Relazione e Bilancio di esercizio di Enel - e

Relazione e Bilancio
di esercizio di
Enel Distribuzione SpA
al 31 dicembre 2010
al
Indice
Organi sociali .............................................................................................. 1
Relazione sulla gestione ............................................................................. 3
L’esercizio 2010 in sintesi ............................................................................................................... 4
Quadro normativo e tariffario ..................................................................................................... 10
Andamento operativo ..................................................................................................................... 17
Investimenti ....................................................................................................................................... 22
Politica ambientale .......................................................................................................................... 23
Risorse umane .................................................................................................................................. 26
Risultati economico-finanziari ..................................................................................................... 29
Prevedibile evoluzione della gestione....................................................................................... 41
Altre informazioni............................................................................................................................. 43
Proposte all’Assemblea .................................................................................................................. 45
Bilancio d’esercizio ................................................................................... 46
Prospetti contabili .................................................................................... 47
Conto economico .............................................................................................................................. 48
Prospetto dell’utile (perdita) complessivo rilevato nell’esercizio ................................... 49
Stato patrimoniale ........................................................................................................................... 50
Prospetto delle variazioni di patrimonio netto ...................................................................... 51
Rendiconto finanziario .................................................................................................................... 52
Note di commento .................................................................................... 53
Informazioni sul Conto economico ............................................................................................ 79
Informazioni sullo Stato Patrimoniale ...................................................................................... 92
Informativa sulle parti correlate .............................................................................................. 126
Attività e passività potenziali .................................................................................................... 129
Impegni contrattuali e garanzie ............................................................................................... 132
Fatti di rilievo intervenuti dopo la chiusura dell’esercizio............................................... 132
Compensi alla Società di revisione .......................................................................................... 133
Attività di direzione e coordinamento .................................................................................... 134
Corporate governance ............................................................................ 135
Relazioni ................................................................................................. 137
Relazione del Collegio Sindacale .............................................................................................. 138
Relazione della Società di Revisione....................................................................................... 141
Organi sociali
Consiglio di
Amministrazione
Collegio Sindacale
Presidente
Piero Gnudi
Presidente
Giovanni Ferreri
Amministratore Delegato
Livio Gallo
Sindaci effettivi
Giorgio Cumin
Giancarlo Russo Corvace
Consiglieri
Antonio Cardani
Massimo Cioffi
Eugenio Di Marino
Luigi Ferraris
Claudio Machetti
Bernardo Quaranta
Sindaci supplenti
Alberto Luigi Gusmeroli
Sabina Staffa
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1
Società di
revisione
KPMG SpA
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2
Relazione sulla gestione
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L’esercizio 2010 in sintesi
Il mercato elettrico nel 2010
L’anno 2010 è stato caratterizzato da una ripresa della richiesta di energia elettrica sulla rete
italiana, che è stata pari a 326,2 TWh, con un incremento dell’1,8% rispetto al 2009 (320,3 TWh
dato aggiornato).
La produzione netta nazionale ha avuto un incremento dell’1,9%, passando da 281,1 TWh (dato
2009) a 286,5 TWh, con un incremento della produzione interna da fonte fotovoltaica
(+136,3%), eolica (+29,1%), termoelettrica (+2,8%) e geotermica (+0,3%) ed una riduzione
della produzione da fonte idroelettrica (-6,6%); le importazioni di energia elettrica sono
diminuite del 2,8%.
Enel Distribuzione SpA ha distribuito ai clienti finali 246,3 TWh (pari a circa l’81% del mercato
finale) a fronte di 240,2 TWh nel 2009 (dato aggiornato).
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4
Dati di sintesi
Per la definizione dei criteri di determinazione dei successivi indicatori di performance si rinvia
alla successiva sezione “Risultati economico - finanziari”.
Le modifiche intervenute ai criteri di contabilizzazione riferiti alle cessioni di attività da parte
della clientela (IFRIC 18) hanno comportato la rideterminazione delle voci economiche e
patrimoniali considerate al 31 dicembre 2009. In particolare, come meglio precisato più avanti,
l’applicazione prospettica, a partire dal 1° luglio 2009, delle disposizioni contenute nell’IFRIC 18
ha comportato la rideterminazione (Restatement) di talune voci del Conto economico 2009 e
dello Stato Patrimoniale 2009.
Milioni di Euro
2010
DATI ECONOMICI
2009
Restated
Ricavi
Margine trasporto energia corrente
Margine operativo lordo
Ammortamenti complessivi
Risultato operativo
Proventi/(Oneri) finanziari netti
Utile dell'esercizio
DATI PATRIMONIALI E FINANZIARI
7.287
7.186
5.143
4.476
3.749
3.955
(881)
(864)
2.868
3.091
(157)
(182)
1.766
2.020
2010
2009
Restated
Capitale investito netto
12.080
11.646
14.006
13.877
Patrimonio netto
8.904
9.147
Indebitamento finanziario netto
3.176
2.499
Cash Flow da attività operativa
2.306
2.263
Investimenti in immobilizzazioni materiali
1.085
991
di cui:
Immobili, impianti e macchinari
PERSONALE (NUMERO AL 31.12)
N°
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5
18.681
N°
19.229
Eventi di rilievo del 2010
Gennaio
Accordo con Eni Congo SA
Il 25 gennaio 2010 è stata firmata tra Eni Congo SA e Enel Distribuzione SpA una lettera di
intenti che prevede la fornitura da parte di Enel Distribuzione SpA di servizi di Ingegneria e
materiali per il potenziamento della Rete di Distribuzione della città di Pointe Noire in Congo.
Tale lettera d’intenti ha avuto efficacia per il primo semestre 2010. A partire dal 16 giugno 2010
è subentrata Enel M@p Srl nei rapporti con Eni Congo SA attraverso la stipula di uno specifico
contratto per la fornitura di servizi di Ingegneria e di materiali. In tale contratto Enel
Distribuzione SpA risulta quale terzo garante del contratto.
Stipula della convenzione con il Ministero dello Sviluppo Economico per il
finanziamento del programma “Reti Intelligenti MT”
E’ stata stipulata con il Ministero dello Sviluppo Economico (Dipartimento per l'energia,
Direzione Generale per l’Energia Nucleare, le Energie Rinnovabili e l’Efficienza Energetica) una
Convenzione avente ad oggetto la definizione di un programma di interventi per la realizzazione
e gestione di infrastrutture volte a consentire la connessione alle reti MT di impianti fotovoltaici
di potenza tra 100 kW e 1 MW. Il programma sarà realizzato in 4 aree pilota individuate nelle
regioni Calabria, Campania, Puglia e Sicilia, nelle quali è stato ravvisato dal parte del Ministero
un particolare interesse all’installazione degli impianti di produzione fotovoltaici. Per la
realizzazione dei suddetti interventi il Ministero ha destinato un importo massimo pari a 77
milioni di euro, finanziato a valere sulle risorse del Programma Operativo Interregionale
“Energie Rinnovabili e Risparmio Energetico FESR 2007-2013” (cd. POI).
Febbraio
Contatori Intelligenti: Enel Distribuzione SpA e Endesa SA creano “Meters and
More”
E’ stato sottoscritto da Enel Distribuzione SpA e Endesa Distribuciòn SA, in base alla legge
belga, lo statuto dell’associazione internazionale no profit “Meters and More”, con sede a a
Bruxelles, che promuove l’omonimo protocollo di comunicazione di nuova generazione.
Il protocollo Meters and More rende possibile il trasferimento e lo scambio bidirezionale di dati
tra i contatori “intelligenti” e il sistema di gestione centrale, contribuendo così alle iniziative
mirate al raggiungimento di uno standard paneuropeo dei sistemi intelligenti di misurazione e
controllo dei consumi, come stabilito dal mandato n.441 della Commissione Europea.
L’associazione si occupa, inoltre, degli ulteriori sviluppi delle specifiche del protocollo e certifica
la conformità delle nuove apparecchiature a queste specifiche e ne promuove l’applicazione in
tutta Europa.
Il sistema Telegestore sviluppato da Enel Distribuzione SpA è l’unica “AMM solution” ad essere
stata applicata nel mondo ad oltre 32 milioni di clienti. Endesa SA utilizzerà il protocollo Meters
and More per la sua nuova generazione di contatori “intelligenti” che sta installando ai suoi
clienti in Spagna.
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Marzo
EDSO for Smart Grids: nasce l’associazione europea dei distributori
Nasce la EDSO for Smart Grids Association, per accelerare la diffusione delle “reti intelligenti” in
europa e realizzare i progetti pilota per disegnare le reti del futuro.
Enel è riconosciuta leader a livello europeo nelle Smart Grids anche grazie al suo ruolo di
membro fondatore dell’Associazione EDSO for Smart Grids; tale associazione che raccoglie i
maggiori distributori di energia e che Enel presiede è stata inserita come membro fondatore
della Partnership Pubblico Privata European Electricity Grid Initiative (EEGI) lanciata dalla UE
nel Giugno 2010 per la realizzazione dei progetti pilota sulle Smart Grids.
Nella EEGI sono presenti, oltre a EDSO e alla Commissione Europea, anche la Banca Europea
per gli Investimenti (BEI), l’associazione europea dei regolatori (ACER), l’associazione delle
società di Trasmissione di energia (ENTSO di cui fa parte anche Terna) e rappresentanti di tutti
gli stakeholders interessati (industria, associazioni di consumatori, etc.).
Settembre
Enel riceve un premio nella categoria Business Performance alla European
Utility Awards 2010
Il primo passo per realizzare una rete intelligente sono i contatori elettronici, una tecnologia per
cui Enel è leader mondiale. A conferma di questa leadership il 23 settembre è arrivato
l’European Utility Awards 2010, il riconoscimento destinato ai migliori progetti promossi dalle
aziende tecnologiche europee. Enel è stata premiata nella categoria Business Performance per
l'installazione in Italia, da parte di Enel Distribuzione SpA, di 32 milioni di contatori elettronici
integrati con il sistema di telecontrollo della rete.
Ottobre
Enel e IDGC Holding siglano un memorandum d’intesa per lo sviluppo e
l’implementazione delle tecnologie per la rete intelligente in Russia
L’accordo riguarda lo sviluppo e la realizzazione di tecnologie innovative per le reti intelligenti in
Russia, compresi i contatori intelligenti e la gestione degli asset connessi alla rete.
Enel e IDGC Holding intendono anche perseguire lo scambio di migliori pratiche in materia di
progettazione, sviluppo di una politica tecnica standardizzata, unificazione e attuazione delle
norme di gestione della qualità.
Smart City
Nasce a Genova l'associazione Smart City, progetto che punta a coniugare sviluppo economico e
rispetto dell'ambiente. L'associazione si pone l'obiettivo di fare del capoluogo ligure una città
“intelligente”, che non solo risponda ai requisiti di risparmio energetico richiesti dalla
Commissione Europea, ma dimostri di potersi spingere oltre la riduzione del 40% delle emissioni
di gas ad effetto serra.
L'atto costitutivo di Smart City è stato siglato il 26 ottobre dal sindaco della città, da Enel
Distribuzione SpA e dalla preside della Facoltà di Ingegneria.
All'associazione potranno aderire tutti i soggetti pubblici e privati che condividono lo spirito del
progetto.
Relazione e Bilancio di Enel Distribuzione SpA al 31 dicembre 2010
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Gli strumenti pratici per il raggiungimento degli obiettivi di Smart City saranno l'utilizzo di fonti
rinnovabili, le smart grids, la mobilità elettrica, l'edilizia sostenibile e l'uso razionale dell'energia.
Enel Distribuzione SpA metterà a disposizione del progetto il proprio know how, iniziative di
ricerca unitamente a progetti innovativi, alcuni dei quali già in corso di realizzazione. A partire
dalle Smart grids, settore nel quale la società è leader in Europa grazie all’innovazione sulla sua
rete elettrica e al contatore elettronico.
Le "Smart Cities" fanno parte delle European Industry Initiatives (eolico e solare, CCS, smart
grids, nucleare da fissione, rinnovabili, bio-energie).
Novembre
Enel firma un MOU sulle Smart Grids con la coreana KEPCO
Nell’accordo firmato durante il G20 a Seoul dal dott. Conti le parti si sono impegnate a
collaborare nella ricerca, sviluppo e realizzazione di reti intelligenti, nella standardizzazione di
tali tecnologie, oltre che nello sviluppo di infrastrutture per la ricarica di veicoli elettrici.
Dicembre
Cessione delle attività di distribuzione di energia elettrica nel territorio della
Provincia di Bolzano
Il 31 dicembre 2010 ha avuto efficacia il conferimento a SELNET Srl, in regime di neutralità
fiscale, del ramo d’azienda relativo alla distribuzione di energia elettrica nel Territorio della
Provincia autonoma di Bolzano. Il perimetro aziendale destinato al conferimento comprende
circa 5.100 km di linee in media e bassa tensione, 87 dipendenti e circa 89 mila clienti.
Contestualmente, il 31 dicembre 2010 è stato ceduto il 90% del capitale sociale di SELNET Srl a
SEL Spa (partecipata per il 93,88% dalla Provincia Autonoma di Bolzano) a fronte di un prezzo
pari a euro 71,1 milioni.
Tale operazione dal punto di vista normativo si inquadra nell’ambito delle previsioni del D.P.R.
26 marzo 1977, 2.235 (Norme di attuazione dello statuto speciale della regione Trentino Alto
Adige in materia di energia) come modificato dal D.Lgs. 11 novembre 1999 n.463, che
prevedeva la possibilità da parte della Provincia di Bolzano di esercitare l’attività di distribuzione
di energia elettrica nel territorio Provinciale.
Stipula della convenzione con il Ministero dello Sviluppo Economico per il
finanziamento del programma “Produttori”
Il 13 dicembre 2010 sono state firmate 4 Convenzioni tra il Ministero dello Sviluppo Economico,
Enel Distribuzione SpA e le Regioni Calabria, Campania, Puglia e Sicilia per la realizzazione di
interventi strutturali per lo sviluppo della rete di distribuzione, volti a consentire la connessione
degli impianti di produzione di energie rinnovabili.
Le Convenzioni sono relative a 4 progetti per investimenti complessivi pari a circa euro 123
milioni finanziati con le risorse del Programma Operativo Interregionale (POI) Energia, che è lo
strumento attraverso il quale si è scelto di dare attuazione alle previsioni del Quadro Strategico
Nazionale 2007-2013.
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In particolare sono stati individuati puntualmente interventi da realizzare nel prossimo
quadriennio, in coerenza con le finalità del POI Energia, per favorire la realizzazione di nuovi
impianti di produzione di energia elettrica alimentati da fonti rinnovabili.
E-mobility Italy
Smart ed Enel hanno creato il più grande progetto mondiale integrato per la mobilità elettrica
che renderà possibile la diffusione e l’utilizzo efficiente di veicoli elettrici, con tecnologie di
ricarica all'avanguardia, grazie allo sviluppo di infrastrutture su misura, in grado di offrire servizi
intelligenti e sicuri. Nell'ambito di questo progetto, Daimler sta fornendo oltre 100 vetture
elettriche a clienti di Roma, Pisa – sede tra l’altro del Centro Ricerche Enel - e Milano, e si farà
carico della loro manutenzione. Enel è responsabile dello sviluppo, della creazione e del
funzionamento dell'infrastruttura con 400 punti di ricarica dedicati, oltre al sistema di controllo
centrale.
Enel istallerà home stations utili al collegamento e alla ricarica della vettura nei garage privati e
nel parcheggio sul posto di lavoro.
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Quadro normativo e tariffario
Contesto normativo
Normativa comunitaria
Già a partire dal 2009 è stato formalmente adottato dal Consiglio Europeo il “Terzo Pacchetto
Energia” per il mercato interno elettrico e del gas. In particolare, per il settore elettrico, è stata
adottata la Direttiva 2009/72/CE che sostituisce la Direttiva 2003/54/CE.
In materia unbundling la nuova Direttiva rafforza le previsioni già contenute nella Direttiva
2003/54/CE per quanto concerne l’attività di trasmissione, mentre conferma sostanzialmente le
previsioni della precedente Direttiva per quanto concerne l’attività di distribuzione.
Normativa nazionale
Il 31 dicembre 2010 è stato pubblicato (nella Gazzetta Ufficiale n. 305) il decreto recante
l’attuazione dell’articolo 30, comma 27, della legge 23 luglio 2009, n. 99, in materia di rapporti
intercorrenti fra i gestori delle reti elettriche, le società di distribuzione in concessione, i
proprietari di reti private ed i clienti finali collegati a tali reti.
In particolare tale decreto:
•
ha introdotto la separazione esplicita tra l'obbligo di connettere alla propria rete tutti i
soggetti che ne fanno richiesta (obbligo di connessione di terzi) e l'obbligo di consentire
l'accesso al sistema elettrico ai soggetti già connessi alla propria rete (obbligo di libero
accesso al sistema);
•
ha previsto l'obbligo di connessione di terzi in capo ai soli gestori titolari di una
concessione di trasmissione o di distribuzione di energia elettrica;
•
ha previsto l’obbligo di libero accesso al sistema in capo ai gestori di reti elettriche
private, ivi incluse le reti interne di utenza, ovvero l’obbligo di consentire ai clienti di
scegliere un proprio venditore.
E’ stata, inoltre, demandata all’Autorità per l’Energia Elettrica e il Gas la disciplina dei rapporti,
ivi incluse le condizioni economiche, tra un gestore di rete sottoposto all'obbligo di libero
accesso al sistema e il gestore concessionario del pubblico servizio di distribuzione o di
trasmissione dell'energia elettrica.
Il decreto del 6 agosto 2010 “Incentivazione della produzione di energia elettrica mediante
conversione fotovoltaica della fonte solare” (cd. Terzo conto energia) ha stabilito i criteri di
incentivazione della produzione di energia elettrica da impianti solari fotovoltaici a partire
dall’anno 2011.
L'obiettivo nazionale di potenza nominale fotovoltaica cumulata da installare è stato fissato in
8.000 MW entro il 2020.
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Provvedimenti dell’Autorità per l’Energia Elettrica e il Gas
Testo Integrato Trasporto
Dal 2008 si applica la deliberazione 348/07 dell’Autorità per l’Energia Elettrica e il Gas che ha
approvato il “Testo Integrato delle disposizioni dell’Autorità per l’erogazione dei servizi di
trasmissione, distribuzione e misura dell’energia elettrica per il periodo di regolazione 20082011” (TIT) e disposizioni in materia di condizioni economiche per l’erogazione del servizio di
connessione.
La regolazione dei servizi di trasmissione, distribuzione e misura per l’attuale periodo di
regolazione presenta elementi di sostanziale continuità con il precedente periodo.
I principali aspetti disciplinati dalla deliberazione sono di seguito indicati:
1. il capitale investito riconosciuto (CIR), relativo alle immobilizzazioni nette dell’attività di
distribuzione e di misura, nel nuovo periodo regolatorio viene determinato in coerenza con
le modalità di aggiornamento annuale adottate nel precedente periodo di regolazione;
2. la remunerazione del capitale investito riconosciuto viene fissata al 7% per le attività di
distribuzione (6,8 % nel precedente periodo) ed al 7,2 % per le attività di misura (8,4 % nel
precedente periodo);
3. gli ammortamenti riconosciuti in tariffa sono aggiornati annualmente tenendo conto della
variazione media annua del deflatore degli investimenti fissi lordi rilevato dall’ISTAT, della
variazione attesa dei volumi di servizio erogato e delle variazioni che sono connesse ai nuovi
investimenti e alle dismissioni o alienazioni dei cespiti, a qualsiasi titolo effettuate;
4. i costi operativi riconosciuti in tariffa sono soggetti ad un fattore di riduzione annuale reale
(x-factor) pari all’1,9 % per le attività di distribuzione e al 5% per le attività di misura (3,5
% nel precedente periodo regolatorio per entrambe le attività);
5. gli
ammortamenti
dell’attività
di
misura
riconosciuti
in
tariffa
comprendono
gli
ammortamenti dei misuratori elettromeccanici in bassa tensione dismessi prima della fine
della vita utile per procedere all’installazione di contatori elettronici;
6. per alcune tipologie di investimento (reti AT in aree a bassa infrastrutturazione,
trasformatori a basse perdite, ecc.) viene riconosciuta una maggiore remunerazione del
capitale investito;
7. le tariffe di distribuzione da applicare ai clienti finali sono fissate dall’Autorità, fermo
restando un vincolo complessivo sui ricavi tariffari che ciascun esercente consegue dal
servizio di distribuzione.
Il TIT introduce anche una serie di meccanismi di perequazione o di integrazione dei ricavi
tariffari da applicare alla fine di ciascun anno. Più specificamente:
a.
un meccanismo di perequazione dei ricavi relativi al servizio di distribuzione, per garantire la
copertura dei ricavi riconosciuti per ciascuna tipologia di clienti, diversa da quella dei clienti
domestici, a partire dai ricavi effettivi conseguiti applicando le tariffe fissate dall’Autorità per
l’Energia Elettrica e il Gas;
b.
un meccanismo di perequazione dei ricavi relativi al servizio di distribuzione e misura per i
clienti domestici, per garantire la copertura dei ricavi riconosciuti per i clienti domestici a
partire dai ricavi effettivi conseguiti applicando le tariffe fissate dall’Autorità per l’Energia
Elettrica e il Gas;
Relazione e Bilancio di Enel Distribuzione SpA al 31 dicembre 2010
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c.
un
meccanismo
di
perequazione
dei
ricavi
per
il
riconoscimento
della
maggior
remunerazione del capitale investito ai distributori che hanno effettuato investimenti
incentivati da riconoscersi in sede di aggiornamento annuale delle tariffe di distribuzione a
partire dall’anno 2010;
d.
un meccanismo di perequazione dei costi di distribuzione in alta, media e bassa tensione;
e.
un meccanismo di perequazione dei ricavi del servizio di misura in bassa tensione, per
garantire
alle
imprese
distributrici
che
hanno
installato
i
misuratori
elettronici
la
remunerazione del capitale investito e la copertura delle quote di ammortamento dei
misuratori elettronici nonché delle quote di ammortamento dei misuratori elettromeccanici,
dismessi per l’installazione dei misuratori elettronici;
f.
un meccanismo di perequazione dei costi commerciali sostenuti dai distributori per i clienti
in bassa tensione, per compensare le situazioni di squilibrio tra i ricavi e i costi qualora
superiori al 5%;
g.
un meccanismo di integrazione dei ricavi a copertura degli oneri sostenuti dai distributori
per lo sconto sulla fornitura di energia elettrica riconosciuto ai dipendenti ed ai pensionati.
La deliberazione 203/09 dell’Autorità per l’Energia Elettrica e il Gas ha, inoltre, introdotto per le
imprese distributrici, a partire dall’anno 2010, un meccanismo di perequazione facoltativo, a
garanzia del ricavo da contributi per il servizio di connessione (esclusi i contributi a preventivo, i
contributi in quota fissa e i contributi per le altre prestazioni specifiche) al quale Enel
Distribuzione SpA ha aderito. L’adesione alla perequazione è valida per gli anni 2010-2011.
Infine, con deliberazione 228/10 l’Autorità per l’Energia Elettrica e il Gas ha provveduto ad
aggiornare per l’anno 2011 le tariffe per l’erogazione dei servizi di trasmissione, distribuzione e
misura dell’energia elettrica e i corrispettivi per l’erogazione del servizio di connessione.
Testo Integrato Vendita
Dal 2008 è in vigore la deliberazione 18/08 con la quale l’Autorità per l’Energia Elettrica ed il
Gas ha modificato ed integrato il TIV (Testo integrato per l'energia elettrica e il gas per
l'erogazione dei servizi di vendita dell'energia elettrica di maggior tutela e di salvaguardia ai
clienti finali – deliberazione 156/07). La delibera, oltre alla definizione delle regole per la
perequazione dei costi di approvvigionamento per gli esercenti il servizio di maggior tutela, ha
stabilito le modalità attraverso cui le imprese distributrici devono regolare:
•
le partite economiche relative all’approvvigionamento dell’energia elettrica riferita ai
consumi propri di distribuzione e di trasmissione
•
la differenza tra le perdite effettive e le perdite standard di rete (c.d. delta perdite).
Agevolazioni tariffarie per le popolazioni colpite dagli eventi sismici della regione
Abruzzo
L’Autorità per l’Energia Elettrica e il Gas con la deliberazione 185/09 ha riconosciuto a tutti gli
utenti, titolari di un contratto di fornitura di energia elettrica e/o gas alla data del 5 aprile nei
Comuni del “cratere sismico”, agevolazioni tariffarie valide per un periodo di 36 mesi a
Relazione e Bilancio di Enel Distribuzione SpA al 31 dicembre 2010
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decorrere dal 6 aprile 2009. In particolare per le forniture di energia elettrica ha previsto
l’azzeramento di tutti gli oneri di sistema e la riduzione (nella misura del 100% per gli utenti
domestici e del 50% per le altre utenze diverse e di illuminazione pubblica), delle componenti
tariffarie a copertura dei costi del servizio di trasporto.
I minori ricavi derivanti dall’applicazione delle suddette disposizioni della deliberazione saranno
compensate dalla Cassa Conguaglio del Settore Elettrico nell’ambito della perequazione generale
di cui all’articolo 33 del TIT.
Testo integrato delle connessioni attive
La deliberazione 99/08 “Testo integrato delle condizioni tecniche ed economiche per la
connessione alle reti elettriche con obbligo di connessione di terzi degli impianti di produzione di
energia elettrica” ha definito le modalità procedurali e le condizioni tecnico economiche per la
connessione alle reti elettriche con obbligo di connessione di terzi di impianti di produzione di
energia elettrica, anche per il tramite di un punto di connessione alle reti elettriche con obbligo
di connessione di terzi esistente.
Con deliberazione 125/10, l’Autorità per l’Energia Elettrica e il Gas ha emanato “Modifiche e
integrazioni alla deliberazione dell’Autorità per l’Energia Elettrica e il Gas ARG/elt 99/08 in
materia di condizioni tecniche ed economiche per la connessione alle reti con obbligo di
connessione di terzi degli impianti di produzione (TICA)”. Con tale deliberazione, l’Autorità per
l’Energia Elettrica e il Gas ha provveduto alla modifica e all’integrazione delle attuali condizioni
procedurali ed economiche per la connessione al fine di gestire in modo più proficuo le richieste
di connessione e i preventivi accettati, riducendo i possibili fenomeni di occupazione della
capacità di trasporto sulla rete in assenza della concreta realizzazione dell’impianto di
produzione di energia elettrica. Con l’occasione sono state individuate le linee e le aree di
maggiore criticità nell’attuale assetto del sistema elettrico. Nelle aree critiche e per le linee
critiche sono state previste misure finalizzate ad evitare l’occupazione della capacità di trasporto
sulla rete nei casi in cui all’accettazione del preventivo non faccia seguito la concreta
realizzazione dell’impianto di produzione di energia elettrica, e in particolare prevedere che il
richiedente, qualora diverso da un cliente finale domestico, all’atto dell’accettazione del
preventivo, renda disponibile al gestore di rete una garanzia, sotto forma di fideiussione
bancaria o di deposito cauzionale, di importo pari al prodotto tra la potenza ai fini della
connessione e un valore unitario differenziato in base al livello di tensione a cui dovrà essere
erogato il servizio di connessione.
La deliberazione di cui trattasi è stata oggetto di impugnativa.
In ottemperanza al disposto del Decreto 6 agosto 2010 “Incentivazione della produzione di
energia elettrica mediante conversione fotovoltaica della fonte solare” (cd. Terzo conto energia),
l’Autorità per l’Energia Elettrica e il Gas ha emanato le deliberazioni 181/10 e 225/10. In
particolare, con quest’ultima deliberazione sono stati previsti nuovi indennizzi, definiti in modo
convenzionale ed aggiuntivi a quelli previsti dal TICA, nei casi in cui il mancato rispetto dei
tempi per la connessione da parte del gestore di rete comporti la perdita del diritto a una
determinata tariffa incentivante. I nuovi indennizzi sono più elevati nei casi in cui la potenza ai
fini della connessione risulti nulla, poiché in questi casi gli interventi necessari da parte dei
gestori di rete sono, in generale, di minore impatto ed entità rispetto alla realizzazione di una
nuova connessione.
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Continuità e qualità del servizio
Il 2010 è stato il terzo anno di applicazione della deliberazione 333/07 “Testo integrato della
qualità dei servizi di distribuzione, misura e vendita dell’energia elettrica per il periodo di
regolazione 2008-2011” dell’Autorità per l’Energia Elettrica e il Gas. Tale deliberazione ha
confermato i meccanismi di misurazione ed incentivazione al miglioramento della qualità del
servizio già definiti nel precedente periodo regolatorio:
•
la regolazione generale della durata media cumulata delle interruzioni per cliente BT;
•
la regolazione individuale del numero di interruzioni lunghe per cliente MT;
introducendo inoltre:
•
la regolazione generale del numero medio per cliente BT delle interruzioni lunghe e
brevi;
•
la regolazione individuale del numero di interruzioni prolungate ed estese per cliente BT
ed MT.
Per le due regolazioni generali, un meccanismo progressivo fissa gli obiettivi da raggiungere in
ciascun anno (obiettivi tendenziali) per ciascuna area territoriale provinciale; agli esercenti viene
quindi assegnato un premio (ovvero una penale) qualora facciano meglio (peggio) dell’obiettivo
annuale.
La regolazione individuale per i clienti MT prevede che questi clienti ricevano un indennizzo
automatico qualora subiscano un numero di interruzioni superiore allo standard prefissato (2,3,
o 4 interruzioni in relazione al grado di concentrazione del territorio).
La regolazione delle Interruzioni “Prolungate o Estese”
prevede un rimborso forfettario per i
clienti MT e BT nel caso subiscano interruzioni di durata superiore a un livello standard (da 8 a
16 ore in relazione al grado di concentrazione del territorio). Gli oneri per i rimborsi erogati ai
suddetti clienti sono posti a carico dei distributori, per le interruzioni a loro imputabili, ed a
carico di un fondo di solidarietà, per quelle attribuibili a cause di forza maggiore. Il fondo è
alimentato dai clienti finali, dalle imprese distributrici e dall’impresa di trasmissione.
Per quanto riguarda la qualità dei rapporti commerciali tra i consumatori e le imprese, la
deliberazione 333/07 ha confermato un sistema di standard di qualità specifici (garantiti al
singolo cliente) e generali (garantiti in media al complesso dei clienti).
Si rinvia alle apposite note di commento per l’analisi degli effetti economici e patrimoniali
derivanti dalla normativa sulla continuità e qualità del servizio.
Separazione funzionale
Enel Distribuzione SpA, essendo parte di una società verticalmente integrata (Enel SpA) ha
adottato nel corso del biennio 2009-2010 le prescrizioni previste dalla “normativa Unbundling”
(Deliberazione dell’Autorità per l’Energia Elettrica e il Gas 11/07 e successive). Tale
provvedimento ha tra l’altro integrato e modificato le precedenti norme in materia di
separazione amministrativa e contabile (Deliberazione 310/01).
Relazione e Bilancio di Enel Distribuzione SpA al 31 dicembre 2010
14
Inoltre, Enel Distribuzione SpA, nel rispetto dei principi di economicità e redditività e della
riservatezza dei dati aziendali di cui alla normativa in materia di separazione funzionale
(“normativa Unbundling”), prosegue le finalità di promuovere la concorrenza, l’efficacia ed
adeguati livelli di qualità nell’erogazione dei servizi:
•
garantendo la neutralità della gestione delle infrastrutture essenziali per lo sviluppo di
un libero mercato energetico;
•
impedendo le discriminazioni nell’accesso alle informazioni commercialmente sensibili;
•
impedendo i trasferimenti incrociati di risorse tra i segmenti delle filiere.
Nel corso del biennio 2009-2010, Enel Distribuzione SpA, con riferimento alla “normativa
Unbundling” ha anche proceduto:
•
alla nomina di un Gestore Indipendente per la gestione delle infrastrutture essenziali per
lo sviluppo di un libero mercato energetico;
•
alla predisposizione di un programma di adempimenti finalizzato alla attuazione delle
prescrizioni in materia di separazione funzionale.
Altre deliberazioni
La deliberazione 242/10 introduce disposizioni speciali per la sperimentazione dei sistemi in
bassa tensione di ricarica pubblica dei veicoli elettrici.
La deliberazione ammette alla sperimentazione fino a 6 progetti pilota, rappresentativi di tre
diversi modelli di business:
•
2 progetti modello distributore;
•
2 progetti modello service provider in esclusiva;
•
2 progetti modello service provider in concorrenza.
Il modello distributore prevede che l’infrastruttura di ricarica pubblica sia gestita in esclusiva da
parte del distributore.
L’Autorità per l’Energia Elettrica e il Gas ha, comunque, precisato che attualmente l’attività di
ricarica è esterna al perimetro di distribuzione di energia elettrica, e che soltanto una norma
primaria potrà estendere il perimetro della concessione di distribuzione fino a ricomprendere
l’attività di ricarica dei veicoli elettrici.
L’istanza di ammissione alla sperimentazione deve essere presentata entro il 31 marzo 2011.
L’Autorità per l’Energia Elettrica e il Gas valuterà le istanze entro il 30 aprile 2011. La
sperimentazione si concluderà entro il 31 dicembre 2015.
La deliberazione 39/10 prevede per investimenti relativi a progetti pilota comprendenti sistemi
di automazione, protezione e controllo di reti attive MT (smart grids), il riconoscimento di una
maggiorazione del tasso di remunerazione del capitale investito pari al 2% per 12 anni.
Enel Distribuzione SpA ha presentato istanza di ammissione al trattamento incentivante per il
progetto pilota denominato “Cabina Primaria di Carpinone (IS)”. Con la deliberazione 12/11
dell’8 febbraio 2011 l’Autorità per l’Energia Elettrica e il Gas ha ammesso il Progetto Enel “CP
Carpinone” al trattamento incentivante.
L’Autorità per l’Energia Elettrica e il Gas ha nominato una Commissione di esperti per la
valutazione dei progetti. Sulla base di tale valutazione, l’Autorità selezionerà i progetti pilota da
ammettere al trattamento incentivante.
Relazione e Bilancio di Enel Distribuzione SpA al 31 dicembre 2010
15
Con deliberazione 17/11 del 7 febbraio 2011 è stata irrogata una sanzione da parte dell’Autorità
per l’Energia Elettrica e il Gas per un importo pari a euro 920.000.
Le violazioni accertate dall’Autorità riguardano errori commessi da Enel Distribuzione SpA nel
periodo 2005-2007:
- nell’identificazione dei punti di interconnessione con la RTN, in violazione delle disposizioni
relative allo svolgimento del servizio di misura previste dall’articolo 35 del TIT 2004-2007;
- nella determinazione dei dati necessari ai fini della quantificazione dei corrispettivi per il
servizio di dispacciamento, in violazione degli articoli 35 e 37 della deliberazione n.111/06.
La deliberazione 17/11 chiude l’istruttoria formale avviata il con la deliberazione 171/09 del 22
dicembre 2009.
Relazione e Bilancio di Enel Distribuzione SpA al 31 dicembre 2010
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Andamento operativo
Premessa
Enel Distribuzione SpA si rivolge a circa 31 milioni di clienti del mercato finale (libero, di
salvaguardia e di maggior tutela) ai quali ha distribuito nel 2010 complessivamente 246,3 TWh
(240,2 TWh dato aggiornato 2009). L’aumento dell’energia distribuita, pari al 2% (al netto delle
partite di competenza degli anni precedenti, pari a 1,3 TWh) riflette l’aumento della domanda di
energia elettrica in Italia, che nel 2010 è stata pari a 326,2 TWh rispetto ai 320,3 TWh dell’anno
precedente (dato aggiornato 2009).
La liberalizzazione del mercato elettrico ha generato un forte impulso alla dinamica della
clientela di Enel Distribuzione SpA, con il passaggio, nel corso del 2010, di circa 1,7 milioni di
ulteriori clienti dal mercato di maggior tutela al mercato libero (pari ad un incremento di circa il
31% rispetto al 2009). Nel corso dell’anno 2010 si è registrato anche un numero significativo di
passaggi dal mercato libero al mercato di maggior tutela (circa 260.000 clienti), nonché tra le
Società di Vendita del mercato libero (circa 900.000 clienti).
A fronte di questa dinamica del mercato, Enel Distribuzione SpA ha potenziato i sistemi e i canali
di contatto con le Società di Vendita. A tal proposito è stato introdotto nel 2010 il nuovo portale
“FOUR” che consente attraverso nuove funzionalità la consistente riduzione dei tempi medi di
fatturazione e di gestione delle richieste, con un monitoraggio continuo dello stato di
avanzamento della pratica. Con FOUR, inoltre, le Società di Vendita hanno l’opportunità di
connettere il proprio sistema informativo con quello di Enel Distribuzione SpA con la
conseguente riduzione dei propri tempi operativi.
Gestione della Rete Elettrica
Qualità del servizio
Nel corso del 2010 Enel Distribuzione SpA ha continuato ad effettuare interventi sulle reti di
distribuzione finalizzati al miglioramento della qualità secondo gli indirizzi dell’Autorità per
l’Energia Elettrica e il Gas, che prevedono un progressivo allineamento della qualità del servizio
ai migliori standard europei nonché una riduzione del divario tra le diverse aree geografiche del
Paese.
I dati di continuità del servizio per l’anno 2010, come di consueto, saranno comunicati entro il
31 marzo 2011 all’Autorità per l’Energia Elettrica e il Gas e solo successivamente al
completamento delle procedure di verifica potranno essere consolidati per l’assegnazione
dei
premi e delle penalità.
Sulla base dei dati provvisori attualmente disponibili, per il 2010 sono attesi, rispetto ai livelli
raggiunti nel 2009, miglioramenti sia dell’indicatore di durata media cumulata delle interruzioni
lunghe per cliente BT sia di quello del numero medio per cliente BT delle interruzioni lunghe e
brevi.
Relazione e Bilancio di Enel Distribuzione SpA al 31 dicembre 2010
17
Interventi sulle reti di distribuzione
La consistenza delle reti di distribuzione al 31 dicembre 2010 è la seguente:
La strategia di intervento sulla rete di Enel Distribuzione SpA è focalizzata su due grandi
programmi di innovazione tecnologica: l’installazione delle “Bobine di Petersen”, per dotare i
trasformatori AT/MT di connessione del neutro MT a terra tramite impedenza (che rende la rete
MT meno esposta alle correnti di corto circuito) e l’automazione delle cabine secondarie, che
permette di applicare algoritmi automatici di individuazione e disalimentazione delle linee in
guasto, allo scopo di limitare i disservizi in termini di tempo ed area interessata. Tali progetti
sono
stati
ulteriormente
perfezionati
con
l’introduzione
di
dispositivi
innovativi
per
l’individuazione e la selezione dei guasti sulla rete MT, al fine di creare un sistema integrato in
grado di contenere in maniera ancora più sensibile gli effetti dei guasti sulla clientela. A fine
2010 la percentuale di trasformatori AT/MT equipaggiati con Bobina di Petersen è pari al 75%
del totale, mentre la quota di linee automatizzate ha superato il 70%.
Agli interventi tesi a ridurre gli impatti dei guasti si accompagnano modalità costruttive
continuamente aggiornate che tendono, attraverso una accurata selezione dei componenti ed
una pianificazione ottimizzata degli impianti, a ridurre la probabilità dei guasti.
Gestione operativa
Eccellenza operativa
Nel corso del 2010 è proseguito il progetto di eccellenza operativa denominato “Pegaso Lean Six
Sigma”, facente parte del più vasto progetto “Zenith” avviato dal Gruppo Enel nel 2007.
Il progetto “Pegaso Lean Six Sigma” mira alla riduzione dei fuori standard e delle attività a
basso valore aggiunto, migliorando l’efficacia dei processi (qualità del servizio tecnico e
commerciale) ed in parte l’efficienza nell’utilizzo delle risorse (riduzione dei costi operativi e del
capitale
circolante). Il
progetto
si
sostanzia
in una
serie
di
interventi
sui
processi,
sull’organizzazione e sulle tecnologie, con l’obiettivo di coprire tutte le principali attività di Enel
Distribuzione SpA.
Nel 2010 si è consolidata, inoltre, l’estensione della metodologia “Lean Six Sigma” ai processi
relativi alla “Gestione della clientela della Rete Elettrica”, alla “Gestione Richieste Produttori”,
alla “Supply Chain” (Materiali ed Appalti) ed è stata applicata anche alla “Gestione del Credito
trasporto energia elettrica”.
Relazione e Bilancio di Enel Distribuzione SpA al 31 dicembre 2010
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Per quanto riguarda la Gestione della clientela, è proseguito il miglioramento della performance
mediante un insieme di iniziative rivolte a rafforzare e consolidare il miglioramento continuo sui
processi commerciali. L’indice di servizio è migliorato passando dallo 0,31% del 2009 allo 0,21%
nel 2010.
Per i processi della “Supply Chain” l’applicazione delle iniziative di miglioramento a livello
nazionale, ha consentito una riduzione dei mesi di giacenza del materiale in magazzino, scesi da
9,4 nel 2009 a 6,8 nel 2010, con una riduzione del 27%.
Anche la Gestione del Credito ha registrato un miglioramento; infatti, i giorni di rotazione del
credito sono passati da 36,2 nel 2009 a 26,4 nel 2010, con un miglioramento del 27% (tenendo
conto anche degli importi a disposizione dei clienti).
Altra iniziativa di rilievo, che rientra nel progetto Zenith, è il “Work Force Management”, che
consiste nel dotare le squadre operative di tablet PC allo scopo di informatizzare diverse attività
svolte sul campo, con funzionalità che vanno dall’acquisizione dati con l’eliminazione delle
registrazioni cartacee, al dispacciamento da remoto degli ordini di servizio, alla navigazione
satellitare per l’individuazione degli impianti, al dialogo con i dispositivi elettronici installati sulla
rete (Contatori elettronici del telegestore, concentratori, periferiche del Telecontrollo della Media
Tensione quali Modem, Unità periferiche ecc.).
Nel 2010 sono stati dotati di kit WFM ulteriori 100 Ducato 4x4, nonché 10 laboratori mobili di
ricerca guasto.
Complessivamente i tablet PC in dotazione alle squadre sono 5.638, con la consegna nel 2010 di
600 tablet.
Nel corso del 2010 sono stati digitati sul tablet PC il 98% dei diari attività, il 96% delle ispezioni
Media Tensione, il 67% degli interventi per Interruzione per Guasto in Bassa tensione.
Inoltre, nel 2010 è iniziata una graduale estensione del tablet WFM alle imprese appaltatrici,
attraverso circa 150 consegne. Sono inoltre state introdotte nuove funzionalità (es. applicativo
che permette la gestione delle Ispezioni BT utilizzando il tablet WFM).
Telegestore
Il Telegestore, il sistema integrato di misura e gestione a distanza dei contatori elettronici di
Enel Distribuzione SpA, è oggi completamente operativo con circa 33,2 milioni di contatori
installati.
L’esercizio del sistema contribuisce in maniera determinante al raggiungimento di un’alta qualità
del servizio commerciale con bassi costi operativi.
Attraverso le funzionalità del Telegestore (tra cui la rilevazione dei consumi e la gestione del
contratto a distanza), Enel Distribuzione SpA sta fornendo il proprio contributo allo sviluppo di
un mercato elettrico più efficiente e concorrenziale.
Grazie al contatore elettronico da luglio 2010 è stato possibile attivare verso i clienti domestici
le tariffe che differenziano il costo dell’energia tra giorno e notte.
Nel corso del 2010 sono state effettuate circa 331 milioni di teleletture, circa 15 milioni di
operazioni contrattuali (nuovi contratti, gestione morosi, cambi potenza) in telegestione, di cui
2,8 per la gestione dei clienti morosi.
Relazione e Bilancio di Enel Distribuzione SpA al 31 dicembre 2010
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Con l’implementazione di questo sistema unico ed innovativo in termini di volumi, di funzionalità
e performance raggiunte, Enel Distribuzione SpA conferma la propria leadership non solo nella
tecnologia ma anche nel disegno dei processi tipici di una azienda di distribuzione elettrica e
nella definizione di best practices. Questo ha consentito al Telegestore di diventare lo standard
de facto in Italia e ha costituito la base solida ed affidabile per lo sviluppo della nuova
generazione del sistema di telegestione presso Endesa, controllata del Gruppo Enel in Spagna.
Nel corso del 2010 ha avuto inizio la fornitura del Sistema di Telegestione a Endesa Distribuciòn
SA a seguito del contratto firmato a fine 2009. In particolare, nel corso del 2010 Enel
Distribuzione SpA ha fornito 25.000 contatori monofase e 300 concentratori, previsti in
contratto nella fase pilota, ed ha fornito ulteriori 73.000 contatori per accogliere la richiesta di
Endesa di anticipare quanto più possibile la disponibilità, in attesa della fornitura massiva. E’
stata anche rilasciata e messa in esercizio la prima fase del sistema centrale integrato con gli
esistenti sistemi Legacy di Endesa.
Nuove iniziative
Smart info
Sulla base dell’esperienza maturata fin dall’avvio del progetto Contatore Elettronico, nel 2010
Enel Distribuzione SpA ha consolidato lo sviluppo dell’Enel Smart Info, il dispositivo finalizzato a
fornire servizi informativi sui consumi energetici ai clienti finali. L’obiettivo è quello di sviluppare
un dispositivo, installato in ambito domestico, che renda disponibili ai clienti i dati rilevati dal
Contatore Elettronico per abilitare funzionalità mirate all’incremento della consapevolezza sui
consumi
energetici
e
all’efficienza
energetica,
con
il
fine
ultimo
di
promuovere
un
comportamento attivo dei clienti nel mercato dell’energia.
Il decreto legge 115 del 2008 prevede che l’Autorità per l’Energia Elettrica ed il Gas ha il
compito di definire le regole secondo le quali i distributori potranno mettere a disposizione dei
clienti strumenti atti a consentire il monitoraggio dei consumi.
Nel 2009, Enel Distribuzione SpA ha avviato un progetto denominato “Energy@Home” che
coinvolge Telecom Italia, Elettrolux e Indesit che ha come obiettivo la definizione di una
piattaforma per l’erogazione di servizi di domotica. A fine 2010 è stato divulgato un documento
contenente specifiche tecniche condiviso con diverse associazioni di categoria al fine di
promuovere uno standard unico a livello europeo.
Auto Elettrica
Enel Distribuzione SpA ha avviato nel 2008 progetti dedicati allo sviluppo dell’infrastruttura di
ricarica per veicoli elettrici. Il principale tra questi è progetto e-mobility Italy, sviluppato insieme
a Daimler, per la realizzazione di un test pilota in 3 città campione (Roma, Milano e Pisa) e che
è entrato nel 2010 nella sua fase di sperimentazione a seguito della consegna delle prime auto e
dell’installazione dei primi punti di ricarica pubblici e privati.
Lo sviluppo si è incentrato nella progettazione di stazioni di ricarica per ambiti pubblici e privati
da realizzarsi integrando le funzionalità del Contatore Elettronico. Enel Distribuzione SpA ha
operato con un ruolo di primo piano nei comitati internazionali con l’obiettivo di definire regole
standardizzate per lo sviluppo della mobilità elettrica, a partire dal connettore per la ricarica e
dal protocollo di comunicazione tra l’auto e l’infrastruttura.
Nel 2010 Enel Distribuzione SpA, insieme a consorzi di altre aziende e centri di ricerca europei,
ha partecipato a due progetti europei finanziati nell’ambito del Settimo Programma Quadro di
Relazione e Bilancio di Enel Distribuzione SpA al 31 dicembre 2010
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ricerca (FP7/2007-2013) dell’Unione Europea. Il primo progetto, G4V (Grid for Veichles), è
iniziato a gennaio 2010 ed ha l’obiettivo di valutare l’impatto sul sistema elettrico europeo della
diffusione massiva di veicoli elettrici. Il secondo progetto, Green E-motion, è stato aggiudicato
nel 2010 dall’Unione Europea ed ha lo scopo di definire servizi di interoperabilità tra le diverse
infrastrutture di ricarica europee.
Address
Enel Distribuzione SpA ricopre il ruolo di coordinatore di “ADDRESS”, progetto promosso da un
consorzio europeo composto da 25 membri tra aziende elettriche, aziende manifatturiere e
centri di ricerca e finanziato dalla Unione Europea nell’ambito del Settimo Programma Quadro.
Scopo del progetto è sviluppare la “domanda attiva”, cioè la partecipazione dei piccoli e medi
consumatori di energia elettrica al mercato dell’energia, nonché l’offerta di servizi correlati ai
diversi attori del sistema elettrico.
Nel corso del 2010 sono stati definiti i requisiti funzionali dei prototipi che saranno testati in
campo a partire dalla seconda metà del 2011. In Italia Enel Distribuzione SpA sta curando lo
sviluppo del Medium Voltage Control Center, che implementa le nuove funzionalità utilizzate dal
distributore per l’esercizio della rete elettrica in presenza di “domanda attiva”. Nello scenario
sviluppato da ADDRESS il distributore fornisce servizi essenziali per l’implementazione della
domanda attiva in sicurezza ed utilizza la domanda attiva come una nuova risorsa per l’esercizio
della rete elettrica.
Relazione e Bilancio di Enel Distribuzione SpA al 31 dicembre 2010
21
Investimenti
Investimenti tecnici
Gli investimenti realizzati nel corso del 2010 sono legati per quasi il 60% alle richieste dei clienti
o terzi, per circa il 30% al miglioramento della qualità del servizio e agli adeguamenti tecnici e
alle prescrizioni, e per la restante parte al completamento del progetto del contatore elettronico.
Per quanto riguarda gli investimenti legati alla richiesta dei clienti, l’incremento rispetto al 2009
deriva sostanzialmente dalle connessioni di impianti di produzione da fonti rinnovabili, in forte
aumento nel corso del 2010. In particolare nel 2010 sono state perfezionate 74.035 connessioni
alla rete di Enel Distribuzione SpA per complessivi 2.719 MW, di cui 2.553 MW da fonti
rinnovabili; in particolare, si evidenzia che il numero di connessioni risulta più che raddoppiato
rispetto al 2009, mentre la potenza connessa è aumentata del 65%.
Gli investimenti in qualità del servizio hanno l’obiettivo di ridurre la durata ed il numero delle
interruzioni in coerenza con i nuovi tendenziali fissati dall’Autorità per l’Energia ed il Gas
(deliberazione n. 333/07) e di apportare innovazioni tecnologiche finalizzate al miglioramento
dell’efficienza operativa. Nel corso del 2010 si è comunque mantenuta una politica selettiva
degli interventi, basata su principi di risk-based asset management e sulla valutazione
economica dei costi rispetto ai benefici attesi in termini di continuità del servizio.
Gli investimenti per il progetto contatore elettronico risultano pari a euro 140 milioni (inclusi gli
investimenti in apparati di teletrasmissioni), in riduzione rispetto all’anno precedente, essendo
ormai conclusa la fase d’installazione massiva. Al 31 dicembre 2010 risultano installati circa
33,2 milioni di nuovi contatori elettronici.
Relazione e Bilancio di Enel Distribuzione SpA al 31 dicembre 2010
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Politica ambientale
Nel 2010 Enel Distribuzione SpA ha mantenuto attiva la certificazione del Sistema di Gestione
Integrato per la Qualità, la Sicurezza e l’Ambiente in conformità agli standard di riferimento
(UNI EN ISO 9001, OHSAS 18001 e UNI EN ISO 14001).
Il Sistema di Gestione garantisce, tra l’altro, il continuo controllo di tutti gli aspetti ambientali
significativi
connessi
alle
attività
di
progettazione,
realizzazione,
gestione,
sviluppo
e
manutenzione della rete elettrica ed è applicato su tutto il territorio nazionale includendo sia
l’organizzazione, costituita dalla Sede Centrale e da 11 Distribuzioni Territoriali Rete, sia gli
impianti, costituiti da oltre 1 milione di km di elettrodotti e da più di 400.000 cabine di
trasformazione.
L’attività di Enel Distribuzione SpA è improntata secondo i principi di seguito elencati:
•
ricercare
l’ottimizzazione
economicamente
sostenibile
dei
processi
aziendali,
compatibilmente con la salvaguardia dell’ambiente, della salute e sicurezza dei
lavoratori;
•
stabilire e perseguire obiettivi per il miglioramento delle prestazioni;
•
valorizzare
e
arricchire
il
patrimonio
di
esperienze
e
conoscenze
attraverso
l’informazione e la formazione continua del personale;
•
adottare
un
orientamento
al
cliente
teso
al
raggiungimento
della
sua
piena
soddisfazione;
•
promuovere ad ogni livello (personale, imprese appaltatrici, terzi) il senso di
responsabilità verso l’ambiente, la salute e sicurezza sul lavoro;
•
istituire canali di comunicazione con i clienti, i fornitori e il pubblico per rendere
trasparente la politica e la gestione degli aspetti di qualità, sicurezza e ambiente;
•
utilizzare i migliori fornitori e sollecitare il loro coinvolgimento nel raggiungimento degli
obiettivi della Società;
•
ottemperare alle disposizioni delle norme tecniche e legislative applicabili;
•
collaborare con le autorità e con gli organismi qualificati per favorire interventi di
valorizzazione dell’ambiente e di tutela della salute e sicurezza dei lavoratori;
•
verificare periodicamente i principi della Politica e la gestione dei processi della Società.
In coerenza con i principi e gli obiettivi strategici, nel corso del 2010 sono proseguite le azioni
volte al contenimento dell’impatto sull’ambiente delle reti elettriche attraverso:
•
studi accurati dei tracciati delle linee elettriche;
•
soluzioni tecnologiche innovative nella costruzione dei nuovi impianti;
•
utilizzo esclusivo della soluzione in cavo per la costruzione delle linee di bassa tensione
ed estensione dell’impiego del cavo per le linee di media tensione;
•
specifiche di approvvigionamento orientate ad apparecchiature isolate in SF6 sigillate o
con tasso di perdita controllato e attenzione al recupero/riciclo del gas;
•
eliminazione progressiva delle apparecchiature in olio contaminato da PCB, in anticipo
rispetto alle scadenze previste dalla legislazione;
•
attenta gestione dei rifiuti attraverso l’implementazione di supporti informatici,
l’ottimizzazione dei contratti d’appalto e l’impegno al recupero;
•
attuazione, in collaborazione con le amministrazioni competenti e di controllo, dei
decreti ministeriali 29 maggio 2008 relativi alla determinazione delle fasce di rispetto e
alla misura e valutazione dell’induzione magnetica degli elettrodotti;
Relazione e Bilancio di Enel Distribuzione SpA al 31 dicembre 2010
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•
controllo delle eventuali situazioni di interferenza degli elettrodotti con riferimento ai
campi elettrici e magnetici di cui alla Legge 36/2001 e DPCM 8 luglio 2003;
•
continuo monitoraggio delle criticità ambientali ed effettuazione delle visite di
sorveglianza su tutto il territorio.
Risparmio energetico negli usi finali
La riduzione dei consumi complessivi nazionali è determinante per il raggiungimento degli
obiettivi di riduzione dei gas serra in relazione agli impegni assunti dall’Italia nell’ambito del
Protocollo di Kyoto.
A tal fine è stato istituito, a partire dal 2005, un sistema regolatorio che ha posto in capo ai
Distributori l’obbligo di conseguire obiettivi di efficienza e di risparmio energetico, raggiungendo
entro il 2012 un risparmio nazionale annuo cumulato di 6 milioni di tonnellate equivalenti di
petrolio (TEP) (DM 20/07/2004 e DM 21/12/2007), da conseguire con riduzioni di energia
primaria negli usi finali.
Il meccanismo costituito si basa sull’acquisizione da parte dei distributori di “Titoli efficienza
energetica” (c.d. TEE o certificati bianchi): un TEE è un certificato che attesta il conseguimento
di un risparmio energetico pari a 1 TEP. I TEE sono emessi dal Gestore del Mercato Elettrico a
favore dei soggetti (distributori, società da essi controllate e di società operanti nel settore dei
servizi energetici) che hanno conseguito i risparmi energetici prefissati. L’emissione dei TEE
viene effettuata a valle di una certificazione da parte dell’Autorità per l'Energia Elettrica e il Gas
dei risparmi conseguiti.
Per adempiere agli obblighi e ottenere il risparmio energetico prefissato i Distributori possono:
•
attuare progetti a favore dei consumatori finali che consentano il riconoscimento dei
TEE; i progetti possono essere realizzati direttamente, tramite società controllate, o
ancora attraverso società titolate ad operare nei settori dei servizi energetici (le
cosiddette ESCO - energy services companies);
•
acquistare i TEE da soggetti terzi: la compravendita può avvenire tramite contratti
bilaterali o in un mercato apposito istituito e regolato dal Gestore del Mercato Elettrico.
Entro il 31 maggio di ogni anno, i distributori obbligati devono dimostrare di aver conseguito il
loro obiettivo specifico annuale consegnando all’ Autorità per l'Energia Elettrica e il Gas titoli di
efficienza energetica equivalenti, in volume e tipologia, a tale obiettivo.
A fronte dei costi sostenuti per il conseguimento di tali obiettivi, è prevista l’erogazione ai
Distributori di un contributo tariffario. Con deliberazione 21/09 l’Autorità per l’Energia Elettrica e
il Gas ha stabilito un valore del contributo tariffario per l’obbligo 2010 pari a 92,22 euro /TEP. Il
contributo tariffario per l’obbligo 2011 è stato invece fissato, con deliberazione 17/10 a 93,68
euro/TEP.
Enel Distribuzione SpA, ricoprendo circa il 90% dell’obbligo nazionale, svolge un ruolo di primo
piano nel mercato dei Titoli di efficienza energetica.
Enel Distribuzione SpA ha consegnato all’Autorità per l'Energia Elettrica e il Gas i titoli di
efficienza energetica necessari al conseguimento del 100% dell’obiettivo per gli anni 2005,
2006 e 2007 e 2008.
Relazione e Bilancio di Enel Distribuzione SpA al 31 dicembre 2010
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Relativamente all'obbligo 2009, la Società ha consegnato all’Autorità per l'Energia Elettrica e il
Gas 938.910 titoli di efficienza energetica, conseguendo il 60% dell’obiettivo specifico. Al 31
dicembre 2010 la società ha provveduto ad acquistare circa 600 mila titoli annuali, nonché ha
stipulato ulteriori contratti bilaterali e operazioni di compravendita, collaborazioni con imprese e
associazioni di categoria per la promozione di progetti di efficienza energetica, con l’obiettivo di
adempiere i suoi obblighi di efficienza energetica.
Relazione e Bilancio di Enel Distribuzione SpA al 31 dicembre 2010
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Risorse umane
Organizzazione
Con decorrenza dal 1° gennaio 2010 sono stati modificati gli ambiti territoriali della Rete
elettrica; in particolare il Dipartimento Territoriale Rete Campania è stato collocato nella Macro
Area Territoriale Centro (in precedenza era collocato nella Macro Area Territoriale Sud). Inoltre,
a partire dal 1° giugno 2010 la denominazione Dipartimento Territoriale è stata modificata in
Distribuzione Territoriale Rete.
Nel mese di febbraio 2010 è stata ridefinita la struttura organizzativa della Funzione
Amministrazione, Pianificazione e Controllo (precedentemente denominata Pianificazione,
Controllo e Bilancio) della Società. Nella nuova struttura sono confluite le attività di
Pianificazione e controllo, Amministrazione e Fiscale (queste ultime precedentemente svolte in
service da Enel Servizi).
Il 21 dicembre 2010 si è perfezionato l’atto di conferimento a SELNET Srl, con efficacia 31
dicembre 2010, delle attività e degli impianti di Enel Distribuzione SpA presenti nella Provincia
di Bolzano. Contestualmente dal 31 dicembre 2010 è cessata per Enel Distribuzione SpA
l’operatività della Zona di Bolzano; conseguentemente, il numero delle Zone attive sono passate
da 115 a 114, mentre le Unità Operative di Alta Tensione, Media Tensione, Bassa Tensione
sottese alle Zone sono passate da 391 a 388.
Consistenze
Come evidenziato nella tabella di seguito riportata, la consistenza del personale al 31 dicembre
2010 di Enel Distribuzione SpA è pari a 18.681 unità, con una riduzione netta di 548 unità
rispetto al 31 dicembre 2009.
Le risorse evidenziate nella colonna “Operazioni straordinarie” si riferiscono alle 87 risorse della
Provincia di Bolzano trasferite a SELNET Srl il 31 dicembre 2010 nell’ambito del conferimento
del ramo d’azienda.
Sviluppo e Formazione
Nel corso del 2010 sono state realizzate le seguenti principali attività di sviluppo e formazione:
•
progetto di formazione Quality and Value rivolto a referenti Qualità e Customer Care per
supportare l’assunzione del nuovo ruolo e fornire gli strumenti necessari per un efficace
presidio dei processi assegnati;
Relazione e Bilancio di Enel Distribuzione SpA al 31 dicembre 2010
26
•
progetto You2Coach, elaborato come strumento di supporto al middle management in
risposta ad alcune aree di miglioramento emerse dall’indagine di clima;
•
progetto di formazione rivolto ai Capi Unità Operativa Rete elaborato sulla base delle
evidenze emerse da un processo di assessment realizzato nei primi mesi del 2010;
•
azioni a supporto delle competenze delle risorse delle Unità Esercizio Rete delle Direzioni
Territoriali, tra cui il Progetto “SSG”, per l’aggiornamento professionale su processi, sistemi
e tecniche di comunicazione, rivolto alle risorse del servizio di segnalazione guasti, e i corsi
sui sistemi di telecontrollo, rivolti a tecnici e sistemisti;
•
addestramento per l’integrazione delle attività di Alta Tensione nelle Unità Operative di
Zona;
•
percorsi di formazione linguistica a supporto del processo di internazionalizzazione;
•
formazione informatica a supporto delle innovazioni tecnologiche e di processo;
•
formazione tecnica, sui processi e sulla capacità di comunicazione, rivolta ad operai della
rete elettrica assunti con contratto di apprendistato ed ai loro tutor;
•
progetti istituzionali coordinati dalla società Capogruppo Enel SpA, tra cui:
o
formazione basata sulle risultanze del processo di Performance Review che,
quest’anno, ha coinvolto anche il personale impiegatizio;
o
formazione istituzionale rivolta a middle management, neoassunti e neoquadri;
o
formazione sui temi della safety (progetto 9 Points).
Relazioni industriali
Nel mese di febbraio 2010 è stato definito il confronto sul nuovo assetto organizzativo delle
Piattaforme Logistiche ed è stata avviata la fase di consultazione a livello regionale sui relativi
riflessi sul personale.
Nel mese di marzo 2010 sono stati effettuati gli adempimenti informativi in vista della
attivazione del sistema di telesorveglianza e videomonitoraggio della Cabine Primarie della rete
di distribuzione.
Nell'ambito delle iniziative per la salute e sicurezza dei lavoratori, nel mese di marzo 2010 è
stata illustrata alle organizzazioni sindacali l'iniziativa di sperimentazione di un dispositivo
individuale da attivare in caso di emergenza o di malore: il dispositivo segnala la posizione del
lavoratore al Centro Operativo che attiva i soccorsi. Nel mese di dicembre 2010 è stata
presentata ai sindacati una nuova istruzione operativa sul Preposto che prevede, tra le altre
cose, che prima dell’esecuzione dei lavori venga effettuata una riunione di coordinamento tra i
componenti della squadra con focus sugli aspetti rilevanti per la sicurezza. Si è provveduto
inoltre ad informare le organizzazioni sindacali in merito alle iniziative adottate nell’ ambito della
Divisione Infrastrutture e Reti con riferimento a stress correlato al lavoro, tossicodipendenza e
alcool dipendenza.
In attuazione agli impegni assunti con le organizzazioni sindacali nazionali nel 2009, nel corso
del 2010 sono stati effettuati incontri di esame in sede tecnica in merito alle innovazioni
tecnologiche e organizzative e alle professionalità. Gli incontri avviati nel mese di ottobre 2009,
si sono conclusi nel mese di luglio 2010.
Il 22 dicembre 2010 si è tenuto un incontro sindacale a livello nazionale, allargato alle
segreterie regionali, nel corso del quale sono stati esaminati i risultati del percorso di tirocinio
formativo propedeutico all’immissione, con contratto di apprendistato, di 500 operai e 100
tecnici da destinare alle unità operative della Rete. Nella stessa occasione è stato definito un
Relazione e Bilancio di Enel Distribuzione SpA al 31 dicembre 2010
27
calendario di incontri per affrontare, nel 2011, il confronto sindacale sul tema delle innovazioni
tecnologiche,
incentivazione
collettiva
e
competenze
in
ambito
Rete
elettrica
e
sul
dimensionamento delle unità operative della Rete.
Sicurezza sul lavoro
L'anno 2010 è stato caratterizzato dall’ulteriore consolidamento delle molteplici iniziative
finalizzate alla tutela della salute e della sicurezza sul lavoro, per il perseguimento dell'obiettivo
aziendale "Zero Infortuni".
In particolare, si è continuato a dare un forte impulso durante l’anno all’attività formativa. Alla
formazione condotta con metodiche di tipo “tradizionale”, riguardante gli aspetti di sicurezza
durante le attività lavorative sugli impianti elettrici, è stata estesa ad altre unità organizzative
una formazione di tipo “innovativo”, basata sull’applicazione dei principi della psicologia
comportamentale e condotta con metodologie didattiche attive.
Nel corso dell'anno si è proseguito nell'attuazione dei progetti innovativi introdotti, finalizzati alla
creazione di un percorso formativo aziendale atto a stimolare un cambiamento culturale nel
personale, in modo da sviluppare comportamenti maggiormente responsabili che possano
incidere sulla riduzione degli infortuni.
I progetti innovativi "Behaviour Based Safety" (BBS) e "La Sicurezza va in teatro", avviati con
successo nel 2007 in via sperimentale, sono stati estesi ad ulteriori Dipartimenti Territoriali.
Nel corso dell'anno è stata ripresa e rilanciata l'applicazione della specifica procedura del
Sistema di Gestione aziendale inerente la segnalazione ed analisi dei mancati incidenti (near
miss), che ha l’obiettivo di far emergere i comportamenti errati per analizzarne le cause e
favorire una riflessione comune al fine di individuare e ridurre i comportamenti a rischio.
Nel mese di luglio 2010 è stata organizzata la seconda edizione di "Safety day", ossia giornate
di incontro con i rappresentanti di tutte le imprese appaltatrici per un loro coinvolgimento sugli
aspetti di sicurezza e per esaminare l'andamento degli infortuni nell'ultimo quinquennio
nell'ambito
degli
appalti.
In
tale
contesto
si
sono
rappresentate
le
esperienze
Enel
confrontandole con quelle delle imprese; si è reso disponibile il materiale Enel ed in particolare
si è diffuso un DVD che tratta le modalità con cui il personale Enel applica alcuni metodi di
lavoro.
Nel mese di novembre in occasione dell'edizione 2010 della “International Safety Week”, terzo
appuntamento per tutto il Gruppo Enel con un‘intera settimana dedicata al tema della sicurezza,
che ha coinvolto tutto il personale dell’azienda in Italia ed all’estero, è stato presentato il nuovo
video “I casi della vita” che riprende il tema della formazione comportamentale, utilizzando
come leva casi di incidenti realmente accaduti a personale Enel, con evidenza anche delle
implicazioni nella vita privata ad essi inevitabilmente associate, quale strumento formativo per
un reale coinvolgimento emotivo del personale. Copia del video è stata diffusa su tutto il
territorio e sarà occasione di specifica formazione sul tema “cultura della sicurezza”.
Nel contesto della Settimana Internazionale della Sicurezza in Enel Distribuzione SpA sono state
svolte diverse Safety walks sui cantieri in cui era impegnato il personale e prove di evacuazione
nelle sedi di lavoro.
Nell’anno 2010 il numero di infortuni per il personale operaio si è ridotto del 13% circa rispetto
al 2009, mentre quello relativo agli impiegati e ai quadri si è ridotto del 24%. Considerando
tutto il personale di Enel Distribuzione SpA, il tasso di frequenza degli infortuni (numero di
infortuni per milione di ore lavorate) si è attestato su un valore di 5,8 con una riduzione di circa
il 18% rispetto al 2009.
Relazione e Bilancio di Enel Distribuzione SpA al 31 dicembre 2010
28
Risultati economico-finanziari
Definizione degli indicatori di performance
Al fine di illustrare i risultati economici di Enel Distribuzione SpA e di analizzarne la struttura
patrimoniale e finanziaria, sono stati predisposti distinti schemi riclassificati, diversi da quelli
previsti dai principi contabili IFRS-EU (International Financial Reporting Standards adottati
dall’Unione Europea) adottati dal Gruppo e contenuti nel bilancio d’esercizio. Tali schemi
riclassificati contengono indicatori di performance alternativi rispetto a quelli risultanti
direttamente dagli schemi del bilancio d’esercizio e che il management ritiene utili ai fini del
monitoraggio dell’andamento della società e rappresentativi dei risultati economici e finanziari
prodotti dal business.
Nel seguito sono forniti i criteri utilizzati per la costruzione di tali indicatori:
Margine trasporto energia: rappresenta il primo margine del core business ed indica la
differenza tra i ricavi della gestione caratteristica, i costi di trasporto dell’energia e i costi di
acquisto dell’energia per ”usi propri”.
E’ calcolato sommando algebricamente le seguenti voci:
•
•
•
“Ricavi energia”, rilevati tra i “Ricavi delle vendite e delle prestazioni”;
“Costi per acquisto energia”, rilevati tra i costi per “Materie prime e materiali di consumo”;
“Costi per trasporto energia”, rilevati tra i costi per “Servizi”
Margine operativo lordo: rappresenta un indicatore della performance operativa ed è calcolato
sommando al “Risultato operativo” gli “Ammortamenti e perdite di valore”.
Attività immobilizzate nette: determinate quale differenza tra le “Attività non correnti” e le
“Passività non correnti” ad esclusione:
•
delle “Attività per imposte differite”;
•
dei “Crediti finanziari e titoli a medio/lungo termine”;
•
dei “Finanziamenti a lungo termine”;
•
del “TFR e altri benefíci ai dipendenti”;
•
dei “Fondi rischi e oneri futuri”;
•
delle “Passività per imposte differite”.
Capitale circolante netto: definito quale differenza tra le “Attività correnti” e le “Passività
correnti” ad esclusione:
•
delle “Disponibilità liquide e mezzi equivalenti”;
•
dei “Finanziamenti a breve termine”, delle “Quote correnti dei finanziamenti a lungo
termine”, dei “Crediti finanziari e titoli a breve termine”, della “Quota a breve dei fondi a
lungo termine e Fondi a breve termine” e di talune poste incluse nelle “Altre Attività
finanziarie correnti” e nelle “Altre Passività finanziarie correnti”.
Relazione e Bilancio di Enel Distribuzione SpA al 31 dicembre 2010
29
In particolare, nell’ambito del Capitale circolante netto, la Posizione tributaria netta è
determinata sommando algebricamente le seguenti voci:
•
“Crediti per imposte sul reddito”;
•
“Altri crediti tributari”;
•
“Debiti per imposte sul reddito”;
•
“Altri debiti tributari”.
Capitale investito netto: determinato quale somma algebrica delle “Attività immobilizzate nette”
e del “Capitale circolante netto”, dei Fondi rilevati tra le passività, delle “Passività per imposte
differite” e delle “Attività per imposte differite ”.
Indebitamento finanziario netto: è determinato dai “Finanziamenti a lungo termine” (comprese
le quote correnti), dai “Finanziamenti a breve termine”, da alcune poste incluse nelle “Altre
passività finanziarie correnti”, al netto delle “Disponibilità liquide e mezzi equivalenti”, dei
“Crediti finanziari e titoli a medio/lungo termine”, dei “Crediti finanziari e titoli a breve termine”
e di alcune poste incluse nelle “Altre attività finanziarie correnti”.
Relazione e Bilancio di Enel Distribuzione SpA al 31 dicembre 2010
30
Risultati economici
Le modifiche intervenute ai criteri di contabilizzazione riferite alle cessioni di attività da parte
della clientela (IFRIC 18) hanno comportato la rideterminazione delle voci economiche e
patrimoniali considerate al 31 dicembre 2009. In particolare, l’applicazione prospettica, a partire
dal 1° luglio 2009, delle disposizioni contenute nell’IFRIC 18 ha comportato la rideterminazione
di talune voci del Conto Economico 2009 (Altri Ricavi e Imposte sul Reddito).
La gestione economica dell’esercizio 2010 è espressa in modo sintetico nel prospetto che segue,
ottenuto riclassificando secondo criteri gestionali i dati del Conto Economico 2010, redatto
secondo lo schema di legge, e confrontando gli stessi con i dati del Conto Economico 2009
(Restated).
Il Margine da trasporto energia corrente, pari a euro 5.143 milioni, risulta in aumento rispetto a
quello dell’esercizio precedente (euro 4.476 milioni). L’incremento di euro 667 milioni è
riconducibile a effetti positivi derivanti:
•
dall’iscrizione della quantificazione della componente tariffaria a remunerazione della
dismissione
anticipata
dei
contatori
elettromeccanici,
a
seguito
della
conferma
dell’Autorità per l'Energia Elettrica e il Gas in merito alle modalità di valorizzazione della
componente, pari a euro 691 milioni;
•
dall’aggiornamento delle tariffe di Distribuzione e Misura, con un impatto positivo,
tenendo conto dei meccanismi di perequazione (clienti domestici e servizio di
distribuzione), pari a circa euro 66 milioni;
•
dall’incremento dei consumi energetici (+6 TWh verso il 2009), con un effetto positivo
pari a circa euro 25 milioni;
•
dall’introduzione del meccanismo di perequazione relativo ai contributi di allacciamento,
pari a euro 131 milioni;
Relazione e Bilancio di Enel Distribuzione SpA al 31 dicembre 2010
31
a fronte dei quali si rilevano impatti negativi determinati:
•
dalla riduzione degli altri meccanismi di perequazione, pari complessivamente ad euro
212 milioni;
•
dall’effetto sul margine energia della cessione delle Linee di Alta Tensione a Terna SpA a
far data dal 1° aprile 2009, quantificabile in circa euro 33 milioni.
L’effetto negativo della variazione delle partite non correnti sul margine da trasporto energia,
pari ad euro 326 milioni, deriva principalmente:
•
dalla variazione negativa delle rettifiche relative agli anni precedenti dei ricavi tariffari e
delle perequazioni, nonché dall’iscrizione nel 2009 dei ricavi eccedentari rispetto al
Vincolo V1 dei precedenti cicli regolatori (anni dal 2000 al 2007), per complessivi euro
202 milioni;
•
dall’incremento degli importi netti negativi relativi alle perequazioni delle perdite di rete
degli esercizi precedenti, pari a euro 73 milioni;
•
dalla riduzione, pari a euro 27 milioni (euro 2 milioni nel 2010 e euro 29 milioni nel
2009), dei conguagli positivi di energia acquistata dall’Acquirente Unico per gli anni
2005 e 2006, determinati a seguito dell’attività svolta da Terna SpA e Enel Distribuzione
SpA di allineamento dei punti di prelievo sulle reti di Alta Tensione, come previsto dalla
Deliberazione n.177/07 (e successive) dell’Autorità per l’Energia Elettrica e il Gas;
•
dall’iscrizione nel 2010 di partite nette negative, pari a euro 19 milioni, relative al costo
di trasporto energia esercizi precedenti.
Altri ricavi
Gli Altri ricavi, pari a euro 1.062 milioni (euro 1.473 milioni nel 2009 Restated), evidenziano una
riduzione di euro 411 milioni. I principali fenomeni che hanno determinato tale diminuzione si
riferiscono:
•
alla rilevazione nel 2009 della plusvalenza netta realizzata sulla cessione a Terna SpA
della partecipazione in Enel Linee Alta Tensione Srl, pari a euro 310 milioni;
•
all’iscrizione nel 2009 dell’integrazione del corrispettivo per la cessione del ramo
d’azienda relativo alla distribuzione dell’energia elettrica nei comuni di Milano e Rozzano
avvenuta nel 2002, pari a euro 88 milioni. Tale integrazione è stata definita da uno
specifico accordo con A2A;
•
alla riduzione dei ricavi per lavori svolti sulle Linee di Alta Tensione, trasferite a Terna
SpA il 1° aprile 2009, pari ad euro 13 milioni;
•
alla riduzione del Contributo sui Titoli di Efficienza Energetica (TEE), pari a euro 14
milioni;
•
all’aumento dei contributi di connessione alla rete e altri diritti accessori, pari ad euro 18
milioni; tale aumento deriva dall’incremento dei contributi ricevuti per le connessioni dei
produttori, pari a euro 120 milioni, effetto in parte compensato dalla riduzione dei
contributi per le connessioni dei clienti finali, pari ad euro 98 milioni.
Relazione e Bilancio di Enel Distribuzione SpA al 31 dicembre 2010
32
Altri costi operativi
Gli Altri costi operativi, pari a euro 2.281 milioni (euro 2.145 milioni nel 2009), evidenziano un
aumento di euro 136 milioni, derivante essenzialmente:
•
dall’aumento degli altri costi, pari a euro 210 milioni, a seguito principalmente:
o
dell’aumento degli accantonamenti per rischi e oneri, pari a euro 120 milioni, al
netto delle penali sulla continuità del servizio;
o
dell’aumento, pari a euro 27 milioni, dei costi relativi all’acquisto dei TEE;
o
della rilevazione nel 2010 dei conguagli negativi richiesti da F2i Reti Italia sulla
base dell’indebitamento finanziario al 30 settembre 2009 e dei flussi di cassa
normalizzati del 2009 di Enel Rete Gas SpA, previsti dal contratto di vendita
della partecipazione in Enel Rete Gas SpA, pari complessivamente a euro 34
milioni;
o
della rilevazione nel 2010 dell’indennizzo riconosciuto a Enel Rete Gas SpA per
gli oneri da essa sopportati per la definizione del contenzioso fiscale relativo al
periodo d’imposta 2004, pari a euro 36 milioni, come previsto dal contratto di
vendita della partecipazione in Enel Rete Gas SpA;
o
•
della riduzione dei contributi riconosciuti a Enel Cuore, pari a euro 11 milioni;
dall’aumento dei costi per prestazioni di servizi e godimento beni di terzi, pari a euro 11
milioni, a seguito principalmente:
o
dell’aumento dei costi di manutenzione ordinaria, pari a euro 40 milioni;
o
della rilevazione nel 2009, del canone d’affitto del ramo d’azienda Linee Alta
Tensione, conferito alla società Enel Linee Alta Tensione Srl il 1° gennaio 2009,
pari a euro 28 milioni;
•
dalla riduzione del costo del personale, pari a euro 90 milioni, derivante essenzialmente
dalla diminuzione degli oneri per incentivi all’esodo, pari a euro 74 milioni.
Margine operativo lordo
Il Margine operativo lordo (euro 3.749 milioni) registra una riduzione di euro 206 milioni (5,2%)
rispetto all’esercizio precedente (euro 3.955 milioni Restated); come in precedenza esposto, la
riduzione deriva dalla diminuzione degli altri ricavi, pari a euro 411 milioni, e dall’aumento degli
altri costi, pari a euro 136 milioni, effetti in parte compensati dall’aumento del margine
trasporto energia, pari a euro 341 milioni.
Ammortamenti e Svalutazioni
L’aumento degli Ammortamenti e svalutazioni (euro 17 milioni) deriva sostanzialmente
dall’aumento degli ammortamenti degli immobili, impianti e macchinari (euro 31 milioni),
effetto in parte compensato dalla riduzione degli ammortamenti delle attività immateriali (euro
17 milioni).
Risultato operativo
L’esercizio 2010 chiude con un Risultato operativo di euro 2.868 milioni, inferiore per euro 223
(7,2%) rispetto al 2009 (euro 3.091 milioni), a fronte della riduzione del Margine Operativo
Lordo, pari a euro 206 milioni, e dell’aumento degli ammortamenti e svalutazioni, pari a euro 17
milioni.
Relazione e Bilancio di Enel Distribuzione SpA al 31 dicembre 2010
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Oneri finanziari netti
Gli Oneri finanziari netti, pari a euro 157 milioni nel 2010 (euro 182 milioni nel 2009), accolgono
oneri finanziari per euro 184 milioni (euro 209 milioni nel 2009) e proventi finanziari per euro
27 milioni (euro 27 milioni nel 2009).
La riduzione degli oneri finanziari, pari a euro 25 milioni, è determinata dalla riduzione degli
interessi passivi sul conto corrente intersocietario.
Imposte
Le Imposte sul reddito d’esercizio accolgono le imposte correnti (euro 1.007 milioni) e la fiscalità
differita netta (positiva per euro 62 milioni). L’incidenza delle imposte complessive sul risultato
ante imposte, pari a euro 2.711 milioni, è pari al 34,9%.
Nel 2009 le imposte sul reddito risultano pari a euro 833 milioni, a fronte di un risultato ante
imposte (escluse le dicontinued operation) pari a euro 2.909 milioni, con un’incidenza del
28,6%.
L’aumento dell’incidenza delle imposte sul risultato ante imposte deriva essenzialmente da
alcuni fenomeni aventi caratteristiche di eccezionalità che hanno determinato un tax rate
particolarmente
contenuto
nell’esercizio
2009.
In
particolare,
nel
2009
di
segnala
l’assoggettamento a tassazione secondo il regime della Partecipation Exemption (di cui all’art.
87 TUIR) della plusvalenza, pari a euro 310 milioni, derivante dalla cessione della partecipazione
in Enel Linee Alta Tensione Srl. Inoltre, le imposte IRES nel 2009 sono esposte al netto di euro
30 milioni relativi all’iscrizione del credito per IRES a seguito della presentazione dell’istanza di
rimborso in applicazione dell’art.6 del D.L. 29 novembre 2008 n. 185 che ha previsto la
deducibilità dall’IRES dell’IRAP di competenza nella misura forfetaria del 10% riferita al costo del
lavoro e agli interessi.
Risultato delle continuing operation
Il Risultato delle continuing operation del 2010 risulta pari a euro 1.766 milioni (euro 2.076
milioni nel 2009 Restated).
Risultato delle discontinued operation
Il Risultato delle discontinued operation del 2009, negativo per euro 56 milioni, deriva
dall’iscrizione dei ricavi e dei costi, al netto del relativo effetto fiscale, correlati alla vendita a F2i
Reti Italia Srl1 della partecipazione in Enel Rete Gas SpA corrispondente all’80% del capitale
della società (avvenuta con efficacia 30 settembre 2009).
1
F2i Reti Italia Srl è il veicolo societario posseduto per il 75% da F2i SGR SpA e per il 25% da AXA.
Relazione e Bilancio di Enel Distribuzione SpA al 31 dicembre 2010
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Analisi della struttura patrimoniale
Come in precedenza esposto, le modifiche intervenute ai criteri di contabilizzazione riferiti alle
cessioni di attività da parte della clientela (IFRIC 18) hanno comportato la rideterminazione
delle voci economiche e patrimoniali considerate al 31 dicembre 2009. In particolare,
l’applicazione prospettica, a partire dal 1° luglio 2009, delle disposizioni contenute nell’IFRIC 18
ha comportato la rideterminazione di talune voci dello Stato Patrimoniale al 31 dicembre 2009
(Patrimonio Netto, Altre Passività non correnti, Attività e Passività per Imposte differite).
La gestione patrimoniale dell’esercizio è espressa in modo sintetico nel prospetto che segue,
ottenuto riclassificando secondo criteri gestionali i dati dello Stato Patrimoniale al 31 dicembre
2010, redatto secondo lo schema di legge, e confrontando lo stesso con i dati dello Stato
patrimoniale al 31 dicembre 2009 (Restated):
Attività immobilizzate nette
Le attività immobilizzate nette (euro 14.442 milioni) mostrano un aumento di euro 742 milioni
rispetto al 31 dicembre 2009 (euro 13.700 milioni Restated), derivante in particolare
dall’aumento degli Immobili, impianti e macchinari (euro 129 milioni), delle Altre attività non
correnti (euro 594 milioni), delle Partecipazioni (euro 7 milioni) e dalla riduzione delle Altre
passività non correnti (euro 39 milioni), effetti in parte compensati dalla diminuzione delle
Attività immateriali (euro 27 milioni).
Relazione e Bilancio di Enel Distribuzione SpA al 31 dicembre 2010
35
L’aumento degli Immobili, impianti e macchinari, pari a euro 129 milioni, riflette la rilevazione:
•
degli investimenti, pari a euro 1.085 milioni;
•
degli ammortamenti, pari a euro 812 milioni;
•
del conferimento il 31 dicembre 2010 nella Società SELNET Srl degli impianti rientranti
nel perimetro del ramo d’azienda della Provincia di Bolzano, pari a euro 82 milioni;
•
della riduzione dei materiali utilizzabili nella costruzione e nella manutenzione
straordinaria di immobili, impianti e macchinari, pari a euro 41 milioni;
•
dei disinvestimenti, pari a euro 21 milioni.
L’aumento delle Altre attività non correnti, pari a euro 594 milioni, è riconducibile in misura
prevalente all’iscrizione nel 2010 della quota a lungo del credito relativo alla quantificazione
della componente tariffaria a remunerazione della dismissione anticipata dei contatori
elettromeccanici, a seguito della conferma dell’ Autorità per l'Energia Elettrica e il Gas in merito
alle modalità di valorizzazione della componente, pari a euro 640 milioni.
Tale effetto è stato parzialmente compensato dalla diminuzione del credito non corrente verso la
Cassa Conguaglio del Settore Elettrico a seguito principalmente della riclassifica nelle partite
correnti delle quote del credito incassabili nel 2011 relativamente:
•
all’integrazione sconto energia dei pensionati (Deliberazione dell’Autorità per l’Energia
•
al credito relativo al contributo dei Titoli di efficienza energetica per l’obbligo 2010, pari
Elettrica e il Gas n. 348/2007, art. 44), pari a euro 22 milioni;
a euro 32 milioni.
L’aumento delle Partecipazioni, pari a euro 7 milioni, deriva dall’iscrizione al 31 dicembre 2010
del 10% della partecipazione in SELNET Srl; si ricorda che il 31 dicembre 2010 è avvenuto il
conferimento in SELNET Srl del ramo d’azienda della Provincia di Bolzano e contestualmente è
stato ceduto da Enel Distribuzione SpA il 90% del capitale sociale della Società a SEL SpA a
fronte di un prezzo pari a euro 71,1 milioni.
La riduzione delle Altre passività non correnti, pari a euro 39 milioni, deriva essenzialmente:
•
dalla diminuzione dei Risconti su contributi in conto impianti a seguito dell’applicazione
•
dall’iscrizione nel 2010 dei risconti, per euro 14 milioni, relativi al contributo ricevuto dal
dell’IFRIC 18, per euro 28 milioni;
Ministero dello Sviluppo Economico (MISE) per lavori già conclusi previsti dal
programma “Reti intelligenti”;
•
dalla riclassifica dei risconti su contributi per Titoli Efficienza Energetica, per euro 26
milioni, nelle Passività correnti;
•
dall’aumento del fair value negativo dei derivati sull’indebitamento a medio e lungo
termine, a seguito della riduzione dei tassi di interesse rilevata nel periodo, pari a euro
14 milioni.
La riduzione delle Attività Immateriali, pari a euro 27 milioni, deriva essenzialmente dalla
diminuzione degli acquisti e investimenti in progetti per gli obiettivi di efficienza energetica della
Società.
Relazione e Bilancio di Enel Distribuzione SpA al 31 dicembre 2010
36
Capitale circolante netto
Il capitale circolante netto, negativo per euro 1.108 milioni, mostra una riduzione di euro 297
milioni rispetto al 31 dicembre 2009 (negativo per euro 811 milioni Restated). Tale variazione
deriva essenzialmente dall’aumento dei Debiti commerciali (euro 137 milioni), dall’aumento
delle Altre passività correnti (euro 205 milioni), dalla riduzione dei Crediti commerciali (euro 78
milioni) e dalla riduzione delle Altre attività (euro 47 milioni), effetti in parte compensati dalla
riduzione dei Debiti netti verso la Cassa Conguaglio del Settore Elettrico (euro 91 milioni) e dalla
riduzione della Posizione tributaria netta (euro 74 milioni).
L’aumento dei Debiti commerciali, per euro 137 milioni, deriva dall’aumento dei debiti verso
terzi, pari ad euro 225 milioni e dalla riduzione dei debiti verso le società del gruppo, pari ad
euro 88 milioni.
L’aumento delle Altre passività correnti, pari a euro 205 milioni, deriva dai seguenti principali
fenomeni:
•
iscrizione nel 2010 degli Acconti su contributi in conto impianti ricevuti dal MISE per
lavori non ancora conclusi nell’ambito del programma “Reti intelligenti”, pari a euro 12
milioni;
•
aumento dei debiti verso il personale, essenzialmente per TFR da erogare, e verso
•
iscrizione del debito verso F2i per i conguagli negativi richiesti da F2i Reti Italia sulla
istituti previdenziali e assicurativi, per complessivi euro 82 milioni;
base dell’indebitamento finanziario al 30 settembre 2009 e sulla base di flussi di cassa
normalizzati del 2009 di Enel Rete Gas, previsti dal contratto di vendita della
partecipazione in Enel Rete Gas, pari complessivamente a euro 34 milioni.
La riduzione dei Crediti commerciali, pari a euro 78 milioni, è riconducibile in misura prevalente
alla riduzione di crediti verso terzi per trasporto energia, pari a euro 70 milioni, a seguito dei
maggiori incassi dell’esercizio, soprattutto dei crediti con maggiore anzianità; in particolare,
l’indice di rotazione del credito per trasporto energia verso terzi (al netto della salvaguardia) è
migliorato, passando da 40,8 giorni a 37,9 giorni.
La riduzione delle Altre attività, pari a euro 47 milioni, deriva principalmente dalla riduzione
delle note di credito da ricevere da terzi, pari a euro 35 milioni, quale effetto dell’applicazione
della deliberazione 178/10 dell’Autorità per l’Energia Elettrica e il Gas, in merito alla revisione
dei bilanci di energia elettrica per il periodo novembre 2002 – marzo 2004, che ha determinato,
in particolare, per la Società, l’incasso di note di credito da ricevere, per euro 26 milioni, e la
rilevazione di sopravvenienze passive, pari a euro 9 milioni, a seguito essenzialmente del
mancato riconoscimento di note di credito da ricevere iscritte per la componente trasporto CTR.
La riduzione dei Debiti netti verso Cassa Conguaglio del Settore Elettrico, pari a euro 91 milioni,
è riconducibile in misura preponderante ai seguenti fenomeni:
•
riduzione dei debiti netti per perequazioni, pari a euro 150 milioni, riconducibile
principalmente al consistente extragettito tariffario sui clienti domestici avuto nel 2009;
•
riduzione del debito per le componenti e oneri di sistema, pari a euro 153 milioni,
derivante
essenzialmente
dalla
diminuzione
componenti;
Relazione e Bilancio di Enel Distribuzione SpA al 31 dicembre 2010
37
delle
aliquote
tariffarie
di
alcune
•
riduzione del credito relativo ai titoli di efficienza energetica, pari a euro 94 milioni; tale
effetto
è
determinato
essenzialmente
dall’incasso
del
contributo
per
l’obiettivo
dell’esercizio 2008, pari ad euro 93 milioni (deliberazione 24/09 dell’ Autorità per
l’Energia Elettrica e il Gas) e del contributo per l’obiettivo dell’esercizio 2009, pari a euro
93 milioni (deliberazione 12/10 dell’ Autorità per l’Energia Elettrica e il Gas); tale effetto
è stato in parte compensato dall’iscrizione del credito relativo al contributo per
l’obiettivo 2010, pari a complessivi euro 79 milioni;
•
riduzione del credito per il premio sulla continuità del servizio, pari a euro 82 milioni,
derivante dall’incasso del premio spettante per i recuperi sulla continuità del servizio
realizzati nel 2008 (deliberazione 34/10 dell’ Autorità per l’Energia Elettrica e il Gas) e
nel 2009 (deliberazione 205/10 dell’Autorità per l’Energia Elettrica e il Gas), pari
complessivamente a euro 182 milioni, effetti in parte compensati dall’iscrizione della
stima del premio dell’esercizio 2010, pari a euro 100 milioni;
•
incremento del Debito verso la Cassa Conguaglio del settore elettrico per le penali sulla
continuità del servizio da versare, pari a euro 59 milioni.
La riduzione della Posizione tributaria netta, pari a euro 74 milioni, deriva essenzialmente:
•
dal pagamento del debito per imposta sostitutiva, per euro 141 milioni;
•
dalla riduzione del debito per IRES, pari a euro 21 milioni;
•
dalla diversa posizione IRAP al 31 dicembre 2010 (a debito per euro 27 milioni) rispetto
al 31 dicembre 2009 (a credito per euro 22 milioni);
•
dalla riduzione del credito relativo all’IVA di gruppo, pari a euro 41 milioni.
Fondi diversi
La composizione dei Fondi diversi è esposta nella tabella seguente:
L’aumento dei Fondi diversi, pari a euro 11 milioni, è conseguenza essenzialmente dell’aumento
dei fondi rischi e oneri futuri, pari a euro 125 milioni, derivante principalmente dall’aumento del
fondo oneri per incentivi all’esodo e dallo stanziamento dell’accantonamento per il rischio di
eventuali ritardi nelle connessioni degli impianti realizzati al 31 dicembre 2010, effetto in parte
compensato dalla riduzione del TFR e altri benefici ai dipendenti, pari a euro 48 milioni, e
dall’aumento delle attività per imposte differite, pari a euro 63 milioni.
Relazione e Bilancio di Enel Distribuzione SpA al 31 dicembre 2010
38
Capitale investito netto
Il Capitale investito netto, pari a euro 12.080 milioni (euro 11.646 milioni al 31 dicembre 2009
Restated), risulta finanziato da mezzi propri per euro 8.904 milioni e da mezzi di terzi per euro
3.176 milioni.
Patrimonio Netto
Il Patrimonio netto, pari a euro 8.904 milioni, è composto dal Capitale Sociale (euro 2.600 milioni),
dalla
Riserva
legale
(euro
520
milioni),
dalle
Altre
riserve
e
dagli
Utili
accumulati
(complessivamente pari a euro 4.018 milioni) e dall’Utile dell’esercizio (euro 1.766 milioni).
Indebitamento finanziario netto
L’Indebitamento finanziario netto, pari a euro 3.176 milioni, è costituito dai finanziamenti a lungo
termine (euro 2.287 milioni), dalle Attività finanziarie (euro 175 milioni), dalle disponibilità liquide
e conto corrente intersocietario intrattenuto con la controllante (negativo per euro 1.042 milioni) e
dalle Passività finanziarie (euro 22 milioni), come di seguito esposto:
La variazione negativa delle disponibilità liquide e del conto corrente intersocietario deriva
essenzialmente:
• dal pagamento dei dividendi alla controllante Enel SpA, pari a euro 1.997 milioni;
• dal pagamento delle quote del mutuo BEI, pari a euro 136 milioni;
• dal flusso di cassa assorbito dall’attività di investimento, pari a euro 1.058 milioni;
• dal flusso di cassa dell’attività operativa, pari a euro 2.306 milioni (che sconta oneri
finanziari netti per euro 157 milioni e imposte per euro 1.120 milioni);
• dall’incasso del prezzo per la cessione a SEL SpA del 90% del capitale sociale di SEL NET
Srl, alla quale era stato conferito il ramo d’azienda della Provincia di Bolzano, pari a
euro 71 milioni.
Le Attività finanziarie si riferiscono ai crediti per accise e addizionali sul consumo di energia
elettrica e ai prestiti ai dipendenti (per complessivi euro 101 milioni), al credito verso A2A per
l’integrazione del corrispettivo della cessione del ramo d’azienda relativo alla distribuzione
dell’energia elettrica nei Comuni di Milano e Rozzano avvenuta nel 2002 (euro 61 milioni) e al
Credito iscritto per l’indennizzo da corrispondere ad Enel Rete Gas SpA per la perdita della
concessione di distribuzione del gas nel Comune di Pescara, come definito nello specifico
Relazione e Bilancio di Enel Distribuzione SpA al 31 dicembre 2010
39
accordo transattivo (euro 13 milioni), a seguito di quanto previsto dal contratto di
compravendita della partecipazione in Enel Rete Gas SpA.
Il credito per accise e addizionali sul consumo di energia elettrica si riferisce alle posizioni di
credito emergenti dalle dichiarazioni fiscali presentate per l’anno d’imposta 2007 in relazione
alle quali Enel Distribuzione SpA, secondo la vigente normativa, ha presentato istanza di
rimborso chiedendo, tra l’altro, di accreditare i relativi importi in favore di Enel Servizio Elettrico
SpA la quale, subentrando a Enel Distribuzione SpA nell'attività di vendita di elettricità, ha
assunto
la
soggettività
passiva
tributaria
ai
fini
delle
accise
sull'energia
elettrica.
Conseguentemente tale credito è stato qualificato quale diritto contrattuale a ricevere in futuro
disponibilità liquide e, dunque, classificato nella voce crediti finanziari e titoli a breve termine.
Relazione e Bilancio di Enel Distribuzione SpA al 31 dicembre 2010
40
Prevedibile evoluzione della gestione
Il 2011 costituirà il quarto anno del III ciclo regolatorio delineato alla fine dell’anno 2007 con le
deliberazioni dell’Autorità per l’Energia Elettrica ed il Gas (AEEG) n. 348/2007 in materia di
meccanismi di determinazione delle tariffe per il periodo 2008-2011 e n. 333/2007 in materia di
qualità del servizio.
In particolare per quanto riguarda le tariffe per i servizi di trasmissione, distribuzione e misura i
corrispettivi per l’anno 2011 sono stati aggiornati dalla deliberazione 228/2010. L’applicazione
della deliberazione comporterà per Enel Distribuzione SpA una riduzione dei ricavi riconosciuti
nel 2011 pari a circa il 1% rispetto al 2010.
Avvalendosi della facoltà prevista dalla deliberazione 203/2009, la Società ha aderito al
meccanismo di perequazione dei “ricavi da contributi di connessione a forfait” che compensa le
variazioni in aumento o in diminuzione del gettito da contributi rispetto a quello conseguito
nell’anno 2006, mettendosi al riparo da potenziali flessioni legate alla sfavorevole dinamica delle
richieste di connessione in atto.
Per quanto attiene alla gestione operativa, anche nel 2011 Enel Distribuzione SpA confermerà il
suo sforzo volto ad una politica di miglioramento continuo dei processi con l’obiettivo di
rafforzare la propria posizione di leadership di costo e di qualità del servizio.
Relativamente all’attività di investimento, per il 2011 la Società manterrà l’impegno nello
sviluppo, il rinnovo e l’adeguamento delle reti di distribuzione, incrementando il grado di
innovazione tecnologica finalizzato al miglioramento della qualità del servizio, ad un più
efficiente utilizzo delle risorse ed in particolare all’ottimale gestione dei flussi di energia immessi
dagli impianti di generazione distribuita, che assumono una crescente rilevanza in conseguenza
dello sviluppo di nuovi impianti.
La dinamica dello sviluppo degli impianti di generazione da fonte rinnovabile riceverà notevole
impulso nel 2011 a causa delle scadenze previste dalle norme in materia di incentivazione (ad
esempio il cd. “conto energia” per impianti fotovoltaici) che comporteranno l’applicazione di un
incentivo unitario decrescente in funzione della data di connessione degli impianti alla rete. Il
conseguente elevato volume di attività costituirà un impegno significativo, che la Società si
prefigge di affrontare garantendo degli elevati standard di qualità delle prestazioni e tutelando il
diritto di connessione alla rete dei richiedenti nel rispetto del principio di imparzialità.
Proseguirà nel 2011 lo sviluppo delle Smart Grids attraverso l’avvio di un progetto pilota che
accederà alle misure incentivanti previste dalla deliberazione 39/2010 relative ai sistemi di
automazione, protezione e controllo di reti attive MT. Il pilota è finalizzato alla ristrutturazione di
una specifica rete elettrica attraverso tecnologie innovative che consentano, una volta
implementate, una gestione attiva della rete, con particolare attenzione alle esigenze di
standardizzazione ed unificazione nonché alla minimizzazione dei costi. Nell’ambito di tale
progetto verranno testati il sistema di Medium Voltage Control sviluppato all’interno del progetto
ADDRESS ed il dispositivo Smart Info.
Inoltre si conferma la sperimentazione dell’infrastruttura di ricarica dei veicoli elettrici avviata
nel 2010 nelle città di Pisa, Roma e Milano: è prevista l’installazione di 400 stazioni di ricarica
con un parco circolante di oltre 100 veicoli circa.
Nel 2011 proseguirà inoltre l’attività prevista dal progetto Cervantes per il sistema di smart
metering di Endesa che prevede nel quinquennio 2011-2015 l’installazione di circa 13 milioni di
contatori elettronici. In particolare nel corso dell’anno Enel Distribuzione SpA avvierà la fornitura
Relazione e Bilancio di Enel Distribuzione SpA al 31 dicembre 2010
41
in volumi significativi prevista nel piano di sostituzione massiva ed in parallelo verranno
rilasciate alcune funzionalità aggiuntive del sistema centrale integrate con i sistemi legacy di
Endesa.
La Società avvierà nel 2011 lo sviluppo del progetto Smart City di Genova, incentrato sulla
realizzazione di soluzioni integrate per l’efficienza energetica, quali l’utilizzo di fonti rinnovabili,
le Smart Grids, la mobilità elettrica, l’edilizia sostenibile e l’uso razionale dell’energia.
Relazione e Bilancio di Enel Distribuzione SpA al 31 dicembre 2010
42
Altre informazioni
Informazioni su rischi e incertezze
Enel Distribuzione SpA svolge l’attività di distribuzione dell’energia elettrica; come illustrato
nella Nota di Commento, tale attività, svolta in regime di concessione, è sottoposta alla
regolazione dell’Autorità per l’Energia Elettrica e il Gas, che definisce le modalità di erogazione e
di remunerazione del servizio.
Con riferimento a tali modalità, si rinvia al paragrafo dedicato al “Quadro normativo e tariffario”,
mentre per l’analisi delle principali caratteristiche della concessione si rinvia a quanto riportato
nella Nota di commento (Nota n.1).
Per quanto riguarda i rischi di integrità, si rimanda al paragrafo “Corporate governance” della
Nota di Commento.
Anche per l’informativa relativa ai rischi e alle politiche di gestione dei rischi di oscillazione dei
tassi di interesse, al rischio di credito e al rischio di liquidità si rinvia alla Nota di Commento.
Azioni proprie e azioni di società controllanti
La società non possiede direttamente o indirettamente azioni proprie o azioni della società
controllante. Nel corso dell’esercizio non sono state effettuate operazioni sulle azioni della
società; non sono, infine, state effettuate operazioni sulle azioni della società controllante né
direttamente né indirettamente.
Attività di ricerca
La società non ha svolto alcuna attività di tale natura nel corso dell’esercizio.
Sedi secondarie
La società non ha svolto la propria attività in sedi secondarie nel corso dell’esercizio.
Informativa sugli strumenti finanziari derivati
Con riferimento all’informativa circa l’uso degli strumenti finanziari richieste dall’art. 2428,
comma 2, punto 6-bis) del Codice Civile, si evidenzia che al 31 dicembre 2010 sono in essere in
via indiretta, tramite accordi con la controllante Enel SpA, strumenti derivati sui tassi di
interesse, nella forma di interest rate swaps, aventi la finalità di ricondurre a tasso fisso parte
dell’indebitamento finanziario contratto a tasso variabile.
Ulteriori informazioni sul valore nominale e sul fair value di tali strumenti finanziari sono
riportate nella Nota di Commento.
Informativa sulle parti correlate
Relativamente ai rapporti con le imprese collegate, l’impresa controllante e con le imprese
sottoposte al controllo di quest’ultima, si rinvia alla Nota di commento.
Relazione e Bilancio di Enel Distribuzione SpA al 31 dicembre 2010
43
Fatti di rilievo intervenuti dopo la chiusura dell’esercizio
Con riferimento alle informazioni richieste dall’art.2428 del Codice Civile relativamente ai Fatti di
rilievo intervenuti dopo la chiusura dell’esercizio si rinvia alla Nota di Commento.
Attività di direzione e coordinamento
La società è soggetta all’attività di direzione e coordinamento di Enel SpA. Per tali informazioni
si rinvia alla Nota di Commento.
Documento programmatico sulla sicurezza
La società ha redatto il Documento Programmatico sulla Sicurezza ai sensi dell'art. 34 del
"Codice in materia di protezione dei dati personali (D.lgs n. 196 del 30 giugno 2003 e sue
successive modifiche ed integrazioni)". Il documento è aggiornato in conformità alle leggi
vigenti.
Relazione e Bilancio di Enel Distribuzione SpA al 31 dicembre 2010
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Proposte all’Assemblea
Il Consiglio di Amministrazione propone di destinare l’utile netto di esercizio, pari a euro
1.765.924.369,70, e gli utili portati a nuovo degli esercizi 2007, 2008 e 2009, pari a euro
347.564,33, come segue:
•
per euro 1.766.180.000 come dividendo dell’esercizio 2010, nella misura di
0,6793 per ognuna delle n° 2.600.000.000 azioni;
•
per il residuo, pari a euro 91.934,03, come utile portato a nuovo.
Relazione e Bilancio di Enel Distribuzione SpA al 31 dicembre 2010
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euro
Bilancio d’esercizio
Relazione e Bilancio di Enel Distribuzione SpA al 31 dicembre 2010
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Prospetti contabili
Relazione e Bilancio di Enel Distribuzione SpA al 31 dicembre 2010
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Conto economico
Relazione e Bilancio di Enel Distribuzione SpA al 31 dicembre 2010
48
Prospetto dell’utile (perdita) complessivo rilevato nell’esercizio
Relazione e Bilancio di Enel Distribuzione SpA al 31 dicembre 2010
49
Stato patrimoniale
Relazione e Bilancio di Enel Distribuzione SpA al 31 dicembre 2010
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Prospetto delle variazioni di patrimonio netto
Relazione e Bilancio di Enel Distribuzione SpA al 31 dicembre 2010
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Rendiconto finanziario
Relazione e Bilancio di Enel Distribuzione SpA al 31 dicembre 2010
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Note di commento
Relazione e Bilancio di Enel Distribuzione SpA al 31 dicembre 2010
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1. Forma e contenuto del Bilancio
Enel Distribuzione SpA che opera nel settore della distribuzione di energia elettrica ha la forma
giuridica di società per azioni ed ha sede in Roma, in Via Ombrone 2.
Enel Distribuzione SpA, optando per l’esenzione dal consolidamento prevista dal paragrafo 10 dello
IAS 27, ha redatto il bilancio separato. Il bilancio consolidato ad uso pubblico viene redatto da Enel
SpA, di cui Enel Distribuzione SpA è controllata. La controllante ha sede in Roma, in viale Regina
Margherita 137, indirizzo presso il quale è possibile ottenere tale documento nei termini e con le
modalità previste dalla vigente normativa.
Gli Amministratori in data 8 marzo 2011 hanno approvato il Bilancio di esercizio al 31 dicembre 2010
e la sua messa a disposizione degli Azionisti nei termini previsti dall’art. 2429 c.c. Il presente bilancio
sarà sottoposto per l’approvazione all’Assemblea in data 13 Aprile 2011 e sarà depositato entro i
termini previsti dall’art. 2435 c.c. L’Assemblea ha il potere di apportare modifiche al presente
bilancio. Ai fini di quanto previsto dal paragrafo 17 dello IAS 10, la data presa in considerazione dagli
Amministratori nella redazione del bilancio è l’8 marzo 2011, data di approvazione del Consiglio di
Amministrazione.
Il presente bilancio è stato assoggettato a revisione contabile da KPMG SpA.
Conformità agli IFRS/IAS
Il bilancio relativo all’esercizio chiuso al 31 dicembre 2010 è stato predisposto in conformità ai
princípi contabili internazionali (International Accounting Standards - IAS e International Financial
Reporting Standards – IFRS) emanati dall’International Accounting Standards Board (IASB) ed alle
interpretazioni emesse dall’International Financial Reporting Interpretations Committee (IFRIC) e
dallo Standing Interpretations Committee (SIC), riconosciuti nell’Unione Europea ai sensi del
regolamento (CE) n. 1606/2002 ed in vigore alla chiusura dell’esercizio. L’insieme di tutti i principi
ed interpretazioni di riferimento sopraindicati è di seguito definito “IFRS-EU”.
I principi e criteri contabili applicati al presente bilancio sono conformi a quelli adottati nella
predisposizione del bilancio al 31 dicembre 2009.
Base di presentazione
Il Bilancio d’esercizio è costituito dal Conto economico, dal Prospetto dell’Utile (perdita) complessivo
rilevato nell’esercizio, dallo Stato patrimoniale, dal Prospetto delle variazioni del patrimonio netto,
dal Rendiconto finanziario, nonché dalle relative Note di commento.
Il Bilancio è corredato dalla Relazione sulla gestione predisposta secondo quanto previsto
dall’art.2428 del Codice Civile.
Nello Stato patrimoniale la classificazione delle attività e passività è effettuata secondo il criterio
“corrente/non corrente” con specifica separazione delle attività e passività possedute per la vendita.
Le attività correnti, che includono disponibilità liquide e mezzi equivalenti, sono quelle destinate a
essere realizzate, cedute o consumate nel normale ciclo operativo della società o nei dodici mesi
successivi alla chiusura dell’esercizio; le passività correnti sono quelle per le quali è prevista
Relazione e Bilancio di Enel Distribuzione SpA al 31 dicembre 2010
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l’estinzione nel normale ciclo operativo della società o nei dodici mesi successivi alla chiusura
dell’esercizio.
Il Conto economico è classificato in base alla natura dei costi, mentre il Rendiconto finanziario è
presentato utilizzando il metodo indiretto.
La valuta utilizzata per la presentazione degli schemi di bilancio è l’euro (valuta funzionale della
società), mentre i valori riportati nelle note di commento sono espressi in migliaia di euro, salvo
quando diversamente indicato.
Il bilancio è redatto nella prospettiva della continuazione dell’attività applicando il metodo del costo
storico ad eccezione delle voci di bilancio che secondo gli IFRS-EU sono rilevate al fair value, come
indicato nei criteri di valutazione delle singole voci.
2. Principi contabili e criteri di valutazione
Conversione delle poste in valuta
Le transazioni in valuta diversa dalla valuta funzionale sono rilevate al tasso di cambio in essere alla
data dell'operazione. Le attività e le passività monetarie denominate in valuta diversa dalla valuta
funzionale sono successivamente adeguate al tasso di cambio in essere alla data di chiusura
dell’esercizio. Le attività e passività non monetarie denominate in valuta e iscritte al costo storico
sono convertite utilizzando il tasso di cambio in vigore alla data di iniziale rilevazione dell'operazione.
Le attività e passività non monetarie denominate in valuta e iscritte al fair value sono convertite
utilizzando il tasso di cambio alla data di determinazione di tale valore.
Le differenze cambio eventualmente emergenti sono riflesse nel Conto economico.
Partecipazioni in società controllate e collegate
Per società controllate si intendono tutte le società su cui Enel Distribuzione SpA ha il potere di
determinare, direttamente o indirettamente, le politiche finanziarie e operative al fine di ottenere i
benefíci derivanti dalle loro attività. Per partecipazioni in imprese collegate si intendono quelle nelle
quali si ha un’influenza notevole. Nel valutare l’esistenza del controllo e dell’influenza notevole si
prendono in considerazione anche i diritti di voto potenziali effettivamente esercitabili o convertibili.
Tali partecipazioni sono valutate al costo di acquisto. Il costo è rettificato per eventuali perdite durevoli
di valore; queste sono successivamente ripristinate, qualora vengano meno i presupposti che le hanno
determinate; il ripristino di valore non può eccedere il costo originario.
Nel caso in cui la perdita di pertinenza della Società ecceda il valore contabile della partecipazione e
la partecipante sia impegnata ad adempiere a obbligazioni legali o implicite dell’impresa partecipata
o comunque a coprirne le perdite, l’eventuale eccedenza rispetto al valore contabile è rilevata in un
apposito fondo del passivo nell’ambito dei fondi rischi e oneri.
Immobili, impianti e macchinari
Gli immobili, impianti e macchinari, riferiti principalmente alla rete di distribuzione in concessione di
Alta Tensione, Media Tensione e Bassa Tensione, sono rilevati al costo storico, comprensivo dei costi
accessori direttamente imputabili e necessari alla messa in funzione del bene per l’uso per cui è stato
acquistato e dei costi interni capitalizzabili relativi essenzialmente a personale e materiali.
Relazione e Bilancio di Enel Distribuzione SpA al 31 dicembre 2010
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Gli oneri finanziari relativi a finanziamenti connessi all’acquisto delle immobilizzazioni vengono
rilevati a Conto economico nell’esercizio di competenza, salvo siano direttamente attribuibili
all’acquisizione, costruzione di un bene che ne giustifica la capitalizzazione (c.d. qualifying asset).
Alcuni beni, oggetto di rivalutazione alla data di transizione ai principi contabili internazionali IFRSEU o in periodi precedenti, sono stati rilevati sulla base del fair value, considerato come valore
sostitutivo del costo (deemed cost) alla data di rivalutazione.
Qualora parti significative di singoli beni materiali abbiano differenti vite utili, le componenti
identificate sono rilevate ed ammortizzate separatamente.
I costi sostenuti successivamente all’acquisto sono rilevati ad incremento del valore contabile
dell’elemento a cui si riferiscono, qualora sia probabile che i futuri benefíci derivanti dal costo
affluiranno alla società e il costo dell'elemento possa essere determinato attendibilmente. Tutti gli
altri costi sono rilevati nel Conto economico nell'esercizio in cui sono sostenuti.
I costi di sostituzione di un intero cespite o di parte di esso, sono rilevati come incremento del valore
del bene a cui fanno riferimento e sono ammortizzati lungo la loro vita utile; il valore netto contabile
dell’unità sostituita è imputato a Conto economico rilevando l’eventuale plus/minusvalenza.
Gli immobili, impianti e macchinari sono esposti al netto dei relativi ammortamenti accumulati e di
eventuali perdite di valore, determinate secondo le modalità descritte nel seguito. L'ammortamento
è calcolato a quote costanti in base alla vita utile stimata del bene, che è riesaminata con periodicità
annuale; eventuali cambiamenti sono riflessi prospetticamente. L’ammortamento inizia quando il
bene è disponibile all’uso e cessa alla più remota tra la data in cui l’attività è classificata come
posseduta per la vendita e la data in cui il bene viene eliminato contabilmente.
La vita utile stimata dei principali immobili, impianti e macchinari è la seguente:
Inoltre, la vita utile delle migliorie su fabbricati di terzi è determinata sulla base della durata del
contratto di locazione o se inferiore della durata dei benefici derivanti dalla miglioria stessa.
I terreni, sia liberi da costruzione sia annessi a fabbricati civili e industriali, non sono ammortizzati in
quanto elementi a vita utile indefinita.
Enel Distribuzione SpA è concessionaria del servizio di distribuzione di energia elettrica. La
concessione, attribuita dal Ministero dello Sviluppo Economico, è a titolo gratuito e scade il 31
dicembre 2030. Le infrastrutture asservite all’esercizio della predetta concessione sono di proprietà e
nella disponibilità del concessionario; qualora, alla scadenza, la concessione non venisse rinnovata, il
concedente dovrà procedere al riscatto delle infrastrutture, riconoscendo a Enel Distribuzione SpA un
equo indennizzo.
Il predetto indennizzo sarà determinato d’intesa tra le parti secondo adeguati criteri valutativi,
mediando il valore patrimoniale dei beni oggetto del riscatto con la redditività degli stessi.
Relazione e Bilancio di Enel Distribuzione SpA al 31 dicembre 2010
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Nella determinazione dell’indennizzo, l’elemento reddituale dei beni oggetto del riscatto sarà
rappresentato dal valore attualizzato dei flussi di cassa futuri dei beni presi in considerazione.
L’elemento patrimoniale sarà rappresentato dal costo di ricostruzione a nuovo degli impianti e delle
altre infrastrutture oggetto del riscatto, al netto del degrado fisico e dell’obsolescenza tecnica.
Ai sensi dell’art.3, comma 2, del decreto legislativo 16 marzo 1999, n.79 tale indennizzo per il
riscatto sarà stabilito con regolamento del Ministero dell’Industria, del Commercio e dell’Artigianato.
Nell’espletamento del servizio Enel Distribuzione SpA ha l’obiettivo di:
•
assicurare che il servizio sia erogato con carattere di sicurezza, affidabilità e continuità nel
breve, medio e lungo periodo, sotto l’osservanza delle direttive impartite dalla competente
Autorità di regolazione ai sensi dell’art.2, comma 12, lettera h) della legge 481/1995,
predisponendo le misure atte a garantire che siano soddisfatte tutte le ragionevoli esigenze
degli utenti, ivi comprese quelle degli anziani e dei disabili, e la parità di condizioni
economiche e normative per ogni categoria di utenza;
•
promuovere gli interventi volti a migliorare la qualità e i rendimenti del proprio sistema di
trasmissione e distribuzione dell’energia elettrica in conformità agli indirizzi di politica
industriale volti allo sviluppo dell’innovazione tecnologica;
•
adottare tutti gli interventi volti al controllo ed alla gestione della domanda attraverso l’uso
efficiente delle risorse;
•
potenziare le azioni di assistenza, consulenza ed informazione rivolte agli utenti per favorire
l’uso razionale dell’energia;
•
concorrere a promuovere, nell’ambito delle sue competenze e responsabilità, la tutela
dell’ambiente, la sicurezza degli impianti e la salute degli addetti, adottando le misure idonee
a contenere le emissioni inquinanti, con la gradualità consentita dalla normativa vigente e
dalle esigenze connesse alla funzionalità del servizio elettrico;
•
destinare adeguate risorse ai fini della formazione e qualificazione professionale del
personale, affinché esso risulti sempre perfettamente idoneo in rapporto alle diverse
specializzazioni richieste per il corretto ed efficiente esercizio degli impianti e più in generale,
per lo svolgimento delle attività oggetto della concessione.
Attività immateriali
Le attività immateriali, tutte aventi vita utile definita, sono rilevate al costo di acquisto o di
produzione interna, quando è probabile che dall’utilizzo delle predette attività vengano generati
benefici economici futuri ed il relativo costo può essere attendibilmente determinato.
Il costo è comprensivo degli oneri accessori di diretta imputazione necessari a rendere le attività
disponibili per l’uso. Le attività immateriali, aventi vita utile definita, sono esposte al netto dei relativi
ammortamenti accumulati e delle eventuali perdite di valore, determinate secondo le modalità di
seguito descritte.
L’ammortamento è calcolato a quote costanti in base alla vita utile stimata, che è riesaminata con
periodicità almeno annuale; eventuali cambiamenti dei criteri di ammortamento sono applicati
prospetticamente.
L’ammortamento ha inizio quando l’attività immateriale è disponibile all’uso.
Relazione e Bilancio di Enel Distribuzione SpA al 31 dicembre 2010
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La vita utile stimata delle principali attività immateriali è la seguente:
Inoltre, l’ammortamento dei Certificati TEE è effettuato sulla base degli utilizzi, nell’ambito dei
progetti di efficienza energetica quinquennali, per gli obiettivi annuali previsti dai piani di risparmio
energetico.
Perdite di valore delle attività
A ciascuna data di riferimento del bilancio, le attività materiali (immobili, impianti e macchinari) e
immateriali sono analizzate al fine di verificare l’esistenza di indicatori di riduzione del valore. Nel
caso esista un’indicazione di perdita di valore, si procede alla stima del loro valore recuperabile,
imputando l’eventuale svalutazione rispetto al relativo valore di libro a conto economico.
Il valore recuperabile delle attività immateriali non ancora disponibili per l’uso, è invece stimato
almeno annualmente.
Il valore recuperabile è rappresentato dal maggiore tra il fair value, al netto dei costi accessori di
vendita, e il relativo valore d'uso, intendendosi per quest’ultimo il valore attuale dei flussi finanziari
futuri stimati per tale attività.
Nel determinare il valore d'uso, i flussi finanziari futuri attesi sono attualizzati utilizzando un tasso di
sconto al lordo delle imposte che riflette le valutazioni correnti di mercato del costo del denaro,
rapportato al periodo dell’investimento e ai rischi specifici dell'attività. Per un'attività che non genera
flussi finanziari ampiamente indipendenti, il valore recuperabile è determinato in relazione alla cash
generating unit cui tale attività appartiene.
Una perdita di valore è riconosciuta a Conto economico qualora il valore di iscrizione dell’attività, o
della relativa cash generating unit a cui essa è allocata, sia superiore al suo valore recuperabile. La
riduzione di valore di cash generating unit sono imputate in primo luogo a riduzione del valore
contabile dell’eventuale avviamento attribuito alla stessa e, quindi, a riduzione delle altre attività, in
proporzione al loro valore contabile. 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 i relativi ammortamenti.
Rimanenze
Le rimanenze di magazzino sono valutate al minore tra il costo e il valore netto di presumibile
realizzo, ad eccezione di quelle destinate ad attività di trading che sono valutate al valore di mercato
(fair value) con contropartita conto economico. La configurazione di costo utilizzata è il costo medio
ponderato che include gli oneri accessori di competenza. Per valore netto di presumibile realizzo si
intende il prezzo di vendita stimato nel normale svolgimento delle attività al netto dei costi stimati
per realizzare la vendita o, laddove applicabile, il costo di sostituzione.
Lavori in corso su ordinazione
I lavori in corso su ordinazione sono valutati sulla base dei corrispettivi contrattuali maturati con
ragionevole certezza, in relazione allo stato di avanzamento dei lavori determinato utilizzando il
Relazione e Bilancio di Enel Distribuzione SpA al 31 dicembre 2010
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metodo del costo sostenuto (cost to cost). Gli acconti versati dai committenti sono detratti dal valore
dei lavori in corso di ordinazione nei limiti dei corrispettivi maturati; l’eventuale parte eccedente è
iscritta nelle passività. Le perdite derivanti dalla chiusura delle singole commesse sono rilevate
interamente nell’esercizio in cui divengono probabili, indipendentemente dallo stato di avanzamento
delle singole commesse.
Strumenti finanziari
Attività finanziarie detenute sino a scadenza
Sono inclusi nelle “attività finanziarie detenute fino a scadenza” gli strumenti finanziari, non derivati,
aventi pagamenti fissi o determinabili e non rappresentati da partecipazioni, quotati in mercati attivi
per cui esiste l’intenzione e la capacità da parte della Società di mantenerli sino alla scadenza. Tali
attività sono inizialmente rilevate al fair value, rilevato alla “data di negoziazione”, inclusivo degli
eventuali costi di transazione; successivamente sono valutate al costo ammortizzato utilizzando il
metodo del tasso d’interesse effettivo, al netto di eventuali perdite di valore.
Tali perdite di valore sono determinate come differenza tra il valore contabile e il valore attuale dei
flussi di cassa futuri attesi, scontati sulla base del tasso di interesse effettivo originario.
Finanziamenti e crediti
Rientrano in questa categoria i crediti (finanziari e commerciali), ivi inclusi i titoli di debito, non
derivati, non quotati in mercati attivi, con pagamenti fissi o determinabili e per cui non vi sia l’intento
predeterminato di successiva vendita.
Tali attività sono, inizialmente, rilevate al fair value, eventualmente rettificato dei costi di
transazione e, successivamente, valutati al costo ammortizzato sulla base del tasso di interesse
effettivo, rettificato per eventuali perdite di valore. Tali riduzioni di valore sono determinate come
differenza tra il valore contabile e il valore corrente dei flussi di cassa futuri attualizzati al tasso di
interesse effettivo originario.
Il fair value dei crediti commerciali e degli altri crediti corrisponde al valore attuale dei flussi
finanziari attesi, attualizzati al tasso di interesse di mercato.
I crediti commerciali, la cui scadenza rientra nei normali termini commerciali, non sono attualizzati.
Attività finanziarie disponibili per la vendita
Sono classificate nelle “attività finanziarie disponibili per la vendita” i titoli di debito quotati non
classificati HTM (Held To Maturity), le partecipazioni in altre imprese (se non classificate come
“Attività finanziarie valutate al fair value con imputazione al Conto Economico”) e le attività
finanziarie non classificabili in altre categorie. Tali strumenti sono valutati al fair value con
contropartita il patrimonio netto.
Al momento della cessione, gli utili e perdite cumulati, precedentemente rilevati a patrimonio netto,
sono rilasciati a Conto economico.
Qualora sussistano evidenze oggettive che i predetti strumenti abbiano subito una riduzione di
valore, significativa o prolungata, la perdita cumulata, precedentemente iscritta a patrimonio netto,
è eliminata e riversata a Conto economico. Tali perdite di valore, non ripristinabili successivamente,
sono misurate come differenza tra il valore contabile e il fair value, determinato sulla base del prezzo
di negoziazione fissato alla data di chiusura dell’esercizio per le attività finanziarie quotate in mercati
regolamentati o determinato sulla base dei flussi di cassa futuri attualizzati al tasso di interesse di
mercato per le attività finanziarie non quotate.
Relazione e Bilancio di Enel Distribuzione SpA al 31 dicembre 2010
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Quando il fair value non può essere attendibilmente determinato, tali attività sono iscritte al costo
rettificato per eventuali perdite di valore.
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.
Ai fini del Rendiconto finanziario, le disponibilità liquide sono esposte non includendo gli scoperti
bancari alla data di chiusura dell’esercizio.
Debiti commerciali
I debiti commerciali sono inizialmente iscritti al fair value e successivamente valutati al costo
ammortizzato. I debiti commerciali la cui scadenza rientra nei normali termini commerciali non sono
attualizzati.
Passività finanziarie
Le passività finanziarie diverse dagli strumenti derivati sono iscritte quando la società diviene parte
nelle clausole contrattuali dello strumento e valutate inizialmente al fair value al netto dei costi di
transazione direttamente attribuibili. Successivamente, le passività finanziarie sono valutate con il
criterio del costo ammortizzato, utilizzando il metodo del tasso di interesse effettivo.
Strumenti finanziari derivati
I derivati sono rilevati al fair value e sono designati come strumenti di copertura quando la relazione
tra lo strumento finanziario derivato e l’oggetto della copertura è formalmente documentata e
l’efficacia della copertura, verificata periodicamente, rispetta i limiti previsti dallo IAS 39.
Quando i derivati hanno per oggetto la copertura del rischio di variazione del fair value delle attività
o passività oggetto di copertura (fair value hedge), le relative variazioni del fair value dello
strumento di copertura sono imputate a Conto economico; coerentemente, gli adeguamenti al fair
value delle attività o passività oggetto di copertura sono anch’essi rilevati a Conto economico.
Quando i derivati hanno per oggetto la copertura del rischio di variazione dei flussi di cassa degli
elementi coperti (cash flow hedge), le variazioni del fair value sono inizialmente rilevate a patrimonio
netto, per la porzione qualificata come efficace, e successivamente imputate a Conto economico
coerentemente con gli effetti economici prodotti dall’elemento coperto.
La porzione di fair value dello strumento di copertura che non soddisfa la condizione per essere
qualificata come efficace è rilevata a Conto economico.
Le variazioni del fair value dei derivati di negoziazione e di quelli che non soddisfano più le condizioni
per essere qualificati come di copertura ai sensi dello IAS 39 sono rilevate a Conto economico.
La contabilizzazione di tali strumenti è effettuata alla data di negoziazione.
I contratti finanziari e non finanziari (che già non siano valutati a fair value) sono altresì analizzati
per identificare l’esistenza di derivati “impliciti” (embedded derivative) che devono essere scorporati
e valutati al fair value. Le suddette analisi sono effettuate sia al momento in cui si entra a far parte
del contratto, sia quando avviene una rinegoziazione dello stesso che comporti una modifica
significativa dei flussi finanziari originari connessi.
Il fair value è determinato in base alle quotazioni ufficiali utilizzate per gli strumenti scambiati in
mercati regolamentati. Per gli strumenti non scambiati in mercati regolamentati il fair value è
Relazione e Bilancio di Enel Distribuzione SpA al 31 dicembre 2010
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determinato attualizzando i flussi di cassa attesi sulla base della curva dei tassi di interesse di
mercato alla data di riferimento e convertendo i valori in divise diverse dall’euro ai cambi di fine
periodo.
TFR e altri benefici per i dipendenti
La passività relativa ai benefici riconosciuti ai dipendenti ed erogati in coincidenza o successivamente
alla cessazione del rapporto di lavoro e relativa a programmi a benefíci definiti o altri benefici a lungo
termine erogati nel corso dell’attività lavorativa, iscritta al netto delle eventuali attività al servizio del
piano, è determinata, separatamente per ciascun piano, sulla base di ipotesi attuariali stimando
l’ammontare dei benefíci futuri che i dipendenti hanno maturato alla data di riferimento. La passività
è rilevata per competenza lungo il periodo di maturazione del diritto. La valutazione della passività è
effettuata da attuari indipendenti.
Con riferimento alla passività per programmi a benefici definiti, gli utili e le perdite attuariali cumulati
al
termine
dell’esercizio precedente
superiori
al
10%
del
maggiore
tra
il
valore
attuale
dell’obbligazione a benefici definiti a tale data e il fair value delle attività a servizio del piano a tale
data, sono rilevati a Conto Economico lungo la rimanente vita lavorativa media prevista dei
dipendenti partecipanti al piano. In caso contrario essi non sono rilevati.
Qualora la società si sia impegnata in modo comprovabile e senza realistiche possibilità di recesso,
con un dettagliato piano formale, alla conclusione anticipata, ossia prima del raggiungimento dei
requisiti per il pensionamento, del rapporto di lavoro, i benefíci dovuti ai dipendenti per la cessazione
del rapporto di lavoro sono rilevati come costo e sono valutati sulla base del numero di dipendenti
che si prevede accetteranno l'offerta.
Operazioni di pagamento basate sulle azioni
Piani di Stock Option
Il costo delle prestazioni rese dai dipendenti e remunerato tramite piani di stock option è
determinato sulla base del fair value delle opzioni concesse ai dipendenti alla data di assegnazione.
Il metodo di calcolo per la determinazione del fair value tiene conto di tutte le caratteristiche delle
opzioni (durata dell’opzione, prezzo e condizioni di esercizio, ecc.), nonché del valore del titolo Enel
alla data di assegnazione, della volatilità del titolo e della curva dei tassi di interesse sempre alla
data di assegnazione, coerenti con la durata del piano. Il modello di pricing utilizzato è il CoxRubinstein.
Il costo è riconosciuto a Conto economico, con contropartita a una specifica voce di patrimonio netto,
lungo il periodo di maturazione dei diritti concessi, tenendo conto della migliore stima possibile del
numero di opzioni che diverranno esercitabili.
Piani di incentivazione Restricted Share Units
Il costo delle prestazioni rese dai dipendenti e remunerato tramite piani di incentivazione Restricted
Share Units (RSU) è determinato sulla base del fair value, alla data di assegnazione, delle RSU
assegnate e in relazione alla maturazione del diritto a ricevere il corrispettivo.
Il metodo di calcolo per la determinazione del fair value tiene conto di tutte le caratteristiche delle
RSU (durata del piano, condizioni di esercizio, ecc.), nonché del valore e della volatilità del titolo Enel
lungo il vesting period. Il modello di pricing utilizzato è il Montecarlo.
Relazione e Bilancio di Enel Distribuzione SpA al 31 dicembre 2010
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Il costo è riconosciuto a Conto economico, lungo il vesting period, in contropartita una specifica voce
di patrimonio netto, tenendo conto della migliore stima possibile delle RSU che diverranno
esercitabili.
Fondi rischi e oneri
Gli accantonamenti ai fondi rischi e oneri sono rilevati quando, alla data di riferimento, in presenza di
una obbligazione 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
stimabile in modo attendibile. Se l'effetto è significativo, gli accantonamenti sono determinati
attualizzando i flussi finanziari futuri attesi a un tasso di sconto al lordo delle imposte che riflette la
valutazione corrente del mercato del costo del denaro in relazione al tempo e, se applicabile, il
rischio specifico attribuibile all’obbligazione. Quando l’ammontare è attualizzato, l’adeguamento
periodico del valore attuale dovuto al fattore temporale è rilevato a Conto economico come onere
finanziario.
Contributi
I contributi sono rilevati in bilancio al fair value quando vi è la ragionevole certezza che saranno
ricevuti o che sono soddisfatte le condizioni previste per l’ottenimento degli stessi, così come
previste da governi, enti governativi, e da analoghi enti locali, nazionali o internazionali.
I contributi ricevuti, sia a fronte di specifiche spese che a fronte di specifici beni il cui valore è iscritto
tra le attività materiali e immateriali, sono rilevati tra le altre passività e accreditati a Conto
economico lungo il periodo in cui si rilevano i costi a essi correlati.
I contributi in conto esercizio sono rilevati integralmente a conto economico nel momento in cui sono
soddisfatte le condizioni di iscrivibilità.
Riconoscimento di Ricavi
Secondo la tipologia di operazione, i ricavi sono rilevati sulla base dei criteri specifici di seguito
riportati:
•
i ricavi delle vendite di beni sono rilevati quando i rischi e i benefìci significativi della
proprietà
dei
beni
sono
trasferiti
all’acquirente
e
il
loro
ammontare
può
essere
attendibilmente determinato;
•
i ricavi per trasporto di energia elettrica si riferiscono ai quantitativi trasportati nel periodo,
ancorché non fatturati, e sono determinati integrando con opportune stime quelli rilevati in
base a prefissati calendari di lettura. Dalla lettura dei contatori a consuntivo, storicamente
non si sono registrate variazioni significative. Tali ricavi si basano, ove applicabili, sulle tariffe
e i ricavi ammessi previsti dai provvedimenti di legge e dell’Autorità per l’Energia Elettrica e il
Gas, in vigore nel corso del periodo di riferimento;
•
i ricavi per contributi di connessione alla rete di distribuzione di energia elettrica sono rilevati
in un’unica soluzione al completamento delle attività di connessione se il servizio reso è
separatamente individuabile rispetto ad eventuali servizi di distribuzione per la fornitura
continuativa e duratura di energia elettrica;
•
i ricavi per le prestazioni di servizi sono rilevati con riferimento allo stadio di completamento
delle attività. Nel caso in cui non sia possibile determinare attendibilmente il valore dei ricavi,
questi ultimi sono rilevati fino a concorrenza dei costi sostenuti che si ritiene saranno
recuperati;
Relazione e Bilancio di Enel Distribuzione SpA al 31 dicembre 2010
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•
i ricavi maturati nel periodo relativi a lavori in corso su ordinazione sono iscritti sulla base dei
corrispettivi pattuiti in relazione allo stato di avanzamento dei lavori, determinato utilizzando il
metodo del costo sostenuto (cost-to-cost), in base al quale i costi, i ricavi ed il relativo margine
sono riconosciuti in base all’avanzamento dell’attività produttiva. Lo stato avanzamento lavori è
determinato in funzione del rapporto tra i costi sostenuti alla data di valutazione ed i costi
complessivi attesi sulla commessa. I ricavi di commessa, oltre ai corrispettivi contrattuali,
includono le varianti, le revisioni dei prezzi ed il riconoscimento degli incentivi nella misura in
cui è probabile che essi rappresentino ricavi veri e propri e se questi possono essere
determinati con attendibilità. Sono inoltre rettificati per effetto delle penalità derivanti da ritardi
causati dalla società.
Proventi e oneri finanziari
I proventi e gli oneri finanziari sono rilevati per competenza sulla base degli interessi maturati sul
valore netto delle relative attività e passività finanziarie utilizzando il tasso di interesse effettivo e
includono le variazioni di fair value degli strumenti finanziari rilevati al fair value a Conto economico
e le variazioni di fair value dei derivati connessi ad operazioni finanziarie.
I proventi finanziari comprendono gli eventuali proventi sulla liquidità della società, gli eventuali
proventi derivanti dalle partecipazioni, dalla vendita di attività finanziarie, dalle variazioni del fair
value delle attività finanziare rilevate a conto economico, gli utili su cambi e gli utili su strumenti di
copertura rilevati a conto economico. Gli interessi attivi sono rilevati a conto economico per
competenza utilizzando il metodo dell'interesse effettivo. I dividendi e gli acconti sui dividendi sono
rappresentati come movimento di patrimonio netto alla data in cui sono approvati, rispettivamente
dall’Assemblea degli azionisti e dal Consiglio di Amministrazione.
Gli oneri finanziari comprendono gli interessi passivi sui finanziamenti, gli eventuali oneri legati alle
partecipazioni, le eventuali perdite su cambi, le variazioni del fair value delle attività finanziarie al
fair value rilevato a conto economico, le perdite di valore delle attività finanziarie e le perdite su
strumenti di copertura rilevati a conto economico. I costi relativi ai finanziamenti sono rilevati a
conto economico utilizzando il metodo dell'interesse effettivo.
Dividendi
I dividendi da partecipazioni sono rilevati quando è stabilito il diritto degli azionisti a ricevere il
pagamento.
I dividendi e gli acconti sui dividendi pagabili a terzi sono rappresentati come movimento del
patrimonio netto alla data in cui sono approvati, rispettivamente, dall’Assemblea degli Azionisti e dal
Consiglio di Amministrazione.
Imposte
Le imposte correnti sul reddito dell’esercizio, iscritte tra i “debiti per imposte sul reddito” al netto
degli acconti versati, ovvero nella voce “crediti per imposte sul reddito” qualora il saldo netto risulti a
credito, sono determinate in base alla stima del reddito imponibile e in conformità alla vigente
normativa fiscale.
Le imposte differite e anticipate sono calcolate sulle differenze temporanee tra i valori patrimoniali
iscritti nel bilancio e i corrispondenti valori riconosciuti ai fini fiscali applicando l’aliquota fiscale in
vigore alla data in cui la differenza temporanea si riverserà, determinata sulla base delle aliquote
fiscali previste da provvedimenti in vigore o sostanzialmente in vigore alla data di riferimento.
Relazione e Bilancio di Enel Distribuzione SpA al 31 dicembre 2010
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Le attività per imposte differite sono rilevate quando il loro recupero è probabile, cioè quando si
prevede che possano rendersi disponibili in futuro imponibili fiscali sufficienti a recuperare l’attività.
La recuperabilità delle attività per imposte differite viene riesaminata a ogni chiusura di periodo.
Le imposte correnti e differite sono rilevate nel Conto economico, a eccezione di quelle relative a voci
direttamente addebitate o accreditate a patrimonio netto, nei cui casi l’effetto fiscale è riconosciuto
direttamente a patrimonio netto. Le imposte differite e anticipate sono compensate quando le
imposte sul reddito sono applicate dalla medesima autorità fiscale, vi è un diritto legale di
compensazione ed è attesa una liquidazione del saldo netto. Le altre imposte non correlate al
reddito, come le tasse sugli immobili, sono incluse tra gli “Altri costi operativi”.
Sulla base della disciplina contenuta nel TUIR (DPR 917/86 – art.117 e seguenti) relativa al regime
fiscale di tassazione di gruppo denominato “Consolidato Fiscale Nazionale”, nell’esercizio 2010 Enel
Distribuzione SpA ha rinnovato con la controllante Enel SpA l’accordo relativo all’esercizio congiunto
dell’opzione per il regime “Consolidato Fiscale Nazionale” per il triennio 2010-2012, definendo tutti i
reciproci obblighi e responsabilità (cd. “Regolamento”).
Uso di stime
La redazione del bilancio, in applicazione degli IFRS-EU, richiede l’effettuazione di stime e assunzioni
che hanno effetto sui valori delle attività e delle passività di bilancio e sulla relativa informativa
nonché sulle attività e passività potenziali alla data di riferimento del bilancio. Le stime e le relative
ipotesi si basano sulle esperienze pregresse e su altri fattori considerati ragionevoli nella fattispecie e
vengono adottate quando il valore contabile delle poste di bilancio non è facilmente desumibile da
altre fonti. I risultati che si consuntiveranno potrebbero differire da tali stime. Le stime e le
assunzioni sono riviste periodicamente e gli effetti di ogni variazione sono riflessi a Conto economico,
qualora la stessa interessi solo quell’esercizio. Nel caso in cui la revisione interessi esercizi sia
correnti sia futuri, la variazione è rilevata nell’esercizio in cui la revisione viene effettuata e nei
relativi periodi futuri.
Si ritiene che alcuni principi contabili siano particolarmente significativi ai fini della comprensione del
bilancio; a tal fine, di seguito, sono indicate le principali voci di bilancio interessate dall’uso delle
predette stime contabili, nonché le principali assunzioni chiave utilizzate dal management nel
processo di valutazione delle predette voci di bilancio, nel rispetto dei sopra richiamati principi
contabili internazionali. La criticità insita in tali stime è determinata, infatti, dal ricorso ad assunzioni
e/o a giudizi professionali relativi a tematiche per loro natura incerte.
Le modifiche delle condizioni alla base delle assunzioni e dei giudizi adottati potrebbero determinare
un impatto significativo sui risultati successivi.
Rilevazione dei ricavi
Ricavi trasporto
I ricavi del trasporto di energia elettrica ai clienti del Mercato Libero, della Salvaguardia e della
Maggior Tutela, sono rilevati secondo il principio della competenza. I ricavi del trasporto di energia
elettrica ai clienti finali, comprendono, oltre a quanto fatturato in base a letture periodiche (e di
competenza dell’esercizio), una stima dell’energia elettrica distribuita nell’esercizio ma non ancora
fatturata, quale differenza tra l’energia elettrica complessivamente immessa nella Rete di
distribuzione nell’esercizio e quella complessivamente fatturata nell’esercizio (di competenza
dell’esercizio stesso), calcolata tenuto conto delle perdite di rete.
Relazione e Bilancio di Enel Distribuzione SpA al 31 dicembre 2010
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Nel 2010 la Società ha rilevato la stima della quantificazione della componente tariffaria a
remunerazione della dismissione anticipata dei contatori elettromeccanici, a seguito della conferma
dell’Autorità per l'Energia Elettrica e il Gas in merito alle modalità di valorizzazione della
componente.
Perequazioni
I ricavi rilevati nell’esercizio vengono rettificati/integrati per tener conto della rilevazione per
competenza economica delle seguenti perequazioni:
•
del meccanismo di perequazione dei ricavi relativi al servizio di distribuzione, per garantire la
copertura dei ricavi riconosciuti per ciascuna tipologia di clienti diversa da quella dei clienti
domestici;
•
del meccanismo di perequazione dei ricavi ottenuti dall'applicazione delle tariffe D2 e D3 ai clienti
domestici;
•
del meccanismo di perequazione dei ricavi dovuti alla maggiore remunerazione degli investimenti
incentivati sulle reti di distribuzione (dall’anno 2010);
•
del meccanismo di perequazione dei costi del servizio di distribuzione sulle reti (distintamente in
alta e media/bassa tensione);
•
del meccanismo di perequazione dei costi del servizio di distribuzione relativi alla trasformazione
AT/MT;
•
del meccanismo di perequazione dei ricavi del servizio di misura in bassa tensione, per garantire
alle imprese distributrici che hanno installato i misuratori elettronici la remunerazione del
capitale investito e le quote di ammortamento dei misuratori elettronici nonché le quote di
ammortamento dei misuratori elettromeccanici dismessi per l’installazione dei misuratori
elettronici e gli investimenti nei sistemi di raccolta dei dati;
•
del meccanismo di perequazione dei costi commerciali sostenuti dai distributori per i clienti in
bassa tensione, per compensare le situazioni di squilibrio tra i ricavi e i costi qualora superiori al
5%;
•
del meccanismo di integrazione dei ricavi a copertura degli oneri sostenuti dai distributori per lo
sconto sulla fornitura di energia elettrica riconosciuto ai dipendenti ed ai pensionati;
•
della regolazione alle imprese distributrici del valore della differenza tra perdite effettive e
perdite standard di rete (“delta perdite”), finalizzata a compensare, a partire dal 1° gennaio
2007, la quantità di energia elettrica approvvigionata e destinata ai clienti finali e l’energia
elettrica fornita agli stessi clienti finali per ciascun anno.
Tali perequazioni sono previste dal Testo Integrato delle disposizioni dell’Autorità per l’Energia
Elettrica e il Gas per l’erogazione dei servizi di trasmissione, distribuzione e misura dell’energia
elettrica, periodo di regolazione 2008-2011 (Deliberazione 29 dicembre 2007 n. 348/07), nonché
dalla
Deliberazione
21
febbraio
2008
–
18/08
afferente
la
perequazione
dei
costi
di
approvvigionamento dell’energia elettrica per il servizio di maggior tutela e definizione dei
meccanismi di conguaglio tra l’Acquirente Unico e gli esercenti la maggior tutela successivamente
alla quantificazione delle partite economiche relative al load profiling.
Continuità del servizio
Per il periodo 2008-2011, sulla base della Deliberazione n. 333/07 dell’Autorità per l’Energia Elettrica
e il Gas, con riferimento alla durata e al numero delle interruzioni le imprese distributrici hanno
diritto, rispettivamente, a incentivi nel caso di recuperi aggiuntivi di continuità del servizio o, nel
Relazione e Bilancio di Enel Distribuzione SpA al 31 dicembre 2010
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caso di mancato raggiungimento dei livelli tendenziali stabiliti, hanno l’obbligo di versare una
penalità nel conto “Qualità dei servizi elettrici”.
Dal 2009, negli ambiti territoriali in cui non risulta raggiunto il livello tendenziale assegnato, il
pagamento della penalità è suddiviso in tre rate uguali da versare alla Cassa Conguaglio del Settore
Elettrico; per ciascuno dei due anni seguenti, qualora nello stesso ambito territoriale venga raggiunto
il livello tendenziale assegnato, la penalità è ridotta in misura pari alla rata annuale.
Con riferimento al bilancio al 31 dicembre 2010, la Società ha stimato il premio per il recupero della
continuità del servizio sulla base della previsione della durata e del numero delle interruzioni
dell’esercizio 2010 realizzati in ciascun ambito territoriale e, inoltre, ha stimato la penalità per
ciascun ambito territoriale in cui si ha la previsione del mancato raggiungimento dei livelli tendenziali
stabiliti.
E’ possibile che a seguito dei controlli da effettuarsi a cura dell’Autorità per l’Energia Elettrica e il Gas
sui dati di continuità del servizio forniti dalla Società, i premi e le penalità potrebbero risultare
differenti da quelli rilevati nel bilancio 2010, ma sulla base dell’esperienza storica non si ritiene
significativo l’eventuale scostamento.
Pensioni e altre prestazioni post-pensionamento
Una parte dei dipendenti della società godono di piani pensionistici che offrono prestazioni
previdenziali basate sulla storia retributiva e sui rispettivi anni di servizio. Alcuni dipendenti
beneficiano, inoltre, della copertura di altri piani di benefici post-pensionamento.
I calcoli delle spese e delle passività associate a tali piani sono basati su stime effettuate dai nostri
consulenti attuariali, che utilizzano una combinazione di fattori statistico-attuariali, tra cui dati
statistici relativi agli anni passati e previsioni dei costi futuri. Sono inoltre considerati come
componenti di stima gli indici di mortalità e di recesso, le ipotesi relative all’evoluzione futura dei
tassi di sconto, dei tassi di crescita delle retribuzioni, nonché l’analisi dell’andamento tendenziale dei
costi dell’assistenza sanitaria.
Tali stime potranno differire sostanzialmente dai risultati effettivi, per effetto dell’evoluzione delle
condizioni economiche e di mercato, di incrementi/riduzione dei tassi di recesso e della durata di vita
dei partecipanti, oltre che di variazioni dei costi effettivi dell’assistenza sanitaria.
Tali differenze potranno avere un impatto significativo sulla quantificazione della spesa previdenziale
e degli altri oneri a questa collegati.
Recuperabilità di attività non correnti
Il valore contabile delle attività non correnti e delle attività destinate alla dismissione viene
sottoposto a verifica periodica e ogni qualvolta le circostanze o gli eventi ne richiedano una più
frequente verifica.
Qualora si ritenga che il valore contabile di un gruppo di attività immobilizzate abbia subito una
perdita di valore, lo stesso è svalutato fino a concorrenza del relativo valore recuperabile, stimato
con riferimento al suo utilizzo e cessione futura, a seconda di quanto stabilito nei più recenti piani
aziendali.
Si ritiene che le stime di tali valori recuperabili siano ragionevoli; tuttavia, possibili variazioni dei
fattori di stima su cui si basa il calcolo dei predetti valori recuperabili potrebbero produrre valutazioni
diverse. L’analisi di ciascuno dei gruppi di attività immobilizzate è unica e richiede alla direzione
aziendale l’uso di stime e ipotesi considerate prudenti e ragionevoli in relazione alle specifiche
circostanze.
Relazione e Bilancio di Enel Distribuzione SpA al 31 dicembre 2010
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Recupero futuro di imposte differite attive
Al 31 dicembre 2010 il bilancio comprende imposte differite attive, connesse alla rilevazione di
componenti di reddito a deducibilità tributaria differita, per un importo il cui recupero negli esercizi
futuri è ritenuto dagli Amministratori altamente probabile.
La recuperabilità delle suddette imposte differite attive è subordinata al conseguimento di utili
imponibili futuri sufficientemente capienti per l’utilizzo dei benefici delle altre attività fiscali differite.
La valutazione della predetta recuperabilità tiene conto della stima dei redditi imponibili futuri e si
basa su pianificazioni fiscali prudenti; tuttavia, nel momento in cui si dovesse constatare che la
società non sia in grado di recuperare negli esercizi futuri la totalità o una parte delle predette
imposte differite attive rilevate, la conseguente rettifica verrà imputata al Conto economico
dell’esercizio in cui si verifica tale circostanza.
Contenziosi
Enel Distribuzione SpA è parte in giudizio in diversi contenziosi legali relativi principalmente ad
appalti, personale e all’esercizio degli impianti. Data la natura di tali contenziosi, non è sempre
oggettivamente possibile prevedere l’esito finale di tali vertenze, alcune delle quali potrebbero
concludersi con esito sfavorevole.
Sono inoltre pendenti diverse vertenze in materia urbanistica, paesaggistica e ambientale
(principalmente con riferimento all’esposizione a campi elettromagnetici), connesse alla costruzione
e all’esercizio di linee di trasporto, dalla cui definizione potrebbero derivare significativi oneri che,
tuttavia, non sono al momento oggettivamente quantificabili.
Sono stati costituiti fondi destinati a coprire tutte le passività significative per i casi in cui i legali
abbiano constatato la probabilità di un esito sfavorevole e una stima ragionevole dell’importo della
perdita.
Fondo svalutazione crediti
Il fondo svalutazione crediti riflette le stime delle perdite connesse al portafoglio crediti della società.
Sono stati effettuati accantonamenti a fronte di perdite attese su crediti, stimati in base
all’esperienza passata con riferimento a crediti con analoga rischiosità creditizia, a importi insoluti
correnti e storici, storni e incassi, nonché all’attento monitoraggio della qualità del portafoglio crediti
e delle condizioni correnti e previste dell’economia e dei mercati di riferimento.
Pur ritenendo congruo il fondo stanziato, l’uso di ipotesi diverse o il cambiamento delle condizioni
economiche potrebbero riflettersi in variazioni del fondo svalutazione crediti e, quindi, avere un
impatto sugli utili.
Le stime e le assunzioni sono riviste periodicamente e gli effetti di ogni variazione sono riflessi a
Conto economico nell’esercizio di competenza.
Oltre alle voci elencate in precedenza, l’uso di stime ha altresì riguardato la valutazione di strumenti
finanziari e la valutazione dell’obsolescenza di magazzino. Per tali voci, la stima e le assunzioni
effettuate sono contenute nei rispettivi commenti ai principi contabili utilizzati.
Relazione e Bilancio di Enel Distribuzione SpA al 31 dicembre 2010
67
Discontinued operations e attività non correnti classificate come destinate alla
vendita
Le attività non correnti (o gruppi in dismissione) il cui valore contabile sarà recuperato
principalmente attraverso la vendita anziché con il loro utilizzo continuativo sono classificate come
destinate alla vendita e rappresentate separatamente dalle altre attività e passività dello Stato
patrimoniale. Le attività non correnti (o gruppi in dismissione) classificate come possedute per la
vendita sono dapprima rilevate in conformità allo specifico IFRS/IAS di riferimento applicabile a
ciascuna attività e passività e, successivamente, sono rilevate al minore tra il valore contabile e il
relativo fair value, al netto dei costi di vendita. Eventuali successive perdite di valore sono rilevate
direttamente a rettifica delle attività non correnti (o gruppi in dismissione) classificate come
destinate per la vendita con contropartita a Conto economico. I corrispondenti valori patrimoniali
dell’esercizio precedente non sono riclassificati.
Un’attività operativa cessata (discontinued operation) rappresenta una parte dell’impresa che è stata
dismessa o classificata come destinata alla vendita, e:
•
rappresenta un importante ramo di attività o area geografica di attività;
•
è parte di un piano coordinato di dismissione di un importante ramo di attività o area
•
è una società controllata acquisita esclusivamente allo scopo di essere rivenduta.
geografica di attività; o
I risultati delle attività operative cessate – siano esse dismesse oppure classificate come destinate
alla vendita e in corso di dismissione – sono esposti separatamente nel Conto economico, al netto
degli effetti fiscali. I corrispondenti valori relativi all’esercizio precedente, ove presenti, sono
riclassificati ed esposti separatamente nel Conto economico, al netto degli effetti fiscali, ai fini
comparativi.
In particolare, la partecipazione in Enel Rete Gas SpA ceduta per l’80% il 30 settembre 2009, è stata
classificata nel 2009 come Attività destinata alla vendita e in particolare come discontinued
operation; conseguentemente, considerata la classificazione come discontinued operation, il risultato
di tale attività al netto dell’effetto fiscale è stato esposto nel 2009 separatamente nel Conto
economico, nei Risultati delle discontinued operations; la relativa informativa viene fornita nella
nota n.10 del Conto economico.
3. Principi contabili di recente emanazione
Principi di prima adozione e applicabili
La Società ha adottato i seguenti principi contabili internazionali ed interpretazioni di prima adozione
al 1° gennaio 2010:
“Revisione dello IAS 27 – Bilancio consolidato e separato”: il nuovo standard dispone che,
nell’ambito del bilancio consolidato, gli effetti contabili rivenienti dalla cessione di una quota
partecipativa nel capitale di una propria controllata, che non implica la perdita del controllo, deve
essere rilevata direttamente nel patrimonio netto di gruppo. Tale metodologia di rilevazione
contabile è altresì applicata in caso di acquisizione di un’ulteriore quota di capitale di una società
già controllata. Diversamente, la cessione di quote che implicano la perdita del controllo della
società partecipata, comporta la rilevazione dei relativi effetti contabili a conto economico, ivi
Relazione e Bilancio di Enel Distribuzione SpA al 31 dicembre 2010
68
inclusi quelli derivanti dalla misurazione al fair value
dell’eventuale interessenza partecipativa
residua alla data in cui il controllo è ceduto.
L’applicazione di tale principio non ha comportato impatti nell’esercizio.
“Modifiche allo IAS 39 – Strumenti finanziari: Rilevazione e valutazione – Elementi qualificabili
per la copertura”. Attraverso tale integrazione al vigente IAS 39 lo IASB chiarisce le condizioni
per cui, taluni strumenti finanziari/non finanziari, possono essere considerati come elementi
coperti (“hedged item”) in una relazione di copertura. Precisa, in proposito, che un’entità possa
coprire anche solo una tipologia di variazione nel cash flow o nel fair value di un elemento
coperto, c.d. one sided risk (ossia che il prezzo di una commodity oggetto di copertura subisca
incrementi oltre un prezzo prefissato), c.d. one-sided risk. A tal proposito, lo IASB chiarisce,
inoltre, che un’opzione acquistata designata come di copertura in una one-sided risk hedge
relationship, è perfettamente efficace solo se il rischio coperto è rappresentato esclusivamente
dalla variazione dell'intrinsic value dello strumento di copertura e non anche del suo time value.
L’applicazione, su base retroattiva, di tale principio non ha comportato impatti nell’esercizio.
“Modifiche all’IFRS 2 – Pagamenti basati su azioni”. Tali modifiche hanno l’obiettivo di:
-
chiarire l’ambito di applicazione del principio stesso, inglobando nel testo quanto già
indicato nell’IFRIC 8 Ambito di applicazione dell’IFRS 2;
-
fornire delle linee guida per classificare i pagamenti basati su azioni nel bilancio consolidato
e nel bilancio separato/individuale delle società coinvolte;
-
definire il trattamento contabile per le operazioni con pagamento basato su azioni regolate
tramite strumenti rappresentativi di capitale (c.d. equity settled) che coinvolgono più
società di un gruppo, inglobando ed ampliando quanto indicato nell’IFRIC 11
IFRS–2 -
Operazioni con azioni proprie e del gruppo;
-
definire il trattamento contabile per le operazioni con pagamento basato su azioni regolate
per cassa (c.d. cash settled) che coinvolgono più società di un gruppo, fattispecie non
disciplinata dall’IFRIC 11.
L’applicazione, su base retroattiva, delle predette modifiche - che hanno sostituito le
interpretazioni IFRIC 8 ed IFRIC 11 non ha comportato impatti significativi nell’esercizio.
“Revisione dell’IFRS 3 – Aggregazioni aziendali”. Il nuovo principio introduce modifiche
significative alla metodologia di contabilizzazione delle operazioni di aggregazione aziendale. Le
previsioni più importanti riguardano:
-
l’obbligo di rilevazione a conto economico delle variazioni di corrispettivo riconosciute
dall’acquirente successivamente alla data di acquisizione, nonché dei costi di transazione
dell’operazione di aggregazione;
-
la
possibilità
di
optare,
con
riferimento
alla
metodologia
di
rilevazione
dell’avviamento, per il criterio del c.d. full goodwill ovvero del partial goodwill;
Relazione e Bilancio di Enel Distribuzione SpA al 31 dicembre 2010
69
iniziale
l’obbligo,
-
nel
caso
di
acquisto
di
ulteriori
quote
partecipative
successivamente
all’acquisizione del controllo, di rilevazione della differenza, tra il prezzo d’acquisto e la
corrispondente quota di patrimonio netto contabile, a rettifica del patrimonio netto;
l’obbligo, nei casi di aggregazioni aziendali realizzate in più fasi, di rilevazione a conto
-
economico degli effetti derivanti dalla valutazione al fair value, alla data di acquisizione del
controllo, delle interessenze precedentemente detenute nei casi di aggregazioni aziendali
realizzate in più fasi.
L’applicazione, su base prospettica, di tale principio non ha comportato impatti nell’esercizio.
“IFRIC 12 – Accordi per servizi in concessione’ L'interpretazione, applicata retroattivamente al
1° gennaio 2009, dispone che in presenza di determinate caratteristiche dell’atto di concessione,
le infrastrutture asservite all'erogazione di servizi pubblici in concessione siano iscritte nelle
attività immateriali e/o nelle attività finanziarie, a seconda se - rispettivamente - il
concessionario abbia diritto ad addebitare il cliente finale per il servizio fornito, e/o abbia diritto a
ricevere un corrispettivo predeterminato dall'ente pubblico concedente. La nuova interpretazione
si applica sia alle infrastrutture che il concessionario realizza o acquista da un terzo ai fini
dell’accordo di servizio, sia a quelle esistenti alle quali il concedente dà accesso al concessionario
ai fini dell’accordo di servizio. In particolare, l’IFRIC 12 si applica agli accordi per servizi in
concessione da pubblico a privato se il concedente:
-
controlla o regolamenta quali servizi il concessionario deve fornire con l’infrastruttura, a
chi li deve fornire e a quale prezzo; e
-
controlla, tramite la proprietà o in altro modo, qualsiasi interessenza residua
significativa nell’infrastruttura alla scadenza dell’accordo.
Sulla base delle analisi effettuate, con riferimento alla concessione del servizio di distribuzione di
energia elettrica, le condizioni applicative previste dalla nuova interpretazione non risultano
sussitere, disponendo il concessionario del pieno controllo, così come definito dall’IFRIC 12.
•
“IFRIC 15 – Accordi per la costruzione di immobili”. Tale interpretazione precisa i criteri di
rilevazione contabile dei ricavi e dei costi derivanti dalla sottoscrizione di un contratto di
costruzione di un immobile, chiarendo quando applicare le disposizioni previste dallo IAS 11
Lavori su ordinazione e dallo IAS 18 Ricavi. Regola, altresì, il trattamento contabile da applicare
ai ricavi derivanti dalle prestazioni di servizi aggiuntivi per l’immobile in costruzione.
Questa interpretazione non ha trovato applicazione per la Società.
“IFRIC 16 – Coperture di un investimento netto in una gestione estera”. L’interpretazione si
applica alle società che intendono coprire il rischio di cambio derivante da un “investimento netto
in una gestione estera”.
Relazione e Bilancio di Enel Distribuzione SpA al 31 dicembre 2010
70
Le principali disposizioni della sopra citata interpretazione sono di seguito riportate:
-
può essere oggetto di copertura solo la differenza cambio tra la valuta funzionale (e non
di presentazione) della gestione estera e quella della sua controllante (quest’ultima intesa
a qualsiasi livello – ultimo o intermedio);
-
con riferimento al bilancio consolidato, il rischio di cambio connesso all’investimento netto
in una gestione estera può essere designato come coperto una volta sola, anche se più di
una società del Gruppo ha coperto la propria esposizione;
-
lo strumento di copertura può essere detenuto da qualsiasi società del Gruppo (esclusa
quella coperta);
-
in caso
di
dismissione della gestione
estera, nel
bilancio
consolidato’ l'importo
riclassificato a conto economico dalla riserva di traduzione connessa allo strumento di
copertura è pari all’ammontare di utili/perdite equivalenti alla porzione efficace dello
strumento di copertura.
Questa interpretazione non ha trovato applicazione per la Società.
“IFRIC 17 – Distribuzione ai soci di attività non rappresentate da disponibilità liquide”.
L’interpretazione chiarisce le modalità di rilevazione contabile dei dividendi erogati in beni,
diversi dal denaro, ai possessori di capitale. In particolare:
-
i dividendi devono essere rilevati quando deliberati;
-
la società deve valutare i dividendi al fair value dell’attività netta da erogare;
-
la società deve registrare la differenza tra valore di libro e fair value a conto economico.
L’applicazione, su base prospettica, di tale interpretazione non ha comportato impatti
nell’esercizio.
•
“IFRIC 18 – Cessioni di attività da parte della clientela”. L’interpretazione chiarisce le modalità di
rilevazione e valutazione di immobili, impianti o macchinari ricevuti dai propri clienti, ovvero di
liquidità destinate alla realizzazione degli stessi, da utilizzare per collegare il cliente ad un
determinato network e/o garantire a questi l'accesso continuo e duraturo alla fornitura di
determinati servizi. In particolare, l'interpretazione chiarisce che, qualora siano soddisfatte tutte
le condizioni previste dagli standard contabili internazionali per la rilevazione iniziale di
un'attività, i predetti asset ricevuti devono essere rilevati contabilmente al relativo fair value. In
merito alle modalità di rilevazione dei corrispondenti ricavi, qualora l'accordo preveda solamente
l'obbligo di connessione del cliente al network, il relativo ricavo dovrà essere rilevato al momento
della connessione alla rete; diversamente, qualora debbano essere forniti al cliente una pluralità
di servizi, la rilevazione dei relativi ricavi dovrà essere effettuata in funzione dell'erogazione di
ciascuno dei servizi pattuiti, ovvero lungo la minore tra la durata della fornitura e la vita utile
dell'asset.
Tale interpretazione è stata applicata, a partire dal 1° gennaio 2010, alle transazioni effettuate
dal 1° luglio 2009 e comportato effetti sul risultato economico dell’esercizio 2010, per euro 67
milioni, nonché la rideterminazione del patrimonio netto al 31 dicembre 2009 in misura dei
Relazione e Bilancio di Enel Distribuzione SpA al 31 dicembre 2010
71
contributi ricevuti nel secondo semestre 2009, con un effetto pari a euro 23 milioni (al netto del
relativo effetto fiscale).
Principi non ancora applicabili e non adottati
La Commissione Europea nel corso dell’esercizio 2010 ha omologato i seguenti nuovi principi o
interpretazioni applicabili, per la Società, a partire dal 1°gennaio 2011:
“Revised IAS 24 – Related party disclosures”, emesso a novembre 2009: la modifica prevede la
facoltà per le società controllate o sottoposte a influenza notevole da parte di enti governativi di
fornire una specifica informativa, più sintetica, per le transazioni effettuate con tali enti e con
altre società anch’esse controllate o sottoposte a influenza notevole da parte degli stessi. La
nuova versione dello IAS 24, inoltre, ha apportato una modifica alla definizione di parti correlate
rilevante ai fini dell'informativa nelle note di commento. La nuova versione dello IAS 24 sarà
applicabile retroattivamente. La Società non prevede impatti significativi dall’applicazione delle
nuove disposizioni.
“Amendments to IFRIC 14 – Prepayments of a Minimum Funding Requirement”, emesso a
novembre 2009: chiarisce le circostanze in cui una società che effettua dei versamenti a
copertura di un c.d. minimum funding requirement (cioè un livello minimo di contribuzione al
piano) può rilevare tali versamenti come un’attività. Le modifiche saranno applicabili, a partire
dagli esercizi che hanno inizio il 1° gennaio 2011 o successivamente. La Società non prevede
impatti significativi dall’applicazione delle nuove disposizioni.
“IFRIC 19 – Extinguishing financial liabilities with equity instruments”, emesso a novembre
2009: tale interpretazione chiarisce il criterio di contabilizzazione che il debitore deve applicare
in caso di estinzione di passività tramite emissione di strumenti di capitale a favore del
creditore. In particolare, è previsto che gli strumenti di capitale emessi costituiscono il
corrispettivo per l’estinzione delle passività e devono essere valutati al fair value alla data di
estinzione. L’eventuale differenza tra il valore contabile della passività estinta ed il valore iniziale
degli strumenti di capitale emessi deve essere rilevata a conto economico. L’interpretazione sarà
applicabile retroattivamente. La Società non prevede impatti significativi dall’applicazione delle
nuove disposizioni.
Si segnala che la modifica di seguito illustrata, seppur omologata nel corso del 2009 non è ancora
applicabile al 1 gennaio 2010:
“Modifiche allo IAS 32 – Strumenti finanziari: Esposizione nel bilancio”. La modifica chiarisce che
i diritti, le opzioni o i warrant che danno il diritto di acquisire un numero fisso di strumenti
rappresentativi di capitale della stessa entità che emette tali diritti per un ammontare fisso di
una qualsiasi valuta, devono essere classificati come strumenti rappresentativi di capitale se e
solo se l'entità offre i diritti, le opzioni o i warrant proporzionalmente a tutti i detentori della
stessa classe di propri strumenti rappresentativi di capitale non costituiti da derivati. Le
modifiche dovranno essere applicate, retroattivamente, a partire dagli esercizi che hanno inizio
dopo il 31 gennaio 2010. La Società non prevede impatti significativi dall’applicazione delle
nuove disposizioni.
Relazione e Bilancio di Enel Distribuzione SpA al 31 dicembre 2010
72
Nel corso del 2009 e 2010 l’International Accounting Standard Board (IASB) e l’International
Financial
Reporting
Interpretations
Committee
(IFRIC)
hanno
pubblicato
nuovi
principi
ed
interpretazioni che, al 31 dicembre 2010, non risultano ancora omologati dalla Commissione
Europea. Di seguito se ne riportano i principali:
“IFRS 9 – Financial Instruments”, emesso a novembre 2009 e successivamente rivisto ad
ottobre 2010 costituisce la prima delle tre fasi del progetto di sostituzione dello IAS 39. Il nuovo
standard definisce i criteri per la classificazione delle attività e delle passività finanziarie. Le
attività finanziarie devono essere classificate sulla base del c.d. business model dell’impresa e
delle caratteristiche dei relativi flussi di cassa contrattuali associati. Con riferimento ai criteri di
valutazione, il nuovo standard prevede che, inizialmente, le attività e passività finanziarie
debbano essere valutate al fair value, inclusivo degli eventuali costi di transazione che sono
direttamente attribuibili all’assunzione o emissione delle stesse. Successivamente, attività e
passività finanziarie possono essere valutate a fair value, ovvero a costo ammortizzato, salvo
l’esercizio della c.d. fair value option. In merito ai criteri di valutazione degli investimenti in
strumenti di capitale non detenuti per finalità di trading, è possibile optare irrevocabilmente per
la presentazione delle variazioni di fair value tra gli other comprehensive income; i relativi
dividendi dovranno essere in ogni caso rilevati a conto economico.
Il nuovo principio sarà
applicabile, previa omologazione, a partire dagli esercizi che hanno inizio il 1° gennaio 2013. La
Società sta valutando impatti derivanti dall’applicazione futura delle nuove disposizioni.
“Modifiche all’IFRS 7 – Strumenti finanziari: informazioni integrative”, emesso a ottobre 2010;
la modifica richiede ulteriore informativa per aiutare gli utilizzatori del bilancio nel valutare
l’esposizione di rischio al trasferimento di attività finanziarie e l’effetto di tali rischi sulla
posizione finanziaria della società. Il nuovo principio introduce nuovi requisiti di informativa, da
inserirsi in un’unica nota al bilancio, con riferimento ad attività finanziarie trasferite che non
sono state oggetto di derecognition
coinvolgimento,
alla
data
di
e per quelle attività trasferite in cui si è mantenuto un
bilancio.
Gli
emendamenti
all’IFRS
7
saranno
applicabili
prospetticamente, previa omologazione, a partire dagli esercizi che hanno inizio il 1° gennaio
2012 o successivamente. La Società sta valutando impatti derivanti dall’applicazione futura delle
nuove disposizioni.
“Improvements to IFRS”, emesso a maggio 2010: si tratta di modifiche migliorative a principi già
esistenti. Le più significative riguardano:
−
l’IFRS 3 – Aggregazioni aziendali, come rivisto nel 2008: viene specificato che le
partecipazioni di minoranza nella società acquisita sono interessenze nell’attuale proprietà
che danno diritto, in caso di liquidazione della società, ad una quota proporzionale delle sue
attività nette. Devono essere misurate o al fair value o in proporzione alla quota di
partecipazione nell’ammontare riconosciuto delle attività nette identificabili dell’acquisita.
Tutti gli altri elementi classificabili come partecipazioni di minoranza ma che non hanno le
caratteristiche sopra descritte (ad esempio, share option, azioni privilegiate, etc.), devono
essere misurate al loro fair value alla data di acquisizione eccetto se altri criteri di
misurazione sono previsti nell’ambito dei principi contabili internazionali. Tali modifiche sono
applicabili, previa omologazione, a partire dagli esercizi che hanno inizio il 1° luglio 2010 o
successivamente.
Relazione e Bilancio di Enel Distribuzione SpA al 31 dicembre 2010
73
−
l’IFRS 7 – Strumenti finanziari: informazioni integrative: si chiarisce l’informativa richiesta in
caso di attività finanziarie rinegoziate, nonché l’informativa necessaria per rappresentare il
rischio di credito. Tali modifiche sono applicabili, previa omologazione, a partire dagli esercizi
che hanno inizio il 1° gennaio 2011 o successivamente.
−
Lo IAS 1 – Presentazione del bilancio: si richiede che la riconciliazione tra il valore contabile
all’inizio e quello al termine dell’esercizio per ogni componente degli “altri componenti di conto
economico complessivo” (OCI) possa essere presentata o nel prospetto delle variazioni di
patrimonio netto o nelle note. Si rammenta in proposito che, con l’introduzione della
“Revisione dello IAS 27 – Bilancio consolidato e separato”, il principio in parola era stato
modificato richiedendo che la predetta riconciliazione fosse presentata nel prospetto delle
variazioni di patrimonio netto. Le modifiche introdotte a maggio 2010 sono applicabili, previa
omologazione, a partire dagli esercizi che hanno inizio il 1° gennaio 2011 o successivamente.
−
Lo IAS 34 – Bilanci intermedi: tale principio è stato modificato al fine di ampliare
l’informativa richiesta nella redazione dei bilanci intermedi con riferimento, in particolare, alle
attività/passività finanziarie. A titolo esemplificativo, si richiede di indicare i cambiamenti
intervenuti sul business o sulle condizioni economiche che hanno avuto impatto sul fair value
delle attività/passività finanziarie valutate al fair value o con il metodo del costo
ammortizzato. Tali modifiche sono applicabili, previa omologazione, a partire dagli esercizi
che hanno inizio il 1° gennaio 2011 o successivamente.
4. Gestione del Rischio
Rischio Mercato
Enel Distribuzione SpA nell’esercizio della sua attività è esposta a diversi rischi di mercato e in
particolare al rischio di oscillazione dei tassi di interesse e marginalmente al rischio di oscillazione dei
cambi e dei prezzi delle commodity.
Per contenere tale esposizione all’interno dei limiti definiti all’inizio dell’esercizio nell’ambito delle
politiche di gestione del rischio, Enel Distribuzione SpA stipula contratti derivati con la controllante
Enel SpA. La società non stipula contratti derivati ai fini speculativi.
Il fair value è determinato utilizzando le quotazioni ufficiali per gli strumenti scambiati in mercati
regolamentati. Il fair value degli strumenti non quotati in mercati regolamentati è determinato
mediante modelli di valutazione appropriati per ciascuna categoria di strumento finanziario e
utilizzando i dati di mercato relativi alla data di chiusura dell’esercizio contabile (quali tassi di
interesse, volatilità) attualizzando i flussi di cassa attesi in base alla curva dei tassi di interesse di
mercato alla data di riferimento e convertendo i valori in divise diverse dall’euro ai cambi di fine
esercizio forniti dalla Banca Centrale Europea.
Il valore nozionale di un derivato è l’importo contrattuale in base al quale sono scambiati i
differenziali; tale ammontare può essere espresso sia in base a un valore sia in base a quantità
(quali per esempio tonnellate, convertite in euro moltiplicando l’ammontare nozionale per il prezzo
fissato). Gli ammontari espressi in valute diverse dall’euro sono convertiti in euro applicando il tasso
di cambio in essere alla data di bilancio.
Gli importi nozionali dei derivati di seguito riportati non rappresentano ammontari scambiati fra le
parti e di conseguenza non sono una misura dell’esposizione creditizia della Società.
Relazione e Bilancio di Enel Distribuzione SpA al 31 dicembre 2010
74
Le attività e passività finanziarie relative a strumenti derivati sono classificate in:
•
derivati di cash flow hedge, relativi prevalentemente alla copertura del rischio di variazione dei
flussi di cassa connessi ad alcuni finanziamenti a lungo termine a tasso variabile;
•
derivati di trading, relativi alla copertura del rischio tasso che non presentano i requisiti formali
richiesti dallo IAS 39 per essere contabilizzati quali operazioni di copertura di specifiche attività,
passività, impegni o transazioni future.
Rischio tasso di interesse
Con l’obiettivo di ridurre l’ammontare di indebitamento finanziario soggetto alla variazione dei tassi
di interesse e di ridurre il costo della provvista, vengono utilizzate tramite la controllante Enel Spa,
contratti di interest rate swap.
Gli interest rate swap sono utilizzati allo scopo di ridurre l’ammontare del debito soggetto alle
fluttuazioni dei tassi di interesse e per ridurre la variabilità del costo dell’indebitamento. Mediante un
interest rate swap la società si accorda con una controparte per scambiare, a intervalli di tempo
specificati, flussi di interesse a tasso variabile contro flussi di interesse a tasso fisso, concordato tra
le parti, entrambi calcolati su un capitale nozionale di riferimento.
Nella seguente tabella vengono forniti, alle date del 31 dicembre 2010 e del 31 dicembre 2009, il
nozionale dei contratti derivati su tasso di interesse.
I sopra rappresentati contratti vengono posti in essere con nozionale e data di scadenza minori o
uguali a quelli della passività finanziaria sottostante, cosicché ogni variazione nel fair value e/o nei
flussi di cassa attesi di tali contratti è bilanciata da una corrispondente variazione nel fair value e/o
nei flussi di cassa attesi della posizione sottostante.
Pertanto, il fair value dei derivati finanziari generalmente riflette l’importo stimato che la Società
dovrebbe pagare o ricevere per estinguere i contratti alla data di chiusura contabile.
Nella tabella seguente vengono forniti, alle date del 31 dicembre 2010 e del 31 dicembre 2009, il
nozionale e il fair value dei contratti derivati su tasso di interesse.
Relazione e Bilancio di Enel Distribuzione SpA al 31 dicembre 2010
75
Nella seguente tabella sono indicati i flussi di cassa attesi negli esercizi a venire relativi ai predetti
strumenti finanziari derivati:
L’ammontare dell’indebitamento a tasso variabile di Enel Distribuzione SpA non coperto dal rischio di
tasso di interesse rappresenta il principale elemento di rischio per l’impatto negativo sul Conto
economico, in termini di maggiori oneri finanziari, di un eventuale aumento del livello dei tassi di
interesse di mercato.
Al 31 dicembre 2010 la quasi totalità dell’indebitamento a lungo termine è a tasso variabile. Tenuto
conto delle operazioni di copertura dal rischio tasso di interesse classificate come di cash flow hedge,
risultate efficaci in base a quanto previsto dagli IFRS-EU, tale indebitamento risulta coperto al 58%.
Tale percentuale si attesterebbe al 64% ove si considerassero ai fini del rapporto di copertura anche
quei derivati su tasso di interesse ritenuti di copertura sotto il profilo gestionale, ma che non hanno i
requisiti necessari per essere contabilizzati secondo le regole dell’hedge accounting.
Tale indebitamento, inoltre, è interamente espresso in euro e pertanto non si configura l’esistenza di
una esposizione alla variabilità dei tassi di cambio di mercato.
Al 31 dicembre 2010 se i tassi di interesse a tale data fossero stati di 1 punto base più alti, a parità
di ogni altra variabile, il patrimonio netto sarebbe stato più alto di 0,64 milioni di euro a seguito
dell’incremento del fair value dei derivati su tasso di interesse classificati come di cash flow hedge.
Viceversa, se i tassi di interesse al 31 Dicembre 2010 fossero stati di 1 punto base più bassi, a parità
di ogni altra variabile, il patrimonio netto sarebbe stato più basso di 0,64 milioni di euro a seguito del
decremento del fair value dei derivati su tasso di interesse classificati di come di cash flow hedge.
Un aumento (diminuzione) dei tassi di interesse di pari entità genererebbe, a parità di ogni altra
variabile, un impatto negativo (positivo) in termini di maggiori oneri annui sulla quota non coperta
del debito pari a circa 83 mila euro.
Rischio tasso di cambio
La Società è esposta marginalmente al rischio del tasso di cambio, derivante da flussi di natura
commerciale denominati in divisa estera. Per coprire tali esposizioni la Società ha posto in essere nel
corso dell’esercizio coperture tramite acquisti e vendite a termine di dollari statunitensi, tutte giunte
a scadenza prima del 31 dicembre 2010.
Conseguentemente, non si ritiene materiale l’impatto degli oneri finanziari netti attesi nei prossimi
anni relativi alle variazioni risultanti da un apprezzamento e da un deprezzamento dell’euro, pari al
10%, nei confronti di altre valute rilevanti.
Rischio del prezzo commodity
Con l’obiettivo di ridurre il rischio di oscillazione dei prezzi delle commodity, essenzialmente rame ed
alluminio, nell’esercizio 2005 sono stati posti in essere contratti derivati, in particolare collar, i cui
Relazione e Bilancio di Enel Distribuzione SpA al 31 dicembre 2010
76
esisti si sono riversati nell’esercizio 2006. Dal 2007 al 2009 tali prodotti derivati non sono stati
rinnovati. Si evidenzia che la Società valuta non rilevante l’eventuale impatto delle variazioni dei
prezzi di tali commodity.
Rischio di credito
Enel Distribuzione SpA è caratterizzata da un’alta esposizione del rischio del credito; si evidenzia
però che tutte le prestazioni di trasporto e connessioni che va a realizzare devono essere
preventivamente pagate o garantite da fidejussioni bancarie/polizze assicurative.
Conseguentemente il rischio di credito risulta mitigato.
Un’indicazione quantitativa sintetica dell’esposizione massima al rischio di credito è desumibile dal
valore contabile delle attività finanziarie espresse al lordo del relativo fondo svalutazione.
Al 31 dicembre 2010 l’esposizione massima al rischio di credito ammonta a euro 1.945 milioni (euro
2.027 milioni al 31 dicembre 2009):
Si rinvia alla specifica nota n.19 per le altre informazioni richieste dall’IFRS 7 in merito ai crediti
commerciali (in particolare, dettaglio dei crediti commerciali per area geografica e movimentazione
del fondo svalutazione crediti e analisi dello scaduto).
Rischio di liquidità
La gestione del rischio di liquidità è centralizzato presso la Tesoreria di Gruppo in Enel SpA, che
assicura l’adeguata copertura degli eventuali fabbisogni di liquidità non disponibili prontamente
tramite i flussi di cassa generati dall’ordinaria attività. Data la dinamica dell’operatività, la strategia
di Gruppo privilegia l’impiego di linee di credito dedicate.
Le previsioni dei fabbisogni di liquidità è determinata sulla base dei flussi di cassa previsti
dall’ordinaria gestione aziendale.
Le attività e passività finanziarie valutate al fair value sono classificate nei tre livelli gerarchici di
seguito descritti, in base alla rilevanza delle informazioni (input) utilizzate nella determinazione del
fair value stesso.
In particolare:
•
Livello 1: sono classificate in tale livello le attività/passività finanziarie il cui fair value è
determinato sulla base di prezzi quotati (non modificati) su mercati attivi per attività o passività
identiche;
•
Livello 2: sono classificate in tale livello le attività/passività finanziarie il cui fair value è
determinato sulla base di input diversi da prezzi quotati di cui al livello 1, ma che, per tali
attività/passività, sono osservabili direttamente o indirettamente sul mercato;
Relazione e Bilancio di Enel Distribuzione SpA al 31 dicembre 2010
77
•
Livello 3: sono classificate in tale livello le attività/passività finanziarie il cui fair value è
determinato sulla base di dati di mercato non osservabili.
Nella tabella seguente sono riepilogate le attività e passività finanziarie valutate al fair value in
essere al 31 dicembre 2010, distinte in base all’appartenenza ai tre livelli di gerarchia del fair value
sopra descritti, con evidenza del relativo valore di bilancio.
Le scadenze contrattuali delle passività finanziarie al 31 dicembre 2010 sono esposte di seguito:
Le scadenze contrattuali delle passività finanziarie al 31 dicembre 2009 sono esposte di seguito:
La previsione dei fabbisogni di liquidità è determinata sulla base dei flussi di cassa previsti
dall’ordinaria gestione aziendale.
Relazione e Bilancio di Enel Distribuzione SpA al 31 dicembre 2010
78
Informazioni sul Conto economico
Ricavi
5.a Ricavi delle vendite e delle prestazioni – Euro 7.008.718 migliaia
I ricavi delle vendite e delle prestazioni risultano così articolati:
I ricavi da trasporto energia, pari a euro 6.223.111 migliaia, accolgono sia i ricavi per il servizio di
trasporto ai clienti del mercato della Maggior Tutela, sia i ricavi per il servizio di trasporto ai clienti
della Salvaguardia e del Mercato Libero.
I ricavi da trasporto energia si riferiscono per euro 3.946.224 migliaia ai ricavi verso le altre società
del gruppo, di cui euro 913.869 migliaia verso Enel Energia SpA per il trasporto al mercato libero e al
mercato della Salvaguardia e euro 3.028.024 migliaia verso Enel Servizio Elettrico SpA per il
trasporto al mercato della Maggior Tutela.
I ricavi da trasporto energia riflettono, inoltre, il valore netto dei meccanismi di perequazione, pari a
euro (63.348) migliaia (euro (101.375) migliaia al 31 dicembre 2009), derivanti:
•
per euro (43.195) migliaia, dall’applicazione del meccanismo di perequazione dei clienti
domestici (euro (260.780) migliaia al 31 dicembre 2009);
•
per euro 6.922 migliaia, dall’integrazione dei ricavi a copertura degli oneri per sconto dei
dipendenti del settore distribuzione (euro 129.668 migliaia al 31 dicembre 2009);
•
per euro (141.835) migliaia, dal meccanismo di perequazione della differenza tra le perdite
di rete effettive e le perdite standard (euro (73.160) al 31 dicembre 2009);
•
per euro (65.739) migliaia, dal meccanismo di perequazione del servizio di distribuzione
(euro 33.297 migliaia al 31 dicembre 2009);
•
per euro 131.300 migliaia, dal meccanismo di perequazione dei contributi di allacciamento
introdotto nel 2010;
•
per euro 49.199 migliaia, dall’applicazione degli altri meccanismi di perequazione (euro
69.600 al 31 dicembre 2009).
Relazione e Bilancio di Enel Distribuzione SpA al 31 dicembre 2010
79
In particolare, i principali fenomeni che hanno influito sull’aumento dei ricavi ordinari per il servizio di
trasporto energia, pari a euro 846.766 migliaia, sono di seguito evidenziati:
•
l’iscrizione
della
quantificazione
della
componente
tariffaria
a
remunerazione
della
dismissione anticipata dei contatori elettromeccanici, a seguito della conferma da parte
dell’Autorità per l'Energia Elettrica e il Gas delle modalità di valorizzazione della componente,
pari a euro 690.972 migliaia;
•
l’effetto netto positivo, pari a circa euro 237.593 migliaia, derivante essenzialmente
dall’effetto prezzo positivo (compresi i meccanismi di perequazione clienti domestici e
servizio di distribuzione) a seguito degli aggiornamenti tariffari previsti per il periodo
regolatorio 2008-2011 e dall’effetto volume positivo derivante dall’aumento dell’energia
distribuita a i clienti finali (+6 TWh verso il 2009);
•
l’introduzione del meccanismo di perequazione relativo ai contributi di allacciamento, pari a
euro 131.300 migliaia;
•
la riduzione degli altri meccanismi di perequazione, pari complessivamente ad euro 212.074
migliaia.
La variazione negativa dei ricavi per il servizio di trasporto energia degli esercizi precedenti, pari a
euro 308.001 migliaia, deriva essenzialmente:
•
dalla variazione negativa delle rettifiche relative agli anni precedenti dei ricavi tariffari e delle
perequazioni, nonché dall’iscrizione nel 2009 dei ricavi eccedentari rispetto al Vincolo V1 dei
precedenti cicli regolatori (anni dal 2000 al 2007), per complessivi euro 201.861 migliaia;
•
dall’incremento degli importi netti negativi relativi alle perequazioni delle perdite di rete degli
esercizi precedenti, pari a euro 73.160 migliaia.
I contributi da Cassa Conguaglio Settore Elettrico, pari a euro 17.273 migliaia, si riferiscono
esclusivamente ai rimborsi previsti dal Provvedimento CIP n. 27/84 a copertura dei mancati incassi
dai clienti delle componenti versate alla Cassa Conguaglio del Settore Elettrico (euro 14.638 migliaia
al 31 dicembre 2009).
L’aumento dei contributi di connessione e altri diritti accessori verso terzi e altre società del gruppo,
pari complessivamente a euro 128.973 migliaia, è conseguenza essenzialmente della diversa
classificazione nei due esercizi dei ricavi di competenza relativi ai contributi a preventivo ante IFRIC
18, pari a euro 26.228 migliaia al 31 dicembre 2010 (euro 38.998 migliaia al 31 dicembre 2009) e
delle spese amministrative relative alle connessioni attive dei produttori e simili, pari a euro 80.009
migliaia (euro 51.987 migliaia al 31 dicembre 2009); infatti, tali partite sono state classificate nel
2010 nei “Ricavi delle vendite e prestazioni” mentre nel 2009 erano classificate nella voce “Altri
ricavi”.
I lavori in corso su ordinazione, pari a euro 13.620 migliaia (euro 26.821 migliaia al 31 dicembre
2009) si riferiscono essenzialmente a lavori svolti per conto di Terna SpA a partire dal 1° aprile 2009
(data di cessione della partecipazione in Enel Linee Alta Tensione Srl a Terna SpA) sulle Linee di Alta
Tensione trasferite alla società, come previsto dagli specifici accordi.
Relazione e Bilancio di Enel Distribuzione SpA al 31 dicembre 2010
80
Si evidenzia che le altre vendite e prestazioni verso terzi, pari a euro 37.061 migliaia (euro 32.428
migliaia al 31 dicembre 2009) si riferiscono essenzialmente per euro 12.390 migliaia alla vendita a
terzi di materiali e bobine (euro 10.288 migliaia al 31 dicembre 2009), per euro 6.873 migliaia ai
servizi aggiuntivi di misura a produttori e traders (euro 15.949 migliaia al 31 dicembre 2009) e per
euro 15.042 migliaia ai servizi connessi alla rete di distribuzione del gas di Enel Rete Gas SpA; si
evidenzia che tali ultimi ricavi per prestazioni a Enel Rete Gas SpA sono esposti al 31 dicembre 2009,
per euro 3.692 migliaia, nelle altre vendite e prestazioni terzi, e per euro 10.234 migliaia, nelle altre
vendite e prestazioni gruppo. Tale diversa classificazione deriva dall’uscita di Enel Rete Gas SPA dal
Gruppo Enel in data 30 settembre 2009 (data di cessione dell’80% della partecipazione).
Le altre vendite e prestazioni verso altre società del gruppo, pari a euro 37.685 migliaia (euro
28.838 migliaia al 31 dicembre 2009) si riferiscono per euro 3.004 migliaia ai ricavi verso Enel M@p
Srl (euro 4.551 migliaia al 31 dicembre 2009), per euro 12.469 migliaia ai ricavi verso Endesa
Distribuciòn Eléctrica per la vendita dei contatori elettronici e per euro 7.071 migliaia ai ricavi Enel
Distributie Muntenia per la vendita di materiali alla società. La vendita di contatori elettronici e
materiali, rispettivamente a Endesa Distribuciòn Eléctrica e Enel Distributie Muntenia, è stata
effettuata a partire dal 2010 a fronte di spicifici contratti stipulati tra le parti.
5.b Altri ricavi – Euro 278.077 migliaia
Il dettaglio degli altri ricavi e proventi è riportato di seguito:
I ricavi per contributi si riferiscono al 31 dicembre 2010 all’iscrizione dei ricavi per i contributi ricevuti
da organismi comunitari, dal Ministero per lo Sviluppo Economico (MISE) e per elettrificazione rurale.
Relazione e Bilancio di Enel Distribuzione SpA al 31 dicembre 2010
81
La riduzione dei ricavi per contributi, pari complessivamente a euro 59.102 migliaia, deriva
essenzialmente dall’effetto della diversa esposizione dei ricavi per contributi a preventivo ante IFRIC
18, a seguito dell’applicazione dell’IFRIC 18; infatti, come in precedenza esposto, tali ricavi sono
esposti al 31 dicembre 2009, per euro 38.998 migliaia in tale voce, mentre sono esposti al 31
dicembre 2010, per euro 26.228 migliaia, nella voce “Ricavi delle vendite e prestazioni”.
Inoltre, la riduzione dei ricavi per contributi deriva dall’iscrizione nel 2009 del rilascio a conto
economico degli acconti su contributi in conto impianti, pari a euro 21.333 migliaia, relativi a lavori
sulle linee di Alta Tensione trasferite a Terna SpA, i cui lavori sono proseguiti da Enel Distribuzione
SpA per conto della società sulla base di uno specifico accordo.
Le plusvalenze da alienazione di partecipazioni si riferiscono alla plusvalenza netta realizzata sulla
cessione a SEL SpA, del 90% della partecipazione nella società SELNET Srl, pari a euro 2.912
migliaia, avvenuta con efficacia il 31 dicembre 2010, nella quale era stato conferito, sempre con
competenza 31 dicembre 2010, il ramo d’azienda della Provincia di Bolzano.
Al 31 dicembre 2009 la plusvalenza da alienazione di partecipazioni si riferisce alla plusvalenza
realizzata dalla cessione a Terna SpA della partecipazione in Enel Linee Alta tensione Srl, pari a euro
309.520 migliaia.
I ricavi da vendita di Titoli di efficienza energetica a terzi si riferiscono alla vendita dei Titoli alle
società Enel Rete Gas SpA (euro 9.868 migliaia), Hera SpA (euro 1.334 migliaia) e Deval SpA (euro
68 migliaia), a fronte di specifici contratti.
La riduzione degli altri ricavi per spese amministrative e tecniche relative a connessioni di produttori
e simili, pari a euro 50.961 migliaia, deriva, come in precedenza esposto, dalla diversa esposizione
nei due esercizi di tali ricavi a seguito dell’applicazione dell’IFRIC 18. Infatti, tali ultimi ricavi, al 31
dicembre 2009 sono classificati nella voce “Altri Ricavi”, per euro 50.961 migliaia, mentre al 31
dicembre 2010 nella voce “Ricavi delle vendite e prestazioni” per euro 80.009 migliaia.
Il premio sulla continuità del servizio accoglie la stima del premio spettante a Enel Distribuzione SpA
per i recuperi di continuità del servizio realizzati nel 2010 (euro 100.000 migliaia), determinata dalla
società stessa sulla base della normativa vigente in materia (Testo integrato delle disposizioni
dell’Autorità per l’Energia Elettrica e il Gas in materia di qualità dei servizi di distribuzione, misura e
vendita dell’energia elettrica per il periodo di regolazione 2008-2011 - deliberazione n. 333/07), e
dall’integrazione (euro 1.104 migliaia) del premio relativo all’esercizio 2009.
Al 31 dicembre 2009 il valore del premio sulla continuità del servizio accoglieva la stima del premio
spettante ad Enel Distribuzione SpA per i recuperi di continuità del servizio realizzati nel 2009 (euro
89.000 migliaia) e il maggior premio sulla continuità del servizio del 2008 a seguito delle modifiche
alla Deliberazione dell’Autorità per l’Energia Elettrica e il Gas 333/07 introdotte dalla Deliberazione
dell’Autorità per l’Energia Elettrica e il Gas 76/09 (euro 17.000 migliaia).
Si rinvia alla nota 6.e per l’analisi dei costi per penali sulla continuità del servizio.
I contributi da Cassa Conguaglio del Settore Elettrico per i Titoli Efficienza Energetica si riferiscono
alla rilevazione per competenza del contributo riferito ai Titoli acquistati per l’obiettivo di efficienza
energetica del 2010 e ai Titoli acquistati per il raggiungimento dell’obiettivo 2009 (ad integrazione di
quelli acquistati nel 2009).
Relazione e Bilancio di Enel Distribuzione SpA al 31 dicembre 2010
82
I conguagli e le revisioni di stime relative all’acquisto energia esercizi precedenti si riferiscono alla
rideterminazione positiva verso l’Acquirente Unico delle partite energia degli anni 2005 e 2006 a
seguito dell’attività, svolta da Terna SpA e Enel Distribuzione SpA, di allineamento dei punti di
prelievo sulle reti di Alta Tensione (Deliberazione 177/07 e successive dell’AEEG), pari a euro 3.085
migliaia (euro 29.736 migliaia al 31 dicembre 2009).
La riduzione degli Altri ricavi e proventi diversi verso terzi si riferisce essenzialmente all’iscrizione, al
31 dicembre 2009, dell’integrazione del corrispettivo della cessione del ramo d’azienda relativo alla
distribuzione dell’energia elettrica nei comuni di Milano e Rozzano avvenuta nel 2002 (euro 88.244
migliaia); tale integrazione è stata definita in uno specifico accordo con A2A, in attesa della
definizione dei giudizi in corso per i quali la rischiosità di soccombenza risulta remota. Inoltre, la
riduzione degli altri ricavi verso terzi si riferisce all’iscrizione al 31 dicembre 2009, a seguito di
quanto previsto dal contratto di compravendita della partecipazione in Enel Rete Gas SpA,
dell’indennizzo derivante dalla perdita della concessione di distribuzione del gas nel Comune di
Pescara a seguito della proposta di definizione bonaria e transattiva formulata dal Comune stesso
(euro 11.589 migliaia). A fronte dell’accordo definitivo raggiunto con il Comune di Pescara nel 2010,
sono stati iscritti nel corso dell’anno, ulteriori euro 1.131 migliaia.
I ricavi delle vendite e prestazioni e gli altri ricavi sono così suddivisi per area geografica:
Costi
Comprende le seguenti voci:
6.a Materie prime e materiali di consumo – Euro 338.298 migliaia
Il dettaglio delle materie prime e materiali di consumo è riportato nel prospetto seguente:
Gli acquisti energia gruppo si riferiscono all’energia elettrica acquistata per gli usi propri da Enel
Servizio Elettrico Srl, euro 30.194 migliaia (di cui euro 1.501 migliaia di competenza dell’esercizio
2009).
Relazione e Bilancio di Enel Distribuzione SpA al 31 dicembre 2010
83
Il costo di acquisto di materiali e apparecchi vari si riferisce all’acquisto di bobine, trasformatori e
altri materiali. L’aumento rispetto al 31 dicembre 2009, considerato anche l’effetto della variazione
delle rimanenze di materiali, è in linea con l’andamento degli investimenti del periodo.
In particolare, la variazione delle rimanenze materiali si riferisce per euro 40.838 migliaia alla
riduzione del magazzino esposto nelle attività non correnti (vedi nota di commento n.11) e per euro
967 migliaia alla riduzione del magazzino esposto nelle attività correnti (vedi nota di commento
n.18), indicato al netto del Fondo obsolescenza.
6.b. Servizi – Euro 2.058.927 migliaia
Il dettaglio dei costi per servizi è riportato nel prospetto seguente:
Relazione e Bilancio di Enel Distribuzione SpA al 31 dicembre 2010
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I costi per servizi e godimento beni verso società del gruppo relativi alle spese telefoniche, postali e
servizi informatici, all’amministrazione del personale, al service amministrativo e acquisti, alla
vigilanza, pulizia e altri costi di edificio, ai servizi di ristorazione, affitti e locazioni e canoni di
noleggio, sono prestati da Enel Servizi Srl.
L’aumento del costo da trasporto energia elettrica deriva dall’incremento del prezzo medio applicato
all’energia prelevata dalla Rete di Trasmissione Nazionale, dalle reti di altri operatori e dai produttori,
pari a euro 145.750 migliaia, e dall’effetto della cessione delle linee di Alta Tensione a Terna a far
data dal 1° aprile 2009, pari a euro 33.164 migliaia.
Inoltre, l’aumento del costo di trasporto si riferisce per euro 20.490 migliaia ai conguagli e revisioni
di stime esercizi precedenti. In particolare, l’applicazione della deliberazione 178/10 dell’Autorità per
l’Energia Elettrica e il Gas, in merito alla revisione dei bilanci di energia elettrica per il periodo
novembre 2002 – marzo 2004, ha determinato, per la Società, oltre all’incasso di note di credito da
ricevere per euro 26.295 migliaia, la rilevazione nel 2010 di conguagli e revisioni di stime negative
per trasporto energia esercizi precedenti, pari a euro 9.696 migliaia, a seguito del mancato
riconoscimento di note di credito da ricevere iscritte per la componente CTR.
I costi di manutenzione e riparazione impianti si riferiscono principalmente ai costi per la
manutenzione ordinaria delle cabine, posa in opera di sostegni e cavi, sostituzione gruppi di misura e
ripristini stradali e manutenzione delle aree esterne alle cabine.
I costi per servizi commerciali ed altri servizi da Enel Servizio Elettrico SpA si riferiscono ai servizi
prestati, a partire dal 1° gennaio 2008, nell’ambito del contratto stipulato tra le società per la
prestazione dei servizi commerciali e del servizio di connessione.
La riduzione degli Affitti e locazioni gruppo deriva essenzialmente dall’iscrizione nel 2009 del canone
d’affitto del ramo d’azienda Linee di Alta tensione conferito alla società Enel Linee di Alta Tensione
Srl il 1° gennaio 2009, a fronte dello specifico contratto stipulato tra le parti, pari a euro 28.093
migliaia; come previsto dal contratto, tale canone era dovuto fino alla data di cessione della
partecipazione avvenuta il 1° aprile 2009, previo inserimento da parte delle Autorità competenti
della rete AT conferita in ELAT nella Rete di Trasmissione Nazionale.
6.c Costo del personale – Euro 1.309.230 migliaia
Nel prospetto seguente è riportato il dettaglio del costo del personale:
La riduzione del costo del personale deriva essenzialmente dalla diminuzione degli oneri per incentivi
all’esodo, pari a euro 73.526 migliaia.
Relazione e Bilancio di Enel Distribuzione SpA al 31 dicembre 2010
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Nel prospetto che segue è evidenziata la consistenza media del personale per categoria di
appartenenza, confrontata con quella del periodo precedente, nonché la consistenza effettiva al 31
dicembre 2010.
Si evidenzia di seguito il dettaglio degli oneri sociali al 31 dicembre 2010:
Gli oneri sociali dell'esercizio 2010 risultano pari a euro 261.442 migliaia e si riferiscono ai contributi
INPS e istituti minori per euro 248.938 migliaia e a piani a contributi definiti a carico dell'azienda
inerenti FOPEN, per euro 10.285 migliaia, FONDENEL, per euro 586 migliaia, FISDE, per euro 1.302
migliaia e ASDE, per euro 332 migliaia.
6.d. Ammortamenti e perdite di valore - Euro 880.786 migliaia
Gli ammortamenti e le perdite di valore sono composti come evidenziato nella tabella seguente.
Gli ammortamenti delle attività immateriali si riferiscono essenzialmente all’ammortamento rilevato
sui certificati TEE per la quota di competenza dell’obiettivo 2010 e ai costi capitalizzati relativi al
Sistema di gestione della Cartografia informatizzata delle reti in Media e Bassa Tensione.
La svalutazione dei crediti commerciali (euro 3.117 migliaia) e degli altri crediti (euro 3.635 migliaia)
si riferisce all’accantonamento al fondo svalutazione crediti della società.
Relazione e Bilancio di Enel Distribuzione SpA al 31 dicembre 2010
86
6.e Altri costi operativi – Euro 427.048 migliaia
Il dettaglio degli Altri costi operativi è riportato nel prospetto seguente:
Gli accantonamenti per rischi ed oneri 2010 si riferiscono essenzialmente all’accantonamento al
Fondo vertenze e contenzioso, pari a euro 35.084 migliaia, all’accantonamento a fronte dei probabili
oneri da sostenere per gli impegni assunti nell’ambito delle connessioni dei produttori per gli impianti
realizzati entro il 31 dicembre 2010, pari a euro 64.142 migliaia, nonché all’accantonamento al
Fondo franchigie assicurative, pari a euro 21.947 migliaia. Inoltre, gli accantonamenti beneficiano
della proventizzazione delle penali sulla continuità del servizio riferite agli esercizi 2008 e 2009 (euro
7.967 migliaia).
Gli accantonamenti per rischi ed oneri 2009 si riferiscono all’accantonamento al Fondo rischi e oneri
per penali sulla continuità del servizio dell’esercizio 2009 (euro 47.000 migliaia), nonché
all’accantonamento
al
Fondo
franchigie
assicurative
(euro
17.207
migliaia).
Inoltre,
gli
accantonamenti beneficiano della proventizzazione delle penali sulla continuità del servizio riferite
all’esercizio 2008 (euro 13.868 migliaia).
Le minusvalenze ordinarie da alienazioni si riferiscono essenzialmente alla sostituzione di alcuni
contatori elettronici, installati all’inizio della campagna, con caratteristiche tecniche non adeguate.
Le imposte tasse e tributi accolgono sostanzialmente la tassa per occupazione spazi ed aree
pubbliche dovuta ai Comuni e alle Province (euro 18.706 migliaia), l’imposta comunale sugli immobili
(euro 8.895 migliaia), la tassa sui rifiuti solidi urbani (euro 1.336 migliaia) e l’imposta di registro
(euro 2.737 migliaia).
I Titoli efficienza energetica accolgono l’acquisto dell’annualità dei certificati TEE da terzi (euro
63.680 migliaia) e dalle altre società del gruppo (euro 8.916 migliaia) per il raggiungimento
dell’obbligo 2010 e della parte restante dell’obbligo 2009.
I contributi e le quote associative accolgono sostanzialmente il contributo riconosciuto ad Enel Cuore
Onlus, pari a euro 3.214 migliaia (euro 14.000 migliaia al 31 dicembre 2009).
Relazione e Bilancio di Enel Distribuzione SpA al 31 dicembre 2010
87
La normativa dell’Autorità per l’Energia Elettrica e il Gas (deliberazione n.333/07) ha previsto un
sistema di indennizzi a carico del distributore (euro 13.500 migliaia) per interruzioni senza preavviso
dei clienti finali in MT (Titolo 5), nonché un sistema di indennizzi per interruzioni prolungate ed
estese (euro 2.000 migliaia) e un contributo a carico del distributore destinato a finanziare il Fondo
eventi eccezionali per i rimborsi da corrispondere ai clienti finali a seguito delle interruzioni di durata
superiore agli standard (euro 3.000 migliaia) verificatesi in periodi di condizioni metereologiche
eccezionali o di eventi eccezionali (Titolo 7).
Le penali sulla continuità del servizio si riferiscono agli oneri da versare alla Cassa Conguaglio del
Settore Elettrico.
I conguagli e revisioni di stime 2010 relative all’acquisto energia esercizi precedenti si riferiscono
all’effetto dell’applicazione della deliberazione 178/10 dell’Autorità per l’Energia Elettrica e il Gas, in
merito alla revisione dei bilanci di energia elettrica per il periodo novembre 2002 – marzo 2004; tale
deliberazione ha determinato, per la Società, oltre all’incasso di note di credito da ricevere per
acquisto energia per euro 26.295 migliaia, la rilevazione nel 2010 di conguagli e revisioni di stime
acquisto energia esercizi precedenti, pari a euro 3.085 migliaia.
I conguagli e le revisioni di stime 2009 per acquisto energia relative agli esercizi precedenti al 31
dicembre 2009 si riferiscono all’energia acquistata ex. Dlg 387/03.
Gli altri oneri diversi di gestione accolgono nel 2010, essenzialmente, l’indennizzo riconosciuto a Enel
Rete Gas SpA per gli oneri da essa sopportati per la definizione del contenzioso fiscale relativo al
periodo d’imposta 2004, pari a euro 36.257 migliaia, come previsto dal contratto di vendita della
partecipazione in Enel Rete Gas SpA; inoltre, accolgono i conguagli negativi richiesti da F2i Reti Italia
sulla base dell’indebitamento finanziario al 30 settembre 2009 e dei flussi di cassa normalizzati del
2009 di Enel Rete Gas SpA, previsti dal contratto di vendita della partecipazione in Enel Rete Gas
SpA, pari complessivamente ad euro 34.109 migliaia.
6.f Costi per lavori interni capitalizzati – Euro 595.162 migliaia
Le capitalizzazioni si riferiscono alle seguenti tipologie di costi:
L’aumento dei costi per lavori interni capitalizzati è in linea con l’andamento degli investimenti in
immobili, impianti e macchinari.
7. Proventi da partecipazioni – Euro 21.460 migliaia
I proventi da partecipazioni si riferiscono ai dividendi percepiti a fronte delle partecipazioni nelle
società controllate e collegate di Enel Distribuzione SpA, come di seguito esposto.
Relazione e Bilancio di Enel Distribuzione SpA al 31 dicembre 2010
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Si rileva che i dividendi da Enel Rete Gas SpA percepiti nel 2009 (euro 16.222 migliaia), in quanto
classificati come “discontinued operation”, sono stati classificati
nel “Risultato delle discontinued
operation”.
8. Proventi/(Oneri) finanziari – Euro (178.386) migliaia
I proventi e oneri finanziari si riferiscono per euro 5.736 migliaia a proventi finanziari (euro 26.991
migliaia al 31 dicembre 2009) e per euro 184.122 migliaia a oneri finanziari (euro 208.581 migliaia
al 31 dicembre 2009).
Il dettaglio degli oneri e dei proventi finanziari è riportato di seguito:
Gli altri interessi attivi e proventi finanziari, pari a euro 5.304 migliaia, si riferiscono per euro 1.163
migliaia agli interessi di competenza sull’integrazione del corrispettivo della cessione del ramo
d’azienda relativo alla distribuzione dell’energia elettrica nei comuni di Milano e Rozzano avvenuta
nel 2002, previsti dallo specifico accordo in precedenza commentato (euro 21.706 migliaia al 31
dicembre 2009); si riferiscono, inoltre, per euro 2.949 migliaia agli interessi di competenza derivanti
dall’attualizzazione dello sconto energia elettrica dipendenti e pensionati (non presenti al 31
dicembre 2009).
Relazione e Bilancio di Enel Distribuzione SpA al 31 dicembre 2010
89
La riduzione degli interessi passivi sul mutuo BEI e sull’indebitamento in accollo dalla controllante
derivano dalla riduzione dell’indebitamento e dalla riduzione dei tassi di interesse di mercato
(complessivamente euro 13.688 migliaia). Tale ultimo effetto è stato più che compensato
dall’aumento degli interessi passivi netti relativi ai derivati di CFH e di trading stipulati su tali
finanziamenti (aumento di euro 15.613 migliaia di oneri finanziari e diminuzione di euro 865 migliaia
di proventi finanziari, con un effetto complessivo pari a euro 16.478 migliaia).
Le differenze positive e negative di cambio si riferiscono ai differenziali maturati sulle partite in
valuta relative ai materiali inerenti il contatore elettronico.
La riduzione degli interessi passivi sul conto corrente intersocietario deriva essenzialmente dalla
riduzione del tasso di interesse medio applicato rispetto al 2009.
9. Imposte – Euro 944.818 migliaia
Le imposte sono costituite per euro 816.730 migliaia dall’IRES (27,5%), e per euro 190.093 migliaia
dall’IRAP (stimata al 4,469% come aliquota media determinata per effetto del federalismo fiscale).
Inoltre le imposte accolgono la fiscalità differita attiva e passiva (positiva per euro 61.773 migliaia).
L’incidenza delle imposte complessive sul risultato ante imposte, pari a euro 2.710.743 migliaia, è
pari al 34,9%.
Invece, nel 2009 le imposte sul reddito si erano attestate a euro 832.611 migliaia, a fronte di un
risultato ante imposte (escluse le partite dicontinued operation) di euro 2.908.579 migliaia, con
un’incidenza del 28,6%.
L’aumento dell’incidenza delle imposte sul risultato ante imposte deriva essenzialmente da alcuni
fenomeni aventi caratteristiche di eccezionalità che hanno determinato un tax rate particolarmente
contenuto nell’esercizio 2009. In particolare, nel 2009 di segnala l’assoggettamento a tassazione
secondo il regime della Partecipation Exemption (di cui all’art. 87 TUIR) della plusvalenza, pari a
euro 309.520 migliaia, derivante dalla cessione della partecipazione in Enel Linee Alta Tensione Srl.
Inoltre, le imposte IRES nel 2009 sono esposte al netto di euro 29.659 migliaia relativi all’iscrizione
del credito per IRES a seguito della presentazione dell’istanza di rimborso in applicazione dell’art.6
del D.L. 29 novembre 2008 n. 185 che ha previsto la deducibilità dall’IRES dell’IRAP di competenza
nella misura forfetaria del 10% riferita al costo del lavoro e agli interessi.
Le imposte rilevate direttamente a patrimonio netto sono state complessivamente pari a euro 5.237
migliaia (euro 3.894 migliaia al 31 dicembre 2009) e si riferiscono all’effetto fiscale relativo ai
derivati di copertura sui tassi di interesse (CFH) sull’indebitamento a lungo termine e all’effetto
fiscale relativo all’applicazione dell’IFRIC 18.
Relazione e Bilancio di Enel Distribuzione SpA al 31 dicembre 2010
90
Per il commento delle imposte differite attive e passive si rinvia agli appositi paragrafi nello Stato
Patrimoniale.
Nel seguente prospetto è esposta la riconciliazione tra onere fiscale effettivo e teorico, determinato
applicando al risultato ante imposte l’aliquota fiscale vigente nell’esercizio:
La tabella è comprensiva delle partite (e del relativo effetto fiscale), classificate nel Risultato delle
discontinued operation (pari a euro 3.456 migliaia).
10. Risultato delle discontinued operation – Euro 0 migliaia
Il Risultato delle discontinued operation del 2009, negativo per euro 55.892 migliaia, deriva
dall’iscrizione dei ricavi e dei costi, al netto del relativo effetto fiscale, correlati alla vendita a F2i Reti
Italia Srl
2
della partecipazione in Enel Rete Gas SpA corrispondente all’80% del capitale della società
(avvenuta con efficacia il 30 settembre 2009); in particolare, il Risultato delle attività operative
cessate deriva essenzialmente:
•
dalla rilevazione della minusvalenza sulla vendita della partecipazione, pari a euro 60.475
migliaia;
•
dell’iscrizione dei dividendi sul risultato del 2008 di Enel Rete Gas SpA, pari a euro 16.222
migliaia;
•
dall’iscrizione nel 2009 delle spese di consulenza esterne sostenute per la cessione della
partecipazione, pari a euro 7.578 migliaia (di cui euro 3.751 migliaia verso Enel SpA).
L’effetto fiscale rilevato su tali partite risulta pari a euro 3.456 migliaia.
2
F2i Reti Italia Srl è il veicolo societario posseduto per il 75% da F2i SGR SpA e per il 25% da AXA.
Relazione e Bilancio di Enel Distribuzione SpA al 31 dicembre 2010
91
Informazioni sullo Stato Patrimoniale
Attivo
Attività non correnti
11. Immobili, impianti e macchinari – Euro 14.006.136 migliaia
La consistenza e la movimentazione degli immobili, impianti e macchinari (dell’esercizio 2009 e
2010) in esercizio e in costruzione, per singola categoria, sono evidenziate nel prospetto seguente:
Relazione e Bilancio di Enel Distribuzione SpA al 31 dicembre 2010
92
Come esposto la voce si riferisce per euro 143.767 migliaia alle parti di ricambio in magazzino
utilizzabili nella costruzione e nella manutenzione straordinaria di immobili, impianti e macchinari
(euro 184.605 migliaia al 31 dicembre 2009). La diminuzione di tale giacenze rispetto al 31 dicembre
2009, pari a euro 40.838 migliaia, deriva essenzialmente dal maggiore utilizzo dei materiali in linea
con i maggiori investimenti avuti nell’esercizio e dalla politica di contenimento delle scorte. Tale voce
non è ammortizzata in quanto considerata immobilizzazione in corso che verrà ammortizzata quando
disponibile per l’uso.
Il valore al 31 dicembre 2010 delle rivalutazioni legge n.350/03 effettuate nell’esercizio 2003, al fine
di eliminare gli effetti degli ammortamenti operati in applicazione di norme tributarie, alla data di
Relazione e Bilancio di Enel Distribuzione SpA al 31 dicembre 2010
93
transizione ai principi contabili internazionali è stato considerato quale “fair value as deemed cost”
alla data di rivalutazione.
In particolare, le migliorie su immobili di terzi, accolgono il valore residuo dei costi sostenuti per
interventi di modifica o di adeguamento di immobili in locazione di proprietà di terzi.
L’aumento della voce immobili, impianti e macchinari deriva dai fenomeni, sia di natura ordinaria che
non ordinaria, di seguito dettagliati.
Il dettaglio degli investimenti ordinari e non ordinari è di seguito esposto:
L’aumento
degli
investimenti
ordinari
della
Rete
di
distribuzione
deriva
essenzialmente
dall’incremento degli investimenti per richiesta clienti, correlati alla connessione di impianti da fonti
rinnovabili, in forte aumento nel corso del 2010 e dall’aumento degli investimenti per qualità del
servizio, questi ultimi con l’obiettivo di ridurre il numero e la durata delle interruzioni, mantenendo
comunque una politica selettiva degli investimenti. Tali effetti sono stati in parte compensati dalla
riduzione degli investimenti per il progetto contatore elettronico in considerazione della conclusione
della fase d’installazione massiva.
Nella Relazione sulla gestione è riportata un’analisi di maggior dettaglio degli investimenti.
Gli ammortamenti sono stati calcolati applicando le aliquote economico – tecniche rappresentative
della vita utile dei cespiti evidenziate nella nota di commento “Principi contabili e criteri di
valutazione”.
Si evidenzia di seguito il dettaglio degli Immobili, impianti e macchinari in corso:
Il valore netto dei beni gratuitamente devolvibili iscritti tra i Fabbricati strumentali è pari a euro 7
migliaia.
Relazione e Bilancio di Enel Distribuzione SpA al 31 dicembre 2010
94
Nella tabella seguente viene riportato il dettaglio degli immobili, impianti e macchinari al 31
dicembre 2010 classificati per tipologia d’impianto (al netto delle parti di ricambio):
Enel Distribuzione SpA svolge l’attività di distribuzione di energia elettrica. Per le informazioni
relative alle modalità di recupero del valore degli impianti di distribuzione alla scadenza della
concessione, si rinvia a quanto esposto nella nota “Finalità e contenuto del bilancio”. Per le
informazioni in merito all’IFRIC 12 si rinvia alla nota “Principi contabili e criteri di valutazione”.
12. Attività immateriali – Euro 181.506 migliaia
Il dettaglio e la movimentazione delle attività immateriali (dell’esercizio 2009 e 2010) è esposto di
seguito:
Relazione e Bilancio di Enel Distribuzione SpA al 31 dicembre 2010
95
I diritti di brevetto industriale sono costituiti dal valore residuo di sistemi informativi.
Di seguito è esposto il valore dei diritti di brevetto industriale stratificato in base alla vita utile
complessiva e residua:
Il Software non tutelato, classificato nelle altre attività immateriali, accoglie il valore residuo dei costi
sostenuti per il Sistema di gestione della cartografia informatizzata delle reti di Media e Bassa
Tensione in esercizio.
Relazione e Bilancio di Enel Distribuzione SpA al 31 dicembre 2010
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Di seguito è esposto il valore del software non tutelato stratificato in base alla vita utile complessiva
e residua:
La voce certificati TEE accoglie i costi sostenuti per l’acquisto e la realizzazione di progetti di
efficienza energetica che contribuiranno alla copertura degli obblighi, di cui alla normativa sugli
obblighi del distributore in merito ai contributi all’efficienza energetica, degli esercizi futuri.
Si evidenzia di seguito il dettaglio delle Attività immateriali in corso:
I costi di sviluppo si riferiscono essenzialmente al nuovo sistema di protezione e controllo della Rete
AT/MT che consentirà la gestione ottimizzata delle Reti MT attive con larga penetrazione di
generazione distribuita.
Relazione e Bilancio di Enel Distribuzione SpA al 31 dicembre 2010
97
13. Attività per imposte differite – Euro 535.881 migliaia
Passività per imposte differite – Euro 24.884 migliaia
Le “Attività per imposte differite” e “Passività per imposte differite” sono determinate sulla base delle
aliquote fiscali vigenti alla data di rientro ed ammontano a euro 510.997 migliaia (euro 444.987
migliaia al 31 dicembre 2009).
Il valore delle imposte differite al 31 dicembre 2010 è stato determinato applicando le aliquote del
27,5% per l’IRES e del 4,469% per l’IRAP (contro il 4,387% quale aliquota IRAP dell’esercizio a
raffronto).
Si forniscono in dettaglio i movimenti delle “Attività per imposte differite” e delle “Passività per
imposte differite”, per tipologia di differenza temporale, determinati sulla base delle aliquote fiscali
stimate nel presente periodo di imposta.
Le Attività per imposte differite sono state rilevate sulle differenze tra i valori, sostanzialmente
patrimoniali, iscritti in bilancio con i corrispondenti valori riconosciuti ai fini fiscali.
Le
Attività
per
imposte
differite
relative
ad
“altre
partite”
si
riferiscono
principalmente
all’incentivazione del personale.
La variazione delle Passività per imposte differite e delle Attività per imposte differite deriva
essenzialmente dall’incremento ordinario delle differenze tra i valori iscritti in bilancio con i
corrispondenti valori riconosciuti ai fini fiscali relativamente ai fondi rischi ed oneri, ai derivati
finanziari ed ai fondi benefici ai dipendenti.
Gli incrementi e i decrementi con imputazione a patrimonio netto si riferiscono all’effetto fiscale
relativo ai derivati di copertura sui tassi di interesse (CFH) sull’indebitamento a lungo termine e
all’effetto fiscale relativo all’applicazione dell’IFRIC 18.
Relazione e Bilancio di Enel Distribuzione SpA al 31 dicembre 2010
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I Riallineamenti si riferiscono al riallineamento delle Passività per imposte differite e delle Attività per
imposte differite stimate al 31 dicembre 2009 a seguito della presentazione della dichiarazione dei
redditi del 2009 avvenuta nel 2010.
Le Altre variazioni si riferiscono alle Attività per imposte differite che sono state conferite il 31
dicembre 2010 a SELNET Srl nell’ambito del ramo d’azienda relativo alla distribuzione di energia
elettrica nella Provincia di Bolzano.
14. Partecipazioni– Euro 150.384 migliaia
Il prospetto di seguito riportato evidenzia i movimenti intervenuti nell’esercizio per ciascuna
partecipazione, con i corrispondenti valori di inizio e fine esercizio, nonché l’elenco delle
partecipazioni possedute nelle società controllate, collegate e altre imprese:
Le partecipazioni in imprese controllate e collegate sono valutate al costo e sono soggette ad
impairment test al fine di rilevare eventuali perdite durevoli di valore.
Le partecipazioni in altre imprese sono iscritte al costo, rettificato per eventuali perdite di valore. Pur
essendo il fair value non attendibilmente determinabile, si ritiene che il relativo valore non possa
avere un impatto significativo su Enel Distribuzione SpA visto il valore minimale.
Si riporta di seguito la movimentazione delle Partecipazioni intervenuta nel corso dell’esercizio 2010:
Gli incrementi si riferiscono all’iscrizione al 31 dicembre 2010 del 10% della partecipazione in
SELNET Srl; infatti, il 31 dicembre 2010 è avvenuto il conferimento in SELNET Srl del ramo d’azienda
relativo alla distribuzione di energia elettrica nella Provincia di Bolzano e contestualmente è stato
ceduto da Enel Distribuzione SpA a SEL SpA il 90% del capitale sociale della Società a fronte di un
prezzo, pari a euro 71.100 migliaia. Conseguentemente, Enel Distribuzione SpA è al 31 dicembre
2010 titolare di una partecipazione pari al 10% del capitale sociale, per un importo pari a euro 7.233
migliaia.
I decrementi delle partecipazioni riguardano la partecipazione in Climare Scrl a seguito della
liquidazione della società avvenuta nel mese di novembre 2010.
Relazione e Bilancio di Enel Distribuzione SpA al 31 dicembre 2010
99
Per la partecipazione in imprese controllate, Enel M@p Srl, e la partecipazione in imprese collegate,
Enel Rete Gas SpA, vengono, inoltre, fornite le seguenti informazioni:
15. Crediti finanziari e titoli a medio/lungo termine – Euro 49.869 migliaia
I crediti finanziari e titoli a medio – lungo termine si riferiscono, per euro 36.111 migliaia, al credito
finanziario non corrente verso A2A (comprensivo degli interessi maturati, come previsto dallo
specifico accordo), per l’integrazione del corrispettivo della cessione del ramo d’azienda relativo alla
distribuzione dell’energia elettrica nei comuni di Milano e Rozzano avvenuta nel 2002 (euro 59.950
migliaia al 31 dicembre 2009).
Inoltre, la voce si riferisce per euro 13.744 migliaia ai Prestiti ai dipendenti, remunerati ai tassi
correnti di mercato ed erogati a fronte dell’acquisto della prima casa o per gravi necessità familiari e
rimborsati dai dipendenti in base a prestabiliti piani di ammortamento (euro 14.491 migliaia al 31
dicembre 2009) e per euro 13 migliaia ai titoli a medio - lungo termine, costituiti essenzialmente da
obbligazioni della controllante Enel SpA e depositate a cauzione presso terzi (euro 13 migliaia al 31
dicembre 2009).
I Prestiti ai dipendenti sono remunerati ai tassi correnti di mercato ed erogati a fronte dell’acquisto
della prima casa o per gravi necessità familiari e rimborsati dai dipendenti in base a prestabiliti piani
di ammortamento.
La riduzione della voce, pari a euro 34.175 migliaia rispetto al 31 dicembre 2009, deriva
essenzialmente dalla riclassifica a breve della quota del credito verso A2A per l’integrazione del
corrispettivo della cessione del ramo d’azienda relativo alla distribuzione dell’energia elettrica nei
comuni di Milano e Rozzano, pari a euro 25.000 migliaia, nonché alla riclassifica a breve del credito
relativo all’indennizzo derivante dalla perdita della concessione di distribuzione del gas nel Comune
di Pescara (come previsto dal contratto di compravendita della partecipazione in Enel Rete Gas SpA),
pari a euro 9.589 migliaia.
Relazione e Bilancio di Enel Distribuzione SpA al 31 dicembre 2010
100
16. Altre attività finanziarie non correnti – Euro 0 migliaia
Di seguito sono riportati i relativi valori nozionale e fair value dei derivati:
17. Altre attività non correnti – Euro 813.780 migliaia
La composizione della voce è la seguente:
Gli altri crediti diversi si riferiscono, per euro 639.937 migliaia, all’iscrizione nel 2010 della quota a
lungo del credito relativo alla quantificazione della componente tariffaria a remunerazione della
dismissione anticipata dei contatori elettromeccanici, a seguito della conferma sa parte dell‘Autorità
per l'Energia Elettrica e il Gas delle modalità di valorizzazione della componente.
Inoltre, gli altri crediti diversi si riferiscono per euro 29.659 migliaia all’iscrizione del credito per IRES
(rispettivamente euro 22.541 migliaia verso la controllante per il periodo 2004/2007 in cui la società
ha aderito al consolidato fiscale e euro 7.118 migliaia verso l’Erario per il 2003, anno precedente
all’adesione al consolidato fiscale) a seguito della presentazione nel 2009 dell’istanza di rimborso in
applicazione del D.L. 29 novembre 2008 n. 185 (art. 6) che ha previsto la deducibilità dell'IRAP
dall'IRES nella misura forfetaria massima del 10% dell'IRAP di competenza, relativa al costo del
lavoro e agli interessi.
I crediti verso la Cassa Conguaglio del Settore Elettrico si riferiscono essenzialmente al valore dei
contributi che la Cassa Conguaglio del Settore Elettrico riconoscerà alla società a fronte
dell’annullamento dei titoli relativi ai progetti di efficienza energetica per la copertura degli obblighi
degli esercizi successivi al 2010, pari a euro 63.440 migliaia (euro 89.709 migliaia al 31 dicembre
2009); inoltre, i crediti verso la Cassa Conguaglio del Settore Elettrico si riferiscono all’integrazione
sconto pensionati (deliberazione dell’Autorità per l’Energia Elettrica e il Gas n.348/2007, art.44), pari
a euro 78.717 migliaia (euro 97.668 migliaia al 31 dicembre 2009).
La riduzione dei crediti verso la Cassa Conguaglio del Settore Elettrico si riferisce alla riclassifica a
breve delle quote del credito che la Società incasserà presumibilmente nel 2011.
Relazione e Bilancio di Enel Distribuzione SpA al 31 dicembre 2010
101
Le Attività non correnti sono di seguito ripartite per grado temporale di esigibilità:
Per tali strumenti finanziari il valore contabile è sostanzialmente rappresentato dal fair value e non
sono stati identificati costi o proventi da capitalizzare; conseguentemente, il tasso d’interesse
effettivo è rappresentato dal tasso d’interesse nominale.
Attività correnti
18. Rimanenze – Euro 8.609 migliaia
Il dettaglio delle rimanenze è evidenziato nella tabella seguente:
I materiali ed apparecchi esposti nelle attività correnti sono destinati alle attività di manutenzione e
funzionamento.
Il
Fondo
obsolescenza
fronteggia
il
presumibile minor
valore
di
realizzo
di
materiali
ed
apparecchiature divenute obsolete, anche a seguito di evoluzioni tecnologiche e di scelte gestionali
volte all’impiego di apparecchiature a più alta efficienza ed in linea con le più moderne opportunità
offerte dall’industria elettromeccanica. La variazione del Fondo si riferisce ad utilizzi per euro 7.150
migliaia e ad accantonamenti per euro 1.000 migliaia.
19. Crediti commerciali – Euro 1.675.216 migliaia
Si riferiscono essenzialmente ai crediti verso clienti per trasporto di energia elettrica, prestazioni ed
interessi, e sono comprensivi anche di quelli dell’energia distribuita e di prestazioni ancora da
fatturare; sono esposti al netto di una svalutazione pari a euro 15.597 migliaia.
Relazione e Bilancio di Enel Distribuzione SpA al 31 dicembre 2010
102
La riduzione dei Crediti commerciali è riconducibile in misura prevalente alla riduzione di crediti verzo
terzi per trasporto energia a seguito dei maggiori incassi avuti nell’esercizio, soprattutto dei crediti
con maggiore anzianità. In particolare, l’indice di rotazione del credito per trasporto energia verso
terzi (al netto della Salvaguardia) è migliorato, passando da 40,8 giorni a 37,9 giorni.
Inoltre, i crediti per trasporto energia verso terzi al 31 dicembre 2010 accolgono l’iscrizione della
quota a breve del credito relativo alla quantificazione della componente tariffaria a remunerazione
della dismissione anticipata dei contatori elettromeccanici, a seguito della conferma dell’ Autorità per
l'Energia Elettrica e il Gas in merito alle modalità di valorizzazione della componente, pari a euro
51.035 migliaia.
Si segnala che nel mese di dicembre 2010 si è perfezionata l’operazione di cessione nella forma prosoluto dei crediti in scadenza il 29 dicembre 2010 vantati da Enel Distribuzione SpA verso quattro dei
propri principali clienti, in favore di Unicredit Factoring SpA, per un importo complessivo di circa
164.468 migliaia.
Inoltre, il 3 dicembre 2010 è stato formalizzato il piano di rientro con Exergia SpA per il pagamento
da parte di quest’ultima dei corrispettivi dovuti dalla stessa società per il servizio di trasporto di
energia elettrica fatturato da Enel Distribuzione SpA fino al 15 novembre 2010, per complessivi euro
105.933 migliaia. Il piano di rientro prevede delle rate di pagamento fino al 2015; nell’ambito di tale
accordo Enel Distribuzione SpA ha rinunciato esplicitamente agli interessi contrattuali maturati e
maturandi e per tale motivo ha attualizzato l’importo del credito al 31 dicembre 2010, pari a euro
93.412 migliaia nominali, generando un effetto a conto economico pari a euro 4.890 migliaia.
A garanzia dell’adempimento delle obbligazioni previste nell’accordo sopra citato, Exergia ha
consegnato a Enel Distribuzione SpA, fra l’altro, una garanzia “a prima richiesta” rilasciata dalla
controllante FISI (Finanziaria Italiana per lo sviluppo industriale), per l’importo di euro 105.933
migliaia.
L’aumento del credito verso la controllante Enel SpA, per complessivi euro 12.930 migliaia, è relativo
principalmente al personale distaccato.
Con riferimento ai crediti commerciali verso altre società del gruppo si segnala la riduzione dei crediti
verso Enel Servizio Elettrico SpA per il servizio di trasporto e connessione dei clienti della Maggior
tutela, pari a euro 39.118 migliaia, nonché l’aumento dei crediti verso Enel Distributie Muntenia, per
complessivi euro 10.420 migliaia, a seguito della vendita di materiali avvenuta nel corso del 2010 e
verso Endesa SA, per complessivi euro 8.211 migliaia, a fronte della vendita di contatori elettronici e
Relazione e Bilancio di Enel Distribuzione SpA al 31 dicembre 2010
103
alla prestazione dei servizi prestati nell’ambito dello specifico contratto stipulato tra le parti nel corso
del 2010.
La svalutazione dei crediti ha avuto la seguente movimentazione:
La svalutazione dei crediti è destinata a coprire le potenziali perdite che potrebbero derivare dai
mancati incassi dei crediti in essere al 31 dicembre 2010. La stima considera il rischio specifico
legato a posizioni creditorie in essere.
L’anzianità dei crediti commerciali da trasporto energia elettrica (al lordo del Fondo svalutazione
crediti) è la seguente:
I crediti commerciali per area geografica sono di seguito esposti:
Di seguito sono esposti i crediti commerciali per grado temporale di esigibilità al 31 dicembre 2010 e
al 31 dicembre 2009:
Relazione e Bilancio di Enel Distribuzione SpA al 31 dicembre 2010
104
I crediti commerciali esigibili oltre l’esercizio successivo si riferiscono ai piani di rientro con i clienti
sui quali la società, ad eccezione del credito verso Exergia sopra citato, applica interessi dilatori.
I crediti verso la società controllante, la società controllata, la società collegata e le altre società del
gruppo sono così dettagliati:
I crediti verso la controllante Enel SpA si riferiscono essenzialmente al personale distaccato.
I crediti verso Enel Servizio Elettrico SpA e verso Enel Energia SpA si riferiscono rispettivamente al
credito relativo al servizio di trasporto e connessione dei clienti della Maggior tutela e al servizio di
trasporto e connessione dei clienti della Salvaguardia e del mercato libero.
I crediti verso Enel Sole Srl si riferiscono essenzialmente a lavori su impianti della società.
I crediti verso Endesa SA ed Enel Distributie Muntenia si riferiscono rispettivamente alla vendita di
contatori elettronici e alla vendita di materiali e prestazione di servizi.
Per ulteriori informazioni in merito alla natura dei rapporti con le società del gruppo si rinvia alla nota
n.42 relativa all’”Informativa sulle parti correlate”.
20. Crediti per lavori in corso su ordinazione – Euro 8.095 migliaia
I lavori in corso su ordinazione (euro 7.535 migliaia al 31 dicembre 2009) sono relativi
principalmente a lavori svolti per conto di Terna SpA a partire dal 1° aprile 2009 (data di cessione
della partecipazione in Enel Linee Alta Tensione Srl a Terna SpA) sulle Linee di Alta Tensione
trasferite alla società, come previsto dagli specifici accordi.
Relazione e Bilancio di Enel Distribuzione SpA al 31 dicembre 2010
105
21. Crediti per imposte sul reddito – Euro 195 migliaia
I crediti per imposte sul reddito sono così composti:
Al 31 dicembre 2010 il saldo netto tra la stima dell’IRES e dell’IRAP dovuta per l’esercizio in chiusura
e gli acconti versati nel corso del 2010 risulta a debito ed esposta nella voce debiti per imposte sul
reddito. Al 31 dicembre 2009 il saldo netto tra la stima dell’IRAP dovuta per l’esercizio chiuso al 31
dicembre 2009 e gli acconti versati nel corso del 2009 risulta, invece, a credito per euro 22.011
migliaia.
Il credito per IRAP, pari a euro 141 migliaia, riconosciuto dall’art.6 della legge regionale Piemonte
n.3/2007 sui contributi ricevuti in occasione degli eventi alluvionali di settembre – ottobre 2000.
22. Altri crediti tributari – Euro 11.773 migliaia
Il dettaglio degli altri crediti tributari è di seguito esposto:
I crediti tributari diversi si riferiscono ad imposte e tasse da recuperare dall’Amministrazione
Finanziaria.
23. Crediti finanziari e titoli a breve termine - Euro 124.578 migliaia
I crediti finanziari e titoli a breve termine si riferiscono per euro 4.376 migliaia ai prestiti ai
dipendenti (euro 2.194 migliaia al 31 dicembre 2009), per euro 82.482 migliaia ai crediti per accise
e addizionali sul consumo di energia elettrica (euro 153.589 migliaia al 31 dicembre 2009), per euro
25.000 migliaia al credito finanziario corrente verso A2A per l’integrazione del corrispettivo della
cessione del ramo d’azienda relativo alla distribuzione dell’energia elettrica nei comuni di Milano e
Rozzano avvenuta nel 2002 (euro 25.000 al 31 dicembre 2009) e per euro 12.720 migliaia
all’iscrizione del credito finanziario corrente dell’indennizzo derivante dalla perdita della concessione
di distribuzione del gas nel Comune di Pescara a seguito del nuovo accordo intercorso nel 2010 con il
Comune stesso (euro 2.000 migliaia al 31 dicembre 2009). Al 31 dicembre 2009 la voce si riferiva
anche ad altri crediti, per euro 101 migliaia.
Relazione e Bilancio di Enel Distribuzione SpA al 31 dicembre 2010
106
I prestiti ai dipendenti remunerati a tassi correnti di mercato, sono stati erogati a fronte dell’acquisto
della prima casa o per gravi necessità familiari e vengono rimborsati dai dipendenti in base a
prestabiliti piani di ammortamento.
Il credito per accise e addizionali sul consumo di energia elettrica si riferisce alle posizioni di credito
emergenti dalle dichiarazioni fiscali presentate per l’anno d’imposta 2007 in relazione alle quali Enel
Distribuzione SpA, secondo la vigente normativa, ha presentato istanza di rimborso chiedendo, tra
l’altro, di accreditare i relativi importi in favore di Enel Servizio Elettrico SpA (ex art. 6, comma 5,
D.M. 12/12/1996 n. 689) subentrata a ENEL Distribuzione SpA nell'attività di vendita di elettricità cui
è correlata la soggettività passiva tributaria ai fini delle accise sull'energia elettrica.
24. Altre attività finanziarie correnti – Euro 59 migliaia
Le Altre attività finanziarie correnti si riferiscono agli interessi attivi maturati sui derivati stipulati sui
tassi di interesse. Le altre attività finanziarie correnti, pari a euro 3 migliaia al 31 dicembre 2009, si
riferivano agli interessi attivi sul c/c intersocietario.
25. Disponibilità liquide e mezzi equivalenti - Euro 35.545 migliaia
Il dettaglio è di seguito esposto:
I depositi bancari accolgono le giacenze liquide degli ultimi giorni di dicembre in attesa di
trasferimento sul conto corrente intersocietario.
26. Crediti verso la Cassa Conguaglio del Settore elettrico – Euro 470.185 migliaia
Il dettaglio dei crediti verso Cassa Conguaglio Settore Elettrico è di seguito esposto:
La riduzione del credito per perequazioni verso la Cassa Conguaglio del Settore Elettrico è
determinata dall’iscrizione dei crediti per i meccanismi di perequazione dell’esercizio 2010 e
dall’incasso dei crediti residui dei meccanismi di perequazione dell’esercizio 2009 e 2008 (ad
esclusione del meccanismo di perequazione misura).
I crediti per perequazioni verso la Cassa Conguaglio del Settore Elettrico al 31 dicembre 2010 si
riferiscono ai valori risultanti dall’applicazione del meccanismo di perequazione dei contributi di
connessione a forfait (euro 131.300 migliaia), dalla rilevazione del meccanismo di perequazione Usi
propri (euro 28.693 migliaia) e dalla rilevazione di altri meccanismi di perequazione (euro 83.360
migliaia).
Relazione e Bilancio di Enel Distribuzione SpA al 31 dicembre 2010
107
Si rileva, inoltre, che sul credito, la Cassa Conguaglio del Settore Elettrico riconosce alle imprese
distributrici un interesse pari all’Euribor a dodici mesi base 360, calcolato a decorrere dal 1° gennaio
del secondo anno successivo a quello a cui si riferiscono gli ammontari di perequazione
(deliberazione 333/07 dell’Autorità per l’Energia Elettrica e il Gas).
Il credito relativo ai premi sulla continuità del servizio al 31 dicembre 2010 si riferisce all’iscrizione
nel 2010 della stima del premio sulla continuità del servizio dell’anno, pari a euro 100.000 migliaia. Il
credito al 31 dicembre 2009 si riferisce al premio per i recuperi sulla continuità del servizio realizzati
nel 2008 e nel 2009, pari a euro 182.000 migliaia, incassati nel corso del 2010 a seguito delle
deliberazioni 34/10 e 205/10 dell’Autorità per l’Energia Elettrica e il Gas.
Il credito per i Titoli di efficienza energetica si riferisce all’iscrizione del credito relativo al contributo
per l’obiettivo 2010, pari a euro 78.634 migliaia.
La variazione si riferisce all’incasso del contributo per l’obiettivo 2008 (deliberazione 24/09), pari a
euro 93.614 migliaia, e all’incasso del contributo per l’obiettivo 2009 (deliberazione 12/10), pari a
euro 92.832 migliaia, effetti in parte compensati dall’iscrizione del credito relativo al contributo per
l’obiettivo 2010 sopra esposto, pari a euro 78.634 migliaia.
Gli altri crediti riguardano i contributi riconosciuti dalla Cassa Conguaglio del Settore Elettrico per il
servizio di connessione alle reti elettriche di impianti di produzione da fonti rinnovabili (deliberazione
281/05, 89/07 e 99/08 dell’Autorità per l’Energia Elettrica e il Gas).
27. Altre attività correnti - Euro 153.123 migliaia
Il dettaglio delle altre attività correnti è di seguito esposto:
La riduzione delle Note di credito da ricevere da terzi rispetto al 31 dicembre 2009 deriva
essenzialmente dall’applicazione della deliberazione 178/10 dell’Autorità per l’Energia Elettrica e il
Gas, in merito alla revisione dei bilanci di energia elettrica per il periodo novembre 2002 – marzo
2004, che ha determinato per la Società, l’incasso di note di credito da ricevere, per euro 26.295
migliaia, e la rilevazione di sopravvenienze passive, pari a euro 9.496 migliaia, a seguito
Relazione e Bilancio di Enel Distribuzione SpA al 31 dicembre 2010
108
principalmente del mancato riconoscimento di note di credito da ricevere iscritte per la componente
trasporto CTR.
I costi di competenza di esercizi futuri terzi si riferiscono, per euro 9.832 migliaia, ai premi di
assicurazione (euro 9.607 migliaia al 31 dicembre 2009) e, per euro 5.041 migliaia, alle commissioni
su fidejussioni sul Mutuo Bei, pagati anticipatamente nel 2010 (euro 2.174 migliaia al 31 dicembre
2009).
Relazione e Bilancio di Enel Distribuzione SpA al 31 dicembre 2010
109
Passivo
Patrimonio netto
28. Patrimonio netto – Euro 8.903.866 migliaia
Capitale sociale - Euro 2.600.000 migliaia
Il capitale sociale è rappresentato da 2.600.000.000 azioni autorizzate, emesse e interamente
versate e possedute dalla controllante Enel SpA. Si ricorda che nel corso del 2006, al fine di
ottimizzare la struttura finanziaria di Enel Distribuzione SpA, è stato ridotto il capitale sociale di euro
3.519.200 migliaia, mediante imputazione ad Altre Riserve.
Altre riserve – Euro 5.121.835 migliaia
Riserva legale – Euro 520.000 migliaia
La Riserva legale accoglie euro 333.490 migliaia ad essa assegnati in sede di destinazione dell’utile
degli esercizi precedenti come previsto dall’art. 2430 del cod. civ., nonché euro 201.406 migliaia a
seguito della conversione e ridenominazione in euro del capitale sociale operata nel 2001.
Il 1° gennaio 2008 euro 14.895 migliaia di Riserva Legale è stata scissa a favore di Enel Servizio
Elettrico SpA.
Al 31 dicembre 2010 la Riserva legale risulta pari al 20% del capitale sociale.
Riserva da valutazione di strumenti finanziari– Euro (47.194) migliaia
Di seguito è esposta la tabella che evidenzia i movimenti della riserva nel corso del 2010:
Riserva di rivalutazione - Euro 599.097 migliaia
La riserva di rivalutazione rappresenta l’ammontare, al netto dell’imposta sostitutiva del 19%, della
rivalutazione eseguita nell’esercizio 2003 in conformità alla Legge n.350/2003. Tale riserva è in
sospensione d’imposta (in caso di distribuzione l’ammontare lordo della riserva è assoggettata
all’imposta ordinaria con riconoscimento di un credito d’imposta del 19%). Non prevedendo nel breve
periodo la distribuzione di tale riserva, non è stato rilevato il relativo effetto di fiscalità differita
(stimato in euro 62.868 migliaia).
Il 1° gennaio 2008 euro 7.091 migliaia di Riserva di Rivalutazione è stata scissa a favore di Enel
Servizio Elettrico SpA.
Riserva da riduzione del capitale sociale – Euro 2.906.200 migliaia
La riserva da riduzione del capitale sociale, costituita nel 2006, è stata attribuita per euro 613.000
migliaia
alla
beneficiaria
Enel
Energia
SpA
nell’ambito
partecipazione in Enel Gas SpA avvenuta nel 2006.
Relazione e Bilancio di Enel Distribuzione SpA al 31 dicembre 2010
110
dell’operazione
di
scissione
della
Altre riserve– Euro 1.143.732 migliaia
Le Altre riserve si riferiscono:
•
per euro 795.304 migliaia, agli importi destinati in sede di ripartizione dell’utile degli esercizi
fino al 2003 a fronte degli ammortamenti anticipati;
•
per euro 94 migliaia, all’apporto ricevuto dalla scissa Enel Real Estate SpA (ora incorporata
in Enel Servizi Srl) il 1° gennaio 2003 nell’ambito dell’operazione di scissione del ramo
d’azienda dedicato alla logistica materiali;
•
per euro 421 migliaia, all’iscrizione del costo di competenza di Enel Distribuzione SpA
derivante dalla partecipazione dei propri dipendenti ai piani di incentivazione e di stock
option emessi dalla Capogruppo;
•
per euro 324.368 migliaia, all’iscrizione nel 2009 del risultato (al netto dell’effetto fiscale
pari a euro 4.522 migliaia) della cessione delle partecipazioni rumene (Enel Energie Sa, Enel
Distributie Dobrogea SA, Enel Dsitributie Banat SA e Enel Servicii Srl) a Enel Investment
Holding BV; tale operazione è priva di sostanza economica in quanto effettuta tra società cd.
under common control ossia riconducibile a una mera operazione di riorganizzazione
societaria;
•
per euro 23.545 migliaia (al netto dell’effetto fiscale pari a euro 10.295 migliaia)
all’iscrizione della Riserva a seguito dell’applicazione dell’IFRIC 18, a partire dal 1° luglio
2009, che ha comportato la rideterminazione di alcune voci economiche (Altri Ricavi e
Imposte) e patrimoniali (Patrimonio Netto, Altre passività non correnti, Attività e Passività
per imposte differite) considerate al 31 dicembre 2009 (Restatement).
Utili e perdite accumulate – Euro (583.893) migliaia
Gli utili e perdite accumulate si riferiscono per euro (584.241) alla Riserva di FTA e ai Risultati
derivanti dal Restatement dell’esercizio 2005 e per euro 348 migliaia agli utili portati a nuovo
derivanti dalle destinazioni degli utili degli esercizi 2007, 2008 e 2009.
Di seguito viene riportata l’analisi della disponibilità e distribuibilità del patrimonio netto.
Relazione e Bilancio di Enel Distribuzione SpA al 31 dicembre 2010
111
Risultato netto d’esercizio – Euro 1.765.924 migliaia
Il Consiglio di Amministrazione propone di destinare l’utile netto di esercizio, pari a euro
1.765.924.369,70, e gli utili portati a nuovo degli esercizi 2007, 2008 e 2009, pari a euro
347.564,33, come segue:
•
per euro 1.766.180.000 come dividendo dell’esercizio 2010, nella misura di euro 0,6793 per
ognuna delle n° 2.600.000.000 azioni;
•
per il residuo, pari a euro 91.934,03, come utile portato a nuovo.
Non esistono azioni privilegiate.
L’importo dei dividendi proposti per la distribuzione agli azionisti è al netto dell’effetto fiscale già
rilevato nel bilancio 2010 tra le imposte sul reddito.
Gli obiettivi della società nella gestione del capitale sono ispirati alla creazione di valore per
l'Azionista, alla garanzia degli interessi degli stakeholders e alla salvaguardia della continuità
aziendale, nonché al mantenimento di un adeguato livello di patrimonializzazione e di equilibrio
finanziario, coerentemente con gli obiettivi strategici definiti dalla Capogruppo tesi a
supportare
efficientemente lo sviluppo dell’attività aziendale.
Passività non correnti
29. Finanziamenti a lungo termine (incluse le quote in scadenza nei 12 mesi
successivi) – Euro 2.287.206 migliaia
Tali voci riflettono il debito a lungo termine relativo a prestiti obbligazionari, a finanziamenti bancari
e ad altri finanziamenti in euro incluse le quote in scadenza entro i 12 mesi.
In particolare, tali voci accolgono per euro 1.440.909 migliaia tre prestiti concessi dalla Banca
Europea per gli Investimenti (BEI) per finanziare alcuni investimenti realizzati dalla società. In
particolare, il primo prestito, di importo originario pari a euro 1 miliardo, è stato concesso nel 2000
per finanziare parte degli investimenti realizzati nel periodo 1999-2002; tale prestito, di durata
quindicinale e contratto in due tranche (2000 e 2001) ad un tasso variabile pari al massimo
all’EURIBOR a tre mesi incrementato dello 0,15%, è rimborsabile in rate costanti semestrali. Inoltre,
nel 2003 è stato concesso dalla BEI un secondo prestito, di importo originario pari a euro 500.000
migliaia, per finanziare gli investimenti programmati riferiti al “Progetto contatore elettronico” nel
periodo 2003-2005; tale prestito, di durata quindicinale e contratto ad un tasso variabile pari al
massimo all’EURIBOR a tre mesi incrementato dello 0,10%, è rimborsabile in rate costanti semestrali
a partire dal 2008 ed è garantito da fidejussioni rilasciate da Istituti di credito. Infine, nel corso del
2006 è stato concesso dalla BEI un terzo prestito, pari a euro 600.000 migliaia, per finanziare “il
programma di investimenti di Enel Distribuzione SpA relativo al triennio 2006-2008, denominato
“Efficienza Rete”; tale prestito, di durata ventennale e contratto ad un tasso variabile pari
all’EURIBOR a sei mesi, è rimborsabile in rate costanti semestrali a partire dal 2012 ed è garantito
da fidejussioni rilasciate da Istituti di credito. L’importo rimborsato nell’anno 2010 di tali
finanziamenti è stato pari complessivamente a euro 136.363 migliaia.
Relazione e Bilancio di Enel Distribuzione SpA al 31 dicembre 2010
112
Inoltre, tali voci accolgono per euro 800.000 migliaia un prestito concesso dalla Cassa Depositi e
Prestiti che ha utilizzato a riguardo fondi propri ovvero fondi ad essa concessi dalla BEI per finanziare
investimenti della società per il triennio 2009-2011; tale prestito di durata ventennale e contratto in
due tranche (10 luglio e 15 ottobre 2009) ad un tasso variabile pari al massimo all’EURIBOR a sei
mesi incrementato dell’1,86075% (Prima tranche) e dell’1,91% (Seconda tranche), è rimborsabile in
rate costanti semestrali dal 2014 al 2028.
Inoltre, tali voci accolgono per euro 1.920 migliaia tre mutui a tasso agevolato (legge 365/2000) due
dei quali ottenuti nel 2005 e uno nel 2008 dalla San Paolo IMI SpA destinati alla ricostruzione degli
impianti danneggiati da eventi alluvionali nella Regione Piemonte e Liguria. In particolare, il mutuo
ottenuto nel 2005 per gli impianti nella Regione Piemonte (euro 513 migliaia) ha una durata
decennale ed è contratto a tasso fisso agevolato (tasso nominale annuo 4,222% che può ridursi
all’1,50% nominale annuo per effetto del contributo in conto interessi riconosciuto dalla Regione
Piemonte) ed è rimborsabile in rate costanti semestrali a partire dall’esercizio 2006. Invece, il mutuo
ottenuto nel 2005 per gli impianti nella Regione Liguria (euro 230 migliaia), con una durata
decennale, è contratto a tasso variabile agevolato (EURIBOR a sei mesi incrementato dello 0,50%
che può ridursi sino all’1,50% nominale annuo per effetto del contributo in conto interessi erogato
dalla Regione Liguria), ed è rimborsabile in rate costanti semestrali. Il mutuo ottenuto nel 2008 per
gli impianti nella Regione Piemonte (euro 1.549 migliaia) ha una durata di sette anni ed è contratto a
tasso fisso agevolato ed è rimborsabile in rate costanti semestrali a partire dall’esercizio 2011.
L’importo rimborsato nel 2010 di tali finanziamenti agevolati è stato pari complessivamente a euro
79 migliaia.
Infine, i finanziamenti a medio e lungo termine accolgono le esposizioni verso la controllante per le
quote residue dei prestiti obbligazionari e degli altri finanziamenti attribuiti alla Società in sede di
conferimento del ramo d’azienda in data 1° ottobre 1999. In tale sede è stato altresì previsto il
riaddebito ad Enel Distribuzione SpA del costo pro-quota degli oneri finanziari sostenuti su tali
finanziamenti, oltre al rimborso delle quote capitale alle scadenze previste per ogni prestito;
analogamente gli oneri e i proventi maturati sui contratti di copertura contro il rischio di oscillazione
dei tassi di interesse contratti da Enel SpA sono riaddebitati alla Società. Nel corso del 2010 è stato
rimborsato un importo pari a euro 17.043 migliaia. Il contratto di finanziamento con Enel SpA
prevede l’addebito degli interessi sulla base della media mensile del tasso Euribor a 1 mese
maggiorato di uno spread dello 0,125%. Qualora lo scoperto sul c/c intersocietario risulti superiore a
euro 2,5 milioni è previsto l’addebito degli interessi con un ulteriore maggiorazione del 2%.
Per tali strumenti finanziari non sono stati identificati costi o proventi da capitalizzare e, dunque, il
tasso d’interesse effettivo è rappresentato dal tasso d’interesse nominale.
Nella tabella seguente viene esposto il piano dei rimborsi al 31 dicembre 2010 con distinzione per
tipologia di finanziamento e tasso di interesse.
Relazione e Bilancio di Enel Distribuzione SpA al 31 dicembre 2010
113
Si precisa che il valore nozionale dei finanziamenti coincide con il valore contabile.
Di seguito è esposto l’indebitamento finanziario per valuta e tasso d’interesse:
La movimentazione dell’esercizio del valore nozionale dell’indebitamento a lungo termine è
riepilogata nella seguente tabella:
Nella seguente tabella è riportato il confronto, per ogni categoria, tra il valore contabile e il fair value
dell’indebitamento a lungo termine, comprensivo della quota in scadenza nei prossimi 12 mesi. Per
gli strumenti di debito non quotati il fair value è stato calcolato mediante modelli di valutazione
appropriati per ciascuna categoria di strumento finanziario e utilizzando i dati di mercato
congiuntamente agli spread creditizi di Enel relativi alla data di chiusura del periodo contabile.
Nelle successive tabelle sono indicate le variazioni intervenute nell’esercizio nei finanziamenti a lungo
termine distinguendo tra quote con scadenza superiore a 12 mesi e quote correnti.
Relazione e Bilancio di Enel Distribuzione SpA al 31 dicembre 2010
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Finanziamenti a lungo termine (escluse le quote correnti)
Quote correnti dei finanziamenti a lungo termine
Relazione e Bilancio di Enel Distribuzione SpA al 31 dicembre 2010
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Al 31 dicembre 2010 la quasi totalità dell’indebitamento a lungo termine è a tasso variabile. Tenuto
conto delle operazioni di copertura dal rischio tasso di interesse classificate come di cash flow hedge,
risultate efficaci in base a quanto previsto dagli IFRS-EU, tale indebitamento risulta coperto al 58%.
Tale percentuale si attesterebbe al 64% ove si considerassero ai fini del rapporto di copertura anche
quei derivati su tasso di interesse ritenuti di copertura sotto il profilo gestionale, ma che non hanno i
requisiti necessari per essere contabilizzati secondo le regole dell’hedge accounting.
Tale indebitamento, inoltre, è interamente espresso in euro e pertanto non si configura l’esistenza di
una esposizione alla variabilità dei tassi di cambio di mercato.
30. TFR e altri benefici ai dipendenti – Euro 1.302.577 migliaia
La società riconosce ai dipendenti varie forme di benefici individuati essenzialmente nelle prestazioni
connesse a TFR, Indennità per Mensilità Aggiuntive e Indennità Sostitutiva del Preavviso, Premi di
Fedeltà, Previdenza Integrativa Aziendale, Assistenza Sanitaria e Sconto Energia (energia a tariffa
ridotta).
La voce accoglie gli accantonamenti destinati a coprire i benefici successivi al rapporto di lavoro per
programmi a benefici definiti e altri benefici a lungo termine spettanti ai dipendenti in forza di legge
o di contratto.
Relazione e Bilancio di Enel Distribuzione SpA al 31 dicembre 2010
116
Nel seguito si evidenzia la variazione intervenuta nell’esercizio delle passività attuariali e la
riconciliazione delle stesse con le passività rilevate in bilancio rispettivamente, al 31 dicembre 2010 e
al 31 dicembre 2009:
Di seguito si evidenzia il contenuto della voce:
•
TFR: a seguito dell’approvazione della legge 27 dicembre 2006 n.296 (legge finanziaria
2007) e dei successivi decreti e regolamenti attuativi, solo le quote di TFR che rimangono
nella disponibilità dell’azienda si configurano come un piano a benefici definiti, mentre le
quote maturate destinate alla previdenza complementare e al Fondo di Tesoreria presso
l’INPS si configurano come un piano a contribuzione definita;
•
Indennità per mensilità aggiuntive e altre simili: in base al CCNL elettrici, i dipendenti assunti
fino a luglio 2001 e i dirigenti assunti o nominati fino al 1999, in caso di cessazione del
rapporto di lavoro per aver raggiunto i limiti di età o per aver maturato il diritto alla pensione
di
anzianità,
hanno
diritto
a
ricevere
alcune
mensilità
aggiuntive
da
erogare
cumulativamente al trattamento di fine rapporto. Tale beneficio è determinato in misura fissa
e non rivalutabile;
•
Premio di fedeltà: il premio di fedeltà è un beneficio che spetta ai dipendenti, cui viene
applicato il CCNL elettrici, al raggiungimento di determinati requisiti di anzianità in azienda
(25° e 35° anno di servizio). L'ammontare del premio è commisurato alla retribuzione lorda
Relazione e Bilancio di Enel Distribuzione SpA al 31 dicembre 2010
117
mensile percepita al momento della maturazione ed è pari a 1/3 della mensilità al
raggiungimento del 25° anno e ad una mensilità intera al raggiungimento del 35° anno;
•
Assistenza sanitaria: in base al CCNL dei dirigenti industriali, i dirigenti hanno diritto di
usufruire di una forma di assistenza sanitaria integrativa a quella fornita dal Servizio
Sanitario Nazionale, sia in costanza di rapporto di lavoro che nel periodo di pensione. Il
rimborso delle prestazioni sanitarie, per i dirigenti del Gruppo Enel, è erogato dall'Asem,
apposito fondo di assistenza sanitaria, costituito tra i dipendenti delle aziende del settore
elettrico in Italia;
•
Sconto energia: il CCNL per i dipendenti elettrici prevede l'applicazione in favore dei
dipendenti in servizio (fatta eccezione per quelli assunti a far data dal 1° luglio 1996) e dei
pensionati del beneficio di uno sconto sul prezzo di fornitura dell'energia elettrica consumata
ad uso domestico, per quantitativi annui di consumo determinati;
•
Previdenza Integrativa Aziendale (PIA): l'istituto PIA è un beneficio spettante in base a
contratto ad alcuni dirigenti andati in quiescenza prima del 31 marzo 1998 e consiste nel
diritto a ricevere una pensione integrativa rispetto a quella di legge. La passività si
movimenta
esclusivamente
per
l'erogazione
della
prestazione
e
per
effetto
dell'aggiornamento dei parametri attuariali di riferimento. Tale voce è esposta come debito
verso la società controllante.
Tali obbligazioni, considerate “obbligazioni a benefici definiti”, in linea con le previsioni dello IAS 19,
sono state determinate sulla base del “metodo della proiezione unitaria del credito”, con il quale la
passività è calcolata in misura proporzionale al servizio già maturato alla data, rispetto a quello che
presumibilmente potrebbe essere prestato in totale.
Il costo normale per benefici ai dipendenti rilevati nel 2010 è pari a euro 10.569 migliaia rilevato tra
i costi del personale (euro 12.252 migliaia al 31 dicembre 2009), mentre i costi per oneri di
attualizzazione rilevati tra gli oneri finanziari sono pari a euro 58.683 migliaia (euro 63.934 migliaia
al 31 dicembre 2009).
L’ammontare delle perdite attuariali eccedenti il limite del corridoio riconosciuto a conto economico
nell’esercizio è pari a euro 17.354 migliaia.
Le principali assunzioni utilizzate nella stima attuariale delle passività per benefici ai dipendenti sono
le seguenti:
Relazione e Bilancio di Enel Distribuzione SpA al 31 dicembre 2010
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I tassi tendenziali dei costi per Assistenza medica hanno un impatto sugli importi rilevati a Conto
Economico. Una variazione di un punto percentuale di tali tassi comporterebbe i seguenti effetti:
31. Fondo rischi ed oneri (incluse le quote in scadenza nei 12 mesi successivi) – Euro
462.187 migliaia
I fondi rischi e oneri sono destinati a coprire le probabili passività che potrebbero derivare alla
Società da vertenze giudiziali e da altro contenzioso, senza considerare gli effetti di quelle vertenze
che si stima abbiano un esito positivo e di quelle per le quali un eventuale onere non sia
ragionevolmente quantificabile.
La movimentazione dei fondi rischi e oneri è di seguito riportata:
Allo stato attuale, considerata la numerosità e la complessità delle fattispecie del contenzioso, stante
l’incertezza relativa alla tempistica degli esborsi, si precisa che l’effetto del valore attuale del denaro
non risulta significativo per quanto concerne tutti i fondi rischi e oneri e i relativi accantonamenti e,
pertanto, non si è proceduto all’attualizzazione dei fondi rischi e oneri a lungo termine.
Fondo contenzioso, rischi ed oneri diversi– Euro 291.373 migliaia
Il Fondo contenzioso e rischi diversi è destinato a coprire le probabili passività che potrebbero
derivare da vertenze giudiziarie in corso (principalmente connesse ad appalti, personale e
all’esercizio degli impianti), sorte in capo alla Società o in cui la stessa è intervenuta a seguito del
conferimento del ramo d’azienda da ENEL SpA (complessivamente pari a euro 141.208 migliaia), e
da rischi di varia natura (euro 150.165 migliaia).
Fondo contenzioso e rischi diversi – Vertenze e contenzioso
Nel determinare l’entità dell’accantonamento relativo alle vertenze (euro 35.083 migliaia),
contabilizzato nella voce di Conto Economico “Altri costi - Accantonamenti per rischi”, si sono
considerati sia gli oneri presunti che potrebbero derivare da vertenze giudiziali e da altro contenzioso
intervenuto nell’esercizio, sia l’aggiornamento delle stime sulle posizioni sorte in esercizi precedenti,
alcune delle quali risolte nell’esercizio. I relativi utilizzi del periodo (euro 10.679 migliaia) sono stati
rilevati a fronte della definizione, entro il 31 dicembre 2010, di alcune vertenze giudiziali e
stragiudiziali.
Relazione e Bilancio di Enel Distribuzione SpA al 31 dicembre 2010
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Fondo contenzioso e rischi diversi – Altri rischi
Il Fondo contenzioso e rischi diversi si riferisce inoltre a rischi di varia natura, quali essenzialmente la
stima delle penali da corrispondere alla Cassa Conguaglio Settore Elettrico sulla continuità del
servizio, delle franchigie da corrispondere alle società assicurative a fronte di eventuali danni a terzi
e all’accantonamento per il rischio di eventuali ritardi nelle connessioni degli impianti realizzati al 31
dicembre 2010.
L’accantonamento dell’esercizio (euro 102.394 migliaia) riguarda principalmente la stima degli oneri
di eventuali ritardi nelle connessioni degli impianti realizzati al 31 dicembre 2010 (euro 64.142
migliaia) e delle franchigie assicurative (euro 21.947 migliaia).
L’utilizzo (euro 42.791 migliaia) riflette essenzialmente le penali sulla continuità del servizio (euro
26.200 migliaia) e le franchigie assicurative (euro 16.447 migliaia).
Le altre variazioni (euro 7.986 migliaia) si riferiscono essenzialmente al rilascio delle penali sulla
continuità del servizio del 2008 e 2009 non più dovute alla Cassa Conguaglio del Settore Elettrico a
seguito dei recuperi di continuità del servizio, come previsto dalla specifica normativa.
In particolare, gli accantonamenti sono stati iscritti nella voce di Conto economico “Altri costi Accantonamenti per rischi”.
Fondo oneri per incentivi all’esodo
Il Fondo oneri per incentivi all’esodo accoglie la stima degli oneri connessi alle offerte vincolanti già
sottoscritte o per le quali si ritiene probabile la sottoscrizione da parte dei dipendenti per risoluzioni
consensuali anticipate del rapporto di lavoro derivanti da esigenze organizzative.
32. Passività finanziarie non correnti – Euro 72.407 migliaia
Sono costituite dalla valutazione al fair value dei contratti derivati di copertura sui tassi di interesse
(CFH) sull’indebitamento a lungo termine e i derivati sui tassi di interesse sull’indebitamento a lungo
termine per i quali non ne risulta dimostrabile l’efficacia (considerati di trading), ma che la società
intende detenere per oltre 12 mesi dalla chiusura dell'esercizio. Tale ultima tipologia di derivati
(trading) è stata riclassificati nel 2009 dalle passività finanziarie correnti a seguito delle modifiche
apportate allo IAS 1 dall’”Improvements to International Financial Reporting standard”.
Relazione e Bilancio di Enel Distribuzione SpA al 31 dicembre 2010
120
33. Altre passività non correnti – Euro 637.970 migliaia
Il dettaglio delle Altre Passività non correnti è di seguito esposto:
I ricavi di competenza di esercizi futuri su contributi ricevuti al 31 dicembre 2010 si riferiscono a
contributi per elettrificazione rurale e ad altri contributi in conto capitale. La riduzione rispetto al 31
dicembre 2009, per euro 26.116 migliaia, deriva essenzialmente dall’applicazione dell’IFRIC 18,
effetto in parte compensato dall’iscrizione nel 2010 dei risconti relativi al contributo ricevuto dal
Ministero per lo Sviluppo Economico (MISE) per lavori previsti dal programma “Reti intelligenti” già
conclusi al 31 dicembre 2010, pari a euro 13.974 migliaia.
In particolare, i ricavi di competenza di esercizi futuri su contributi da società del gruppo si
riferiscono ai contributi ricevuti da Enel Servizio Elettrico SpA (euro 28.160 migliaia), da Enel Energia
SpA (euro 6.615 migliaia), da Enel Produzione SpA (euro 4.709 migliaia) e da altre società del
gruppo (complessivamente pari a euro 441 migliaia).
I ricavi di competenza di esercizi futuri relativi ai titoli di efficienza energetica si riferiscono al valore
complessivo dei contributi che la Cassa Conguaglio Settore Elettrico riconoscerà alla Società a fronte
dell’annullamento dei Titoli relativi ai progetti di efficienza energetica realizzati o acquistati.
La riduzione delle Altre passività non correnti, pari a euro 12.049 migliaia, si riferisce alla riclassifica
a breve del debito verso Enel Rete Gas SpA per l’importo che Enel Distribuzione SpA si è impegnata
a versare alla Società a fronte degli oneri di affrancamento delle riserve, come previsto dallo
specifico accordo di compravendita della partecipazione.
Passività correnti
34. Finanziamenti a breve termine – Euro 1.076.802 migliaia
Il dettaglio dei finanziamenti a breve è di seguito esposto:
Relazione e Bilancio di Enel Distribuzione SpA al 31 dicembre 2010
121
I debiti per finanziamenti a breve termine si riferiscono per euro 1.076.644 migliaia al conto corrente
fruttifero di interessi a tassi di mercato intrattenuto con la controllante per l’espletamento del
servizio di tesoreria.
I debiti verso banche a breve sono costituiti dai saldi temporanei risultanti alla data del 31 dicembre
2010 ed azzerati nei primi giorni del mese di gennaio 2011 per effetto della gestione di tesoreria
centralizzata del Gruppo.
Nella Relazione sulla gestione è esposta l’analisi della variazione del saldo a debito del conto corrente
intersocietario.
35. Debiti commerciali – Euro 1.520.120 migliaia
La voce accoglie i debiti relativi al trasporto di energia, appalti, materiali, apparecchi e prestazioni
diverse a fronte di attività svolte e consegne effettuate entro il 31 dicembre 2010.
La ripartizione dei debiti commerciali con indicazione di quelli residenti al di fuori dell’Italia è di
seguito esposta:
I debiti commerciali suddivisi per grado temporale di esigibilità al 31 dicembre 2010 e al 31 dicembre
2009 sono di seguito esposti:
Relazione e Bilancio di Enel Distribuzione SpA al 31 dicembre 2010
122
I debiti commerciali verso la società controllante, la società controllata, la società collegata e le altre
società del gruppo sono così dettagliati:
Per la natura dei rapporti con le società del gruppo si rinvia alla nota n.42 relativa all’”Informativa
sulle parti correlate”.
36. Debiti per lavori in corso su ordinazione – Euro 0 migliaia
I debiti per lavori in corso pari a euro 1.085 migliaia al 31 dicembre 2009 si riferiscono a lavori in
corso su ordinazione da terzi.
37. Debiti per imposte sul reddito – Euro 164.569 migliaia
Il dettaglio dei debiti per imposte sul reddito è di seguito esposto:
Il debito per imposta sostitutiva (sia dell’IRES che dell’IRAP) rappresenta quanto dovuto per aver
aderito nel 2008 all'imposta sostitutiva per l'affrancamento dei disallineamenti tra i valori civilistici e
fiscali dei beni derivanti dalle deduzioni extracontabili operate ai sensi dell’articolo 109, comma 4,
lett. B) del TUIR, in essere al 31 dicembre 2008. La variazione si riferisce al pagamento della
seconda rata del debito iscritto nel 2009 (per euro 143.795 migliaia, comprensivo dei relativi
interessi maturati nel periodo).
Il debito per l’imposta IRES ed IRAP è costituito dal saldo netto tra la stima dell’IRES e dell’IRAP
dovuta per l’esercizio in chiusura e gli acconti versati nel corso del 2010. Come in precedenza
esposto, al 31 dicembre 2009 il saldo IRAP a credito era esposto nei crediti per imposte sul reddito,
per euro 22.152 migliaia.
Relazione e Bilancio di Enel Distribuzione SpA al 31 dicembre 2010
123
38. Altri debiti tributari – Euro 33.063 migliaia
Il dettaglio degli altri debiti tributari è di seguito esposto:
Il debito verso l’Erario per IVA si riferisce all’IVA in sospensione d’imposta.
Il debito per ritenuta d’imposta si riferisce all’IRPEF da versare da parte di Enel Distribuzione SpA in
qualità di sostituto d’imposta.
39. Passività finanziarie correnti – Euro 28.268 migliaia
Nella tabella di seguito è esposto il dettaglio delle passività finanziarie correnti:
La riduzione del debito per interessi sul conto corrente intersocietario deriva essenzialmente dalla
riduzione dei tassi di interesse e dall’andamento del saldo medio del conto corrente intersocietario.
40. Debiti verso Cassa Conguaglio Settore Elettrico – Euro 1.092.922 migliaia
Il dettaglio dei Debiti verso Cassa Conguaglio Settore Elettrico è di seguito esposto:
Il debito verso la Cassa Conguaglio del Settore Elettrico per Perequazioni accoglie il valore risultante
dall’applicazione del meccanismi di perequazione delle perdite di rete (euro 141.835 migliaia) e
dall’applicazione degli altri meccanismi di perequazione (euro 123.161 migliaia). Tali valori si
riferiscono ai debiti sorti nell’esercizio 2010 in quanto i debiti sorti nell’esercizio 2009 sono stati
interamente pagati.
Il debito verso la Cassa Conguaglio del Settore Elettrico per Perequazioni al 31 dicembre 2009
accoglie il valore risultante dall’applicazione del meccanismo di perequazione dei ricavi dai clienti
domestici (euro 260.780 migliaia) e dall’applicazione degli altri meccanismi di perequazione (euro
85.130 migliaia).
Relazione e Bilancio di Enel Distribuzione SpA al 31 dicembre 2010
124
La riduzione del debito verso la Cassa Conguaglio del Settore Elettrico per Perequazioni è
riconducibile principalmente al consistente extragettito tariffario sui clienti domestici avuto nel 2009.
La riduzione dei debiti per le componenti A e UC deriva essenzialmente dalla diminuzione delle
aliquote tariffarie di alcune componenti.
L’aumento degli Altri Debiti verso la Cassa Conguaglio del Settore Elettrico deriva essenzialmente
dall’aumento del debito per le penali sulla continuità del servizio (pari a euro 59.401 migliaia) e
dall’aumento del debito per il corrispettivo tariffario addebitato ai clienti in Media Tensione (euro
8.448 migliaia).
41. Altre passività correnti - Euro 618.095 migliaia
Il dettaglio delle altre passività correnti è di seguito esposto:
L’aumento dei debiti verso il personale si riferisce essenzialmente al TFR da erogare (euro 69.829
migliaia). I debiti verso istituti previdenziali e assicurativi accolgono i contributi a carico della Società
gravanti sulle retribuzioni del mese di dicembre da versare nel mese di gennaio, nonché le relative
quote di TFR destinate al Fondo Pensione dirigenti del Gruppo ENEL (FONDENEL) ed al Fondo
Pensione dipendenti del Gruppo Enel (FOPEN) e gli oneri relativi ad altre competenze maturate dal
personale, quali principalmente ferie maturate e non godute e straordinari.
L’aumento degli Acconti diversi si riferisce essenzialmente all’iscrizione degli Acconti su contributi in
conto impianti ricevuti dal Ministero per lo Sviluppo Economico per lavori non ancora conclusi del
programma “Reti Intelligenti”, pari ad euro 11.887 migliaia.
L’aumento dei debiti diversi verso terzi deriva dai seguenti principali fenomeni:
•
dall’iscrizione del debito verso F2i Reti Italia Srl sulla base dell’indebitamento finanziario al
30 settembre 2009 e sulla base dei flussi di cassa normalizzati del 2009 di Enel Rete Gas
SpA, previsti dal contratto di vendita della partecipazione in Enel Rete Gas SpA, pari
complessivamente a euro 34.761 migliaia;
•
dalla riclassifica a breve del debito verso Enel Rete Gas SpA per l’importo che Enel
Distribuzione SpA si è impegnato a versare alla Società a fronte degli oneri di affrancamento
delle riserve, come previsto dallo specifico accordo di compravendita della partecipazione,
pari complessivamente ad euro 11.978 migliaia.
Relazione e Bilancio di Enel Distribuzione SpA al 31 dicembre 2010
125
42. Informativa sulle parti correlate
Le parti correlate sono state individuate sulla base di quanto disposto dai principi contabili
internazionali.
Si definiscono parti correlate l’Enel SpA, le controllanti di Enel SpA, le società che hanno il medesimo
soggetto controllante di Enel SpA, le società che direttamente o indirettamente, attraverso uno o più
intermediari sono controllate, oppure sono soggette a controllo congiunto da parte di Enel SpA e
nelle quali la medesima detiene una partecipazione tale da poter esercitare un’influenza notevole.
Nella definizione di parti correlate rientrano i Fondi pensione Fopen e Fondenel, i dirigenti con
responsabilità strategiche, ivi inclusi i loro stretti familiari, della società e di Enel SpA nonché dalle
società da queste direttamente e/o indirettamente controllate, soggette a controllo congiunto e nelle
quali la società esercita un’influenza notevole. I dirigenti con responsabilità strategiche sono coloro
che hanno il potere e la responsabilità, diretta o indiretta, della pianificazione, della direzione, del
controllo delle attività della società e comprendono i relativi Amministratori.
Tutti i rapporti posti in essere con le parti correlate rientrano nell’ordinaria attività di gestione e sono
essenzialmente regolati a condizioni di mercato e nell’interesse della Società.
I principali rapporti economici, patrimoniali e finanziari verso la controllante Enel SpA e società del
gruppo e altre parti correlate, sono esposti nel prospetto seguente:
Relazione e Bilancio di Enel Distribuzione SpA al 31 dicembre 2010
126
Rapporti commerciali e diversi
Relazione e Bilancio di Enel Distribuzione SpA al 31 dicembre 2010
127
Rapporti finanziari
Gli oneri finanziari verso Enel SpA rappresentano, principalmente, gli interessi passivi maturati sul
conto corrente intersocietario, per le cui condizioni si rinvia alla Nota 34, e i proventi finanziari sono
costituiti dagli effetti economici dei contratti derivati in essere con Enel SpA.
Per ulteriori informazioni si rinvia alle note di commento delle specifiche voci di Stato patrimoniale e
Conto economico.
Compensi degli Amministratori e Sindaci
I compensi degli amministratori e sindaci, pari a euro 109 migliaia, si riferiscono esclusivamente ai
compensi dei sindaci; infatti, gli amministratori, in quanto dirigenti del gruppo Enel, non
percepiscono alcun compenso.
Relazione e Bilancio di Enel Distribuzione SpA al 31 dicembre 2010
128
43. Attività e passività potenziali
Attività potenziali
Contratto di vendita dell’80% della società Enel Rete Gas SpA - Effetti della perdita delle
concessioni per la distribuzione del gas nei comuni di Grottole e Cividate al Piano
Nell’ambito del contratto di compravendita di azioni stipulato per la cessione della partecipazione in
Enel Rete Gas SpA è previsto, tra l’altro,
che gli eventuali indennizzi derivanti dalla perdita delle
concessioni per la distribuzione del gas nel Comune di Cividate al Piano, in quanto avvenuta prima
della data di esecuzione del contratto (30 settembre 2009), siano attribuiti ad Enel Distribuzione
SpA. In particolare, per quanto riguarda il giudizio arbitrale promosso nei confronti del Comune di
Cividate al Piano (BG), il collegio arbitrale ha disposto lo svolgimento di una consulenza tecnica
d'ufficio che conclude stabilendo la somma di euro 2.234.503 a titolo di corrispettivo per gli impianti,
di euro 203.538 a titolo di danno per lucro cessante e di euro 121.616 a titolo di danno per mancato
esercizio del diritto di ritenzione. Si è in attesa del deposito del lodo.
Passività potenziali
Contenzioso in materia ambientale
Il contenzioso in materia ambientale riguarda, principalmente, l’installazione e l’esercizio di impianti
elettrici di Enel Distribuzione SpA, succeduta a Enel SpA nei relativi rapporti. Enel Distribuzione SpA
è convenuta in vari giudizi, civili e amministrativi, nei quali vengono richiesti, spesso con procedure
di urgenza, in via cautelare, lo spostamento o la modifica delle modalità di esercizio delle porzioni di
rete elettrica, da parte di coloro che risiedono in prossimità delle stesse, sulla base della presunta
potenziale dannosità degli impianti, nonostante gli stessi, ad avviso delle società, siano stati installati
nel rispetto della normativa vigente in materia. In alcuni casi sono state avanzate richieste di
risarcimento
dei
danni
alla
salute
asseritamente
conseguenti
all’esposizione
ai
campi
elettromagnetici. L’esito dei giudizi è generalmente favorevole alla società. Si segnala in merito una
decisione del febbraio 2008, che ha riconosciuto il rispetto dei limiti cautelativi di esposizione ai
campi elettrici e magnetici previsti dalla normativa vigente che, in conformità agli studi più
accreditati in materia e alle indicazioni emergenti a livello europeo, assicura la tutela della salute. Vi
sono sporadici casi in cui si sono avute pronunce sfavorevoli, in sede cautelare, che, peraltro, sono
state tutte oggetto di impugnativa. Allo stato attuale, nel merito non vi sono sentenze negative
passate in giudicato e in nessun caso è stata accolta domanda di risarcimento danni alla salute,
mentre in una sola pronuncia del febbraio 2008 (impugnata innanzi alla Corte di Appello
competente) è stato riconosciuto un danno legato allo “stress” provocato dalla presenza
dell’elettrodotto e dal timore dei possibili effetti negativi alla salute. La prossima udienza è fissata al
9 luglio 2014.
Vanno segnalate anche le controversie concernenti i campi elettromagnetici delle cabine di media e
bassa tensione poste all’interno di edifici, peraltro, a giudizio dei tecnici della società, sempre
rispettosi dei limiti di induzione previsti dalla normativa nazionale; al riguardo, anche recenti
Relazione e Bilancio di Enel Distribuzione SpA al 31 dicembre 2010
129
decisioni hanno confermato che il rispetto della specifica vigente normativa assicura la tutela della
salute.
Nell’agosto 2008 è stata depositata una sentenza della Corte di Cassazione (relativa a un
elettrodotto di trasmissione a 380 kW “Forli-Fano”, non più di proprietà Enel) la quale, in contrasto
con le attuali risultanze scientifiche in materia, ha ritenuto sussistente il nesso causale tra le cefalee
lamentate da alcuni soggetti e l’esposizione ai campi elettromagnetici. La situazione relativa al
contenzioso si è progressivamente evoluta grazie al chiarimento del quadro legislativo intervenuto a
seguito della Legge quadro sulla tutela dall’inquinamento elettromagnetico (n. 36 del 22 febbraio
2001), e del Decreto di attuazione relativo agli elettrodotti (Decreto del Presidente del Consiglio dei
Ministri dell’8 luglio 2003). La normativa introdotta dai citati provvedimenti, infatti, ha armonizzato
l’intera materia sul territorio nazionale. È stato previsto, tra l’altro, un programma di dieci anni, a
partire dall’entrata in vigore della citata Legge n. 36/2001, per il risanamento degli elettrodotti
nonché la possibilità di recupero integrale o parziale, tramite le tariffe, degli oneri sostenuti dai
proprietari delle linee di trasmissione e distribuzione e delle cabine, secondo criteri che dovranno
essere determinati dall’Autorità per l’Energia Elettrica e il Gas, ai sensi della Legge n. 481/95,
trattandosi di costi sopportati nell’interesse generale. Si segnala che non è stato ancora emanato il
Decreto del Presidente del Consiglio dei Ministri, relativo alla determinazione dei criteri di
elaborazione dei piani di risanamento degli elettrodotti (art. 4, comma 4, Legge n. 36/2001),
necessario per la presentazione da parte dei distributori delle proposte di tali piani alle Regioni (art.
9, comma 2, Legge n. 36/2001).
Con decreto del 29 maggio 2008 del Direttore generale per la salvaguardia ambientale del Ministero
dell’Ambiente e della tutela del territorio e del mare sono state approvate le procedure di misura e di
valutazione dell’induzione magnetica, ai sensi dell’art. 5, comma 2, del Decreto del Presidente del
Consiglio dei Ministri dell’8 luglio 2003, nonché con Decreto del medesimo Ministero del 29 maggio
2008 sono state approvate le metodologie di calcolo per la determinazione delle fasce di rispetto per
gli elettrodotti, ai sensi dell’art. 4, comma 1, lett.h) della legge n. 36/2001.
Sono pendenti, infine, talune vertenze in materia urbanistica e ambientale, connesse con la
costruzione e l’esercizio di alcuni impianti di produzione e di linee di distribuzione. L’esame di tali
vertenze fa ritenere, in linea generale, come remoti eventuali esiti negativi. Per un numero limitato
di giudizi non si possono tuttavia escludere esiti sfavorevoli le cui conseguenze potrebbero
consistere, oltre che nell’eventuale risarcimento dei danni, nel sostenimento di oneri connessi alle
modifiche degli impianti e alla temporanea indisponibilità degli impianti stessi.
Black-out del 28 settembre 2003
In relazione al black-out del 28 settembre 2003, sono state presentate numerose richieste
stragiudiziali e giudiziali di indennizzi automatici e di risarcimento di danni. Tali richieste hanno dato
luogo a un significativo contenzioso dinanzi ai Giudici di Pace, concentrato essenzialmente nelle
Regioni Campania, Calabria e Basilicata, per un totale di circa 120.000 giudizi, i cui oneri si ritiene
possano essere parzialmente recuperati attraverso le vigenti coperture assicurative. In primo grado
tali giudizi si sono conclusi per circa due terzi con sentenze a favore dei ricorrenti mentre i giudici di
Tribunale che si sono pronunciati in sede di appello hanno quasi tutti deciso a favore di Enel
Distribuzione SpA, motivando sia in relazione alla carenza di prova dei danni denunciati, sia
Relazione e Bilancio di Enel Distribuzione SpA al 31 dicembre 2010
130
riconoscendo l’estraneità della Società all’evento. Le poche sentenze sfavorevoli a Enel Distribuzione
SpA sono state tutte impugnate davanti alla Corte di Cassazione, che si è sempre pronunciata a
favore di Enel, confermando il primo orientamento già emesso con le ordinanze (nn. 17282, 17283 e
17284) del 23 luglio 2009, che, accogliendo i ricorsi e rigettando le domande dei clienti, ha escluso
tassativamente la responsabilità di Enel Distribuzione SpA.
Nel mese di maggio 2008, Enel ha notificato alla Compagnia assicuratrice un atto di citazione volto
ad accertare il diritto a ottenere, a norma di polizza, il rimborso di quanto pagato in esecuzione delle
sentenze sfavorevoli.
Al 30 novembre 2010 i giudizi pendenti per il black-out del 2003 risultano ridotti a circa 70.000 per
effetto delle pronunce giudiziali passate in giudicato e/o rinunce alle azioni da parte degli attori,
mentre si è arrestato il flusso di nuove azioni giudiziarie.
Con riferimento al contenzioso relativo al Black-out si evidenzia che, nel caso di accoglimento delle
domande di risarcimento, i relativi oneri potranno essere parzialmente recuperati attraverso le
vigenti coperture assicurative.
Avvio di un’istruttoria formale per l’adozione di una sanzione amministrativa
pecuniaria nei confronti di Enel Distribuzione SpA per violazione della disciplina
in materia di switching di punti di prelievo di energia elettrica serviti in
salvaguardia, nel periodo di esercizio 1 maggio – 31 dicembre 2008.
Con deliberazione 65/09, pubblicata in data 10 luglio 2009, l’Autorità ha avviato un’istruttoria
formale, per l’irrogazione di una sanzione amministrativa pecuniaria nei confronti di Enel
Distribuzione SpA per violazione delle norme che regolano lo switching dei punti di prelievo serviti in
salvaguardia. L’istruttoria riguarda il mancato rispetto delle disposizioni previste nella deliberazione
42/08 e nel TIV.
Nel mese di ottobre 2010 Enel Distribuzione SpA ha ricevuto comunicazione delle risultanze
istruttorie. L’ammontare di una eventuale sanzione da parte dell’Autorità per l’Energia Elettrica e il
Gas è indeterminabile. Per questa ragione, la società non ha accantonato alcun importo al fondo
rischi e oneri al 31 dicembre 2010.
Avvio
di
dieci
istruttorie
formali
nei
confronti
di
altrettante
imprese
di
distribuzione di energia elettrica per violazioni in materia di anagrafica dei punti
di prelievo
Con la deliberazione 1/10 del 18 gennaio 2010, l’Autorità ha avviato un’istruttoria formale nei
confronti di Enel Distribuzione SpA (ed altre 9 società di distribuzione) per accertare violazioni in
materia di anagrafica dei punti di prelievo.
L’ammontare di eventuali sanzioni da parte dell’Autorità per l’Energia Elettrica e il Gas è
indeterminabile, essendo ancora in corso la fase istruttoria. Per questa ragione, la società non ha
accantonato alcun importo al fondo rischi e oneri nel bilancio al 31 dicembre 2010.
Relazione e Bilancio di Enel Distribuzione SpA al 31 dicembre 2010
131
44. Impegni contrattuali e garanzie
Il saldo e le variazioni sono riportati di seguito:
Le fidejussioni e le garanzie prestate si riferiscono, per euro 78.860 migliaia alle fidejussioni
rilasciate da Istituti di credito, per conto della società, a favore di terzi a fronte dei rapporti
contrattuali posti in essere dalla Società e, per euro 142.941 migliaia, al pegno su tutte le azioni in
Enel Rete Gas SpA (di cui Enel Distribuzione SpA è rimasta titolare) a favore delle banche che hanno
concesso il finanziamento in favore di Enel Rete Gas SpA, come previsto nello specifico accordo.
Gli impegni a favore di terzi si riferiscono per euro 1.452.748 migliaia (euro 1.289.112 migliaia al 31
dicembre 2009) ai contratti di interest rate swap che Enel SpA ha stipulato per conto della Società a
copertura del rischio di tasso di interesse relativo all’indebitamento contratto autonomamente dalla
Società e all’indebitamento ricevuto in accollo dalla controllante.
Gli altri impegni si riferiscono ad impegni in essere con fornitori per l’acquisto di materiali e la
fornitura di prestazioni.
45. Fatti di rilievo intervenuti dopo la chiusura dell’esercizio
Ammissione al trattamento incentivante per il progetto pilota denominato
“Cabina Primaria di Carpinone (IS)”
Enel Distribuzione SpA ha ottenuto con deliberazione 12/11 dell’8 febbraio 2011 da parte
dell’Autorità per l’Energia Elettrica e il Gas l’ammissione al trattamento incentivante per il progetto
pilota denominato “Cabina Primaria di Carpinone (IS)”, ai sensi di quanto previsto dalla deliberazione
39/10.
In particolare, la deliberazione 39/10 ha previsto il riconoscimento di una maggiorazione del tasso di
remunerazione del capitale investito pari al 2% per 12 anni per investimenti relativi a progetti pilota
comprendenti sistemi di automazione, protezione e controllo di reti attive MT (smart grids).
Il Progetto prevede investimenti per circa euro 6 milioni da realizzare sulla Cabina Primaria (in
seguito, CP) di Carpinone (IS) e sulla rete da essa alimentata, coinvolgendo gli utenti attivi ad essa
collegati.
L’obiettivo è di sviluppare un prototipo di Smart grid basato sull’uso di tecnologie innovative per
risolvere i nuovi problemi delle reti di energia caratterizzate da un significativo aumento di unità di
Relazione e Bilancio di Enel Distribuzione SpA al 31 dicembre 2010
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Generazione Distribuita (GD), mantenendo alto il livello di sicurezza e affidabilità dell’intero sistema
e di qualità del servizio, passando ad una modalità di gestione attiva della rete di distribuzione.
Attraverso un sistema di comunicazione tra la CP e ciascun utente attivo sarà possibile trasferire
dalla CP opportuni segnali ai singoli generatori, così da consentirne una reale integrazione nella rete
di distribuzione e nel sistema.
Il Progetto prevede, inoltre, l’implementazione e la gestione di un’innovativa infrastruttura di ricarica
per veicoli elettrici, progettata con tecnologie all’avanguardia in grado di garantire gli standard di
sicurezza necessari e un servizio di ricarica evoluto basato sulla tecnologia del contatore elettronico.
La struttura di ricarica sarà integrata con un sistema di storage MT multifunzionale che, una volta
implementato, potrà essere utilizzato per fornire servizi alla rete MT del Progetto.
Infine, un ultimo punto di interesse del progetto è rappresentato dalla possibilità di coinvolgere gli
utenti passivi (clienti finali) anche sul livello BT nella gestione responsabile dei propri consumi,
mediante un sistema di Smart Info.
46. Compensi alla Società di revisione
Ai sensi degli articoli 149-duodecies del Regolamento Emittenti e dell’articolo 165 del Testo Unico
della Finanza, si riporta di seguito un prospetto con l’evidenza dei compensi contrattualizzati, di
competenza dell’esercizio, riconosciuti alla Società di revisione KPMG SpA.
Relazione e Bilancio di Enel Distribuzione SpA al 31 dicembre 2010
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47. Attività di direzione e coordinamento
Si riportano i dati essenziali del bilancio 2009 di Enel Spa, redatto secondo i principi contabili
internazionali, che esercita attività di coordinamento su Enel Distribuzione SpA.
Conto Economico
Stato Patrimoniale
Relazione e Bilancio di Enel Distribuzione SpA al 31 dicembre 2010
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Corporate governance
Modello organizzativo e gestionale
Il Decreto Legislativo 8 giugno 2001 n. 231 dal titolo “Disciplina della responsabilità amministrativa
delle persone giuridiche, delle società e delle associazioni anche prive di personalità giuridica” e
successive modifiche, ha introdotto la responsabilità amministrativa a carico della società per alcuni
specifici reati (es. concussione, corruzione nei confronti di un pubblico ufficiale per un atto d’ufficio o
contrario ai doveri d’ufficio, reati societari, ecc.) commessi, sia in Italia che all’estero, da persone
fisiche che rivestono funzioni di rappresentanza, amministrazione, direzione, gestione o controllo
della società o da persone fisiche sottoposte alla loro direzione o vigilanza.
Il 19 dicembre 2002 il Consiglio di Amministrazione di Enel Distribuzione SpA ha deliberato il
recepimento del “Modello di organizzazione e di gestione ex Decreto Legislativo 231/2001” approvato
e varato dal Consiglio di Amministrazione di Enel SpA il 23 luglio 2002 (e successivamente integrato,
aggiornato e modificato), in attuazione di quanto previsto dall’art. 6 del Decreto Legislativo 8 giugno
2001, n. 231/2001, e nominato il Compliance Officer, organismo di vigilanza sul funzionamento e
l’osservanza del modello, dotato di autonomi poteri, di iniziativa e di controllo.
Scopo del modello è la costruzione di un sistema strutturato e organico di procedure nonché di
attività di controllo, da svolgersi anche in via preventiva (controllo ex ante), volto a prevenire la
commissione delle diverse tipologie di reati contemplate dal Decreto, in particolare, mediante
l’individuazione delle “Aree di attività a Rischio” e la loro conseguente proceduralizzazione.
Il Modello in questione è costituito da una “Parte Generale” e da singole “Parti Speciali” predisposte
per le diverse tipologie di reato contemplate nel Decreto Legislativo n. 231/2001 e che il Modello
stesso intende prevenire.
Il Modello prevede l’individuazione e proceduralizzazione delle attività ricadenti tra quelle “a rischio”
di reato ai sensi del Decreto Legislativo n. 231/2001 a cui si accompagna un’azione di monitoraggio
che permetta di intervenire tempestivamente per prevenire o contrastare la commissione dei reati
stessi.
Il Modello viene sistematicamente aggiornato per recepire le eventuali innovazioni legislative nel
frattempo intervenute in materia di responsabilità amministrativa delle società, per adeguarlo in
funzione dell’esperienza concreta maturata riguardo alla sua applicazione, nonché in relazione
all’evoluzione aziendale.
Codice etico
La consapevolezza dei risvolti sociali e ambientali che accompagnano le attività svolte dal Gruppo
Enel, unitamente alla considerazione dell’importanza rivestita tanto da un approccio cooperativo con
gli stakeholder quanto dalla buona reputazione del Gruppo stesso, hanno ispirato la stesura del
Codice Etico del Gruppo Enel, approvato dal Consiglio di Amministrazione di Enel SpA nel mese di
marzo 2002 e aggiornato nei mesi di marzo 2004, settembre 2009 e febbraio 2010. Il Codice è
vincolante per Enel Distribuzione SpA poiché espressivo degli impegni e delle responsabilità etiche
nella conduzione degli affari e delle attività aziendali assunti da tutti i collaboratori delle Società del
Gruppo Enel.
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Documento programmatico sulla sicurezza
La società ha redatto il Documento Programmatico sulla Sicurezza ai sensi dell'art. 34 del "Codice in
materia di protezione dei dati personali (D.lgs 196 del 30 giugno 2003)". Il documento è aggiornato
in conformità alle leggi vigenti.
Piano di Tolleranza Zero alla Corruzione
In data 5 settembre 2006, il Consiglio di Amministrazione di Enel Distribuzione SpA ha deliberato
l’adozione del “Piano di Tolleranza Zero alla Corruzione” (cosiddetto “Piano TZC”, approvato dal
Consiglio di Amministrazione di Enel SpA nel mese di giugno 2006), confermando l’impegno del
Gruppo, già descritto nel Codice Etico e nel Modello Organizzativo ex D.lgs 231/2001, al fine di
assicurare condizioni di correttezza e di trasparenza nella conduzione degli affari e delle attività
aziendali, a tutela della propria posizione ed immagine, delle aspettative dei propri azionisti, di tutti
gli altri stakeholder del Gruppo e del lavoro dei propri dipendenti.
Il presente piano non sostituisce né si sovrappone al Codice Etico e al Modello Organizzativo ex
D.Lgs 231/2001, ma rappresenta un approfondimento relativo al tema della “corruzione” (non solo
nei confronti della Pubblica Amministrazione) ed è immediatamente applicabile in Italia e all’estero.
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Relazioni
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SpA - Società con unico socio
Sede legale in Roma
Via Ombrone 2, 00198
Registro delle Imprese di Roma
C.F. e P.I. 05779711000
R.E.A. 922436
Capitale Sociale 2.600.000.000 Euro i.v.
Direzione e Coordinamento di Enel SpA
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