e conseguentemente si era provveduto all’azzeramento
del valore residuo iscritto a bilancio al 31 dicembre 2012, pari ad euro 91.667
migliaia. Si era inoltre provveduto all’adeguamento ai prezzi di mercato delle quote di
CO2 iscritte tra le immobilizzazioni immateriali al 31 dicembre 2013 (euro 5.532
migliaia).
Il Risultato Operativo è pertanto negativo per euro 97.053 migliaia, a fronte di
un Risultato Operativo negativo conseguito nell’esercizio precedente pari ad euro
306.186 migliaia.
Nel 2014 sono stati contabilizzati oneri finanziari per euro 23.425 migliaia in
diminuzione di euro 6.658 migliaia rispetto all’anno precedente. La variazione è
prevalentemente riconducibile alla scadenza contratti swap avvenuta in data 1° luglio
2014. Da tale data l’importo degli oneri finanziari sull’intero ammontare del debito è
calcolato in base a: euribor + spread + default interest (1%).
I proventi finanziari ammontano a euro 1.743 migliaia a fronte di euro 8.424
migliaia del 2013. Si ricorda che il precedente esercizio aveva beneficiato della
contabilizzazione della plusvalenza da alienazione della partecipazione nella
TIRRENO POWER – BILANCIO D’ESERCIZIO AL 31 DICEMBRE 2014
- 91 -
controllata Tirreno Solar S.r.l. effettuata in data 18 dicembre 2013 (euro 4.892
migliaia).
La perdita netta dell’esercizio si attesta ad euro 109.506 migliaia (euro 295.868
migliaia nel precedente esercizio). Le imposte dell’esercizio recepiscono gli effetti,
meglio descritti nelle note esplicative, sulle imposte differite attive e passive della
sentenza n. 10/2015 della Corte Costituzionale con la quale è stata dichiarata
l'illegittimità costituzionale dell'art. 81, commi 16, 17 e 18, del decreto-legge 25
giugno 2008, n. 112 (Disposizioni urgenti per lo sviluppo economico) e
successive modificazioni (Robin Tax) a decorrere dal giorno successivo
alla pubblicazione della sentenza nella Gazzetta Ufficiale della Repubblica.
TIRRENO POWER – BILANCIO D’ESERCIZIO AL 31 DICEMBRE 2014
- 92 -
Analisi della struttura patrimoniale
Stato Patrimoniale riclassificato
I valori del prospetto riclassificato sono riportati in euro, senza decimali. Per una
migliore esposizione i commenti alle singole voci sono espressi in euro migliaia.
(Euro) 31-dic-14 31-dic-13 differenza
Attività immobilizzate netteAttività materiali e immateriali 839.288.799 907.307.780 (68.018.981) - di cui certificati verdi e diritti CO2 19.521.317 36.040.542 (16.519.225) Partecipazioni - - - Altre attività/(passività) non correnti nette 125.831.735 151.236.818 (25.405.083) Totale 965.120.534 1.058.544.598 (93.424.064)
Capitale circolante nettoRimanenze 31.345.925 54.715.551 (23.369.627) Crediti commerciali 86.124.434 148.871.947 (62.747.513) (Debiti)/crediti tributari - (275.393) 275.393 Debiti commerciali (154.715.750) (175.179.870) 20.464.120 Altre attività/(passività) correnti nette (2.004.402) (50.209.989) 48.205.587 Totale (39.249.794) (22.077.754) (17.172.040)
Capitale investito lordo 925.870.740 1.036.466.844 (110.596.104)
Fondi diversiFondi rischi e oneri (75.991.541) (77.741.207) 1.749.666 TFR e altri benefici ai dipendenti (18.588.273) (22.784.617) 4.196.344 Passività per imposte differite (45.046.586) (58.089.941) 13.043.355 Totale (139.626.400) (158.615.765) 18.989.365
Capitale investito netto 786.244.340 100% 877.851.079 100% (91.606.738)
Patrimonio netto (60.863.949) -8% 36.573.630 4% (97.437.580)
Indebitamento finanziario netto 847.108.290 108% 841.277.448 96% 5.830.841
Le Attività materiali e immateriali mostrano un decremento di euro 68.019
migliaia, principalmente riconducibili agli ammortamenti del periodo pari a euro
70.359 migliaia a fronte di investimenti pari ad euro 19.065 migliaia. Il minor valore
delle quote di Diritti di Emissione e di Certificati Verdi acquisite a titolo oneroso
ammonta ad euro 16.519 migliaia.
TIRRENO POWER – BILANCIO D’ESERCIZIO AL 31 DICEMBRE 2014
- 93 -
Le Altre attività/(passività) non correnti nette mostrano un decremento di euro
25.405 migliaia, prevalentemente a seguito dell’avvenuta riclassifica del credito IVA
I^ trimestre 2013 (euro 37.000 migliaia) e III^ trimestre 2013 (euro 5.000 migliaia)
nell’ambito delle attività correnti, parzialmente compensata dal credito IVA generato
nel corso del 2014 (euro 14.256 migliaia)
Le Rimanenze mostrano un decremento di euro 23.370 migliaia rispetto al 31
dicembre 2013, principalmente a seguito dell’adeguamento ai valori di mercato e della
successiva vendita di olio combustibile STZ e BTZ (euro 6.260 migliaia) nonché
all’adeguamento a prezzi di mercato del valore delle rimanenze di carbone (euro 8.912
migliaia).
I Crediti commerciali diminuiscono di euro 62.748 migliaia a seguito dei minori
ricavi conseguiti nei mesi di novembre e dicembre 2014 rispetto al corrispondente
periodo del 2013.
Il saldo dei Debiti commerciali è inferiore di euro 20.464 migliaia rispetto al 31
dicembre 2013 prevalentemente a seguito dei minori volumi di acquisti energia in
borsa nei mesi di novembre e dicembre e dei minori volumi di acquisti di gas nel mese
di dicembre rispetto allo stesso periodo dell’anno precedente.
Le Altre attività/(passività) correnti nette evidenziano un incremento di euro
48.206 migliaia rispetto al 31 dicembre 2013. Tale variazione deriva principalmente
da:
• Incremento del credito IVA corrente a seguito della citata riclassifica (euro
42.000 migliaia);
• incasso credito IVA III^ trimestre 2012 (euro 16.700 migliaia);
• riclassifica nell’ambito delle attività correnti della parte del credito vs CCSE
relativo alle quote CO2 di Napoli che presumibilmente, sulla base delle
informazioni ad oggi disponibili, sarà incassata nel corso del 2015 (euro
10.979 migliaia);
TIRRENO POWER – BILANCIO D’ESERCIZIO AL 31 DICEMBRE 2014
- 94 -
• incremento dei debiti verso il personale per incentivi all’esodo e TFR da
erogare (euro 19.282 migliaia);
• diminuzione dei debiti per Certificati Verdi e diritti CO2 da consegnare (euro
28.274 migliaia).
Il Fondo Rischi e oneri si decrementa per euro 1.750 migliaia. Tra gli incrementi
si segnalano, oltre agli accantonamenti dettagliati nel relativo paragrafo:
• euro 2.409 migliaia per il riconoscimento degli oneri finanziari sui fondi di
smantellamento per effetto del tasso di inflazione del 2% e del tasso di
attualizzazione del 5%;
• euro 1.221 migliaia per il rischio di mancato riconoscimento della cassa
integrazione ordinaria richiesta per i lavoratori dei gruppi a carbone della
Centrale di Vado Ligure;
• euro 1.021 migliaia a fronte di contenziosi in essere;
• euro 600 migliaia per la stima delle penali ancora da sostenere per
l’annullamento dei carichi di carbone per il 2014;
• euro 400 migliaia per i danni al trasformatore di VL5;
• euro 240 migliaia per attività di ripristino dei danni subiti da alcuni impianti
idroelettrici a causa degli eventi alluvionali del 2014.
Fra gli utilizzi si segnalano in particolare:
• euro 5.488 migliaia relativi al conguaglio a favore di Terna circa la seconda
componente del capacity payment per gli anni 2010-2011;
• euro 4.613 migliaia per il piano di esodo incentivato;
• euro 500 migliaia relativi ai minori Certificati verdi ricevuti in assegnazione
per gli anni 2009-2012;
• euro 282 migliaia a fronte di contenziosi in essere;
• euro 280 migliaia per le attività di demolizione serbatoi e bonifica di Vado
Ligure.
TIRRENO POWER – BILANCIO D’ESERCIZIO AL 31 DICEMBRE 2014
- 95 -
Il Capitale investito netto si attesta pertanto a euro 786.373 migliaia (euro
877.851 migliaia al 31 dicembre 2013).
Il Patrimonio netto si attesta ad un valore negativo di euro 60.864 migliaia e si è
movimentato, rispetto a quello al 31 dicembre 2013, per effetto della perdita
dell’esercizio 2014, pari a euro 109.506 migliaia, nonché per l’effetto derivante
dall’incremento della riserva che accoglie gli utili e le perdite di attualizzazione come
disposto dallo IAS 19 revised. Per maggiori dettagli sui provvedimenti ex art. 2447
c.c. si rinvia a quanto riportato ai paragrafi “Fatti di rilievo avvenuti dopo la chiusura
del periodo” della Relazione sulla gestione e “Valutazione del presupposto della
continuità aziendale “ delle note esplicative.
L’Indebitamento finanziario netto, pari a euro 847.108 migliaia, si riferisce
principalmente al contratto di finanziamento TRFA. Per maggiori dettagli si rimanda a
quanto riportato nelle note esplicative.
TIRRENO POWER – BILANCIO D’ESERCIZIO AL 31 DICEMBRE 2014
- 96 -
Attività di Ricerca e Sviluppo
La Società non ha effettuato nel corso del 2014 attività di ricerca e sviluppo né
esistono, alla data del 31 dicembre 2014, costi sospesi riferibili a tale tipologia di
attività.
Azioni proprie ed azioni della controllante
Alla data di riferimento del bilancio la Società non possiede azioni proprie né
azioni delle controllanti, dirette ed indirette.
Rapporti con imprese controllate, collegate, controllanti ed imprese sottoposte al
controllo di queste ultime
Le operazioni poste in essere con le parti correlate sono state effettuate a normali
condizioni di mercato e nell’interesse della Società.
I contratti stipulati con Parti correlate sono sostanzialmente collegati alla vendita
di energia e ai contratti di somministrazione gas e sono stati conclusi avendo come
punto di riferimento i parametri propri del settore dell’energia.
Per ogni altra informazione di dettaglio si rinvia a quanto indicato nelle Note
esplicative al Bilancio.
Strumenti e rischi finanziari
Si rinvia a quanto indicato nelle Note esplicative al Bilancio.
TIRRENO POWER – BILANCIO D’ESERCIZIO AL 31 DICEMBRE 2014
- 97 -
Prevedibile evoluzione della gestione
Con oltre un anno di ritardo rispetto alle prime attese, si ritiene che il PIL italiano
potrà riprendere a crescere, sia pure in misura contenuta; la Banca d’Italia in un
recente bollettino mensile ha tagliato le stime sulla crescita del PIL allo 0,5% contro il
+1,3% delle stime di luglio. Solo nel 2016 dovrebbe registrarsi un’accelerazione a
+1,5%.
Nel complesso l’attività economica, oltre a trarre vantaggio dalla caduta del prezzo
del petrolio e dalla graduale accelerazione degli scambi internazionali, verrebbe
sostenuta dall’orientamento espansivo della politica monetaria, impresso dalla Bce
e riflesso anche nel deprezzamento dell’euro, dalle misure di riduzione del cuneo
fiscale disposte con la legge di Stabilità, nonché dalla nuova disciplina in materia di
lavoro prevista dal Jobs Act in vigore da marzo.
In un contesto di mercato ove la crescita economica stenta ancora a ripartire, la
domanda d’elettricità rimarrà sui modesti livelli registrati nel 2014; nei primi quattro
mesi del 2015 la richiesta di energia risulta invariata rispetto al 2014.
In tale difficile contesto industriale e finanziario, la Società sta affrontando sfide
decisive e molto impegnative che dipendono dall’esito dei ricorsi relativi all’AIA,
dalla disponibilità degli impianti a carbone al momento sequestrati e dal
completamento del percorso di ristrutturazione dell’indebitamento finalizzato al
riequilibrio della situazione patrimoniale e finanziaria.
L’attività del management è di conseguenza rivolta alla difesa dei livelli di
redditività attraverso una attenzione continua diretta a cogliere tutte le opportunità sul
mercato elettrico, il mantenimento di un adeguato livello di efficienza operativa degli
impianti ed una riduzione meticolosa e relativo monitoraggio dei costi aziendali.
Quanto sopra nell’ambito di continue azioni volte ad ottimizzare il flusso di cassa
della Società. L’andamento dei primi cinque mesi del 2015 è sostanzialmente in linea
con le previsioni della Società.
TIRRENO POWER – BILANCIO D’ESERCIZIO AL 31 DICEMBRE 2014
- 98 -
Fatti di rilievo avvenuti dopo la chiusura del periodo
Governance
A far data dal 30 aprile 2015 la Società ha risolto consensualmente il rapporto di
lavoro con il Direttore Generale della Società, Dott. Massimiliano Salvi, che aveva
precedentemente presentato le proprie dimissioni da tale carica, ed ha nominato in sua
sostituzione il Dott. Andrea De Vito che precedentemente ricopriva la carica di CFO.
Assemblea straordinaria del 30 gennaio 2015
In data 30 gennaio 2015 si è tenuta l’Assemblea straordinaria dei soci per
discutere e deliberare in merito al seguente ordine del giorno: “provvedimenti di cui
all’art. 2447 c.c.; delibere inerenti e conseguenti”. In tale sede è stata illustrata la
manovra finanziaria, così come approvata dal CdA tenutosi lo stesso giorno, per il cui
contenuto si rimanda al paragrafo “Valutazione del presupposto della continuità
aziendale”, quale base di negoziazione del term sheet dell’accordo di ristrutturazione
del debito. L’intera operazione di ricapitalizzazione prevista dalla manovra finanziaria
è sottoposta alla condizione sospensiva dell’omologazione dell’accordo di
ristrutturazione ex art. 182 bis L.F..
L’Assemblea ha inoltre deliberato in merito alle azioni subordinate
all’ottenimento della omologazione, che prevedono in particolare di azzerare l’attuale
Capitale Sociale di euro 91.130.000,00 a copertura di corrispondenti perdite e di
ricostituire il capitale a euro 60.516.142,00, emettendo un pari numero di azioni
ordinarie del valore nominale di euro 1 cadauna, offrendo le nuove azioni ai soci in
proporzione alle attuali partecipazioni ai sensi dell'art. 2441 c.c..
Per quanto sopra, l’art. 5 dello Statuto Sociale risulterà modificato per tenere
conto del nuovo Capitale Sociale una volta sottoscritto.
TIRRENO POWER – BILANCIO D’ESERCIZIO AL 31 DICEMBRE 2014
- 99 -
Consiglio di Amministrazione del 6 maggio 2015
In data 6 maggio il Consiglio di Amministrazione ha approvato il term sheet e la
manovra finanziaria sottostante, come meglio descritto nel prosieguo del presente
paragrafo. In tale data la Società ha altresì ricevuto le lettere di non petendo da parte
dei soci e delle Banche finanziatrici.
Centrale di Vado Ligure
Il 13 gennaio 2015 è stato pubblicato, nella Gazzetta Ufficiale della Repubblica
Italiana, il comunicato dell’avvenuta emissione in data 31 dicembre 2014, da parte del
Ministro dell’Ambiente e della Tutela del Territorio e del Mare, del decreto AIA n.
323 per l’esercizio della Centrale di Vado Ligure.
Il 23 febbraio 2015 Tirreno Power ha notificato il ricorso al TAR Lazio avverso il
decreto AIA sopra menzionato. I principali motivi di censura riguardano:
• il difetto di istruttoria da parte della commissione IPPC (Integrated Pollution
Prevention Control) rispetto a quanto proposto dal Gestore relativamente ai
limiti di emissione da rispettare, al loro raggiungimento progressivo attraverso
due fasi temporali, alla tempistica dei lavori che non tiene conto
dell’indisponibilità dell’impianto a causa del sequestro.
• L’illogicità delle tempistiche previste per la realizzazione del carbonile (14
marzo 2015).
• L’illogicità della richiesta di realizzazione immediata dell’impianto per il
trattamento del parametro “boro” nelle acque reflue, stante la necessità di tale
trattamento soltanto con le sezioni a carbone in esercizio.
• L’illogicità della richiesta della realizzazione dell’impianto necessario per
l’avviamento dei gruppi a carbone attraverso l’utilizzo del metano, senza
consentire un periodo transitorio pari al tempo necessario per approvvigionare
e installare i componenti necessari, a fronte di un beneficio ambientale
pressoché nullo.
TIRRENO POWER – BILANCIO D’ESERCIZIO AL 31 DICEMBRE 2014
- 100 -
In data 31 dicembre 2014 è stato altresì notificato all’azienda il decreto del
Ministero dello Sviluppo Economico contenente l’Autorizzazione Unica per la
copertura del carbonile. Avverso tale decreto, il 27 febbraio 2015 Tirreno Power ha
notificato il ricorso al TAR Lazio. Il principale motivo di impugnativa riguarda
l’illegittimità del termine di inizio lavori prescritto nel decreto, in quanto non tiene
conto di quanto stabilito dall’art. 1-quater della legge 290/03. Tale articolo prevede
che il proponente abbia la facoltà di iniziare i lavori nei 12 mesi successivi la
inoppugnabilità del provvedimento autorizzativo.
In relazione al citato procedimento penale in materia di gestione dei rifiuti,
nell’ambito del quale la Società risulta indagata ai sensi della L. 231/2001, il GUP
presso il Tribunale di Genova, con sentenza depositata il 6 marzo 2015, ha dichiarato
l’incompetenza territoriale del Tribunale rimettendo gli atti alla Procura presso il
Tribunale di Torino.
In data 18.6.2015 Tirreno Power ha avuto notizia dell’avviso di conclusione delle
indagini preliminari, ex art. 415 bis c.p.p., relativo al procedimento penale pendente
dinanzi alla Procura della Repubblica di Savona. (disastro ambientale).
Il procedimento vede coinvolti soggetti apicali e dipendenti di Tirreno Power per i
reati di cui agli artt. 434 comma I e II c.p., in relazione ad un presunto disastro
sanitario e ambientale cagionato dall’esercizio della centrale termoelettrica sita in
Vado Ligure (SV), nonche' per concorso in abuso di ufficio (art. 323 c.p.) nell'ambito
dei procedimenti amministrativi per rilascio dei provvedimenti AIA e per omicidio
plurimo colposo.
Nell’ambito del procedimento, la Procura chiedeva ed otteneva con decreto del Gip di
Savona dell’11.03.2014 – eseguito in pari data – il sequestro preventivo dei gruppi
generatori denominati VL3 e VL4 della centrale termoelettrica di Vado Ligure, il cui
esercizio è tuttora inibito.
TIRRENO POWER – BILANCIO D’ESERCIZIO AL 31 DICEMBRE 2014
- 101 -
Processo di rifinanziamento del debito scaduto al 30 giugno 2014
Per una descrizione degli eventi occorsi nel 2014 si rinvia a quanto riportato nella
nota n. 8 delle note esplicative. Per quanto attiene, invece, gli eventi occorsi
successivamente al 31 dicembre 2014 si segnala che, in data 30 gennaio 2015, sono
stati definiti i termini e le condizioni (key terms) della manovra finanziaria a seguito
della negoziazione con gli Istituti finanziatori. Tali condizioni sono state condivise da
tutti gli attori della trattativa, Società, Soci e banche finanziatrici e costituiscono la
base per la negoziazione del term sheet dell’accordo per la ristrutturazione del debito.
La manovra finanziaria si basa sul Piano industriale, Scenario “B”, della Società
approvato il 4 agosto 2014 per il periodo 2014-2030 e successivamente aggiornato in
data 9 marzo 2015 essendo stati rivisti in ottica prudenziale gli anni dal 2015 al 2018,
sia per tenere conto della pubblicazione da parte di Terna dei consuntivi 2014 della
domanda di energia elettrica, sia per tenere conto dei risultati consuntivati dalla
Società nei primi mesi del 2015. Il piano è stato elaborato sulla base dei risultati di
uno studio di mercato e di dispacciamento previsionale commissionato ad una
primaria società di studi econometrici del settore dell’energia elettrica in Italia e
recepisce le migliori stime effettuabili dal Management in merito alle principali
assunzioni alla base dell’operatività aziendale.
Il suddetto piano prevede dal 2015 e nei successivi tre anni una modesta
redditività in quanto il mercato elettrico continuerà ad essere caratterizzato da una
overcapacity dal lato produzione, da condizioni di debolezza della domanda e da una
crescente offerta di energia da fonte rinnovabile tale da ridurre sempre di più sia i
volumi contendibili sul mercato sia il differenziale tra i prezzi Peak ed Off-Peak. La
prevista introduzione del Capacity Market dal 2018 e la ripresa della domanda di
energia elettrica permetteranno un graduale ritorno a maggiori margini di redditività.
Inoltre il piano prevede la mancata riattivazione dei gruppi a carbone VL3 e VL4 per
effetto del rigetto dell’istanza di dissequestro e/o della conferma del provvedimento di
sospensione dell’AIA e contestuale mancato ottenimento di un nuovo titolo
autorizzativo a seguito della relativa istanza di rinnovo anticipato dell’AIA presentata
dalla società in data 6 maggio 2014.
Detto Piano è stato definitivamente approvato in data odierna.
TIRRENO POWER – BILANCIO D’ESERCIZIO AL 31 DICEMBRE 2014
- 102 -
In data 6 maggio 2015 il Consiglio di Amministrazione della Società ha
approvato il term sheet definito e concordato tra la Società, i suoi Soci e le banche
finanziatrici contenente le condizioni economiche e finanziarie come anche le
principali clausole che saranno alla base del contratto di rifinanziamento. In data 19
Giugno 2015 la Società ha ricevuto una comunicazione da parte di Linklaters che
confermava la avvenuta approvazione del Term Sheet da parte di ciascuna banca
partecipante al pool.
I “main terms” della manovra per il rifinanziamento dell’importo complessivo di
euro 894 milioni scaduti lo scorso 30 giugno 2014, sono i seguenti:
• quanto ad euro 300 milioni “term loan A”, ripagati con piano di
ammortamento a partire da data non antecedente al 30 giugno 2017,
remunerati al tasso di Euribor +2%, maturity dicembre 2022 (con
un’estensione opzionale per ulteriori 2 anni);
• quanto ad euro 50 milioni “revolving credit facility” remunerati al tasso di
euribor +2% con possibilità di ripagamento e tiraggio fino alla data di maturity
prevista per dicembre 2022 (con un’estensione opzionale per ulteriori 2 anni);
• quanto ad euro 250 milioni remunerati al tasso del 3% PIK, maturity dicembre
2024 (con un’estensione opzionale per ulteriori 2 anni), convertibili in
strumenti finanziari partecipativi (SFP Senior).
• quanto al residuo debito nominale nella forma di strumenti finanziari
partecipativi (SFP Junior) le cui caratteristiche, sulla base di quanto definito
nel Term Sheet, consentono di qualificarli come strumenti di capitale e
conseguentemente il relativo fair value sarà contabilizzato nella forma di
riserva di patrimonio netto.
L’efficacia dell’intera operazione è sottoposta all’ottenimento dell’omologa
dell’accordo di ristrutturazione, quale condizione sospensiva. Le attività di
asseverazione relativamente a tale procedura stanno proseguendo al fine di poter
depositare, l’accordo e la prevista relazione di asseverazione, entro l’inizio di luglio
2015.
TIRRENO POWER – BILANCIO D’ESERCIZIO AL 31 DICEMBRE 2014
- 103 -
Approvazione del bilancio al 31 dicembre 2013
Gli azionisti nel corso dell’Assemblea del 12 gennaio 2015 hanno approvato il
bilancio al 31 dicembre 2013.
TIRRENO POWER – BILANCIO D’ESERCIZIO AL 31 DICEMBRE 2014
- 111 -
NNNOOOTTTEEE EEESSSPPPLLLIIICCCAAATTTIIIVVVEEE
TIRRENO POWER – BILANCIO D’ESERCIZIO AL 31 DICEMBRE 2014
- 112 -
Dichiarazione di conformità
Il presente Bilancio è predisposto in conformità ai principi contabili internazionali
IFRS e fornisce un’informativa completa in base a quanto previsto dallo IAS 1.
Per IFRS si intendono tutti gli “International Financial Reporting Standards”, tutti
gli International Accounting Standards (“IAS”), tutte le interpretazioni
dell’International Financial Reporting Interpretations Committee (“IFRIC”), tutte le
interpretazioni dello Standing Interpretations Committee (“SIC”), ad oggi adottati
dall’Unione Europea e contenuti nei relativi Regolamenti U.E. pubblicati sulla
G.U.C.E. sino alla data odierna, in cui il Consiglio di Amministrazione di Tirreno
Power S.p.A. ha autorizzato la pubblicazione del presente bilancio. Sempre sul piano
interpretativo, infine, si è altresì tenuto conto dei documenti sull’applicazione degli
IAS/IFRS in Italia predisposti dall’Organismo Italiano di Contabilità (OIC).
Struttura e contenuto del Bilancio
Il presente bilancio si compone di Stato Patrimoniale, Conto Economico, Prospetto
dell’utile/perdite complessivo, Rendiconto finanziario, Prospetto delle variazioni di
Patrimonio netto, nonché delle Note esplicative.
Per quanto riguarda gli schemi di bilancio che la Società ha scelto di adottare si
segnala che:
• Nello “Stato patrimoniale” le attività e le passività sono ordinate per
scadenza, separando le poste correnti e non correnti con scadenza,
rispettivamente, entro e oltre 12 mesi;
• Il “Conto economico” è presentato in forma scalare per natura;
• Il “Rendiconto finanziario” è redatto applicando il metodo indiretto, come
consentito dallo IAS 7;
• Il “Prospetto dell’utile/perdite complessivo” è predisposto in forma
separata secondo quanto previsto dallo IAS 1 Revised.
• Il “Prospetto delle variazioni del Patrimonio Netto” è predisposto secondo
quanto previsto dallo IAS 1 Revised.
TIRRENO POWER – BILANCIO D’ESERCIZIO AL 31 DICEMBRE 2014
- 113 -
La valuta funzionale utilizzata per la presentazione del bilancio è l’euro e tutti i
valori sono espressi in migliaia di euro tranne quando diversamente indicato. Ai fini
espositivi i valori sono riportati senza indicazione dei decimali.
Il presente documento è assoggettato a revisione contabile da parte della società di
revisione Reconta Ernst & Young S.p.A., società alla quale è stata altresì affidata
l’attività di controllo legale dei conti.
Valutazione del presupposto della continuità aziendale
Tirreno Power ha consuntivato nell'esercizio chiuso al 31 dicembre 2014 un
risultato negativo pari ad euro 109.506 migliaia, imputabile alla concomitanza di
diversi fattori, principalmente derivanti da una ulteriore riduzione dei margini della
vendita d’energia rispetto all’anno precedente e dal fermo produttivo delle unità a
carbone del sito di Vado Ligure, sottoposte a provvedimento di sequestro preventivo
da parte del Giudice per le indagini preliminari presso il Tribunale di Savona a far
data dal 11 marzo 2014 nell’ambito del procedimento penale aperto dalla Procura di
Savona, come meglio descritto nel paragrafo “Andamento della gestione
dell’esercizio” della Relazione sulla gestione.
Tale risultato negativo, unitamente a quelli degli esercizi precedenti, fa ricadere la
Società nella fattispecie prevista dall’art 2447 del Codice Civile; si rammenta a tal
proposito che gli Amministratori, in ragione delle perdite evidenziate nel bilancio al
31 dicembre 2013, che configuravano la fattispecie di cui all’art. 2446 del codice
civile, nonché in ragione dell’andamento dell’esercizio 2014, avevano provveduto alla
predisposizione di una situazione economico patrimoniale alla data del 31 ottobre
2014, nonché di una relazione redatta ai sensi dell’art. 2446 del codice civile da
sottoporre all’assemblea dei soci per gli opportuni provvedimenti, in ragione del
configurarsi della fattispecie di cui all’art. 2447 del codice civile per effetto delle
ulteriori perdite accumulatesi alla data del 31 ottobre 2014. Tale situazione
evidenziava infatti un patrimonio netto negativo di circa 39 milioni di euro; pertanto
in data 30 gennaio 2015 l’Assemblea Straordinaria della Società ha deliberato di
azzerare l’attuale Capitale Sociale di euro 91.130.000,00 a copertura di corrispondenti
TIRRENO POWER – BILANCIO D’ESERCIZIO AL 31 DICEMBRE 2014
- 114 -
perdite e di ricostituire il capitale a euro 60.516.142,00. Tale operazione di
patrimonializzazione sarà realizzata in parte per cassa, per euro 18,8 milioni da parte
del socio GDF SUEZ Energia Italia S.p.A. e per euro 18,0 milioni da parte del socio
Energia Italiana S.p.a., ed in parte tramite conversione di crediti commerciali, già
oggetto di Stand Still commerciale, per euro 31,2 milioni da parte del socio GDF
SUEZ Energia Italia S.p.A. e per euro 32,0 milioni nella disponibilità del socio
Energia Italiana S.p.A.. Al riguardo, in data 4 maggio 2015 il socio GDF SUEZ
Energia Italia S.p.A. si è impegnato a concedere alla Società un versamento in conto
futuro aumento capitale per un importo pari ad un massimo di Euro 18.800.000,00,
suddiviso in tre tranche, di cui la prima pari ad euro 5 milioni incassata nel mese di
maggio 2015 e la seconda pari ad euro 6,9 milioni incassata nel mese di giugno 2015.
L’efficacia di tale operazione di ricapitalizzazione è sottoposta al realizzarsi di due
condizioni sospensive (“condizione Tirreno” e “condizione Sorgenia”), descritte nel
prosieguo. Nel corso di detta Assemblea Straordinaria sono stati inoltre illustrati gli
aspetti essenziali dell’ipotesi di manovra finanziaria, così come approvata dal
Consiglio di Amministrazione della Società tenutosi in pari data, volta al
rifinanziamento del debito bancario, dell'importo complessivo di euro 894 milioni al
31 dicembre 2014, scaduto il 30 giugno 2014, ed in corso di negoziazione con il ceto
bancario. Ad esito delle numerose e fitte negoziazioni con le banche finanziatrici e gli
azionisti, avvalendosi anche del supporto dei consulenti legali e finanziari, in data 6
maggio 2015 il Consiglio di Amministrazione della Società ha approvato il term sheet
definito e concordato tra la Società, i suoi Soci e le banche finanziatrici, che indica le
modalità economiche e finanziarie concordate per la ristrutturazione del debito
bancario nonché le principali clausole che saranno poste alla base del contratto di
rifinanziamento..
La manovra finanziaria concordata tra le parti si basa sul Piano industriale,
cosiddetto Scenario “B”, della Società approvato il 4 agosto 2014 per il periodo 2014-
2030, successivamente aggiornato in data 9 marzo 2015 e definitivamente approvato
in data odierna essendo stati rivisti in ottica prudenziale gli anni dal 2015 al 2018, sia
per tenere conto della pubblicazione da parte di Terna dei consuntivi 2014 della
domanda di energia elettrica, sia per tenere conto dei risultati consuntivati dalla
TIRRENO POWER – BILANCIO D’ESERCIZIO AL 31 DICEMBRE 2014
- 115 -
Società nei primi mesi del 2015. In particolare, in considerazione delle incertezze
derivanti dal sequestro dei Gruppi a carbone VL3 e VL4, nonché di quelle legate ai
contenziosi amministrativi in essere, il Consiglio di Amministrazione, in data 4 agosto
2014, aveva approvato due Piani Industriali (Piano “A1” e Piano “B”), redatti in base
a due possibili scenari alternativi inerenti i Gruppi VL3 e VL4, comprensivi delle
relative ipotesi di manovra finanziaria, inviati alle banche finanziatrici in data 8 agosto
2014: mentre il Piano “A1” prevedeva la riapertura dei Gruppi VL3 e VL4 con entrata
in esercizio al 31 dicembre 2014, il Piano “B” prevedeva, prudentemente, che i Gruppi
a carbone non rientrassero più in servizio, nonostante tutte le azioni che sono state e
saranno poste in essere dalla Società al fine di ottenere il dissequestro di tali unità e di
riavviare l’esercizio delle stesse secondo le normative vigenti ed a condizioni ritenute
compatibili con il quadro economico societario.
Detta manovra finanziaria, coerente con il piano industriale aggiornato, ha lo
scopo di provvedere al rifinanziamento dell'importo complessivo di euro 894 milioni
al 31 dicembre 2014, scaduti lo scorso 30 giugno 2014, nelle modalità illustrate nel
paragrafo “Fatti di rilievo avvenuti dopo la chiusura del periodo” della Relazione sulla
gestione
Inoltre, GDF SUEZ INVEST International S.A. ha rilasciato una Parent Company
Guarantee a sostegno dell’emissione della fidejussione per Crediti IVA per un
ammontare pari a euro 41,1 milioni che la Società ha provveduto a presentare
all’Agenzia delle entrate nel mese di Maggio per l’incasso del credito Iva relativo al
primo trimestre 2013.
In data 5 Maggio 2015 sono pervenute tutte le lettere richieste dalla Società con le
quali gli Istituti Finanziatori si impegnano a sottoporre ai propri organi decisionali
interni, entro il 5 giugno 2015, il testo del Term Sheet, così come approvato dal CdA
del 6 maggio 2015 e a non proporre alcun tipo di azione legale per la restituzione del
debito in virtù delle lettere di pactum de non petendo ricevute da parte dei Soci
Energia Italiana e Gdf Suez Energia Italia e da parte delle banche finanziatrici
appartenenti al Pool. In data 19 giugno 2015 si è avuta informazione
TIRRENO POWER – BILANCIO D’ESERCIZIO AL 31 DICEMBRE 2014
- 116 -
dell’approvazione del term sheet da parte degli organi deliberanti degli enti
finanziatori..
A sostegno della manovra finanziaria concordata, gli Amministratori hanno
conferito un mandato alla società KPMG per l’elaborazione di una analisi industriale
indipendente (“IBR”) in merito alle ipotesi sottostanti il piano industriale e
all’attuabilità del piano industriale predisposto dal management; gli Amministratori
hanno inoltre conferito alla società PWC l’incarico di review dell’impairment test
predisposto dagli stessi per le valutazioni del presente bilancio ed alla KPMG una
analisi indipendente sulla “cash projection” dell’anno 2015, che è stata predisposta
dalla Società al fine di fornire un’analisi più dettagliata dei flussi di cassa relativi ai
primi 12 mesi dall’inizio della procedura di ristrutturazione del debito ex 182-bis L.F..
Si precisa infatti che la manovra sopra descritta sarà oggetto di una procedura di
accordo di ristrutturazione ex art 182-bis L.F., per la quale la Società ha già
provveduto alla nomina del professionista incaricato dell’asseverazione del piano
nella persona del prof. Enrico Laghi, il quale in data 29 aprile ha trasmesso alla
Società un parere preliminare nel quale, allo stato delle sue verifiche alla data ed in
base ai documenti ricevuti, non riscontra elementi che possano ostacolare il rilascio
dell’attestazione richiestagli ex art.182 bis, comma 1, L.F..
L’omologazione dell’accordo di ristrutturazione ex art 182-bis L.F da parte del
Tribunale di Roma rappresenta una condizione sospensiva per l’efficacia:
• dell'operazione di ricapitalizzazione (c.d. "condizione Tirreno"), deliberata
dall’Assemblea Straordinaria del 30 gennaio 2015, citata in precedenza; altra
condizione per l’efficacia di tale operazione è altresì l'esecuzione dell'aumento
di capitale previsto nell'accordo di ristrutturazione ex art 182-bis L.F., della
Sorgenia S.p.A. controllante del socio Energia Italiana S.p.A. (c.d.
"condizione Sorgenia"), esecuzione in ordine alla quale sono stati assunti da
parte dei soggetti finanziatori di Sorgenia espliciti impegni. In data 25
febbraio 2015 il Tribunale di Milano ha concesso a Sorgenia l’omologa al
piano di ristrutturazione del debito ex art. 182 bis. A far data dal 16 marzo
2015 la “condizione Sorgenia” risulta avverata.
TIRRENO POWER – BILANCIO D’ESERCIZIO AL 31 DICEMBRE 2014
- 117 -
• dell’accordo di ristrutturazione del debito con il ceto bancario.
Alla luce di quanto sopra esposto, grazie al preliminare accordo raggiunto tra la
Società, i suoi soci ed il ceto bancario sulle modalità economiche e finanziarie per la
ristrutturazione del debito bancario, nonché sulle principali clausole che saranno poste
alla base del contratto di rifinanziamento, la cui finalizzazione è in corso di
definizione per quanto riguarda i dettagli finali, l'apporto complessivo a patrimonio
netto, conseguente alla proposta ricapitalizzazione ed all’emissione degli SFP è
ritenuto idoneo a garantire una adeguata patrimonializzazione (ai sensi dell'art. 2447
c.c.), e tale da rendere il Consiglio d’Amministrazione altresì confidente circa la
sussistenza di presupposti idonei per la continuità aziendale. Occorre tuttavia
evidenziare che alla data di redazione del presente progetto di bilancio:
• sono tutt’ora in corso di definizione da parte della Società, dei suoi consulenti
legali e finanziari, e delle banche finanziatrici le attività propedeutiche alla
finalizzazione del contratto di rifinanziamento prevista per l’inizio di luglio
2015;
• sono in corso le attività volte alla finalizzazione da parte dell’esperto
indipendente della relazione sull’attuabilità di tali accordi, oltre che sulla
veridicità dei dati aziendali, ai fini della domanda di omologazione
dell’accordo di ristrutturazione ex art. 182-bis Legge Fallimentare, che si
presenterà per l’inizio di luglio 2015;
• pertanto non risulta ancora formalizzata la domanda di omologazione
dell’accordo di ristrutturazione ex art. 182 bis Legge Fallimentare;
• non risulta ancora eseguita l’operazione di ricostituzione ed aumento di
capitale deliberato dall’Assemblea Straordinaria del 30 gennaio 2015 per
effetto delle condizioni sospensive sopra riportate che, alla data di
autorizzazione all’emissione del presente bilancio non si sono verificate.
Gli amministratori stimano che tali attività possano essere portate a termine in un
tempo ragionevolmente breve. Purtuttavia, il buon esito complessivo della manovra
finanziaria concordata con il ceto bancario e delle azioni previste nel Piano, elemento
TIRRENO POWER – BILANCIO D’ESERCIZIO AL 31 DICEMBRE 2014
- 118 -
essenziale per il mantenimento del presupposto della continuità aziendale, si potrà
concretizzare al manifestarsi di eventi futuri soggetti a significative incertezze nel loro
realizzarsi: in particolare, come già citato in precedenza, gli effetti patrimoniali,
finanziari ed economici derivanti da tale accordo di ristrutturazione, nonché quelli
deliberati dall’Assemblea Straordinaria del 30 gennaio 2015 sulla ricostituzione del
Capitale Sociale, sono subordinati al rilascio da parte del Tribunale Fallimentare
dell’omologazione dell’accordo di ristrutturazione ex art. 182 bis L.F.. Alla luce
dell’insieme delle circostanze sopra evidenziate, gli Amministratori di Tirreno Power
evidenziano l’esistenza di rilevanti fattori di incertezza che possono far sorgere dubbi
significativi sulla continuità aziendale, ritenendo comunque ragionevole l’aspettativa
che l’omologazione dell’accordo di ristrutturazione ex art. 182 bis L.F. possa essere
definita da parte del Tribunale Fallimentare in tempi coerenti con le esigenze anche
finanziarie della Società, consentendo alla stessa di disporre di adeguate risorse per
continuare l’attività operativa in un prevedibile futuro.
Pertanto gli Amministratori hanno redatto il bilancio nel presupposto della
continuità aziendale, fermo restando che tale continuità deve intendersi al momento
necessariamente condizionata all’ottenimento dell’omologa dell’accordo di
ristrutturazione ex art. 182 bis L.F, alla finalizzazione delle azioni ad esso subordinate
precedentemente illustrate, nonché alla realizzazione delle azioni previste nel Piano.
TIRRENO POWER – BILANCIO D’ESERCIZIO AL 31 DICEMBRE 2014
- 119 -
Principi contabili e criteri di valutazione Di seguito si riportano sinteticamente i principi contabili ed i criteri di valutazione
adottati. I criteri di valutazione sono adottati nell’ottica della continuità aziendale
come sopra esposto e rispondono ai principi di competenza, di rilevanza e
significatività dell’informazione contabile e di prevalenza della sostanza economica
sulla forma giuridica.
Il principio generale adottato nella predisposizione del presente bilancio è quello
del costo ad eccezione degli eventuali strumenti derivati per i quali il principio IAS 39
ne obbliga la valutazione al fair value.
Utilizzo di stime
La redazione del bilancio e delle relative note esplicative richiede l’applicazione di
principi e metodologie contabili che a volte si basano su complesse valutazioni
soggettive e stime legate all’esperienza storica, e su assunzioni che vengono di volta
in volta considerate ragionevoli e realistiche in funzione delle relative circostanze.
L’applicazione di tali stime ed assunzioni influenza l’informativa fornita e gli importi
riportati nello stato patrimoniale, nel conto economico e nel rendiconto finanziario e
conseguentemente nel prospetto di variazione del patrimonio netto. I valori finali del
bilancio per i quali sono state utilizzate le suddette stime ed assunzioni possono
differire da quelli riportati nel presente documento a causa dell’incertezza che
caratterizza le assunzioni e le condizioni sulle quali si basano le stime.
Un cambiamento nelle condizioni sottostanti le assunzioni utilizzate potrebbe
avere un impatto anche significativo sul bilancio, a titolo esemplificativo, su
svalutazioni e ammortamenti degli attivi non correnti, fondi rischi, fair value degli
strumenti finanziari; in particolare le valutazioni di recuperabilità di importanti
elementi dell’attivo, quali le immobilizzazioni materiali e immateriali e le imposte
anticipate, sono basate su stime significative associate alla determinazione dei futuri
flussi di cassa disponibili e degli imponibili fiscali. Le stime e le assunzioni sono
riviste periodicamente e gli effetti di ciascuna variazione sono contestualmente
rilevate a conto economico.
TIRRENO POWER – BILANCIO D’ESERCIZIO AL 31 DICEMBRE 2014
- 120 -
Criteri di conversione delle poste in valuta
La valuta funzionale e di presentazione del bilancio è l’euro.
Le operazioni in valuta estera sono iscritte al tasso di cambio in vigore alla data
dell’operazione. Le attività e passività monetarie in valuta diversa da quella funzionale
sono successivamente adeguate al tasso di cambio in essere alla data di chiusura del
bilancio. Le differenze di cambio derivanti dalle operazioni di conversione sono
riflesse sul conto economico ed iscritte tra i proventi e gli oneri finanziari. Le attività e
le passività non monetarie denominate in valuta estera e valutate al costo sono
convertite al tasso di cambio in vigore alla data di iniziale rilevazione dell’operazione.
Attività materiali
Gli immobili, impianti e macchinari sono valutati al costo d’acquisto o di
produzione, al netto degli ammortamenti accumulati e delle eventuali perdite di
valore. Il costo include gli oneri direttamente sostenuti per predisporre le attività al
loro utilizzo, nonché eventuali oneri di smantellamento e di rimozione (nei casi
previsti dallo IAS 37), iscritti al valore attuale dell’onere futuro che si stima di
sostenere. Il costo include altresì gli eventuali interessi passivi su finanziamenti
destinati all’acquisizione o costruzione di immobili, impianti e macchinari sostenuti
fino all’entrata in esercizio degli stessi.
Sono inclusi inoltre i costi per i ricambi strategici degli impianti.
L’ammortamento ha inizio nel momento in cui l’attività è disponibile all’uso ed è
ripartito sistematicamente in relazione alla residua possibilità di utilizzazione della
stessa, ossia sulla base della stimata vita utile.
La vita utile degli immobili, impianti e macchinari ed il loro valore residuo sono
rivisti ed aggiornati, ove necessario, almeno alla chiusura di ogni esercizio. Il valore di
presunto realizzo che si ritiene di recuperare al termine della vita utile, ove
determinato, non è ammortizzato.
Quando l’attività oggetto di ammortamento è composta da elementi distintamente
identificabili, la cui vita utile differisce significativamente da quella delle altre parti
TIRRENO POWER – BILANCIO D’ESERCIZIO AL 31 DICEMBRE 2014
- 121 -
che compongono l’attività, l’ammortamento è effettuato separatamente per ciascuna di
tali parti, in applicazione del metodo del component approach.
I costi di manutenzione ordinaria sono addebitati integralmente al conto
economico nell’esercizio in cui sono sostenuti.
I costi sostenuti per le manutenzioni effettuate a intervalli regolari (c.d. Major
Inspection) sono iscritti in qualità di cespiti nell’attivo patrimoniale e sono
ammortizzati sulla base del ciclo degli interventi, così come pianificato dal
management.
L’ammortamento dei beni gratuitamente devolvibili fuori dallo scopo dell’IFRIC
12 è calcolato a quote costanti sulla base del periodo minore tra la durata residua della
concessione e la vita utile stimata degli stessi.
I terreni, sia liberi da costruzioni sia annessi a fabbricati civili ed industriali non
sono ammortizzati in quanto elementi a vita utile illimitata.
La vita utile stimata dei principali immobili, impianti e macchinari è la seguente:
Fabbricati 25/40 anniAttrezzature; Generatori di vapore; Macch. Meccanico; Opere idrauliche 20 anniImpinati a ciclo combinato 30 anniManutenzioni da 2 a 8 anniCalcolatori elettronici; Macchine d'ufficio; Dotazioni informatiche 5 anniLinee di trasporto 35 anniImpianti di teletrasmissione e Attrezzature Industriali 10 anni
Gli immobili, impianti e macchinari detenuti in virtù di contratti di locazione
finanziaria, attraverso i quali sono sostanzialmente trasferiti all’entità tutti i rischi e
benefici legati alla proprietà del bene, sono iscritti come attività al loro valore corrente
o, se inferiore, al valore attuale dei pagamenti minimi dovuti per il leasing, inclusa
l’eventuale somma da pagare per l’esercizio dell’opzione di acquisto. La
corrispondente passività verso il locatore è iscritta in bilancio nelle passività
finanziarie e viene progressivamente ridotto in base al piano di rimborso della quota
capitale inclusa nei canoni periodici. I beni in locazione finanziaria sono ammortizzati
TIRRENO POWER – BILANCIO D’ESERCIZIO AL 31 DICEMBRE 2014
- 122 -
su un periodo pari al minore fra la durata del contratto di locazione e la vita utile del
bene stesso.
Le locazioni nelle quali il locatore mantiene sostanzialmente tutti i rischi ed i
benefici legati alla proprietà dei beni sono classificati come leasing operativi. I canoni
riferiti a leasing operativi sono rilevati a conto economico in quote costanti negli
esercizi di durata del contratto di leasing.
Se vi sono indicatori di svalutazione le immobilizzazioni materiali sono
assoggettate ad una verifica di recuperabilità (c.d. “impairment test”) che è illustrata
nel successivo paragrafo “Riduzione di valore delle attività”.
Attività immateriali
Le attività immateriali sono costituite da elementi non monetari, identificabili e
privi di consistenza fisica, controllabili e atti a generare benefici economici futuri. Tali
elementi sono rilevati al costo di acquisto e/o di produzione, comprensivo delle spese
direttamente attribuibili sostenute per predisporre l’attività al suo utilizzo, al netto
degli ammortamenti cumulati, nei casi in cui è previsto un processo d’ammortamento,
e delle eventuali perdite di valore. L’ammortamento ha inizio nel momento in cui
l’attività è disponibile all’uso ed è ripartito sistematicamente in relazione alla residua
possibilità di utilizzazione della stessa, ossia sulla base della stimata vita utile.
I costi di ricerca sono imputati al conto economico nell’esercizio di competenza. I
costi di sviluppo sono capitalizzati a condizione che il costo sia attendibilmente
determinabile e che sia dimostrabile che l’attività è in grado di produrre benefici
economici futuri.
Relativamente ai cosiddetti diritti di emissione, nonché a fattispecie economiche
ad essi assimilati, in seguito alla mancata approvazione da parte dell’EFRAG
dell’IFRIC 3 (Emission Rights) e quindi del suo successivo ritiro, non esiste
attualmente uno specifico principio contabile internazionale sulla questione.
Nell’attesa di un nuovo principio Tirreno Power, considerato che si approvvigiona dei
suddetti titoli ambientali per far fronte al proprio fabbisogno nell’esercizio della
propria attività industriale (c.d. own use), ha deciso di adottare, anche sulla base di
benchmark di mercato, il metodo lordo che comporta l’iscrizione dei diritti di
TIRRENO POWER – BILANCIO D’ESERCIZIO AL 31 DICEMBRE 2014
- 123 -
emissione tra le immobilizzazioni immateriali al loro fair value, che è pari al costo
storico, e l’iscrizione dei diritti di emissione da consegnare tra le passività. Le quote
assegnate gratuitamente sono iscritte ad un valore nullo. Trattandosi di un bene a
utilizzo istantaneo tale posta non è soggetta ad ammortamento, ma ad impairment test.
Avviamento
L'avviamento derivante dall’acquisizione di business o società controllate,
collegate o joint-venture è inizialmente iscritto al costo e rappresenta l'eccedenza del
costo d'acquisto rispetto alla quota di pertinenza dell'acquirente del valore corrente
delle attività e passività (attuali e potenziali). Dopo l'iniziale iscrizione, l'avviamento
non è più ammortizzato e viene decurtato delle eventuali perdite di valore accumulate,
determinate con le modalità descritte nel seguito.
L'avviamento derivante da acquisizioni effettuate precedentemente al1° gennaio
2006 è iscritto al valore registrato a tale titolo nell’ultimo bilancio redatto sulla base
dei precedenti principi contabili (31 dicembre 2005) prima della data di transizione
agli IAS/IFRS. L'avviamento, laddove presente, viene sottoposto a un'analisi di
recuperabilità con cadenza annuale o anche più breve nel caso in cui si verifichino
eventi o cambiamenti di circostanze che possano far emergere eventuali perdite di
valore (si rinvia al successivo paragrafo “Riduzione di valore delle attività”). Alla data
di acquisizione, l’eventuale avviamento emergente viene allocato a ciascuna delle
unità generatrici di flussi finanziari che ci si attende beneficeranno degli effetti
sinergici derivanti dall’acquisizione.
Come descritto nelle prosieguo delle note esplicative l’avviamento iscritto in
esercizi precedenti è stato interamente svalutato nel bilancio d’esercizio al 31
dicembre 2013 ad esito dell’impairment test.
Riduzione di valore delle attività
A ciascuna data di riferimento, gli immobili, impianti e macchinari e le attività
immateriali con vita indefinita sono analizzati al fine di identificare l’esistenza di
eventuali indicatori di riduzione del loro valore. Se è identificata la presenza di tali
indicatori, si procede alla stima del valore recuperabile delle attività interessate,
TIRRENO POWER – BILANCIO D’ESERCIZIO AL 31 DICEMBRE 2014
- 124 -
imputando l’eventuale svalutazione a conto economico. Il valore recuperabile di
un’attività è il maggiore tra il suo fair value, ridotto dei costi di vendita, e il suo valore
d’uso, laddove quest’ultimo è il valore attuale dei flussi finanziari futuri stimati per
tale attività. Nel determinare il valore d'uso, i flussi finanziari futuri attesi sono
attualizzati con un tasso di sconto ante imposte che riflette la valutazione del costo del
denaro per l’impresa, rapportato al periodo dell’investimento ed ai rischi specifici
dell'attività. Una riduzione di valore è riconosciuta a conto economico quando il
valore di iscrizione dell’attività è superiore al valore recuperabile.
Nel caso dell’avviamento e delle eventuali altre attività immateriali a vita utile
indefinita o di attività non disponibili per l’uso, tale valutazione viene effettuata
almeno annualmente.
Per le immobilizzazioni materiali e immateriali (ma non per l’avviamento), se
vengono meno i presupposti per una svalutazione precedentemente effettuata, il valore
contabile dell’attività è ripristinato con imputazione a conto economico, nei limiti del
valore netto di carico che l’attività in oggetto avrebbe avuto se non fosse stata
effettuata la svalutazione e fossero stati effettuati gli ammortamenti.
Rimanenze
Le materie prime, sussidiarie e di consumo sono valutate al minore tra il costo di
acquisto determinato con il metodo della media ponderata ed il valore di realizzo
desumibile dall’andamento del mercato.
Il costo di acquisto viene determinato per periodo di riferimento, relativamente ad
ogni voce di magazzino. Il costo medio ponderato include gli oneri accessori di
competenza riferiti agli acquisti del periodo.
Il valore delle scorte obsolete e a lenta movimentazione è svalutato in relazione
alla possibilità di utilizzo o di realizzo, mediante lo stanziamento di un apposito fondo
obsolescenza materiali.
Strumenti finanziari
Gli strumenti finanziari includono le attività e passività finanziarie la cui
classificazione è determinata al momento della loro iniziale rilevazione, in funzione
TIRRENO POWER – BILANCIO D’ESERCIZIO AL 31 DICEMBRE 2014
- 125 -
dello scopo per cui le stesse sono state acquistate. Gli acquisti e le vendite di strumenti
finanziari vengono rilevati per data di negoziazione (“trade date”).
Gli strumenti finanziari includono oltre le partecipazioni disponibili per la
vendita, le altre attività finanziarie non correnti, i crediti ed i finanziamenti non
correnti, i crediti commerciali, gli altri crediti originati dall’impresa nonché le altre
attività finanziarie correnti come le disponibilità liquide ed i mezzi equivalenti ovvero
i depositi bancari ed i crediti finanziari esigibili entro tre mesi. Rientrano, inoltre, tra
gli strumenti finanziari i debiti finanziari, i debiti commerciali, gli altri debiti ed altre
passività finanziarie e gli strumenti derivati.
La loro valutazione iniziale tiene conto dei costi di transazione direttamente
attribuibili all’acquisizione o dei costi di emissione che sono inclusi nella valutazione
iniziale degli strumenti finanziari. Il fair value degli strumenti quotati in pubblici
mercati è determinato facendo riferimento alle quotazioni (bid price) alla data di
bilancio. Il fair value degli strumenti non quotati, inclusi quelli relativi all’energia
elettrica, viene invece misurato facendo riferimento a tecniche di valutazione
finanziaria o ricorrendo a primarie controparti finanziarie. In particolare il fair value
degli IRS è misurato attualizzando i flussi di cassa attesi, il fair value dei forward su
cambi è determinato sulla base dei tassi di cambio di mercato alla data di riferimento e
ai differenziali di tasso tra le valute interessate, mentre i fair value dei derivati relativi
alle commodities sono determinati utilizzando modelli basati sulla best practice di
settore.
In generale nell’applicazione dei suddetti modelli si utilizzano dati di mercato
piuttosto che dati interni all’azienda.
Crediti commerciali
I crediti commerciali la cui scadenza rientra nei normali termini commerciali non
sono attualizzati e sono iscritti al costo (identificato dal loro valore nominale) al netto
delle relative perdite di valore.
Qualora vi sia una obiettiva evidenza di indicatori di perdite di valore, il valore
delle attività viene ridotto in misura tale da risultare pari al valore scontato dei flussi
ottenibili in futuro: le perdite di valore determinate attraverso impairment test sono
TIRRENO POWER – BILANCIO D’ESERCIZIO AL 31 DICEMBRE 2014
- 126 -
rilevate a conto economico. Significative difficoltà finanziarie del debitore, la
probabilità che il debitore sia soggetto a procedure concorsuali, o il ritardo fisiologico
nell'onorare i pagamenti (pari ad almeno 30 giorni) rappresentano indicatori di perdite
di valore. Qualora nei periodi successivi vengano meno le motivazioni delle
precedenti svalutazioni, il valore delle attività viene ripristinato fino a concorrenza del
valore che sarebbe derivato dall’applicazione del costo ammortizzato qualora non
fosse stato effettuato l’impairment. Per quanto riguarda i crediti commerciali e, in
generale, le poste attive e passive aventi durata residua uguale o inferiore a 12 mesi, il
fair value si assume ragionevolmente approssimato al loro valore di carico.
Disponibilità liquide e mezzi equivalenti
Le disponibilità liquide e mezzi equivalenti comprendono i valori numerari, ossia
quei valori che possiedono i requisiti della disponibilità a vista o a brevissimo termine,
del buon esito e dell’assenza di spese per la riscossione e sono valutate al fair value.
Cancellazione (derecognition) delle attività finanziarie
Le attività finanziarie sono rimosse dallo stato patrimoniale quando il diritto di
ricevere i flussi di cassa dallo strumento si è estinto e l’entità ha sostanzialmente
trasferito tutti i rischi e benefici relativi allo strumento stesso ed il relativo controllo.
Debiti commerciali
I debiti commerciali la cui scadenza rientra nei normali termini commerciali non
sono attualizzati e sono iscritti al costo (identificato dal loro valore nominale).
Passività finanziarie
Le passività finanziarie, relative a finanziamenti, debiti commerciali ed altre
obbligazioni a pagare, sono inizialmente rilevate al costo corrispondente al fair value
della passività stessa al netto dei costi sostenuti per l’acquisizione dei finanziamenti
(costi di transazione). A seguito della rilevazione iniziale le passività finanziarie sono
valutate al costo ammortizzato, applicando il criterio del tasso effettivo di interesse.
TIRRENO POWER – BILANCIO D’ESERCIZIO AL 31 DICEMBRE 2014
- 127 -
Sono conseguentemente rideterminati gli oneri finanziari netti sulla base del metodo
del tasso effettivo di interesse.
Se vi è un cambiamento dei flussi di cassa attesi ed esiste la possibilità di stimarli
attendibilmente, il valore dei prestiti è ricalcolato per riflettere tale cambiamento sulla
base del valore attuale dei nuovi flussi di cassa attesi e del tasso interno di rendimento
inizialmente determinato. Le passività finanziarie sono classificate fra le passività
correnti, salvo che l’entità abbia un diritto incondizionato a differire il loro pagamento
per almeno 12 mesi dopo la data di riferimento.
Le passività finanziarie sono rimosse dallo Stato Patrimoniale quando la specifica
obbligazione contrattuale è estinta.
Strumenti di finanza derivata
I derivati sono rilevati alla data di negoziazione al fair value e contabilizzati come
strumenti di copertura quando la relazione tra il derivato e l’oggetto di copertura è
formalmente documentata e l’efficacia della copertura, periodicamente verificata, è
elevata.
Quando gli strumenti finanziari derivati contabilizzati come di copertura coprono
il rischio di variazione dei flussi di cassa degli strumenti oggetto di copertura (cash
flow hedge), le variazioni di fair value sono rilevate a patrimonio netto tra le riserve
mentre la porzione inefficace viene iscritta a conto economico. Le poste i cui flussi di
cassa sono oggetto di copertura del tipo cash flow hedge sono valutate al costo
ammortizzato. In via prospettica si procederà a interrompere la contabilizzazione
secondo la metodologia del cash flow hedge a partire dal momento nel quale si
perdano i requisiti richiesti. Le successive variazioni del Fair Value in tal caso
vengono imputate al conto economico. La riserva di cash flow hedge residua
contabilizzata direttamente nel patrimonio netto fino a che la copertura non è più
considerata efficace dovrà essere imputata a conto economico nel momento in cui ha
luogo la transazione, o le transazioni, cui si riferisce.
Se i derivati sono definibili ai sensi dello IAS 39 quale copertura del rischio di
prezzo (fair value hedge), essi sono iscritti nello stato patrimoniale e sono valutati al
TIRRENO POWER – BILANCIO D’ESERCIZIO AL 31 DICEMBRE 2014
- 128 -
fair value e gli utili o le perdite determinati sono iscritti al conto economico; le
corrispondenti poste coperte con derivati sono valutate al fair value.
Le variazioni del fair value degli strumenti di finanza derivata posti in essere da
ciascuna società che non soddisfano i requisiti previsti per la contabilizzazione quali
strumenti di copertura (c.d. hedge accounting), rilevate successivamente alla prima
iscrizione, sono trattate quali componenti positivi o negativi del risultato economico
dell’esercizio.
Ai fini della corretta rilevazione, classificazione, rappresentazione in bilancio e
successiva misurazione le operazioni di finanza derivata in essere possono essere
suddivise come segue:
- Operazioni definibili di copertura ai sensi dello IAS 39: si tratta di
operazioni a copertura di flussi finanziari (cash flow hedge). Per le
operazioni di cash flow hedge, il risultato maturato è ricompreso nel risultato
economico quando realizzato, mentre il valore prospettico è esposto a
patrimonio netto.
- Operazioni non definibili di copertura contabile ai sensi dello IAS
39, ancorché con finalità di copertura: la Società detiene strumenti derivati
allo scopo di coprire la propria esposizione dal rischio di oscillazione dei
prezzi di vendita di energia elettrica e di acquisto dei combustibili.
Coerentemente con la strategia prescelta, Tirreno Power non pone in essere
operazioni su derivati a scopi speculativi. Qualora tali operazioni non siano
qualificabili come di copertura ai sensi dello IAS 39, il risultato maturato e il
valore prospettico sono ricompresi nel risultato operativo.
Derivati impliciti
I derivati impliciti inclusi in altri strumenti finanziari o in altri contratti sono
trattati come derivati separati, quando i loro rischi e caratteristiche non sono
strettamente correlati a quelli dei contratti che li ospitano e quest’ultimi non sono
valutati a fair value con iscrizione dei relativi utili e perdite a conto economico.
TIRRENO POWER – BILANCIO D’ESERCIZIO AL 31 DICEMBRE 2014
- 129 -
Benefici ai dipendenti
I benefici a breve termine sono contabilizzati a conto economico nel periodo in
cui viene prestata l’attività lavorativa.
Si segnala che, in relazione alla riforma previdenziale del 2007, è stato effettuato
il restatement del fondo TFR adottando la nuova impostazione metodologica ovvero
considerando che le quote maturate a partire dal 1° gennaio 2007 siano un defined
contribution benefit e quindi non rientrino nel calcolo della passività. Laddove il
fondo maturato al 31 dicembre 2006 viene trattato quale defined benefit plan, i
benefici garantiti ai dipendenti sono riconosciuti nel periodo di maturazione del
diritto, così come anche gli altri benefici a lungo termine (Mensilità aggiuntive,
Agevolazioni tariffarie e Premi fedeltà).
Il costo dei benefici previsti dai vari piani è determinato, separatamente per
ciascun piano, sulla base di ipotesi attuariali stimando l’ammontare dei benefici futuri
che i dipendenti hanno maturato alla data di riferimento.
La valutazione delle passività in oggetto è determinata sulla base di ipotesi
attuariali indipendenti. Gli utili e le perdite derivanti dall’effettuazione dei calcoli
attuariali sono rilevati a conto economico.
Per i piani a contribuzione definita si rilevano contabilmente i contributi solo
quando i dipendenti abbiano prestato la loro attività e quindi quei contributi siano
maturati. In quest’ultima ipotesi Tirreno Power paga dei contributi fissi a una entità
distinta (ad es. un Fondo) e non avrà alcuna obbligazione legale o implicita a pagare
ulteriori contributi qualora l’entità deputata non sia solvente.
Si segnala infine che lo IASB ha emesso numerose modifiche allo IAS 19. Il
nuovo principio contabile prevede che tutti gli utili/perdite attuariali maturate alla data
di bilancio siano rilevati nel “Conto Economico Complessivo” (OCI). Pertanto è stata
eliminata la possibilità di differimento degli stessi attraverso il metodo del corridoio
(non più previsto), così come la loro possibile rilevazione nel conto economico.
TIRRENO POWER – BILANCIO D’ESERCIZIO AL 31 DICEMBRE 2014
- 130 -
Fondi per rischi e oneri
I fondi sono iscritti a fronte di perdite e oneri di natura determinata, di esistenza
certa o probabile, dei quali, tuttavia, non sono determinabili precisamente
l’ammontare e/o la data di accadimento.
Gli accantonamenti ai fondi per rischi e oneri sono rilevati quando, alla data di
riferimento, in presenza di una obbligazione attuale (legale o implicita) nei confronti
di terzi, derivante da un evento passato, è probabile che per soddisfare l’obbligazione
si renderà necessario un esborso di risorse il cui ammontare sia stimato in modo
attendibile.
Quando l’effetto finanziario del tempo è significativo, l’accantonamento è
oggetto di attualizzazione utilizzando una curva tassi che rifletta il valore finanziario
del tempo espresso dal mercato ed i rischi associati alla passività.
Quando l’accantonamento è stimato tenendo conto del processo di attualizzazione,
l’incremento del fondo, connesso al trascorrere del tempo, è imputato a conto
economico come onere finanziario. Se la passività è relativa ad attività materiali
(esempio per lo smantellamento e ripristino siti), il fondo è rilevato in contropartita
all’attività cui si riferisce; la rilevazione dell’onere a Conto Economico avviene
attraverso il processo di ammortamento dell’immobilizzazione materiale alla quale
l’onere stesso si riferisce, nonché mediante la rilevazione degli oneri finanziari di
rivalutazione della passività stessa.
Riconoscimento dei ricavi
I ricavi sono rilevati nella misura in cui è possibile determinarne attendibilmente
il valore (fair value) ed è probabile che i relativi benefici economici saranno fruiti
tenendo conto di eventuali sconti e riduzioni legati alle quantità.
I ricavi legati alla vendita di energia elettrica sono rilevati al momento della
erogazione della fornitura, ancorché non fatturati, in base ai prezzi effettivi di vendita
TIRRENO POWER – BILANCIO D’ESERCIZIO AL 31 DICEMBRE 2014
- 131 -
sulla Borsa dell’energia o alle condizioni stabilite contrattualmente, tenuto conto della
normativa vigente.
I ricavi delle prestazioni di servizi sono rilevati, quando possono essere
attendibilmente stimati, sulla base del metodo della percentuale di completamento.
Gli altri ricavi sono determinati in base alle condizioni di contratto che tengono
conto dei rischi e benefici trasferiti.
Riconoscimento dei costi
I costi sono rilevati nei periodi nei quali sono contabilizzati i relativi ricavi e, in
generale, in ossequio al principio della competenza economica. I costi che non
possono essere associati ai proventi sono rilevati immediatamente a conto economico.
Proventi ed oneri finanziari
I proventi e gli oneri finanziari sono rilevati per competenza sulla base degli
interessi maturati sul valore delle relative attività e passività finanziarie utilizzando il
tasso di interesse effettivo.
Dividendi
I dividendi distribuibili agli azionisti sono rappresentati come movimenti di
Patrimonio netto alla data in cui sono approvati dall’Assemblea degli Azionisti.
Contributi pubblici
I contributi pubblici, in presenza di una delibera formale di attribuzione da parte
dell’ente erogante, sono rilevati per competenza in diretta correlazione con i costi
sostenuti. In particolare, i contributi in conto esercizio vengono accreditati al conto
economico nella voce “Altri ricavi”, mentre i contributi pubblici in conto capitale che
si riferiscono ad immobili, impianti e macchinari sono registrati come ricavi differiti
nel passivo dello stato patrimoniale. Il ricavo differito è imputato a conto economico
come provento in quote costanti determinate con riferimento alla vita utile del bene
cui il contributo ricevuto è direttamente riferibile.
TIRRENO POWER – BILANCIO D’ESERCIZIO AL 31 DICEMBRE 2014
- 132 -
Imposte sul reddito
Le imposte correnti sul reddito dell’esercizio sono iscritte tra i debiti tributari e
calcolate in base alla stima del reddito imponibile determinato in conformità alle
disposizioni in vigore alla data di rendicontazione.
Le imposte differite ed anticipate sono calcolate sulle differenze temporanee tra i
valori iscritti in bilancio e i corrispondenti valori riconosciuti ai fini fiscali applicando
le aliquote fiscali che ci si attende saranno applicabili nell’esercizio in cui sarà
realizzata l’attività o estinta la passività.
Le imposte differite passive sono rilevate senza eccezioni per tutte le differenze
temporanee imponibili. Le imposte anticipate sono rilevate solo nel caso in cui è
ritenuto probabile che in un arco temporale ragionevole emerga un imponibile fiscale
di entità sufficiente da assorbire le differenze temporanee deducibili e le perdite Ires
sottostanti a dette imposte differite.
Le imposte correnti e differite sono rilevate nel conto economico, ad eccezione di
quelle relative a voci direttamente addebitate o accreditate a patrimonio netto; in tal
caso l’effetto fiscale è riconosciuto direttamente nella specifica voce del patrimonio
netto.
Le imposte dell’esercizio recepiscono gli effetti, meglio descritti nelle note
esplicative, sulle imposte differite attive e passive, della sentenza n. 10/2015 della
Corte Costituzionale con la quale è stata dichiarata l'illegittimità costituzionale dell'art.
81, commi 16, 17 e 18, del decreto-legge 25 giugno 2008, n. 112 (Disposizioni urgenti
per lo sviluppo economico) e successive modificazioni (Robin Tax) a decorrere dal
giorno successivo alla pubblicazione della sentenza nella Gazzetta Ufficiale
della Repubblica.
Variazioni di Principi contabili Internazionali
Con riferimento alla descrizione dei principi contabili di recente emanazione,
oltre a quanto indicato nel Bilancio al 31 dicembre 2013, a cui si rinvia, sono di
TIRRENO POWER – BILANCIO D’ESERCIZIO AL 31 DICEMBRE 2014
- 133 -
seguito riportati i principi contabili internazionali divenuti applicabili dal 1° gennaio
2014:
- IFRS 10 “Bilancio consolidato” (di seguito “IFRS 10”) e la versione
aggiornata dello IAS 27 “Bilancio separato” (di seguito “IAS 27”) che
stabiliscono, rispettivamente, i principi da adottare per la presentazione e la
preparazione del bilancio consolidato e del bilancio separato. Le disposizioni
dell’IFRS 10 forniscono, tra l’altro, una nuova definizione di controllo da
applicarsi in maniera uniforme a tutte le imprese (ivi incluse le società
veicolo). Secondo tale definizione, un’impresa è in grado di esercitare il
controllo se è esposta o ha il diritto a partecipare ai risultati (positivi e
negativi) della partecipata e se è in grado di esercitare il suo potere per
influenzarne i risultati economici. Il principio fornisce alcuni indicatori da
considerare ai fini della valutazione dell’esistenza del controllo che
includono, tra l’altro, diritti potenziali, diritti meramente protettivi,
l’esistenza di rapporti di agenzia o di franchising. Le nuove disposizioni,
inoltre, riconoscono la possibilità di esercitare il controllo su una partecipata
anche in assenza della maggioranza dei diritti di voto per effetto della
dispersione dell’azionariato o di un atteggiamento passivo da parte degli altri
investitori. Le disposizioni dell’IFRS 10 e della nuova versione dello IAS 27
sono efficaci a partire dagli esercizi che hanno inizio il, o dopo il, 1° gennaio
2014.
- IFRS 11 “Accordi a controllo congiunto” (di seguito “IFRS 11”) e la
versione aggiornata dello IAS 28 “Partecipazioni in società collegate e joint
venture” (di seguito “IAS 28”). L’IFRS 11 individua, sulla base dei diritti e
delle obbligazioni in capo ai partecipanti, due tipologie di accordi, le joint
operation e le joint venture, e disciplina il conseguente trattamento contabile
da adottare per la loro rilevazione in bilancio. Con riferimento alla
rilevazione delle joint venture, le nuove disposizioni indicano, quale unico
trattamento consentito, il metodo del patrimonio netto, eliminando la
possibilità di utilizzo del consolidamento proporzionale. La partecipazione a
TIRRENO POWER – BILANCIO D’ESERCIZIO AL 31 DICEMBRE 2014
- 134 -
una joint operation comporta la rilevazione delle attività/passività e dei
costi/ricavi connessi all’accordo sulla base dei diritti/obblighi spettanti
indipendentemente dall’interessenza partecipativa detenuta. La versione
aggiornata dello IAS 28 definisce, tra l’altro, il trattamento contabile da
adottare in caso di vendita totale o parziale di una partecipazione in
un’impresa controllata congiuntamente o collegata. Le disposizioni
dell’IFRS 11 e della nuova versione dello IAS 28 sono efficaci a partire dagli
esercizi che hanno inizio il, o dopo il, 1° gennaio 2014.
- IFRS 12 “Informativa sulle partecipazioni in altre entità” (di seguito “IFRS
12”) che disciplina l’informativa da fornire in bilancio in merito alle imprese
controllate e collegate, alle joint operation e alle joint venture, nonché alle
imprese veicolo (structured entities) non incluse nell’area di consolidamento.
Le disposizioni dell’IFRS 12 sono efficaci a partire dagli esercizi che hanno
inizio il, o dopo il, 1° gennaio 2014.
- “Guida alle disposizioni transitorie (Modifiche all’IFRS 10, all’IFRS 11 e
all’IFRS 12)” che fornisce alcuni chiarimenti e semplificazioni con
riferimento ai transition requirements dei principi IFRS 10, IFRS 11 e IFRS
12. Le disposizioni del documento sono efficaci a partire dagli esercizi che
hanno inizio il, o dopo il, 1° gennaio 2014.
- IAS 32 “Strumenti finanziari: Esposizione in bilancio – Compensazione di
attività e passività finanziarie” (di seguito “Modifiche allo IAS 32”), in base
alle quali: (i) al fine di operare una compensazione, il diritto di offsetting
deve essere legalmente esercitabile in ogni circostanza, ovvero sia nel
normale svolgimento delle attività, sia nei casi di insolvenza, default o
bancarotta di una delle parti contrattuali; e (ii) al verificarsi di determinate
condizioni, il contestuale regolamento di attività e passività finanziarie su
base lorda con la conseguente eliminazione o riduzione significativa dei
rischi di credito e di liquidità, può essere considerato equivalente a un
TIRRENO POWER – BILANCIO D’ESERCIZIO AL 31 DICEMBRE 2014
- 135 -
regolamento su base netta. Le modifiche allo IAS 32 sono efficaci a partire
dagli esercizi che hanno inizio il, o dopo il, 1° gennaio 2014.
- IAS 36 “Riduzione di valore delle attività – Informazioni integrative sul
valore recuperabile delle attività non finanziarie” (di seguito “modifiche allo
IAS 36”) che integrano le disclosure da fornire prevedendo: (i) l’indicazione
del valore recuperabile dei singoli asset o cash generating unit oggetto di
svalutazione/ripristino di valore; e (ii) un’integrazione delle informazioni da
fornire nei casi in cui il valore recuperabile sia determinato sulla base del fair
value al netto dei costi di dismissione. Le modifiche allo IAS 36 sono
efficaci a partire dagli esercizi che hanno inizio il, o dopo il, 1° gennaio
2014.
- IAS 39 “Strumenti finanziari: Rilevazione e valutazione – Novazione di
derivati e continuazione della contabilizzazione di copertura” (di seguito
“Modifiche allo IAS 39”), in base alle quali non rappresenta un evento che
comporta la cessazione della contabilizzazione in hedge accounting, la
novazione di un contratto derivato effettuata a seguito di disposizioni
normative o regolamentari, che implichi la sostituzione della controparte
originaria con una controparte centrale. Le modifiche allo IAS 39 sono
efficaci a partire dagli esercizi che hanno inizio il, o dopo il, 1° gennaio
2014.
- L’IFRIC 21 Tributi - chiarisce che una entità riconosce una passività non
prima di quando si verifica l’evento a cui è legato il pagamento, in accordo
con la legge applicabile. Per i pagamenti che sono dovuti solo al
superamento di una determinata soglia minima, la passività è iscritta solo al
raggiungimento di tale soglia. E’ richiesta l’applicazione retrospettiva per
l’IFRIC 21. Questa interpretazione è da applicare obbligatoriamente nei
bilanci che hanno inizio dal 17 giugno 2014 o successivamente.
TIRRENO POWER – BILANCIO D’ESERCIZIO AL 31 DICEMBRE 2014
- 136 -
Tipologia dei rischi e gestione dell’attività di copertura
Per Tirreno Power S.p.A., in linea generale, l’assunzione di rischi è limitata, per
natura e misura, a quelli che secondo principi di sana e prudente gestione sono i rischi
ritenuti fisiologici. I principali rischi identificati, monitorati e gestiti sono i seguenti:
• Rischio Operativo
• Rischio di Mercato
• Rischio di Credito
• Rischio di Liquidità
• Rischio di tasso d’interesse sui flussi finanziari.
Le diverse tipologie di rischio sono monitorate in modo da valutarne
anticipatamente i potenziali effetti negativi ed intraprendere le opportune azioni per
mitigarli. L’ottimizzazione e la riduzione del livello di rischio viene perseguita
attraverso un’adeguata struttura organizzativa, l’adozione di regole e procedure,
l’implementazione di determinate politiche commerciali e di approvvigionamento,
l’impiego di coperture assicurative e di strumenti finanziari derivati.
Nello svolgimento dell’attività di generazione di energia elettrica, la società è
esposta a rischi che vengono costantemente monitorati dalla Direzione aziendale
secondo quanto previsto dal proprio Manuale per la gestione del rischio. Il ruolo di
Risk Owner, in quanto responsabile della Gestione del rischio, è affidato al Direttore
Generale, il quale è coadiuvato dal Comitato di Gestione del rischio nominato dal
Consiglio d’Amministrazione. Nelle attività di identificazione, misura, monitoraggio,
controllo e reporting il Risk Owner è assistito dal Risk Control.
Rischio Operativo
Per rischio operativo s’intende il rischio di perdite dirette o indirette derivanti da
disfunzioni a livello di procedure, personale, aspetti legali e sistemi interni, oppure da
TIRRENO POWER – BILANCIO D’ESERCIZIO AL 31 DICEMBRE 2014
- 137 -
eventi esogeni. Tale tipologia di rischio coinvolge numerose competenze e sistemi
gestionali all’interno dell’azienda e può essere ricondotto, a quattro categorie di fattori
causali:
1. risorse umane: perdite derivanti da comportamenti del personale quali
errori, frodi, non rispetto di regole e procedure interne, incompetenza o
negligenza, ecc.;
2. processi: malfunzionamenti di procedure interne o, caso molto comune, di
lacune nel sistema dei controlli;
3. fattori esogeni: minacce ambientali, attività criminali commesse da soggetti
esterni, eventi politici o militari, cambiamenti nel contesto legislativo e
fiscale, ecc.;
4. tecnologia: tutto ciò che è correlato all’ICT, agli impianti, ecc.
Per la natura del suo business, la società viene costantemente a contatto con rischi
operativi che, se non gestiti adeguatamente, possono portare a perdite economiche e
patrimoniali, danni alle società o a terzi. Rischi di perdite o danni possono insorgere
sia da eventi accidentali nel corso della costruzione degli impianti sia da improvvisa
indisponibilità di uno o più macchinari critici ai processi di produzione.
Attività di prevenzione e controllo, volte a contenere la frequenza di tali eventi o a
ridurne l’impatto, prevedono standard di elevata sicurezza così come frequenti piani di
revisione e manutenzione. A tal fine Tirreno Power è costantemente impegnata in
un’analisi critica dei principali processi aziendali; tale analisi ha come obiettivo
primario il miglioramento continuo delle proprie procedure interne.
Laddove appropriato, adeguate politiche di gestione del rischio e specifiche
coperture assicurative in ambito industriale minimizzano le possibili conseguenze di
tali danni.
Una rilevante fonte di rischio è rappresentata dalla continua evoluzione del
contesto legislativo, fiscale, regolatorio, ed ambientale di riferimento. La Società è
impegnata in un’attività di monitoraggio al fine di recepire tempestivamente i
cambiamenti intervenuti minimizzando l’impatto economico eventualmente derivante.
TIRRENO POWER – BILANCIO D’ESERCIZIO AL 31 DICEMBRE 2014
- 138 -
Particolare attenzione è riservata ai sistemi informativi, che supportano
l’operatività aziendale per quanto concerne in particolare gli aspetti tecnici,
commerciali ed amministrativi. Al fine di limitare il rischio di interruzione dell’attività
a fronte di malfunzionamenti dei sistemi, la società si è dotata di architetture hardware
e software in configurazione ad alta affidabilità per quelle applicazioni che supportano
attività critiche. Inoltre, nell’ambito dei servizi forniti da fornitori esterni, il servizio di
monitoraggio delle attività di backup e di eventuali “restore” è strutturato per garantire
ridotti tempi di ripristino.
Rischio di Mercato
Il rischio di mercato è il rischio che il valore di uno strumento finanziario, così
come definito dallo IAS 32, fluttui in seguito a variazioni dei prezzi di mercato o dei
cambi valutari.
Per la natura del proprio business, la Società è esposta alle variazioni dei prezzi
dell’energia elettrica, dei combustibili e degli oneri ambientali (Diritti di CO2 e
Certificati Verdi) che possono influenzare in modo significativo i risultati economici.
Per mitigare tale esposizione è stata sviluppata una strategia di stabilizzazione dei
margini che prevede il ricorso alla contrattualizzazione anticipata
dell’approvvigionamento dei combustibili e delle vendite ai clienti. Attraverso
formule o indicizzazioni si persegue, per quanto possibile, una politica di
omogeneizzazione tra le fonti e gli impieghi fisici.
La Società si è dotata, inoltre, di una procedura formale che prevede la
misurazione del rischio commodity residuo e la realizzazione di operazioni di
copertura mediante il ricorso a contratti derivati. Le operazioni di copertura possono
avere l’obiettivo di stabilizzare il margine su una singola transazione o su un gruppo
di transazioni omogenee, oppure di limitare l’esposizione complessiva al rischio di
prezzo. Tirreno Power non assume posizioni speculative su strumenti finanziari.
Al 31 dicembre 2014 non risultano in essere strumenti finanziari di copertura.
TIRRENO POWER – BILANCIO D’ESERCIZIO AL 31 DICEMBRE 2014
- 139 -
In merito al rischio valutario si segnala che alla data di bilancio sono contabilizzati
tra i debiti commerciali dollari 5.547 migliaia, relativi sostanzialmente al contratto di
manutenzione a lungo termine presso l’impianto di Torrevaldaliga. Risultano inoltre
tra le disponibilità liquide dollari 980 migliaia. La conversione al cambio del 31
dicembre 2014 ha comportato la rilevazione di un utile su cambi pari ad euro 115
migliaia.
Rischio di Credito
Il rischio di credito rappresenta l’esposizione della Società a potenziali perdite
derivanti dal mancato adempimento delle obbligazioni assunte dalla controparte.
Il rischio di credito è limitato in ragione delle caratteristiche e del merito creditizio
dei clienti serviti. Il portafoglio dei crediti in scadenza è costantemente monitorato
dalle funzioni preposte. Tirreno Power pone inoltre particolare cura nella selezione di
controparti primarie (sia commerciali che finanziarie), nella valutazione delle
referenze dei fornitori in termini di clienti serviti e rispetto degli obblighi di
fornitura/prestazione, nella definizione delle penali contrattuali nei casi in cui il
mancato adempimento dell’obbligazione da parte del terzo possa avere ripercussioni
economiche per la società nell’emissione e richiesta di garanzie soprattutto di tipo
finanziario, nella stipula di contratti di finanza derivata secondo gli standard ISDA.
Per quanto riguarda i termini di pagamento applicati dalla parte preponderante
della clientela, le scadenze sono maggiormente concentrate entro i trenta o i sessanta
giorni dalla relativa fatturazione, di norma mensile ed effettuata entro il mese
successivo a quello di fornitura.
La tabella che segue mostra come alla data del presente bilancio la totalità dei
crediti commerciali è relativa a controparti di elevato standing creditizio.
TIRRENO POWER – BILANCIO D’ESERCIZIO AL 31 DICEMBRE 2014
- 140 -
Informazioni relative alla qualità delle controparti(Euro migliaia)
31.12.2014 % 31.12.2013 %
Crediti per vendita di EnergiaSocietà a partecipazione statale 1 43.879 51% 108.129 73%Parti correlate 20.943 24% 36.425 24%Altri operatori 20.280 23% 2.155 1%Totale crediti per vendita di Energia 85.102 98% 146.709 99%
Altre controparti 1.378 2% 2.163 1%
Totale crediti commerciali 86.480 100% 148.872 100%
(1) Gestore del Mercato Elettrico S.p.A. (GME) e Terna S.p.A.
Rischio di Liquidità
Il rischio di liquidità è quello legato alla possibilità che la Società si trovi in
situazione di difficoltà nel far fronte alle obbligazioni finanziarie che derivano da
impegni contrattuali e, più in generale, dalle proprie passività finanziarie.
Tale rischio è estremamente legato alla fase di rifinanziamento che la Società sta
attraversando, come descritto nella nota n. 8 “Debiti per Finanziamenti”.
La tabella che segue riepiloga per data contrattuale di scadenza le attività e
passività finanziarie e commerciali alla data del presente Bilancio.
Scadenza delle attività e delle passività finanziarie(Euro migliaia)
Entro1 anno
Tra 1 e2 anni
Tra 2 e5 anni
Oltre5 anni Totale
Disponibil ità l iquide e mezzi equivalenti 46.347 46.347 Crediti commerciali ed altre attività 165.766 67.073 1.637 234.477 Totale Attività Finanziarie 212.114 67.073 1.637 - 280.824
Debiti finanziari 889.023 889.023 Debiti commerciali ed altre passività 220.308 448 1.918 1.219 223.893 Totale Passività Finanziarie 1.109.331 448 1.918 1.219 1.112.916
Totale esposizione netta (897.217) 66.625 (281) (1.219) (832.092)
TIRRENO POWER – BILANCIO D’ESERCIZIO AL 31 DICEMBRE 2014
- 141 -
Rischio di tasso d’interesse sui flussi finanziari
L’esposizione al rischio di variazione dei tassi di interesse della Società è legata
principalmente all’indebitamento finanziario, interamente a tasso variabile. La
Società, tenendo conto anche degli obblighi contrattuali, valuta regolarmente la
propria esposizione al rischio di variazione dei tassi di interesse e gestisce tali rischi
attraverso l’utilizzo di strumenti finanziari derivati non speculativi.
La Politica di Copertura ha l’obiettivo di stabilizzare i flussi di cassa in uscita
relativi agli oneri finanziari, mitigando l’effetto di aumenti dei tassi e al tempo stesso
mantenendo una parte dei benefici connessi ad una riduzione degli stessi attraverso
una combinazione del debito tra tasso fisso e variabile.
Al 31 dicembre 2014, non essendo ancora concluso il processo di ristrutturazione
descritto nella nota n. 8 “Debiti per Finanziamenti”, non risultano in essere strumenti
di copertura sul tasso di interesse.
TIRRENO POWER – BILANCIO D’ESERCIZIO AL 31 DICEMBRE 2014
- 142 -
Note alle poste dello Stato Patrimoniale
ATTIVO
Attivo non corrente
1. IMMOBILI, IMPIANTI E MACCHINARI
Il dettaglio delle immobilizzazioni materiali per singole categorie con le
movimentazioni del periodo è il seguente:
(Euro migliaia)
Terreni e Impianti e Attrezzature Altri
fabbricati macchinari industriali e beni
commerciali
-costo storico al 31.12.2013 224.012 1.935.397 10.296 4.113 31.146 2.204.964
-svalutazioni (-) al 31.12.2013 (21) (103.104) (17.495) (120.619)
-ammortamento accumulato (-) al 31.12.2013 (104.336) (1.099.104) (9.082) (2.858) (1.215.381)
Valori iniziali al 01.01.2014 119.656 733.189 1.214 1.254 13.651 868.963
Variazioni al 31.12.2014-acquisizioni 1.397 10.701 14 58 6.152 18.323
-dismissioni (-) di cui: costo storico (69) (79) (82) (229)
ammortamenti accumulati 79 53 131
svalutazioni accumulate-ammortamenti (-) (7.679) (57.442) (208) (275) (65.604)
-svalutazioni (-) (2.478) (1.136) (3.614)
-ripristini di valori (+)-passaggi in esercizio 132 15.424 (15.555)
-altri movimenti * (7.524) 7.524
Totale variazioni (B) (6.218) (41.319) (194) (246) (3.016) (50.993)
Valori al 31.12.2014 113.437 691.870 1.020 1.008 10.635 817.970
Di cui-costo storico 225.473 1.961.443 10.310 4.089 21.743 2.223.057
-svalutazioni (-) (21) (113.106) (11.107) (124.234)
-ammortamenti accumulati (-) (112.015) (1.156.468) (9.291) (3.080) (1.280.853)
Valore netto 113.437 691.870 1.020 1.008 10.635 817.970
IMMOBILIZZAZIONI IN ESERCIZIO
IMMOB.ZIONI IN CORSO E ACCONTI
VALORE A BILANCIO
Al 31 dicembre 2014 il valore degli immobili, impianti e macchinari è pari a euro
817.970 migliaia. Nel corso dell’anno la Società ha realizzato investimenti
complessivi per euro 18.399 migliaia, dei quali euro 6.152 migliaia relativi alle
“immobilizzazioni in corso ed acconti” ed euro 12.070 migliaia relativi alle
“immobilizzazioni in esercizio”.
TIRRENO POWER – BILANCIO D’ESERCIZIO AL 31 DICEMBRE 2014
- 143 -
Le acquisizioni delle “immobilizzazioni in corso ed acconti” si riferiscono
principalmente per euro 2.229 migliaia ad interventi di adeguamento ambientale e di
sicurezza della Centrale di Vado Ligure; per euro 2.100 migliaia alla Major
Inspections non ancora completata relativa all’unità TV5 a ciclo combinato della
Centrale di Torrevaldaliga; per euro 544 migliaia alle opere civili della Centrale di
Napoli.
Per quanto riguarda le immobilizzazioni in esercizio, gli investimenti si
riferiscono per euro 6.320 migliaia alla parte completata della Major Inspections del
Gruppo 5 dell’impianto di Torrevaldaliga; per euro 1.193 migliaia alle opere civili
della Centrale di Napoli; per euro 381 migliaia alla revisione del turbogas e del
generatore di vapore a recupero della Centrale di Napoli; per euro 294 migliaia ai
lavori civili e di adeguamento ambientale degli impianti idroelettrici; infine per euro
779 migliaia alle attività prescritte dal decreto autorizzativo di VL5 di demolizione
caldaia del Gruppo 2 di Vado Ligure.
Gli incrementi della voce “impianti e macchinari”, pari a euro 26.125 migliaia,
comprensivi dei passaggi in esercizio, oltre a quanto sopra evidenziato, interessano
principalmente per euro 13.171 migliaia i lavori di adeguamento ambientale e di
sicurezza della Centrale di Vado Ligure, per euro 1.792 migliaia a costi sostenuti nel
periodo e per euro 10.961 migliaia ad importi già contabilizzati nel 2013 tra le
immobilizzazioni in corso.
Le svalutazioni, pari ad euro 3.614 migliaia, riguardano le immobilizzazioni in
esercizio (euro 2.478 migliaia), i lavori in corso e gli acconti (euro 1.136 migliaia)
relativi agli impianti di Vado Ligure alimentati a carbone per i quali si è provveduto
ad azzerarne il valore contabile, in quanto attualmente fermi a seguito del sequestro
preventivo disposto dall’Autorità giudiziaria nel mese di marzo 2014. Tali
svalutazioni, sommate a quelle già effettuate nel 2013, comportano una svalutazione
complessiva degli impianti a carbone pari a euro 103.319 migliaia al netto degli
ammortamenti maturati al 31 dicembre 2014.
L’impairment test al 31 dicembre 2014 non ha evidenziato la necessità di ulteriori
svalutazioni degli assets societari.
TIRRENO POWER – BILANCIO D’ESERCIZIO AL 31 DICEMBRE 2014
- 144 -
Ai fini della predisposizione dell’impairment test è stata identificata un’unica
unità generatrice di flussi di cassa (o CGU); l’identificazione dell’unica unità
generatrice di flussi di cassa è stata coerente con quella operata nell’esercizio
precedente.
L’analisi in oggetto, è stata condotta internamente analizzando i flussi finanziari
relativi al periodo 2015-2039 coerenti con la vita utile media degli impianti e con la
scadenza delle concessioni.
Tali flussi finanziari sono stati determinati sulla base delle previsioni di medio-
lungo periodo estrapolati dal nuovo Piano Industriale approvato in via definitiva dal
CdA in data 25 giugno 2015. Il piano è stato elaborato sulla base dei risultati di uno
studio di mercato e di dispacciamento previsionale commissionato ad una primaria
società di studi econometrici del settore dell’energia elettrica in Italia e recepisce le
migliori stime effettuabili dal Management in merito alle principali assunzioni alla
base dell’operatività aziendale. Come citato in precedenza, gli Amministratori hanno
inoltre conferito un mandato alla società KPMG per l’elaborazione di una analisi
industriale indipendente (“IBR”) in merito alle ipotesi sottostanti il piano industriale e
all’attuabilità del piano industriale predisposto dal management
Il suddetto piano prevede dal 2015 e nei successivi tre anni una modesta
redditività in quanto il mercato elettrico continuerà ad essere caratterizzato da una
overcapacity dal lato produzione, da condizioni di debolezza della domanda e da una
crescente offerta di energia da fonte rinnovabile tale da ridurre sempre di più sia i
volumi contendibili sul mercato sia il differenziale tra i prezzi Peak ed Off-Peak.
La prevista introduzione del Capacity Market dal 2018 e la ripresa della domanda
di energia elettrica permetteranno un graduale ritorno a maggiori margini di
redditività.
Inoltre, il piano prevede, prudentemente, che i Gruppi a carbone VL3 e VL4 non
rientrino più in servizio, nonostante tutte le azioni che sono state e saranno poste in
essere dalla Società al fine di ottenere il dissequestro di tali unità e di riavviare
l’esercizio delle stesse secondo le normative vigenti ed a condizioni ritenute
compatibili con il quadro economico societario.
TIRRENO POWER – BILANCIO D’ESERCIZIO AL 31 DICEMBRE 2014
- 145 -
L’impairment test, con le sottostanti assunzioni e stime, è stato oggetto di
approvazione da parte del Consiglio di Amministrazione il 25 giugno 2015 ed ha
evidenziato un valore recuperabile superiore al valore netto contabile; pertanto, non si
è evidenziata la necessità di ulteriori svalutazioni degli assets societari. Infatti, il
recoverable amount al 31 dicembre 2014 risulta pari a euro 870 milioni, mentre il
capitale investito netto risulta pari ad euro 818 milioni, pertanto il valore degli asset
operativi al 31 dicembre 2014 risulta interamente recuperabile (con un headroom pari
a euro 52 milioni).
Ancorché l’impairment test abbia evidenziato un valore recuperabile superiore al
valore netto contabile la Società non ha proceduto ad effettuare ripristini di valore in
quanto gli indicatori che avevano imposto la precedente svalutazione non sono venuti
meno.
L’impairment test al 31 dicembre 2014 è stato oggetto di review da parte della
società PricewaterhouseCoopers Advisory e, sulla base del lavoro svolto da
quest’ultima, non sono state rilevate eccezioni tali da inficiare il risultato al quale è
pervenuto il Management della Società.
Il tasso di attualizzazione dei flussi di cassa operativi (Wacc) utilizzato è pari al
7,2%. Di seguito si fornisce una sensitivity sul valore contabile dell’avviamento al
variare del tasso Wacc:
Importi in M.ni di euro 6,70% 6,95% 7,20% 7,45% 7,70%Headroom 106 78 52 26 2 Svalutazione - - - - -
Gli ammortamenti delle immobilizzazioni materiali a carico del periodo
interessano prevalentemente i siti di produzione termoelettrica (euro 52.973 migliaia),
le relative Major Inspection (euro 8.424 migliaia) e gli oneri di ripristino (euro 441
migliaia) e sono calcolati applicando le aliquote economico-tecniche rappresentative
della vita utile di ciascun componente.
Il sequestro preventivo dei Gruppi a carbone nel mese di marzo 2014 e la
conseguente svalutazione dei relativi cespiti, ha anche comportato l’iscrizione di
TIRRENO POWER – BILANCIO D’ESERCIZIO AL 31 DICEMBRE 2014
- 146 -
minori ammortamenti, per euro 18.677 migliaia, corrispondenti a quelli maturati nel
periodo da aprile a dicembre 2014.
Per quanto riguarda i beni gratuitamente devolvibili, l’ammortamento è
commisurato alla durata della relativa concessione se inferiore alla vita utile. In base
alla normativa vigente, le concessioni delle aree demaniali destinate alla produzione
termoelettrica scadono nel 2020, mentre quelle relative alle grandi derivazioni di
acque scadono nel 2029.
Gli altri movimenti si riferiscono alle svalutazioni dei lavori in corso relativi ai
Gruppi a carbone messi sotto sequestro e passati in esercizio nel corso del periodo tra
gli impianti e macchinari.
Le immobilizzazioni materiali al 31 dicembre 2014, classificate in funzione della
loro destinazione, sono così suddivise:
Costo originario Fondo ammortamento Valore Netto Fondo
svalutazione Netto contabile
Impianti di produzione Impianti termoelettrici 2.060.499 (1.215.241) 845.259 (112.960) 732.299Beni gratuitamente devolvibili 6.227 (6.048) 179 (167) 12Totale 2.066.726 (1.221.288) 845.437 (113.127) 732.311Impianti da fonti rinnovabili 84.426 (31.835) 52.591 52.591Beni gratuitamente devolvibili 28.514 (10.866) 17.648 17.648Totale 112.940 (42.701) 70.239 70.239Totali impianti di produzione 2.179.666 (1.263.990) 915.676 (113.127) 802.550
21.649 (16.864) 4.785 4.785Totale beni in esercizio 2.201.315 (1.280.853) 920.461 (113.127) 807.334Immobilizzazioni in corso ed acconti 21.743 21.743 (11.107) 10.635Totale 2.223.057 (1.280.853) 942.204 (124.234) 817.970
Tipi di Impianto
Altri impianti e macchinario,
Al 31 dicembre 2014 non vi sono immobilizzazioni materiali per le quali è stata
prestata garanzia reale a terzi.
2. ATTIVITA’ IMMATERIALI
Si fornisce, di seguito, un prospetto esplicativo con evidenza dei valori originari e
delle variazioni intervenute:
TIRRENO POWER – BILANCIO D’ESERCIZIO AL 31 DICEMBRE 2014
- 147 -
(Euro migliaia) Brevetti indus. Concessioni Immob.zioni VALORE A
e software licenze in corso A BILANCIO
applicativi e acconti
-costo storico al 31.12.2013 6.732 41.616 673 49.021
-svalutazioni (-) al 31.12.2013 (5.532) (5.532)
-ammortamento accumulato (-) al 31.12.2013 (5.119) (26) (5.145)
Valori iniziali al 01/01/2014(A) 1.613 36.059 673 38.345
Variazioni al 31.12.2014-acquisizioni 525 54.598 218 55.340
-riclassifiche 499 (499) 0
-ammortamenti (-) (1.138) (3) (1.141)
-svalutazioni (-) 0 0
-altri movimenti (71.117) (108) (71.225)
Totale variazioni (B) (114) (16.523) (389) (17.026)
Valori al 31.12.2014(A+B) 1.499 19.536 284 21.319Di cui-costo storico 7.755 19.565 284 27.605
-svalutazioni (-) 0 0
-ammortamenti (-) (6.257) (29) (6.286)
Valore netto 1.499 19.536 284 21.319
La voce concessioni e licenze si riferisce principalmente a:
• n. 2.744.824 Diritti di emissione CO2 per un importo pari ad euro 13.073
migliaia;
• n. 77.668 Certificati Verdi per un importo pari ad euro 6.449 migliaia.
Le acquisizioni del periodo sono relative sostanzialmente all’acquisto di n.
3.800.274 diritti di emissione CO2 per complessivi euro 17.800 migliaia ed
all’acquisto di n. 437.523 certificati verdi per complessivi euro 36.798 migliaia.
Gli altri movimenti si riferiscono principalmente alla vendita di certificati verdi,
per euro 6.047 migliaia, alla vendita di diritti di emissione per euro 1.139 migliaia
nonché alla consegna - in ottemperanza agli obblighi della Società per il 2013 - di n.
4.783.428 certificati di CO2, pari ad euro 22.950 migliaia e di n. 622.033 certificati
verdi, pari ad euro 47.715 migliaia. Si segnala altresì la ricezione di certificati verdi
auto prodotti relativi agli anni precedenti per euro 6.735 migliaia.
TIRRENO POWER – BILANCIO D’ESERCIZIO AL 31 DICEMBRE 2014
- 148 -
3. ATTIVITA’ FINANZIARIE NON CORRENTI
La voce è relativa ai crediti finanziari con esigibilità superiore ai 12 mesi.
(in migliaia di euro) 31.12.2014 31.12.2013 Variazioni
- prestiti al personale 998 999 (1) - depositi cauzionali 639 650 (11)
Totale attività finanziarie non correnti 1.637 1.649 (12)
Si evidenzia che i “prestiti ai dipendenti”, remunerati ai tassi correnti di mercato,
sono stati erogati a fronte dell’acquisto della prima casa o per gravi necessità familiari.
Non risultano, al 31 dicembre 2014, immobilizzazioni finanziarie iscritte ad un
valore superiore al loro fair value.
4. ATTIVITA’ PER IMPOSTE ANTICIPATE
La voce accoglie le attività per imposte anticipate la cui composizione è di seguito
dettagliata:
SITUAZIONE AL
31/12/2013Saldo Accantonamenti Utilizzi Altri movimenti Saldo
Imposte anticipateSvalutazione Avviamento 43.971 (940) 43.031Fondi per rischi ed oneri e altre Svalutazioni 7.683 (681) (442) 6.560Partite IAS 1.556 (1.556) 0Riduzione valore da stima di recuperabilità (3.796) (3.796)FV IAS 19 a riserva P.N. 1.033 (266) 767Totale imposte anticipate 49.414 1.033 (2.503) (1.382) 46.562
(in migliaia di euro)SITUAZIONE AL 31/12/2014
Le imposte anticipate risultano in diminuzione di euro 2.851 migliaia rispetto al 31
dicembre 2013.
Gli “Altri Movimenti” sono relativi all’adeguamento delle imposte anticipate
resosi necessario per tenere conto degli effetti della Sentenza 11 febbraio 2015 n. 10
TIRRENO POWER – BILANCIO D’ESERCIZIO AL 31 DICEMBRE 2014
- 149 -
della Corte Costituzionale che ha dichiarato l’incostituzionalità della maggiorazione
IRES del 6,50% (c.d. Robin Tax), ma solo “pro futuro”, ovvero a partire dal giorno
dopo la pubblicazione in gazzetta ufficiale. Di conseguenza la Società ha provveduto a
stornare, per complessivi euro 1.382 migliaia, il valore delle imposte differite attive
corrispondenti appunto a tale maggiorazione del 6,50%, applicata sugli imponibili che
ricadono sotto gli effetti della Sentenza in argomento.
La recuperabilità delle imposte anticipate è stata verificata sulla base del nuovo
Piano Industriale, considerando un periodo di osservazione ridotto rispetto
all’orizzonte del piano. A valle di tale analisi la Società ha ritenuto di non procedere
all’iscrizione di ulteriori imposte anticipate maturate nell’esercizio per euro 34.783
migliaia, sostanzialmente relative alla perdita fiscale conseguita nell’esercizio 2014.
Per quanto riguarda, invece le attività per imposte anticipate, già iscritte in
bilancio al 31 dicembre 2013 in quanto relative alla svalutazione dell’avviamento e
trasformabili in credito d’imposta, occorre considerare i chiarimenti ministeriali ed i
recenti sviluppi normativi (Circolare AE n° 37/2012, Circolare Assonime n° 33 del
2013, e da ultimo Legge stabilità 2014) che prevedono di considerare
automaticamente soddisfatto il test da effettuarsi per verificare la recuperabilità delle
Deferred Tax Asset (DTA) proprio in virtù della possibilità di trasformazione delle
stesse in credito d’imposta.
Al riguardo, si segnala che in data 12 gennaio 2015 si è proceduto alla
trasformazione in credito d’imposta, di parte delle DTA, per euro 40.174 migliaia.
Pertanto, considerati anche gli importi non stanziati nel bilancio 2013, al 31
dicembre 2014 risultano non rilevate a bilancio imposte anticipate per complessivi
euro 95.409 migliaia.
5. ALTRE ATTIVITA’ NON CORRENTI
La voce, pari ad euro 81.329 migliaia, accoglie il credito verso l’Erario per IVA
(euro 63.556 migliaia) in relazione al quale è presumibile ipotizzarne la liquidazione
oltre i prossimi dodici mesi, i relativi interessi maturati (euro 478 migliaia) e il credito
per le quote ETS spettanti, per gli anni dal 2009 al 2012 ai titolari di impianti nuovi
TIRRENO POWER – BILANCIO D’ESERCIZIO AL 31 DICEMBRE 2014
- 150 -
che non hanno trovato soddisfazione nella c.d. riserva nuovi entranti. In proposito si
evidenzia che, sulla base dei criteri elaborati con le Delibere ARG/elt 77/08 e ARG/elt
117/10 dell’AEEG e del D.L. 20/05/2010 n. 72, al 31 dicembre 2014, risulta
contabilizzato per l’impianto di Napoli un credito complessivo pari a euro 28.240
migliaia, comprensivo dei relativi interessi, determinato sulla scorta di quanto disposto
dalle citate delibere. Tale credito, in base a quanto definito dal D.Lgs n.30 del
13/03/2013, si prevede sarà incassato per euro 10.979 migliaia entro il 2015, per cui è
esposto fra le attività correnti, e per euro 17.261 migliaia entro il 2016.
6. ATTIVO CORRENTE
(in migliaia di euro) 31.12.2014 31.12.2013 VARIAZIONI
Rimanenze 31.346 54.716 (23.370)Crediti commerciali 86.124 148.872 (62.748)Altre attività correnti 64.206 35.534 28.672Altre attività finanziarie correnti 824 904 (80)Disponibilità liquide e mezzi equivalenti 46.347 35.020 11.328Totale attivo corrente 228.848 275.045 (46.198)
Di seguito il dettaglio delle singole voci:
Rimanenze
Le rimanenze di beni fungibili, per quanto attiene la metodologia di
determinazione del costo di acquisto, evidenziano una valutazione di bilancio secondo
il metodo del prezzo medio ponderato.
Tuttavia, in conseguenza degli eventi occorsi relativamente al sito di Vado Ligure
si è ritenuto necessario valorizzare le rimanenze afferenti i gruppi a carbone in base al
minore tra il valore di presumibile realizzo e il costo d’acquisto, in quanto al momento
le stesse non risultano più utilizzabili nel processo produttivo.
TIRRENO POWER – BILANCIO D’ESERCIZIO AL 31 DICEMBRE 2014
- 151 -
A tal fine, per quanto riguarda le rimanenze relative ai gruppi a carbone del sito di
Vado Ligure, nel mese di ottobre 2014 è stato affidato l’incarico ad un consulente
esterno avente ad oggetto, tra l’altro, la valutazione a prezzi di realizzo di:
− quantità di carbone in giacenza presso il Parco carbone della centrale di Vado
Ligure;
− materiali di ricambio dei gruppi a carbone presenti a magazzino presso la
stessa centrale.
Conseguentemente, si è provveduto a determinare il valore di tali rimanenze nella
misura del minore tra il costo ed il valore di presumibile realizzo, come indicato dal
consulente esterno.
Da tale confronto è emersa una svalutazione di magazzino pari a:
− euro 12.085 migliaia relativa alle rimanenze di carbone (di cui euro 4.594
migliaia già imputati nel bilancio 2013);
− euro 17.609 migliaia relativa alle rimanenze di materiali (importo già
imputato nel bilancio 2013).
Successivamente nel mese di dicembre 2014, a seguito della contrattazione in atto
finalizzata alla vendita di parte del carbone in giacenza, si è provveduto ad una
ulteriore svalutazione del Parco carbone, per complessivi euro 1.422 migliaia, per
adeguarne il valore alle offerte di prezzo effettivamente ricevute.
Inoltre nello stesso mese di dicembre si è provveduto a vendere la maggior parte
dell’olio combustibile STZ in giacenza rilevando una sopravvenienza passiva di euro
1.231 migliaia e a svalutare il residuo combustibile STZ per euro 115 migliaia per
adeguarlo al prezzo di mercato effettivamente realizzato con la vendita sopra
evidenziata.
Di seguito il dettaglio delle rimanenze per tipologia:
(in migliaia di euro) 31.12.2014 31.12.2013 VARIAZIONI
Rimanenze materiali 25.720 26.518 (798)Rimanenze combustibili 5.455 28.095 (22.639)Altre Rimanenze 171 103 68
Totale Rimanenze 31.346 54.716 (23.370)
TIRRENO POWER – BILANCIO D’ESERCIZIO AL 31 DICEMBRE 2014
- 152 -
Il decremento delle rimanenze di combustibile, oltre alle svalutazioni rilevate nel
2014 come sopra indicato, è relativo all’utilizzo del carbone nei primi tre mesi del
2014 e al mancato approvvigionamento dovuto al sequestro degli impianti a carbone.
Crediti commerciali
Tale voce, pari ad euro 86.124 migliaia, comprende essenzialmente crediti
commerciali per vendita di energia e materiali diversi.
31.12.2014 31.12.2013 Variazioni
Crediti per vendita di Energia:-GME 23.919 73.631 (49.712)-SORGENIA TRADING S.p.A 9.771 13.353 (3.582)-HERA Trading S.r.l. 258 223 35-Terna S.P.A. 19.604 34.498 (14.894)-GDF SUEZ Energia Italia S.p.A. 10.914 22.849 (11.935) - Altri operatori 20.280 2.155 18.125Totale crediti per vendita di Energia: 84.746 146.709 (61.963)
Altri crediti di natura commerciale 1.378 2.163 (785)
86.124 148.872 (62.748)
(in migliaia di euro)
Totale Crediti Commerciali
Si segnala che la quasi totalità dei suddetti crediti è sorta nel corso degli ultimi due
mesi dell’esercizio e che alla data di redazione della presente nota risultano
sostanzialmente interamente incassati o incassabili, considerato che le relative
scadenze sono a 30/60 giorni.
La riduzione dei crediti per vendita di energia è imputabile ai minori ricavi
conseguiti nei mesi di novembre e dicembre 2014 rispetto a quelli realizzati nel
corrispondente periodo del 2013.
Altre attività correnti
La voce, pari ad euro 64.206 migliaia, accoglie principalmente i crediti tributari.
Questi ultimi alla data di bilancio ammontano ad euro 46.960 migliaia ed accolgono
sostanzialmente il credito verso l’Erario per IVA (euro 42.000 migliaia) in relazione al
TIRRENO POWER – BILANCIO D’ESERCIZIO AL 31 DICEMBRE 2014
- 153 -
quale è presumibile ipotizzarne la liquidazione entro i prossimi dodici mesi, oltre ai
relativi interessi maturati (euro 785 migliaia).
Per quanto riguarda l’IVA, in particolare risultano rilevati i crediti chiesti a
rimborso relativi al 1° trimestre 2013 (euro 37.000 migliaia) e al 3° trimestre 2013
(euro 5.000 migliaia, incassato nel corso del mese di marzo 2015).
Nel corso dell’anno 2014 sono stati incassati i crediti relativi al 3° trimestre 2012
(euro 16.700 migliaia).
La voce accoglie inoltre i crediti verso gli Azionisti, pari ad euro 2.420 migliaia,
relativi alle istanze di rimborso IRES, per mancate deduzioni IRAP, presentate quando
la Società aderiva al regime di trasparenza fiscale ai sensi dell’art. 115 TUIR.
Risulta infine rilevata la quota corrente del credito per le quote ETS spettanti per
l’impianto di Napoli, pari a euro 10.979 migliaia, come meglio precisato in nota 5.
Altre attività finanziarie correnti
Le altre attività finanziarie correnti, pari ad euro 824 migliaia, si riferiscono alle
quote di commissioni per fidejussioni liquidate e non ancora maturate per euro 704
migliaia ed agli interessi attivi maturati sulle disponibilità liquide, ma non ancora
accreditati, per euro 120 migliaia.
Disponibilità liquide e mezzi equivalenti
La voce pari ad euro 46.347 migliaia accoglie, sostanzialmente, i saldi attivi dei
conti intrattenuti con primarie banche.
TIRRENO POWER – BILANCIO D’ESERCIZIO AL 31 DICEMBRE 2014
- 154 -
PASSIVO
7. PATRIMONIO NETTO
Per le informazioni relative alla movimentazione del patrimonio netto, si rimanda
al prospetto di Variazione del Patrimonio contenuto nel presente bilancio.
Si segnala che, stante le perdite rilevate nel corso dell’esercizio precedente, si è
configurata la fattispecie di cui all’art. 2446 del codice civile, avendo le perdite eroso
il capitale sociale per un importo maggiore di un terzo dello stesso già al 31 dicembre
2013. Pertanto, gli Amministratori, in ragione di tale perdita, nonché di quelle
ulteriormente rilevate nel corso dell’esercizio 2014, hanno provveduto alla
predisposizione di una situazione economico patrimoniale alla data del 31 ottobre
2014, nonché una relazione redatta ai sensi dell’art. 2446 del codice civile da
sottoporre all’Assemblea straordinaria dei soci per gli opportuni provvedimenti, in
ragione del configurarsi della fattispecie di cui all’art. 2447 del codice civile per
effetto delle ulteriori perdite accumulatesi alla data del 31 ottobre 2014.
Tale situazione economico patrimoniale al 31 ottobre 2014 evidenziava, infatti, un
patrimonio netto negativo di euro 39 milioni circa per effetto delle ulteriori perdite
consuntivate nel periodo dal 1° gennaio al 31 ottobre 2014.
Per quanto concerne le decisioni prese al riguardo dai soci nel corso
dell’Assemblea straordinaria, si rimanda a quanto indicato nel paragrafo relativo alla
valutazione del presupposto della continuità aziendale.
Il capitale sociale al 31 dicembre 2014 è rappresentato da n. 91.130.000 azioni
ordinarie del valore nominale di euro 1,00 ciascuna, interamente liberate e possedute
per il 50% da GDF SUEZ Energia Italia S.p.A. e per il 50% da ENERGIA
ITALIANA S.p.A..
Nella voce “Altre riserve”, è inclusa la riserva per avanzo da fusione, originatasi in
sede di fusione con AIRE S.p.A. (euro 30.248 migliaia).
Inoltre come disposto dallo IAS 19 revised si è provveduto a istituire una riserva
patrimoniale che accoglie gli utili e le perdite di attualizzazione. Tale riserva, al 31
TIRRENO POWER – BILANCIO D’ESERCIZIO AL 31 DICEMBRE 2014
- 155 -
dicembre 2014 è negativa e pari a euro (4.045) migliaia, al netto del relativo effetto
imposte pari a circa euro 1.033 migliaia.
Secondo quanto previsto dall’art. 7 del D.Lgs. 28 febbraio 2005 n. 38, la riserva,
conseguente alle variazioni di patrimonio netto derivanti dall’adozione dei principi
contabili internazionali (euro 21.785 migliaia), risulta liberamente disponibile.
Si segnala che, in data 12 gennaio 2015 l’Assemblea degli Azionisti ha approvato
il bilancio al 31 dicembre 2013 di Tirreno Power S.p.A..
In considerazione delle perdite pregresse e di quella maturata nel corso del 2014 il
patrimonio netto della Società risulta negativo per euro 60.864 migliaia. Pertanto non
sussistono voci di patrimonio netto con possibilità di utilizzazione e distribuibilità.
PASSIVO NON CORRENTE
8. DEBITI PER FINANZIAMENTI
I “Debiti per finanziamenti”, pari ad euro 868.360 migliaia, si riferiscono al
finanziamento “Corporate” denominato “Term and Revolving Facility Agreement”
(TRFA), ottenuto dalla Società nel giugno 2007 da un pool di banche, interamente
riclassificato nel Passivo Corrente in quanto scaduto alla data del 30 giugno 2014.
Di seguito sono evidenziati i principali eventi occorsi in merito al processo di
rifinanziamento della Società durante l’esercizio, mentre per gli eventi successivi si
rimanda a quanto descritto nel paragrafo della Relazione sulla gestione “Fatti di
rilievo avvenuti dopo la chiusura del periodo”:
• Nel corso del 2014 c’è stato un continuo scambio di lettere ed interlocuzioni
tra i Lenders e la Società, che unitamente alle dichiarazioni di disponibilità da
parte degli Istituti Finanziatori a proseguire le trattative con la Società, al fine
di raggiungere un accordo per lo standstill ed auspicabilmente alla
ristrutturazione del debito, si sono concretizzate nella firma dell’accordo di
standstill il 1° agosto 2014. Allo stesso tempo i Soci hanno concesso uno
TIRRENO POWER – BILANCIO D’ESERCIZIO AL 31 DICEMBRE 2014
- 156 -
standstill commerciale per un importo totale di 45 milioni di euro. Tali accordi
avevano come data di scadenza il 31 ottobre 2014 e sono stati, nel frattempo,
rinnovati ed estesi sino al 31 gennaio 2015.
• Alcune banche non rientranti nel Pool di quelle finanziatrici, hanno concesso
alla Società uno standstill sul pagamento delle operazioni di copertura sul tasso
d’interesse, Interest Rate Swaps, scaduti a dicembre 2013 e giugno 2014.
L’estensione di tali standstill è a dicembre 2014 con una banca ed a gennaio
2015 con altre due banche.
• A seguito dell’individuazione nel mese di luglio 2014 dell’esperto
indipendente ai fini della predisposizione della relazione sull’attuabilità di un
accordo di ristrutturazione del debito in base all’articolo 182/bis Legge
Fallimentare, nel mese di settembre 2014 si è concretizzato il mandato da parte
della Società.
• Successivamente all’invio dei Piani Industriali e delle relative manovre
finanziarie, si sono tenute diverse riunioni e scambio di lettere tra i Lenders e
la Società, che unitamente a continue interlocuzioni, hanno portato ad una
comprensione di maggior dettaglio dei contenuti del Business Plan e della
relativa manovra finanziaria. Sono stati definiti ed inviati i principali termini e
condizioni previsti nei Piani come anche delle sensitivity di scenario. Il
Business Plan è stato oggetto di audit da parte di una società indipendente.
• Oltre alle già citate lettere da parte degli azionisti relative ad uno standstill
commerciale per un totale di 45 milioni di euro, la Società ha ricevuto ulteriori
lettere da parte degli stessi azionisti che confermano la disponibilità e volontà
a trovare soluzioni, all’interno di un accordo complessivo con i Lenders, atte a
porre rimedio alla difficile situazione finanziaria della Società.
• Infine, in data 22 dicembre 2014 è stata approvata dal Consiglio di
Amministrazione una manovra finanziaria aggiornata sulla base delle recenti
TIRRENO POWER – BILANCIO D’ESERCIZIO AL 31 DICEMBRE 2014
- 157 -
indicazioni fornite dai Lenders che sarà sottoposta all’approvazione banche del
pool e dei soci.
9. FONDI PER RISCHI ED ONERI
La consistenza dei fondi rischi ed oneri destinati alla copertura delle passività
potenziali è pari ad euro 75.992 migliaia in diminuzione di euro 1.749 migliaia
rispetto al 31 dicembre 2013.
La consistenza e la movimentazione dei fondi è di seguito sintetizzata:
(in migliaia di euro) 31.12.2013 Accant.ti Utilizzi Altri Movimenti 31.12.2014
Fondo contenzioso 3.142 1.021 (282) (252) 3.629
Fondo oneri per incentivo all'esodo 4.613 (4.613) 0
Fondo oneri per incentivo alla mobilità 910 910
Fondo rischi diversi : 69.076 9.715 (7.115) (224) 71.452
- smantellamento e ripristino siti 56.111 2.409 (355) 550 58.714
- altro 12.964 7.307 (6.759) (774) 12.738
Totale fondi rischi ed oneri 77.741 10.736 (12.010) (476) 75.992
Gli accantonamenti del periodo, pari a euro 10.736 migliaia, hanno in particolare
incrementato i fondi per quanto segue:
• euro 2.409 migliaia per il riconoscimento degli oneri finanziari sui fondi di
smantellamento per effetto del tasso di inflazione del 2% e del tasso di
attualizzazione del 5%;
• euro 4.510 migliaia a seguito della rideterminazione dei Corrispettivi di
Dispacciamento da parte di Terna in seguito alla sentenza del Consiglio di
Stato n. 1532/2015 del 20 marzo 2015 che ha respinto il ricorso n.6999/2014
proposto dall’AEEGSI, a partire dal mese di competenza luglio 2012 fino a
maggio 2014, nonché per i mesi di luglio e agosto 2014;
• euro 1.221 migliaia per il rischio di mancato riconoscimento della cassa
integrazione ordinaria richiesta per i lavoratori dei gruppi a carbone della
Centrale di Vado Ligure;
TIRRENO POWER – BILANCIO D’ESERCIZIO AL 31 DICEMBRE 2014
- 158 -
• euro 1.021 migliaia a fronte di contenziosi in essere;
• euro 600 migliaia per la stima delle penali ancora da sostenere per
l’annullamento dei carichi di carbone per il 2014;
• euro 400 migliaia per i danni al trasformatore di VL5;
• euro 240 migliaia per attività di ripristino dei danni subiti da alcuni impianti
idroelettrici a causa degli eventi alluvionali del 2014.
Fra gli utilizzi, pari ad euro 12.010 migliaia, si segnala in particolare:
• euro 5.488 migliaia relativi al conguaglio a favore di Terna circa la seconda
componente del capacity payment per gli anni 2010-2011;
• euro 500 migliaia relativi ai minori Certificati verdi ricevuti in assegnazione
per gli anni 2009-2012;
• euro 282 migliaia a fronte di contenziosi in essere;
• euro 280 migliaia per le attività di demolizione serbatoi e bonifica di Vado Ligure.
Per quanto riguarda gli altri movimenti si segnala in particolare lo stralcio dal
fondo vertenze e contenzioso per euro 252 migliaia e dal fondo per l’ICI anno 2013 di
Torrevaldaliga per euro 224 migliaia, in quanto risultanti in esubero.
Altre informazioni:
Per quanto riguarda il piano di esodo, le cui regole sono state oggetto di intesa con
le Organizzazioni Sindacali con il verbale d’accordo del 7 luglio 2014, si segnala che
tale piano prevedeva la corresponsione di un incentivo calcolato sulla base degli anni
di percezione dell’indennità di mobilità, degli anni necessari per la maturazione dei
requisiti pensionistici e di eventuali penalizzazioni dovute all’età di pensionamento.
Era inoltre previsto un tetto per l’incentivo a copertura del periodo di disoccupazione
alla fine del periodo di mobilità. L’importo dell’incentivo era stato definito tenendo
conto dell’anzianità contributiva del personale.
L’importo complessivo spettante al personale uscito dall’azienda nel corso del
2014 è stato pari ad euro 17.340 migliaia, di cui euro 15.110 migliaia pagati nel corso
dei mesi di gennaio e febbraio 2015 e la restante parte nel corso del 2014.
TIRRENO POWER – BILANCIO D’ESERCIZIO AL 31 DICEMBRE 2014
- 159 -
Il fondo “contenzioso” accoglie le passività che si stima potrebbero derivare da
controversie giudiziarie in corso (principalmente connesse a rapporti di fornitura,
lavoro e all’esercizio degli impianti), in base alle indicazioni dei legali interni ed
esterni della Società.
Per quanto riguarda la transazione sottoscritta con il MATTM in merito al
risarcimento del danno ambientale relativo all’area dell’impianto di Napoli, come
indicato nei precedenti bilanci, si segnala che Tirreno Power ha proposto, dinanzi al
Tribunale Civile di Roma nei confronti di ENEL, un’azione per il risarcimento dei
danni da inadempimento contrattuale per la violazione delle dichiarazioni e garanzie
rilasciate nella clausola del contratto di acquisto delle azioni di Interpower S.p.A.,
sottoscritto in data 22.11.2002 tra ENEL S.p.A. nella sua qualità di venditrice ed il
raggruppamento composto da Energia Italiana S.p.A., Electrabel S.A. ed ACEA
S.p.A. nella sua qualità di compratore.
Il 12.1.2015 si è tenuta l’udienza per le precisazioni delle conclusioni. Pendono i
termini per il deposito delle repliche.
Nel corso del 2014 sono stati notificati altri due ricorsi in materia di amianto: per
uno l’oggetto del contenzioso si riferisce alla richiesta di prestazioni previdenziali
conseguenti all’asserita esposizione ultradecennale ad amianto e l’accertamento del
danno differenziale nella misura del 16% per malattia professionale già riconosciuta
dall’INAIL. Il valore della stessa è, allo stato, indeterminabile. Nella fase attuale non è
prevedibile l’esito sebbene, alla luce della giurisprudenza in merito e del parere dei
consulenti legali che assistono la Società, il rischio di soccombenza possa essere
classificato come probabile; per l’altra causa gli eredi dell’ex dipendente rivendicano
il risarcimento di tutti i danni subiti iure proprio e iure hereditatis, a seguito della
malattia professionale contratta dall’ex dipendente. Anche per questo contenzioso si
valuta una soccombenza possibile.
Infine, sempre in tema di risarcimento danni asseritamente subiti per esposizione
professionale ad amianto, si segnala che risulta possibile che gli eredi di un altro ex
dipendente propongano appello incidentale per la riforma della sentenza di I grado,
TIRRENO POWER – BILANCIO D’ESERCIZIO AL 31 DICEMBRE 2014
- 160 -
chiedendo che sia riconosciuto, a titolo di risarcimento iure hereditatis, l’ulterioriore
somma di euro 260 migliaia.
Si segnala altresì che relativamente al giudizio promosso da un dipendente della
centrale di Civitavecchia, di cui se ne è data notizia nei precedenti bilanci, ed avente
ad oggetto la richiesta di risarcimento dei danni che lo stesso avrebbe subìto a seguito
di mobbing, la causa è stata decisa con sentenza del 9 ottobre 2014 con esito positivo
per la Società.
10. TFR E ALTRI BENEFICI AI DIPENDENTI
Ammontano ad euro 18.588 migliaia e riflettono le indennità di fine rapporto e
altri benefici maturati a fine esercizio dal personale dipendente che sono valutati
secondo criteri attuariali dello IAS 19 dettati per i piani a benefici definiti. In
particolare per quanto riguarda lo scenario economico-finanziario i parametri utilizzati
per la valutazione sono i seguenti:
TFR 2014 2013
Tasso annuo tecnico di attualizzazione 1,49% 3,17%Tasso annuo di inflazione 0,60% 2,00%Tasso annuo incremento TFR 1,95% 3,00%
Altri benefici dipendenti 2014 2013
Tasso annuo tecnico di attualizzazione 1,49% 3,17%Tasso annuo di incremento delle retribuzioni 0,50% 0,50%
La seguente tabella illustra le variazioni intervenute:
TIRRENO POWER – BILANCIO D’ESERCIZIO AL 31 DICEMBRE 2014
- 161 -
Sconto energia Esodo incentivato Mensilità VALORE Apensionati ex Aventi diritto Sconto E.E. aggiuntive A BILANCIO
Valori al 31.12.2013 (A) 10.826 10.360 0 977 621 22.785
Passività civilistica al 01.08.14 1.886 1.886first time adoption (a P.N.) -253 -253
-Curtailment -91 -3.192 -428 -3.711-Accantonamenti 44 32 -12 64-Oneri finanziari (+) 281 250 11 25 12 579-Utili (perdite) da attualizzazione (-/+) 1.064 2.479 56 159 -51 3.707-Utilizzi (-) -4.818 -613 -896 -51 -91 -6.469
Totale variazioni (B) -3.565 -1.032 806 -263 -141 -4.195
Valori al 31.12.2014 (A+B) 7.262 9.328 806 714 479 18.588
(in migliaia di euro) TFR Premi fedeltà
Il trattamento di fine rapporto si movimenta a seguito degli utilizzi per i dipendenti
cessati, degli oneri finanziari per rivalutazione e per gli utili e/o perdite da
attualizzazione.
I costi per benefici ai dipendenti rilevati nell’esercizio sono pari a euro 643
migliaia, di cui euro 579 migliaia per interessi registrati tra gli oneri finanziari e euro
64 migliaia rilevati tra i costi del personale. Le perdite da attualizzazione, pari a euro
3.707 migliaia, sono rilevati a riserva di patrimonio netto.
Si evidenzia, altresì, che in data 1° agosto 2014 a seguito dell’Accordo Sindacale
del 28 luglio 2014, si è provveduto a scorporare dal Fondo Sconto Energia il debito
relativo al personale attivo avente diritto allo sconto energia elettrica istituendo,
altresì, un nuovo Fondo denominato “Esodo Incentivato ex Aventi diritto Sconto E.E.”
per euro 1.886 migliaia.
A seguito dell’emanazione del nuovo IAS19 revised si riportano informazioni
aggiuntive sintetizzate nelle tabelle sottostante:
TIRRENO POWER – BILANCIO D’ESERCIZIO AL 31 DICEMBRE 2014
- 162 -
TFR M.A. Sconto Energia
7.368.895,62 N/A 9.012.121,94 N/A7.156.214,93 N/A 9.661.623,04 N/A7.092.544,64 694.019,89 9.011.332,99 785.035,367.436.496,37 734.638,21 9.661.623,04 826.895,94
TFR M.A. Sconto Energia
0 25.724,52 0 0
10,1 11,2 14 10,4
Analisi di sensitivià dei principali parametri valutativi sui dati al 31.12.2014
Esodo Incentivatoex aventi diritto Sconto E.E.
Service Cost pro futuro
Duration del piano
Tasso di inflazione +0,25%Tasso di inflazione -0,25%Tasso di attualizzazione +0,25%Tasso di attualizzazione -0,25%
Esodo Incentivatoex aventi diritto Sconto E.E.
La consistenza del personale per categoria di appartenenza è riportata nella
seguente tabella:
(unità) 31.12.2013 Entrate UsciteAltro
/Riclassifiche31.12.2014
Dirigenti e Quadri 64 1 18 47Impiegati 301 0 78 1 224Operai 157 0 36 -1 120
Totale 522 1 132 0 391
11. PASSIVITA’ PER IMPOSTE DIFFERITE
La voce accoglie le imposte differite relative ai costi non imputati al conto
economico, ma portati in deduzione dal reddito imponibile in sede di dichiarazione dei
redditi, come dettagliato nella tabella seguente:
SITUAZIONE AL 31/12/2013
Saldo Accantonamenti Utilizzi Altri movimenti SaldoImposte differiteAmmortamenti 57.752 (2.166) (10.609) 44.977Manutenzioni e Altre Partite IAS 72 (72) 0FV IAS 19 a riserva P.N. 266 69 (266) 69Totale imposte differite 58.090 69 (2.504) (10.609) 45.047
(migliaia di euro)SITUAZIONE AL 31/12/2014
TIRRENO POWER – BILANCIO D’ESERCIZIO AL 31 DICEMBRE 2014
- 163 -
Gli utilizzi della voce “Ammortamenti” si riferiscono al completamento di
ammortamenti fiscali ai fini IRES (euro 2.166 migliaia).
Gli “Altri Movimenti” sono relativi all’adeguamento delle imposte differite resosi
necessario per tenere conto degli effetti della Sentenza 11 febbraio 2015 n. 10 della
Corte Costituzionale che ha dichiarato l’incostituzionalità della maggiorazione IRES
del 6,50% (c.d. Robin Tax), ma solo “pro futuro”, ovvero a partire dal giorno dopo la
pubblicazione in gazzetta ufficiale. Di conseguenza la Società ha provveduto a
stornare, per complessivi euro 10.609 migliaia, il valore delle imposte differite
corrispondenti appunto a tale maggiorazione del 6,50%, applicata sugli imponibili che
ricadono sotto gli effetti della Sentenza in argomento.
12. STRUMENTI FINANZIARI – DERIVATI
Le passività per strumenti finanziari derivati sono iscritte nello Stato
Patrimoniale, ai sensi dello IAS 39, a fronte della valutazione al fair value dei contratti
derivati di copertura.
Come si evince dalla tabella sottostante, al 31 dicembre 2014 tutti i contratti
derivati di copertura risultano scaduti:
(in migliaia di euro) 31.12.2014 31.12.2013 Variazioni
FV - su tassi di interesse 0 7.005 (7.005)FV - swap su acquisto carbone 0 2.507 (2.507)FV - su acquisto dollari a termine 0 5.099 (5.099)
Fair Value iscritto nelle passività 0 14.610 (14.610)
13. ALTRE PASSIVITA’ NON CORRENTI
La voce, pari a euro 3.697 migliaia, accoglie la quota non corrente del debito verso
il Ministero dell’Ambiente e della Tutela del Territorio e del Mare derivante dall’atto
di transazione sottoscritto lo scorso 28 luglio 2011.
TIRRENO POWER – BILANCIO D’ESERCIZIO AL 31 DICEMBRE 2014
- 164 -
14. PASSIVO CORRENTE
(in migliaia di euro) 31.12.2014 31.12.2013 Variazioni
Debiti per finanziamenti 868.360 868.360 0Fondi rischi e oneri 11.325 16.349 (5.024)Debiti commerciali 154.716 175.180 (20.464)Debiti per imposte sul reddito 0 275 (275)Altre passività correnti 67.034 72.008 (4.974)Strumenti finanziari - derivati 0 14.610 (14.610)Passività finanziarie a breve 25.096 7.967 17.129
Totale passivo corrente 1.126.531 1.154.750 (28.218)
Di seguito il dettaglio delle singole voci:
Debiti per Finanziamenti
La voce accoglie la quota corrente del finanziamento “Corporate”. Per maggiori
dettagli si rinvia a quanto indicato nella nota 8.
Fondi rischi e oneri
La voce accoglie le passività correnti per oneri e rischi industriali commentati
dettagliatamente nella nota 9.
Debiti commerciali
I “Debiti commerciali” pari ad euro 154.716 migliaia riguardano forniture di
combustibili, materiali ed apparecchiature, appalti e prestazioni, nonché le partite
debitorie nei confronti di TERNA e GME per forniture ed attività svolte entro il 31
dicembre 2014. Le scadenze di tali debiti sono generalmente comprese tra i 30 e i 120
giorni.
La riduzione di euro 20.464 migliaia rispetto al 31 dicembre 2013 è relativa
prevalentemente ai minori volumi di energia acquistata in borsa nei mesi di novembre
e dicembre rispetto allo stesso periodo dell’anno precedente. Si segnala che in tale
voce sono compresi i debiti commerciali verso i Soci oggetto di standstill
commerciale.
TIRRENO POWER – BILANCIO D’ESERCIZIO AL 31 DICEMBRE 2014
- 165 -
Altre passività correnti
Le altre passività correnti, pari ad euro 67.034 migliaia, si riferiscono
principalmente al debito relativo all’onere di competenza dell’esercizio per
“Certificati Verdi” (euro 27.697 migliaia) e per i Diritti di emissione CO2 (euro
10.202 migliaia).
Risultano inoltre debiti verso personale e debiti per contributi dovuti ad Enti
locali in virtù di convenzioni per opere di urbanizzazione e canoni di derivazione
acque, nonché debiti verso Istituti previdenziali, assistenziali ed assicurativi.
Nella tabella che segue è riportato il relativo dettaglio:
(in migliaia di euro) 31.12.2014 31.12.2013 Variazioni
Debiti per Certificati verdi e Diritti di emissione CO2 37.899 65.977 (28.078)
Altre imposte 4.070 1.269 2.801
Debiti verso istituti di previdenza e sicurezza sociale 2.500 2.020 480
Debiti verso il personale 21.701 1.828 19.874
Altri 864 914 (50)
Totale altre passività correnti 67.034 72.008 (4.974)
L’incremento dei debiti verso il personale è da ricondurre ai maggior importi da
erogare al personale cessato rispetto al 31 dicembre 2013 in virtù dell’accordo di
esodo incentivato stipulato in data 13 giugno 2014.
Passività finanziarie a breve
Le passività finanziarie correnti, pari a euro 25.097 migliaia, si riferiscono
sostanzialmente alle quote di oneri finanziari, maturate al 31 dicembre 2014 e relative
al finanziamento TFRA, oggetto di standstill finanziario come in precedenza descritto.
TIRRENO POWER – BILANCIO D’ESERCIZIO AL 31 DICEMBRE 2014
- 166 -
IMPEGNI E GARANZIE
Gli impegni assunti verso fornitori sono di seguito dettagliati:
(in migliaia di euro) 31.12.2014 31.12.2013 Variazioni
Appalti e forniture varie 60.407 46.401 € 14.006Acquisto combustibile termico 14.628 159.421 (144.793)
Totale impegni verso fornitori 75.035 205.822 (130.787)
Gli impegni per acquisto di combustibile termico al 31 dicembre 2014 sono
relativi esclusivamente al termine fisso sui contratti di acquisto di gas metano. Al 31
dicembre 2013, invece, erano relativi anche alle forniture di acquisto carbone.
Le fidejussioni richieste a favore di terzi, pari ad euro 149.860 migliaia,
riguardano polizze rilasciate da banche e istituti assicurativi, su richiesta della Società,
e relative principalmente a garanzia del credito I.V.A. (euro 112.748 migliaia), alla
partecipazione ai mercati dell’energia (euro 26.000 migliaia), a garanzia del contratto
di dispacciamento energia (euro 5.057 migliaia), nonché a garanzia di concessioni
demaniali (euro 1.619 migliaia).
TIRRENO POWER – BILANCIO D’ESERCIZIO AL 31 DICEMBRE 2014
- 167 -
Note alle poste del Conto Economico
15. RICAVI
Nella tabella che segue è riportato il dettaglio relativo ai ricavi di vendita:
(in migliaia di euro) 31.12.2014 31.12.2013 VARIAZIONI VARIAZIONI %
Vendita di energia:-Borsa 340.941 452.271 (111.330) -25%-Mercato libero 347.489 529.808 (182.319) -34%-contributi fotovoltaico 35 42 - N.S.Totale vendita di energia: 688.465 982.121 (293.656) -30%Altre vendite e prestazioni 152 253 (101) -40%Rimborsi assicurativi 500 680 (180) n.d.Totale ricavi per vendite 689.117 983.055 (293.938) -30%
Il portafoglio commerciale di Tirreno Power è costituito da due tipologie di clienti,
i clienti che operano sul mercato libero (nazionale e estero) e quelli, invece, che
operano in Borsa. I ricavi da vendita in Borsa sono comprensivi dei risultati
dell’operatività sul mercato dei servizi di dispacciamento. Le vendite sul mercato
libero, invece, si riferiscono ai contratti bilaterali fisici.
Il rimborso assicurativo si riferisce al risarcimento del danno occorso, nel mese di
dicembre 2011, alla turbina a vapore del gruppo 4 della centrale di Vado Ligure.
16. ALTRI RICAVI
Gli “Altri Ricavi” si riferiscono principalmente per euro 8.673 migliaia alla
vendita di certificati verdi, per euro 1.306 migliaia allo stralcio parziale del Fondo
Sconto Energia Elettrica a seguito accordo sindacale del 28 luglio 2014 e per euro
1.191 migliaia al riconoscimento di ulteriori quote ETS per l’impianto di Napoli dal
2009 al 2012.
TIRRENO POWER – BILANCIO D’ESERCIZIO AL 31 DICEMBRE 2014
- 168 -
17. INCREMENTO IMMOBILIZZAZIONI PER LAVORI INTERNI
La voce pari a euro 1.034 migliaia è relativa principalmente alla capitalizzazione
di materiali prelevati dal magazzino utilizzati prevalentemente per la Major
Inspections del gruppo 5 di Torrevaldaliga per euro 529 migliaia, per le Major
Inspections di Napoli e del gruppo 4 di Vado Ligure per euro 172 migliaia; nonché per
euro 105 migliaia alla capitalizzazione delle ore di personale per il progetto di
copertura del parco carbone.
18. MATERIE PRIME DI CONSUMO
(in migliaia di euro) 31.12.2014 31.12.2013 VARIAZIONI VARIAZIONI %
Energia acquistata sul Mercato Elettrico 302.838 344.322 (41.484) -12%Acquisto di combustibile per la produzione termica 255.944 421.209 (165.265) -39%Acquisto di materiali e apparecchi vari 4.192 12.881 (8.689) -67%Variazione scorte combustibili (2.409) (6.214) 3.805 -61%Variazione altre scorte (246) (2.135) 1.889 -88%Totale materie prime di consumo 560.319 770.063 (209.744) -27%
Gli acquisti di combustibili, comprensivi della quota fissa relativa ai contratti di
fornitura di gas metano, hanno riguardato:
• Per lo 1,40% olio combustibile (euro 3.583 migliaia);
• per il 8,34% carbone (euro 21.346 migliaia);
• per il 90,00% gas metano (euro 230.350 migliaia);
• per il residuo 0,26% altri combustibili (euro 665 migliaia).
La variazione in diminuzione dei costi di approvvigionamento è relativa
principalmente ai minori acquisti di energia effettuati per far fronte alle vendite
contrattualizzate nelle ore in cui i prezzi di acquisto dell’energia risultavano inferiori
ai costi marginali di produzione e soprattutto ai minori acquisti di combustibile in
relazione ai minori volumi di energia prodotta.
Per un maggiore approfondimento si rimanda a quanto ampiamente descritto nella
Relazione sulla gestione.
TIRRENO POWER – BILANCIO D’ESERCIZIO AL 31 DICEMBRE 2014
- 169 -
19. COSTO DEL PERSONALE
Il costo del lavoro è pari a euro 49.774 migliaia, in aumento di euro 11.931
migliaia rispetto a quanto rilevato nel 2013.
Tale incremento è riconducibile agli oneri per esodo incentivato pari a euro 13.967
migliaia.
Si segnala, infatti, che in data 13 giugno 2014 è stata avviata una procedura di
mobilità per 315 esuberi, ai sensi degli artt. 4 e 24 della Legge 223/91, mentre il 7
luglio 2014 è stata firmata un’intesa con le organizzazioni sindacali per la definizione
del sistema di incentivazione a fronte di un piano di mobilità volontaria.
La consistenza del personale al 31 dicembre 2014 è pari a 391 unità.
20. COSTI PER SERVIZI
I costi per servizi pari a euro 35.956 migliaia risultano in diminuzione di euro
15.192 migliaia rispetto al 31 dicembre 2013 e comprendono le seguenti tipologie di
costi:
(in migliaia di euro) 31.12.2014 31.12.2013 VARIAZIONI VARIAZIONI %
Costi per servizi ed appalti 20.702 26.542 (5.840) -22%Oneri per operazioni sul mercato elettrico 3.943 9.741 (5.798) -60%Spese di assicurazione 3.565 4.430 (865) -20%Vigilanza, pulizia e altri costi di edificio 636 930 (294) -32%Smaltimento rifiuti, ceneri e gessi 1.333 3.608 (2.274) -63%Servizi informatici 1.911 2.018 (107) -5%Spese telefoniche e per trasmissione dati 985 996 (12) -1%Altri servizi 2.882 2.883 (1) 0%Totale costi per servizi 35.956 51.148 (15.192) -30%
La generale diminuzione dei costi per servizi è dovuta sostanzialmente all’effetto
delle minori spese per interventi manutentivi sugli impianti, nonché dei minori costi
overheads. Tale risparmio è stato reso possibile da un’analisi approfondita di tutti i
contratti in essere, con successive azioni di rinegoziazione dei contratti o di
efficientamento delle attività di manutenzione.
TIRRENO POWER – BILANCIO D’ESERCIZIO AL 31 DICEMBRE 2014
- 170 -
Gli “altri servizi” sono relativi principalmente a costi per studi, consulenze e
prestazioni professionali (euro 1.900 migliaia), a spese per trasferte e formazione
(euro 317 migliaia), agli emolumenti del collegio sindacale (euro 343 migliaia),
nonché ai compensi alla società di revisione (euro 83 migliaia).
21. ALTRI COSTI OPERATIVI
Gli atri costi operativi ammontano ad euro 82.790 migliaia in diminuzione di
euro 64.833 migliaia rispetto al 31 dicembre 2013.
La seguente tabella illustra il dettaglio degli altri oneri operativi:
(in euro migliaia) 31.12.2014 31.12.2013 VARIAZIONI VARIAZIONI %
Contributi e canoni 4.498 5.669 (1.171) -21%Accantonamenti per rischi ed oneri 7.059 32.463 (25.404) -78%Adeguamento valore materiali e materie prime 9.049 26.360 (17.311) n.dOneri per Certificati verdi e Diritti di CO2 37.899 65.977 (28.078) -43%ICI ed altre imposte e tasse 7.279 7.678 (400) -5%Altri oneri 17.007 9.477 7.530 79%Totale costi operativi 82.790 147.624 (64.833) -44%
Il decremento, oltre ai minori accantonamenti per rischi ed oneri e alle minori
svalutazioni di materiali e materie prime, è principalmente riconducibile ai minori
oneri per diritti di emissione (euro 12.747 migliaia) e ai minor oneri per certificati
verdi (euro 15.331 migliaia).
Si segnala, infatti, che gli oneri acquisto dei Certificati verdi sono pari a euro
27.697 migliaia, mentre gli oneri per Diritti di emissione CO2 sono pari ad euro
10.006 migliaia e sono relativi all’onere di competenza dell’esercizio per assolvere
agli adempimenti previsti dalla vigente normativa.
Gli “Altri oneri”, pari a euro 17.007 migliaia, riguardano principalmente, per euro
11.365 migliaia, le penali derivanti dall’annullamento degli acquisti di carbone già
contrattualizzati, nonché la rilevazione di sopravvenienze passive per euro 4.958
migliaia. Tra queste ultime cui si segnala, per euro 1.202 migliaia, la perdita rilevata
sulla vendita di un carico di carbone; per euro 1.231 migliaia la perdita rilevata sulla
TIRRENO POWER – BILANCIO D’ESERCIZIO AL 31 DICEMBRE 2014
- 171 -
vendita dell’olio combustibile STZ della Centrale Vado ligure; nonché per euro 929
migliaia il furto di materiali dal magazzino della Centrale di Vado ligure.
22. AMMORTAMENTI E SVALUTAZIONI
La voce si riferisce agli ammortamenti del periodo, calcolati in base alle aliquote
economico-tecniche, per complessivi euro 66.745 migliaia nonché alle svalutazioni,
per euro 3.970 migliaia, relative, principalmente, agli impianti di Vado Ligure
alimentati a carbone per i quali si è provveduto ad azzerarne il valore contabile a
seguito del sequestro preventivo dei Gruppi VL3 e VL4 come in precedenza
commentato.
La riduzione degli ammortamenti rispetto al 2013 è dovuta agli ammortamenti del
periodo da aprile a dicembre 2014, pari ad euro 18.677 migliaia, relativi agli impianti
a carbone sequestrati.
Nel prospetto che segue sono esposte le quote di ammortamento per tipologia di
cespiti confrontati con i dati relativi all’esercizio precedente:
(in migliaia di euro) 31.12.2014 31.12.2013 VARIAZIONI VARIAZIONI %
Ammortamenti fabbricati 7.679 7.461 217 3%Ammortamenti impianti e macchinario 57.442 70.971 (13.529) -19%Ammortamenti attrezzature industriali 208 208 0 0%Ammortamenti altri beni 275 276 (1) 0%Ammortamenti immobilizzazioni immateriali 1.141 1.289 (148) -11%Svalutazione Avviamento 0 91.667 (91.667) n.a.Svalutazioni 3.970 125.094 (121.124) -97%Totale 70.715 296.967 (226.252) -76,19%
23. ONERI FINANZIARI
Gli oneri finanziari ammontano ad euro 23.425 migliaia in diminuzione di euro
6.658 migliaia rispetto all’esercizio 2013. La diminuzione è riconducibile ai minor
oneri dei contratti di swap.
La seguente tabella ne illustra la composizione:
TIRRENO POWER – BILANCIO D’ESERCIZIO AL 31 DICEMBRE 2014
- 172 -
(in migliaia di euro) 31.12.2014 31.12.2013 VARIAZIONI VARIAZIONI %
Interessi passivi e oneri su finanziamenti 9.603 5.184 4.419 85%Oneri/proventi finanziari su SWAP e derivati 10.251 18.628 (8.377) -45%Interessi passivi per decommissioning, TFR e altri benefici 2.472 3.225 (753) -23%Altri oneri finanziari 1.099 3.046 (1.947) -64%Totale oneri finanziari 23.425 30.083 (6.658) -22%
Gli interessi passivi e oneri su finanziamenti sono relativi agli interessi e
commissioni sui finanziamenti verso banche relativi al contratto TRFA (euro 9.597
migliaia). Sono infine compresi gli interessi maturati sui conti correnti bancari (euro 6
migliaia).
Gli oneri/proventi finanziari su Swap si riferiscono agli effetti economici relativi
agli Swaps stipulati con le banche a copertura del rischio di oscillazione dei tassi
d’interesse relativi al contratto TRFA.
Gli interessi passivi per decommisioning pari ad euro 2.472 migliaia trovano
quale contropartita i fondi smantellamento e ripristino siti, mentre gli interessi su
TFR e altri benefici, pari ad euro 168 migliaia positivi, sono relativi all’applicazione
dello IAS 19.
La voce “Altri oneri finanziari” si riferisce sostanzialmente alle differenze
negative su cambi realizzate in sede di pagamento di debiti commerciali in dollari.
24. PROVENTI FINANZIARI
I proventi finanziari ammontano ad euro 1.743 migliaia in diminuzione di euro
6.681 migliaia, rispetto al 31 dicembre 2013.
La tabella che segue ne illustra la composizione:
(in migliaia di euro) 31.12.2014 31.12.2013 VARIAZIONI VARIAZIONI %
Interessi su crediti verso l'erario 1.120 2.140 (1.020) -48%Interessi attivi su c/c bancari 568 1.145 (577) -50%Altri proventi finanziari 56 5.138 (5.082) -99%Totale proventi finanziari 1.743 8.424 (6.681) -79%
TIRRENO POWER – BILANCIO D’ESERCIZIO AL 31 DICEMBRE 2014
- 173 -
Gli altri proventi finanziari si riferiscono principalmente alle differenze positive
relative al pagamento dei debiti commerciali in dollari.
25. IMPOSTE SUL REDDITO
Le imposte sul reddito sono state determinate mediante una corretta e prudente
interpretazione della normativa fiscale vigente alla data di redazione del presente
bilancio e secondo le specifiche modalità richieste dallo IAS 12.
Considerato che le imposte di competenza dell’esercizio sono pari a zero, la voce
comprende esclusivamente le rettifiche di imposte relative ad anni precedenti, positive
per euro 9.228 migliaia, relative all’adeguamento della fiscalità differita attiva e
passiva per tenere conto degli effetti della Sentenza 11 febbraio 2015 n. 10 della Corte
Costituzionale che ha dichiarato l’incostituzionalità della maggiorazione IRES del
6,50% (c.d. Robin Tax), come meglio indicato in nota 4 e 11.
Il dettaglio della composizione della stima delle imposte di competenza
dell’esercizio, con il raffronto rispetto all’anno precedente, è di seguito riportato:
(in migliaia di euro) 31.12.2014 31.12.2013 VARIAZIONI VARIAZIONI %
IRAP 0 771 (771) -100%Imposte anticipate (2.237) (16.142) 13.905 -86%Imposte differite 2.237 (17.691) 19.928 -113%Totale 0 (33.062) 33.062 -100%
Per quanto riguarda la rilevazione delle imposte anticipate e differite si rimanda a
quanto indicato in sede di commento alle rispettive voci dello stato patrimoniale.
Di seguito è rappresentata la riconciliazione tra aliquota d’imposta teorica ed
effettiva per il periodo di riferimento:
TIRRENO POWER – BILANCIO D’ESERCIZIO AL 31 DICEMBRE 2014
- 174 -
RICONCILIAZIONE FISCALE TIRRENO POWER IRES E IRAP
(in migliaia di euro)
IRES Valori Tassazione %
Risultato ante imposte (A) -109.506Aliquota Teorica 27,50%Tassazione teorica -30.114
Costi non deducibili/tassabili 36.662 10.082Ricavi deducibili/non tassabili -46.504 -12.789Deduzioni extra contabili -295 -81
Risultato fiscale -119.643Tassazione effettiva (B) -32.902Aliquota effettiva (B/A) 30,05%
IRAP Valori Tassazione %
Risultato ante imposte (C) -31.171Aliquota Teorica 4,84%Tassazione teorica -1.509
Costi non deducibili/tassabili 11.016 533Ricavi deducibili/non tassabili -35.348 -1.711Cuneo fiscale + INAIL -14.411 -698
Risultato fiscale -69.915Tassazione effettiva (D) -3.384Aliquota effettiva (D/C) 10,86%
RICONCILIAZIONE FISCALE IRES E IRAP
26. RISULTATO PER AZIONE
Per la determinazione del risultato per azione è stato assunto il risultato netto
attribuito agli azionisti. Il denominatore utilizzato nel calcolo è rappresentato dal
numero delle azioni emesse, sia nel calcolo dell’Utile Base che dell’Utile Diluito, non
sussistendo elementi diluitivi né al 31 dicembre 2014 né al 31 dicembre 2013.
Periodo al Periodo al 31.12.2014 31.12.2013
Risultato netto del periodo (109.506.283) (295.868.335)
Numero medio azioni ordinarie (unità) 91.130.000 91.130.000
Risultato per azione - base e diluito -1,20 -3,25
(valori in euro)
TIRRENO POWER – BILANCIO D’ESERCIZIO AL 31 DICEMBRE 2014
- 175 -
27. POSIZIONE FINANZIARIA NETTA
La composizione della posizione finanziaria netta al 31 dicembre 2014 è
dettagliata nel seguente prospetto:
al 31/12/2014 al 31/12/2013 differenza
A Denaro e valori in cassa 17 24 (7) B Depositi bancari 46.330 34.996 11.334 C Titoli - - - D Totale disponibilità liquide e mezzi equivalenti (A+B+C) 46.347 35.020 11.327
E Crediti finanziari correnti - - -
F Debiti bancari correnti (868.360) (868.360) - G Quota corrente dell 'indebitamento non corrente - - H Altri debiti finanziari correnti (25.096) (7.937) (17.159) I Totale debiti finanziari a breve termine (F+G+H) (893.456) (876.297) (17.159)
J Posizione finanziaria corrente netta (D+E+I) (847.108) (841.277) (5.831)
K Crediti finanziari non correnti - - -
L Debiti bancari non correnti - M Altri debiti non correnti - - - N Indebitamento finanziario non corrente (L+M) - - -
O Posizione finanziaria non corrente netta (K+N) - - -
P POSIZIONE FINANZIARIA NETTA COMPLESSIVA (J+O) (847.108) (841.277) (5.831)
euro migliaia
TIRRENO POWER – BILANCIO D’ESERCIZIO AL 31 DICEMBRE 2014
- 176 -
FATTI INTERVENUTI DOPO LA DATA DI RIFERIMENTO DEL
BILANCIO
Successivamente al 31 dicembre 2014 si sono verificati i seguenti eventi significativi:
• In data 12 gennaio 2015 è stato approvato il bilancio al 31 dicembre 2013.
• Il 13 gennaio 2015 è stato pubblicato, nella Gazzetta Ufficiale della
Repubblica Italiana, il comunicato dell’avvenuta emissione in data 31
dicembre 2014, da parte del Ministro dell’Ambiente e della Tutela del
Territorio e del Mare, del decreto AIA n. 323 per l’esercizio della Centrale di
Vado Ligure. Il 23 febbraio 2015 Tirreno Power ha notificato il ricorso al TAR
Lazio avverso il decreto AIA sopra menzionato, come meglio specificato nel
paragrafo “fatti di rilievo avvenuti dopo la chiusura del periodo”.
• In data 30 gennaio 2015 si è tenuta l’Assemblea straordinaria per discutere e
deliberare in merito al seguente ordine del giorno: “provvedimenti di cui
all’art. 2447 c.c.; delibere inerenti e conseguenti”.
• In data 16 febbraio 2015 è stato notificato alla Società un ricorso da parte
dell’erede di un ex dipendente, in pensione dal 30 giugno 1997, avente ad
oggetto la richiesta di risarcimento di tutti i danni patrimoniali e non subìti a
seguito del decesso (mesotelioma pleurico) avvenuto, a dire della ricorrente,
per esposizione ultradecennale alle fibre di amianto. Ad oggi il valore della
controversia e l’esito della stessa non è determinabile.
• In data 27 febbraio 2015 Tirreno Power ha notificato il ricorso al TAR Lazio
avverso il decreto del Ministero dello Sviluppo Economico contenente
l’Autorizzazione Unica per la copertura del carbonile.
• In data 13 marzo 2015 è stato incassato il credito IVA III trimestre 2013 pari
ad euro 5.085 migliaia.
• In data 6 maggio 2015 il CdA della Società ha approvato il term sheet definito
e concordato tra la Società, i suoi Soci e le banche finanziatrici contenente le
condizioni economiche e finanziarie come anche le principali clausole che
saranno alla base del contratto di rifinanziamento.
TIRRENO POWER – BILANCIO D’ESERCIZIO AL 31 DICEMBRE 2014
- 177 -
• In data 18.6.2015 è stato notificato a Tirreno Power l’avviso della conclusione
delle indagini preliminari relativo al procedimento penale pendente dinanzi
alla Procura della Repubblica di Savona. (disastro ambientale).
Il procedimento vede coinvolti soggetti apicali e dipendenti di Tirreno Power
per i reati di cui agli artt. 434 comma I e II c.p., in relazione ad un presunto
disastro sanitario e ambientale cagionato dall’esercizio della centrale
termoelettrica sita in Vado Ligure (SV), nonche' per concorso in abuso di
ufficio (art. 323 c.p.) nell'ambito dei procedimenti amministrativi per rilascio
dei provvedimenti AIA e per omicidio plurimo colposo. Nell’ambito del
procedimento, la Procura chiedeva ed otteneva con decreto del Gip di Savona
dell’11.03.2014 – eseguito in pari data – il sequestro preventivo dei gruppi
generatori denominati VL3 e VL4 della centrale termoelettrica di Vado Ligure,
il cui esercizio è tuttora inibito.
Per maggiori dettagli circa gli eventi menzionati si rimanda a quanto riportato nel
paragrafo della relazione sulla Gestione “Fatti di rilievo avvenuti dopo la chiusura del
periodo”.
ALTRE INFORMAZIONI Flussi finanziari
euro migliaia 31-dic-14 31-dic-13 differenza
Disponibilità liquide e mezzi equivalenti inizio periodo 35.020 198.900 (163.880)
Cash Flow da attività operativa 13.234 (101.268) 114.502
Cash Flow da attività di investimento (19.065) (37.219) 18.154
Cash Flow da attività di finanziamento 17.159 (25.393) 42.551
Disponibilità liquide e mezzi equivalenti fine periodo 46.347 35.020 11.328
Il flusso monetario da attività operativa risulta pari ad euro 13.234 migliaia,
TIRRENO POWER – BILANCIO D’ESERCIZIO AL 31 DICEMBRE 2014
- 178 -
Da segnalare nel 2014 l’incasso del credito IVA del III trimestre 2012 per un
importo pari a euro 16.700 migliaia.
Le attività di investimento sono sostanzialmente riconducibili ad interventi di
manutenzione avendo ormai terminato il piano di repowering ed hanno assorbito euro
19.065 migliaia.
L’incremento dell’indebitamento finanziario, pari a euro 17.159 migliaia è
ascrivibile alla capitalizzazione degli oneri finanziari maturati sulla Term Facility e
sulla Revolving Facility.
Le disponibilità liquide e mezzi equivalenti, pari a euro 35.020 migliaia al 31
dicembre 2013, si incrementano di euro 11.328 migliaia per effetto delle succitate
variazioni e si attestano a euro 46.347 migliaia al 31 dicembre 2014.
L’indebitamento finanziario netto passa da euro 841.277 migliaia del 31 dicembre
2013 a euro 847.108 migliaia del 31 Dicembre 2014.
Per una corretta rappresentazione di bilancio, l’intero importo del finanziamento
“Term and Revolving Facility Agreement”, è stato classificato nei debiti finanziari a
breve termine.
Rapporti con imprese controllate, collegate, controllanti ed imprese sottoposte al
controllo di queste ultime
Come più volte menzionato, Tirreno Power è controllata pariteticamente da
Energia Italiana S.p.A. e GDF SUEZ Energia Italia S.p.A.
Le operazioni poste in essere con altre parti correlate, descritte nel seguito, sono
state effettuate a normali condizioni di mercato e nell’interesse di ciascuna società.
Sono di seguito evidenziate le operazioni finanziarie e commerciali, queste ultime
legate prevalentemente a vendite di energia ed acquisto di gas:
TIRRENO POWER – BILANCIO D’ESERCIZIO AL 31 DICEMBRE 2014
- 179 -
Crediti Debiti Costi Ricavi(euro migliaia) 31/12/2014 31/12/2014 31/12/2014 31/12/2014
Finanziari
GDF SUEZ Energia Italia SpaTrasparenza fiscale 1.210
ENERGIA ITALIANA S.p.A.Trasparenza fiscale 1.210
Commerciali
GDF SUEZ Energia Italia S.p.A. 10.914 26.779 24.531 1.146.778Sorgenia S.p.A. 3 23.899 5.571 9Iren Mercato S.p.A. 1.477Iren Spa 105Hera Trading S.r.l. 258 1.609 2.759Tractebel Engineering Suez 30Electrabel N.V. 4.342 15.705Sorgenia Trading S.p.A. 9.771 10.726 13.569 55.637Sorgenia Green 27O.c.clim SRL 169 158
I contratti stipulati con Parti correlate sono collegati alla vendita di energia,
riflettono le normali condizioni di mercato e sono stati conclusi avendo come punto di
riferimento i parametri propri del settore dell’energia. La presenza di contratti stipulati
a monte garantisce un profilo di produzione che ottimizza le performance degli
impianti non essendo soggetto alle esigenze di rete, legate alla Borsa Elettrica.
Come ampiamente illustrato nella sezione inerente la gestione dei rischi, il ricorso
a operazioni di copertura è legato alla logica di protezione dei flussi di cassa derivanti
dall’attività di produzione e vendita di energia elettrica. Dette operazioni possono
avere l’obiettivo di stabilizzare il margine su una singola transazione o su un gruppo
di transazioni omogenee, oppure di limitare l’esposizione complessiva al rischio di
prezzo.
Si segnala che, nel corso del 2014, sono stati acquistati da Electrabel 2.317.491
diritti di emissione CO2, per un importo di euro 10.870 migliaia e da Sorgenia 82.783
diritti di emissione CO2, per un importo di euro 397 migliaia. Tali acquisti sono stati
effettuati a fronte dell’obbligo di competenza del 2014 e sono stati effettuati a
condizioni in linea con quelle normali di mercato.
TIRRENO POWER – BILANCIO D’ESERCIZIO AL 31 DICEMBRE 2014
- 180 -
In relazione ad ulteriori informazioni sui rapporti con gli azionisti della Società
nell’ambito del processo di rifinanziamento si rinvia a quanto riportato nel paragrafo
“Valutazione del presupposto della continuità aziendale” delle note esplicative.
Attività e passività potenziali
Non sono da evidenziare ulteriori attività e passività potenziali derivanti da eventi
avvenuti nel corso dell’anno 2014 oltre quanto già segnalato nella Relazione sulla
Gestione e nelle note di commento.
Per quanto attiene le passività potenziali derivanti dal Procedimento pendente
presso la Procura della Repubblica di Savona le indagini preliminari risultano ad oggi
chiuse ex art. 415 bis c.p.p., come meglio descritto nel paragrafo della relazione sulla
gestione “Fatti di rilievo avvenuti dopo la chiusura del periodo”. Inoltre, tenuto conto
anche del parere dei consulenti legali che assistono la Società, la mancanza di
domande risarcitorie corredate dalla illustrazione dei criteri di dimostrazione e
quantificazione dei danni cagionati dalle condotte contestate e l'incertezza sul numero
delle potenziali parti civili eventualmente legittimate a costituirsi ed eventualmente
ammesse dal Tribunale nel processo penale, non consentono allo stato di prevedere
alcuna conseguenza risarcitoria del procedimento penale in corso.
Operazioni atipiche e inusuali
Non sono state effettuate operazioni atipiche o inusuali, ovvero estranee alla
normale gestione dell’impresa o in grado di incidere significativamente sulla
situazione economico-patrimoniale della Società.
TIRRENO POWER – BILANCIO D’ESERCIZIO AL 31 DICEMBRE 2014
- 181 -
top related