Relazione finanziaria 2021Relazione sulla gestione
Bilancio consolidato
Bilancio separato
2
Indice
BILANCIO CONSOLIDATO
(Schemi primari di bilancio e Stato patrimoniale riclassificato).....................................................................................3
Conto economico consolidato e Altre componenti di conto economico complessivo .................................................................3
Stato patrimoniale consolidato ............................................................................................................................................................4
Rendiconto finanziario delle disponibilità liquide ..............................................................................................................................5
Variazione del patrimonio netto consolidato.......................................................................................................................................6
Stato patrimoniale consolidato riclassificato......................................................................................................................................7
NOTE ILLUSTRATIVE AL BILANCIO CONSOLIDATO......................................................................................................8
1. Introduzione .......................................................................................................................................................................................8
1.1 Principi di nuova applicazione.......................................................................................................................................................8
1.2 Schemi di bilancio adottati dal Gruppo..........................................................................................................................................8
1.3 Principali variazioni dell’area di consolidamento rispetto al 31 dicembre 2020............................................................................9
1.4 Applicazione del principio IFRS 5...............................................................................................................................................10
1.5 Riallineamento dei valori fiscali delle immobilizzazioni materiali e dell’avviamento....................................................................11
1.6 Nuova definizione di “Totale indebitamento finanziario”.............................................................................................................11
2. Performance.....................................................................................................................................................................................13
2.1 Highlights....................................................................................................................................................................................13
2.2 Informativa settoriale...................................................................................................................................................................13
2.3 Margine operativo lordo..............................................................................................................................................................15
2.4 Da Margine operativo lordo a Risultato netto da Continuing Operations....................................................................................19
2.5 Risultato netto da Discontinued Operations e Risultato netto di Gruppo....................................................................................20
3. Capitale circolante netto..................................................................................................................................................................21
3.1 Gestione rischio di credito...........................................................................................................................................................21
3.2 Capitale circolante operativo………………………………………………………………………………………………………………21
3.3 Altre attività e passività...............................................................................................................................................................23
4. Gestione rischio mercato................................................................................................................................................................24
4.1 Rischi mercato e gestione del rischio..........................................................................................................................................24
4.2 Hedge Accounting e Economic Hedge – Gerarchia del Fair Value............................................................................................26
4.3 Effetti economici e patrimoniali delle attività in derivati al 31 dicembre 2021.............................................................................27
5. Capitale Immobilizzato e Fondi.......................................................................................................................................................31
5.1 Immobilizzazioni .........................................................................................................................................................................31
5.2 Partecipazioni e Altre attività finanziarie immobilizzate...............................................................................................................36
5.3 Fondi rischi e benefici ai dipendenti............................................................................................................................................37
5.4 Attività e Passività potenziali.......................................................................................................................................................38
6. Patrimonio netto, Indebitamento finanziario e costo del debito..................................................................................................39
6.1 Patrimonio netto..........................................................................................................................................................................39
6.2 Gestione delle risorse finanziarie ...............................................................................................................................................40
6.3 Totale indebitamento finanziario e costo del debito....................................................................................................................41
6.4 Gestione dei rischi finanziari.......................................................................................................................................................45
7. Fiscalità.............................................................................................................................................................................................49
7.1 Gestione rischio fiscale e tax management................................................................................................................................49
7.2 Riallineamento dei valori fiscali delle immobilizzazioni materiali e dell’avviamento....................................................................49
7.3 Imposte.......................................................................................................................................................................................50
7.4 Attività e passività fiscali.............................................................................................................................................................51
8. Attività non Energy.........................................................................................................................................................................54
9. Altre note...........................................................................................................................................................................................60
9.1 Informazioni relative all’IFRS 3 revised.......................................................................................................................................60
9.2 Informazioni relative all’IFRS 5...................................................................................................................................................62
9.3 Altri impegni................................................................................................................................................................................67
9.4 Operazioni infragruppo e con parti correlate...............................................................................................................................68
10. Criteri e metodi...............................................................................................................................................................................71
10.1 Criteri e metodi di consolidamento............................................................................................................................................71
10.2 Criteri di valutazione………………………………………………………………………………………………………………………72
11. Altre informazioni...........................................................................................................................................................................80
11.1 Eventi e operazioni significative non ricorrenti..........................................................................................................................80
11.2 Transazioni derivanti da operazioni atipiche e/o inusuali..........................................................................................................80
11.3 Informazioni richieste dalla Legge n.124/2017 art. 1 commi 125-129.......................................................................................80
Fatti di rilievo avvenuti dopo il 31 dicembre 2021.............................................................................................................................81
Area di consolidamento.......................................................................................................................................................................82
Attestazione ai sensi dell’Art. 81-ter del regolamento CONSOB n. 11971.......................................................................................89
Relazione della società di revisione....................................................................................................................................................90
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CONTO ECONOMICO CONSOLIDATO 11.739 1.703 6.390 901 200 15 114 11 11.939 1.718 6.504 912 989 684 466 239 14 25 1 26 26 14 11 488 230 431 191 430 33 17 14 413 19 430 33 44 62 84 8 4 4 - - - - - - - - 224 32 17 14 207 18
Esercizio 2021
Esercizio 2020
(in milioni di euro)
Capitolo
di cui conparti correlate
di cui conparti correlate
Ricavi di vendita
Altri ricavi e proventi
Totale ricavi
Costi per commodity e logistica (-)
(9.835 )
(981 )
(4.830 )
(652 )
Altri costi e prestazioni esterne (-)
(611 )
(36 )
(520 )
(27 )
Costi del personale (-)
(335 )
(321 )
(Svalutazioni) ripristini di valore su crediti
3
(42 )
(33 )
Altri oneri (-)
(127 )
(116 )
Margine operativo lordo
2
Variazione netta di fair value su derivati (commodity e cambi)
4
(10 )
(3 )
Ammortamenti (-)
5
(356 )
(352 )
(Svalutazioni) ripristini di valore su immobilizzazioni
5
(2 )
(35 )
Altri proventi (oneri) Attività non Energy
8
(155 )
(55 )
Risultato operativo
Proventi (oneri) finanziari netti sul debito
6
(8 )
(1 )
(10 )
(5 )
Altri proventi (oneri) finanziari netti
2
(4 )
Proventi (oneri) su cessione crediti pro-soluto
3
(10 )
(14 )
Proventi (oneri) da partecipazioni
5
Risultato prima delle imposte
Imposte sul reddito
7
(57 )
(39 )
Risultato netto da Continuing Operations
Risultato netto da Discontinued Operations
2;9
(1 )
(158 )
Risultato netto
di cui:
Risultato netto di competenza di terzi
Risultato netto di competenza di Gruppo
ALTRE COMPONENTI DI CONTO ECONOMICO COMPLESSIVO
(in milioni di euro)
Capitolo
Esercizio 2021
Esercizio 2020
Risultato netto
Altre componenti del risultato complessivo:
A) Variazione riserva di Cash Flow Hedge
6
(213 )
- Utili (Perdite) dell'esercizio
(297 )
- Imposte
(18 )
B) Variazione riserva di differenze da conversione di attività in valuta estera
(45 )
- Utili (Perdite) su cambi non realizzati
(14 )
- Riclassifica perdite (utili) a Conto Economico
(31 )
- Imposte
C) Quota delle altre componenti di utile complessivo di partecipazioni collegate
D) Utili (Perdite) attuariali (*)
(1 )
- Utili (Perdite) attuariali
(1 )
- Imposte
Totale altre componenti del risultato complessivo al netto delle imposte (A+B+C+D)
(206 )
(1 )
Totale risultato netto complessivo
di cui:
di competenza di terzi
di competenza di Gruppo
(*) Voci non riclassificabili a Conto Economico.
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4
STATO PATRIMONIALE CONSOLIDATO 3.744 3.447 339 265 2.184 2.174 160 160 123 123 33 12 80 59 329 189 2 2 71 60 863 201 2 2 7.727 6.543 176 113 3.542 285 1.053 105 6 4 16 6 432 35 359 36 3.843 428 3 - 7 4 910 850 313 213 8.912 2.289 69 551 16.708 9.383 4.736 5.377 980 11 413 19 5.934 5.349 419 131 6.353 5.480 37 37 188 172 239 228 396 299 44 92 17 - 15 5 891 187 614 623 2.441 1.643 2.872 133 1.256 58 136 61 53 45 402 19 195 16 4.092 425 382 20 216 28 7.884 2.145 30 115 16.708 9.383
31.12.2021
31.12.2020
(in milioni di euro)
Capitolo
di cui con parti correlate
di cui con parti correlate
ATTIVITA'
Immobili, impianti e macchinari
5
Immobilizzazioni immateriali
5
Avviamento
5
Partecipazioni valutate con il metodo del patrimonio netto
5
Altre attività finanziarie immobilizzate
5
Attività per imposte anticipate
7
Crediti per imposte non correnti
7
Altre attività non correnti
3
Fair Value
4
Attività per leasing finanziari
5
Totale attività non correnti
Rimanenze
3
Crediti commerciali
3
Crediti per imposte correnti
7
Altre attività correnti
3
Fair Value
4
Attività finanziarie correnti
6
Disponibilità liquide e mezzi equivalenti
6
Totale attività correnti
Attività in dismissione
9
Totale attività
PASSIVITA'
Capitale sociale (*)
Riserve e utili (perdite) portati a nuovo
(58 )
Riserva di altre componenti del risultato complessivo
(195 )
Risultato netto di competenza di Gruppo
Totale patrimonio netto attribuibile ai soci della controllante
6
Patrimonio netto attribuibile ai soci di minoranza
6
Totale patrimonio netto
Benefici ai dipendenti
5
Fondi di smantellamento e ripristino siti
5
Fondi per rischi e oneri diversi
5
Fondi rischi su vertenze Attività non Energy
8
Passività per imposte differite
7
Debiti per imposte non correnti
7
Altre passività non correnti
6
Fair Value
4
Debiti finanziari non correnti
6
Totale passività non correnti
Debiti commerciali
3
Debiti per imposte correnti
7
Altre passività correnti
3
Fair Value
4
Debiti finanziari correnti
6
Totale passività correnti
Passività in dismissione
9
Totale passività e patrimonio netto
(*) Il valore al 31 dicembre 2021 recepisce gli effetti della delibera di riduzione del capitale sociale, assunta dall'Assemblea straordinaria degli azionisti del 31 marzo 2021.
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5
RENDICONTO FINANZIARIO DELLE DISPONIBILITA’ LIQUIDE 488 230 358 387 99 60 11 11 8 8 3 10 3 - 179 4 4 23 9 24 - 98 90 478 434 3 868 231 - 371 100 100 135 16 7 57 56 3 4 136 20 - - - - 19 136 - - - 13 - - 597 313 213 344 156 910 850 331 213 - - - - 18 - 910 850 313 213
Il presente rendiconto finanziario analizza i flussi di cassa relativi alle disponibilità liquide a breve termine (esigibili entro 3 mesi) del 2021 e del 2020. Per una migliore comprensione dei flussi finanziari, delle dinamiche di generazione e di assorbimento di cassa e della variazione complessiva dell’indebitamento finanziario del Gruppo si rimanda a quanto commentato nel paragrafo 6.3 Totale indebitamento finanziario e costo del debito. Completa inoltre l’informativa un apposito rendiconto finanziario riportato nella Relazione sulla Gestione.
Esercizio 2021
Esercizio 2020
(in milioni di euro)
Capitolo
di cui conparti correlate
di cui conparti correlate
Risultato prima delle imposte
Ammortamenti e svalutazioni
5
Accantonamenti netti a fondi rischi
Risultato di società valutate con il metodo del patrimonio netto (-)
5
(26 )
(26 )
(14 )
(11 )
Dividendi incassati da società valutate con il metodo del patrimonio netto
5
(Plusvalenze) Minusvalenze da realizzo di immobilizzazioni
(17 )
Variazione benefici ai dipendenti
(2 )
(2 )
Variazione Fair Value iscritto nel risultato operativo
4
Variazione del capitale circolante operativo
(920 )
(105 )
(88 )
Variazione del capitale circolante non operativo
(28 )
(10 )
Variazione di altre attività e passività di esercizio
(20 )
(140 )
(Proventi) Oneri finanziari complessivi
(24 )
Proventi (Oneri) finanziari netti pagati
(9 )
(27 )
(9 )
Imposte sul reddito nette pagate
(65 )
(41 )
(35 )
(51 )
Flusso monetario da attività d'esercizio da Discontinued Operations
9
A.
Flusso monetario da attività d'esercizio
Investimenti in immobilizzazioni ( - )
5
(592 )
(491 )
Investimenti in immobilizzazioni finanziarie ( - )
5
(286 )
(10 )
(37 )
(33 )
Prezzo netto di acquisizione business combinations
1
(53 )
(28 )
(20 )
Prezzo di cessione di immobilizzazioni
Prezzo di cessione di immobilizzazioni finanziarie
Flusso monetario da attività di investimento da Discontinued Operations
9
(104 )
B.
Flusso monetario da attività di investimento
(418 )
Accensioni di nuovi finanziamenti a medio e lungo termine
Rimborsi di finanziamenti a medio e lungo termine (-)
(156 )
(99 )
(40 )
Altre variazioni nette dei debiti finanziari
(8 )
Variazione attività finanziarie
Passività nette derivanti da attività di finanziamento (*)
6
Apporti di capitale sociale e riserve (+)
Dividendi e riserve versati a società controllanti o a terzi azionisti (-)
6
(51 )
Flusso monetario da attività di finanziamento da Discontinued Operations
9
C.
Flusso monetario da attività di finanziamento
(12 )
D.
Differenze di cambio nette da conversione
E.
Effetto perimetro Continuing Operations
F.
Effetto perimetro Discontinued Operations
(13 )
G.
Disponibilità liquide e mezzi equivalenti ceduti Discontinued Operations
(61 )
H.
Flusso monetario netto dell'esercizio (A+B+C+D+E+F+G)
(13 )
I.
Disponibilità liquide e mezzi equivalenti all'inizio dell'esercizio
L.
Disponibilità liquide e mezzi equivalenti alla fine dell'esercizio (H+I)
M.
Disponibilità liquide e mezzi equivalenti alla fine dell'esercizio Discontinued Operations
N.
Riclassifica ad Attività in dismissione
O.
Disponibilità liquide e mezzi equivalenti alla fine dell'esercizio Continuing Operations (L-M-N)
(*) Per la riconciliazione con i valori di stato patrimoniale si veda il paragrafo 6.3 Totale indebitamento finanziario e costo del debito.
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VARIAZIONE DEL PATRIMONIO NETTO CONSOLIDATO 5.377 30 - 19 5.349 131 5.480 - 19 - - - - - - - - - - - - - - - - - - 365 - - - - - 365 272 637 641 - - - - - - - - - 13 - - - - - 13 12 - - 8 - 413 207 17 224 - - 8 - - - - - - - - - 413 413 17 430 4.736 980 - 413 5.934 419 6.353
Riserva di altre componenti del risultato complessivo
(in milioni di euro)
Capitale Sociale
Riserve e utili (perdite) portati a nuovo
Cash Flow Hedge
Differenze da conversione di attività in valuta estera
Quota delle altre componenti di utile complessivo di partecipazioni collegate
Utili (Perdite) attuariali
Risultato netto di competenza di Gruppo
Totale Patrimonio Netto attribuibile ai soci della controllante
Patrimonio Netto attribuibile ai soci di minoranza
Totale Patrimonio Netto
Saldi al 31 dicembre 2019
5.377
374
(14)
31
-
(5)
(436)
5.327
186
5.513
Destinazione risultato esercizio precedente
-
(436)
-
-
-
-
436
-
-
-
Distribuzione dividendi e riserve
-
-
-
-
-
-
-
-
(54)
(54)
Variazione area di consolidamento
-
-
-
-
-
-
-
-
(15)
(15)
Altri movimenti
-
4
-
-
-
-
-
4
-
4
Totale risultato netto complessivo
-
-
44
(45)
-
-
19
18
14
32
di cui:
- Variazione del risultato complessivo
-
-
44
(45)
-
-
-
(1)
-
(1)
- Risultato netto 2020
-
-
-
-
-
-
19
19
14
33
Saldi al 31 dicembre 2020
(58 )
(14 )
(5 )
Destinazione risultato esercizio precedente
(19 )
Distribuzione dividendi e riserve
Variazione area di consolidamento
Riduzione del capitale sociale per ripianamento perdite (*)
(641 )
Altri movimenti
(1 )
Totale risultato netto complessivo
(213 )
(1 )
di cui:
- Variazione del risultato complessivo
(213 )
(1 )
(206 )
(206 )
- Risultato netto 2021
Saldi al 31 dicembre 2021
(183 )
(6 )
(6 )
*) La voce recepisce gli effetti della delibera di riduzione del capitale sociale, assunta dall'Assemblea straordinaria degli azionisti del 31 marzo 2021.
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7
STATO PATRIMONIALE CONSOLIDATO RICLASSIFICATO
Il presente prospetto, redatto su base volontaria, riclassifica le poste patrimoniali per consentire un più rapido raccordo con le informazioni fornite nei capitoli seguenti.
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8
1. INTRODUZIONE
Il Bilancio consolidato al 31 dicembre 2021 del gruppo Edison è stato redatto in conformità agli International Financial Reporting Standards - IFRS emessi dall’International Accounting Standards Board (IASB), in base al testo pubblicato nella Gazzetta Ufficiale delle Comunità Europee (G.U.C.E.).
Il Consiglio di Amministrazione del 16 febbraio 2022 ha autorizzato la pubblicazione del presente bilancio consolidato che è assoggettato a revisione contabile da parte di KPMG Spa in base all’incarico ai sensi del Decreto Legislativo del 27 gennaio 2010 n. 39, conferito dall’Assemblea degli Azionisti del 28 aprile 2020, che ha durata di nove esercizi (2020-2028).
I valori, ove non diversamente specificato, sono esposti in milioni di euro.
1.1 Principi di nuova applicazione
Nella redazione di tale bilancio i principi contabili, i criteri di valutazione e i criteri di consolidamento applicati sono conformi a quelli utilizzati per il Bilancio consolidato 2020.
Nell’esercizio si segnala l’entrata in vigore di alcune modifiche all’IFRS 9 e all’IFRS 7 in tema di “Riforma degli indici di riferimento per la determinazione dei tassi di interesse - fase 2”, volte ad introdurre un supporto alle società nell’ applicazione degli IFRS quando vi sono delle modifiche ai flussi finanziari contrattuali o alle relazioni di copertura determinate dalla riforma degli indici di riferimento per la quantificazione del tasso di interesse.
La riforma, ancora in fase di sviluppo, prevede la sostituzione di alcuni indici di riferimento, ad es. il LIBOR, con tassi di riferimento alternativi privi di rischio.
Le modifiche potrebbero richiedere informazioni aggiuntive relativamente all’esposizione ai rischi derivanti dall’attuazione della riforma e sulle relative attività di gestione del rischio.
Attualmente per il Gruppo non si rilevano impatti in bilancio derivanti da tali modifiche.
Per maggiori informazioni relative ai principi, criteri e metodi adottati dal Gruppo si rimanda a quanto commentato nel capitolo 10. Criteri e metodi.
1.2 Schemi di bilancio adottati dal Gruppo
Edison, prendendo spunto dai numerosi progetti dello IASB in tema di “Effective Communication”, adotta da tempo una modalità di esposizione che rende la comunicazione di bilancio più rilevante ed efficace tenendo in considerazione la materialità dell’informazione e le aspettative dei suoi Stakeholders. Con tale finalità le note al bilancio, in continuità con gli esercizi precedenti, sono suddivise in capitoli per argomenti omogenei anziché per linee di bilancio.
Con riferimento agli effetti correlati all’applicazione del principio IFRS 5 si rimanda a quanto commentato nel seguente paragrafo 1.4 e nel capitolo 9. Altre note - paragrafo 9.2 Informazioni relative all’IFRS 5.
Gli schemi primari di bilancio adottati hanno le seguenti caratteristiche:
•il Conto economico consolidato è scalare con le singole poste analizzate per natura ed evidenzia le Altre componenti di conto economico complessivo in cui sono riportate le componenti del risultato sospese a patrimonio netto;
•nello Stato patrimoniale consolidato le attività e le passività sono analizzate per scadenza, separando le poste correnti e non correnti con scadenza, rispettivamente, entro e oltre 12 mesi dalla data di bilancio;
•il Rendiconto finanziario delle disponibilità liquide è predisposto esponendo i flussi finanziari secondo il “metodo indiretto”, come consentito dallo IAS 7;
•il prospetto Variazione del patrimonio netto consolidato evidenzia separatamente i flussi inerenti le componenti della riserva di altre componenti del risultato complessivo.
A integrazione di tali schemi è stato inserito, su base volontaria, uno Stato patrimoniale consolidato riclassificato che consente un più rapido raccordo con le informazioni fornite nei capitoli seguenti delle note illustrative.
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1.3 Principali variazioni dell’area di consolidamento rispetto al 31 dicembre 2020
Operazioni di rilievo nel settore rinnovabili
In data 16 febbraio 2021 è stato perfezionato l’acquisto da F2i Fondi Italiani per le Infrastrutture del 70% di E2i Energie Speciali Srl (ora Edison Rinnovabili Spa), risolvendo dunque la partnership avviata nel 2014; la società del settore eolico, già in precedenza consolidata integralmente nel gruppo Edison in virtù degli accordi di governance e di gestione, è ora detenuta al 100% da Edison Renewables Spa. Il corrispettivo pagato è stato di circa 276 milioni di euro.
Successivamente, in data 14 dicembre 2021 è stato perfezionato l’accordo con cui Crédit Agricole Assurances diventa partner finanziario di lungo periodo di Edison Renewables rilevandone, tramite la controllata Vaugirard Italia Srl, il 49% del capitale e impegnandosi nello sviluppo eolico e fotovoltaico della società. Edison continua a consolidare integralmente Edison Renewables, in quanto ne mantiene il pieno controllo industriale e di governance. Il corrispettivo incassato al closing è stato di 877 milioni di euro, l’importo è soggetto a conguaglio positivo per Edison.
Le due società, ai sensi del principio contabile IFRS 10, erano e continuano ad essere controllate da Edison; le operazioni sopra descritte sono state trattate quindi come transazioni tra soci e i relativi effetti sono stati iscritti a patrimonio netto, come più precisamente descritto nel paragrafo 6.1 Patrimonio netto.
Cessione di attività non-core
Nel corso dell’esercizio è stata perfezionata la cessione delle seguenti attività non-core, come più dettagliatamente descritto al paragrafo seguente:
•in data 25 marzo 2021, il 100% di Edison Norge AS è stato ceduto a Sval Energi, per un corrispettivo di 280 milioni di euro;
•in data 30 aprile 2021, il 100% di Infrastrutture Distribuzione Gas (IDG) è stato ceduto a 2i Rete Gas, per un corrispettivo di 150 milioni di euro.
Altre operazioni
Nel corso dell’esercizio si segnalano inoltre:
•l’acquisto, in data 7 aprile 2021, del 100% della società Hydro Dynamics, cui fanno capo 7 impianti mini-idro, per un corrispettivo al closing di 6 milioni di euro, cui si è aggiunto il pagamento di ulteriori 6 milioni di euro conseguentemente al realizzarsi di alcune condizioni sospensive contrattualmente previste;
•l’acquisto, avvenuto in data 2 luglio 2021, del 100% di Energia Etica, società che opera nel mercato della vendita di energia elettrica e gas metano ai consumatori finali, per un corrispettivo di 11 milioni di euro;
•l’acquisto, avvenuto in data 29 luglio 2021, del 100% della società Vibinum dal gruppo Futuren e del 90% della società Aerochetto, rilevando la quota del 51% dal gruppo Futuren e del 39% da Repower Spa, per un corrispettivo complessivo di circa 15 milioni di euro, sostanzialmente allineato al patrimonio netto, cui si è aggiunto il rimborso di un finanziamento concesso alla società Aerochetto dai precedenti soci per circa 19 milioni di euro. Entrambe le società acquisite operano nel settore eolico e gli acquisti dal gruppo Futuren, facente capo a EDF, si configurano quali operazioni tra parti correlate di minore rilevanza e sono state attuate previo parere positivo del Comitato Operazioni con Parti Correlate;
•le acquisizioni, avvenute nel corso del secondo semestre, del 100% di Ren 143, Ren 144 e Ren 145, valutate ai sensi dell’IFRS 3 revised come Group of assets acquisitions;
•l’acquisto, avvenuto in data 20 dicembre 2021, del 100% della società MS Energy, operante nel settore mini-idro, per un corrispettivo di circa 1 milione di euro.
Nell’ambito dei settori eolico e fotovoltaico sono state inoltre realizzate nel corso del secondo semestre alcune operazioni di riorganizzazione e semplificazione societaria. In particolare, sono state incorporate in Edison Rinnovabili le società Eolica Forenza, Eolo Energia, Edisonwind e Santa Luce, operanti nel settore eolico, e la società Edisonsolar, operante nel settore fotovoltaico.
Attività non Energy
Con riferimento alla società Tremonti, specializzata nei servizi di bonifica dei terreni e delle acque sotterranee, si segnala che in data 14 luglio 2021 è stata ceduta una quota dell’80% nel suo capitale, la società è ora partecipata al 20% dal
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gruppo Edison, al 49% da Ambienthesis e al 31% da Herambiente; contestualmente è stata modificata la sua denominazione sociale in Tre Monti. La società, che realizzerà i suoi primi interventi nell’area Tre Monti del sito di Bussi, in virtù degli accordi contrattuali è consolidata integralmente dal gruppo Edison ai sensi del principio IFRS 10; per maggiori informazioni si veda quanto riportato nel paragrafo 10.1 Criteri e metodi di consolidamento.
Nella tabella seguente è riportata una sintesi degli effetti patrimoniali derivanti dalla valutazione delle operazioni di business combinations. I valori iscritti sono da ritenersi provvisori in quanto, ai sensi dell’IFRS 3 revised, la valutazione diventa definitiva entro 12 mesi dall’acquisizione.
Per maggiori informazioni si rimanda a quanto commentato nel capitolo 9. Altre note - paragrafo 9.1 Informazioni relative all’IFRS 3 revised.
1.4 Applicazione del principio IFRS 5
Disposal Group – cessione di Edison Norge a Sval Energi
In data 30 dicembre 2020 Edison ha firmato un accordo con Sval Energi per la cessione del 100% di Edison Norge AS, cui facevano capo le attività del settore esplorazione e produzione di idrocarburi del Gruppo in Norvegia; tale accordo si è successivamente perfezionato in data 25 marzo 2021.
Si ricorda che, già a decorrere dalla data dell’accordo, gli asset E&P situati in Norvegia, che precedentemente erano stati esclusi dal perimetro di cessione a Energean, sono stati trattati come Disposal Group ai sensi dell’IFRS 5, non rappresentando da soli per il gruppo Edison un importante ramo autonomo di attività e non potendosi quindi qualificare come Discontinued Operations.
Il perfezionamento dell’operazione ha determinato un miglioramento dell’indebitamento finanziario del gruppo Edison di circa 264 milioni di euro, dato dall’incasso di un corrispettivo per 280 milioni di euro al netto di 16 milioni di euro per il deconsolidamento della liquidità netta della società ceduta. A tale importo si aggiunge un ammontare di circa 12 milioni di euro anticipato dall’acquirente all’atto di sottoscrizione del contratto nel mese di dicembre 2020; è inoltre previsto un corrispettivo differito, pari a 12,5 milioni di dollari, che sarà incassato a seguito dell’entrata in produzione del campo di Dvalin. La cessione non ha determinato effetti economici materiali.
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Disposal Group – cessione di IDG a 2i Rete Gas
In data 13 gennaio 2021 Edison ha firmato un accordo con 2i Rete Gas, società partecipata dai fondi di investimento gestiti da F2i, Ardian e APG, per la vendita del 100% di IDG; tale accordo si è successivamente perfezionato in data 30 aprile 2021.
Nel presente Bilancio consolidato, in continuità con il Bilancio consolidato 2020, IDG è stata trattata come Disposal Group ai sensi dell’IFRS 5.
A seguito della cessione il gruppo Edison ha registrato un miglioramento dell’indebitamento finanziario di circa 147 milioni di euro, dato dall’incasso di un corrispettivo per 150 milioni di euro al netto di 3 milioni di euro per il deconsolidamento della liquidità netta di IDG. La cessione ha determinato l’iscrizione di una plusvalenza inclusa nel margine operativo lordo.
Discontinued Operations - Attività E&P cedute ad Energean
I dati economici e di flusso relativi al 2020, esposti ai fini comparativi, evidenziano il contributo delle attività E&P cedute ad Energean a dicembre 2020, tra le Discontinued Operations. In particolare, nel conto economico del 2020 le voci di ricavi e proventi e di costi e oneri delle attività che costituivano le Discontinued Operations, nonché l’adeguamento del valore di bilancio al fair value meno i costi di vendita, erano classificati nella voce Risultato netto da Discontinued Operations (negativo per 158 milioni di euro); tale risultato rifletteva, tra l’altro, gli effetti delle revisioni dei termini dell’accordo con Energean.
Si ricorda che le attività E&P in Algeria e Norvegia erano state escluse dal perimetro di cessione ad Energean per effetto delle modifiche al contratto di vendita e pertanto il relativo contributo al conto economico del gruppo Edison è incluso tra le Continuing Operations.
Il
margine
operativo
lordo
registrato
nel
2021
con
riferimento
a
tali
attività
è
pari
a
28
milioni
di
euro
(17
milioni di euro nel 2020).Per maggiori informazioni riguardo all’applicazione del principio IFRS 5 e ai relativi effetti sul presente Bilancio consolidato si rimanda al paragrafo 9.2 Informazioni relative all’IFRS 5.
1.5 Riallineamento dei valori fiscali delle immobilizzazioni materiali e dell’avviamento
Nel mese di giugno 2021 Edison Spa e alcune società del Gruppo hanno esercitato l’opzione di riallineare i valori fiscali al maggior valore civile di una parte significativa di alcuni beni ammortizzabili e dell’avviamento, come consentito dall’art. 110 del D.L. del 14 agosto 2020 n. 104. Di conseguenza, l’Assemblea degli Azionisti di Edison Spa ha deliberato di appostare in bilancio un vincolo fiscale per un importo pari a 1.572 milioni di euro su una corrispondente quota parte del capitale sociale. Nel mese di dicembre 2021, la Legge di Bilancio 2022 (Legge n. 234 del 30 dicembre 2021, pubblicata nella GU il 31 dicembre 2021) ha modificato i termini per quanto riguarda il riallineamento dei valori fiscali per i beni immateriali e per l’avviamento (i) prevedendone il periodo di recupero fiscale in 50 anni invece dei 18 previsti in origine e (ii) fornendo alle società più opzioni di modifica delle scelte già effettuate in giugno. Edison, valutata la convenienza economico-finanziaria dell’operazione, ha deciso di confermare l’opzione già esercitata. A fronte del riallineamento è stato iscritto un beneficio di 86 milioni di euro. Per maggiori informazioni si rimanda al paragrafo 7.2 Riallineamento dei valori fiscali delle immobilizzazioni materiali e dell’avviamento.
1.6 Nuova definizione di “Totale indebitamento finanziario”
In data 4 marzo 2021 l'European Securities and Markets Authority (ESMA) ha pubblicato gli Orientamenti in materia di obblighi di informativa ai sensi del Regolamento UE 2017/1129 (cd. “Regolamento sul Prospetto”).
Con il “Richiamo di attenzione n. 5/21” del 29 aprile 2021, la CONSOB ha dichiarato l'intenzione di conformare le proprie prassi di vigilanza in materia di posizione finanziaria netta ai suddetti orientamenti ESMA. In particolare, la CONSOB ha dichiarato che i prospetti da essa approvati, a decorrere dal 5 maggio 2021, dovranno risultare conformi ai suddetti Orientamenti ESMA.
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Pertanto, in base alle nuove previsioni, gli emittenti quotati dovranno presentare, nelle note illustrative dei bilanci annuali e delle semestrali, pubblicate a partire dal 5 maggio 2021, un nuovo prospetto in materia di indebitamento da redigere secondo le indicazioni contenute nei paragrafi 175 e seguenti dei suddetti Orientamenti ESMA.
Al riguardo, gli Orientamenti ESMA prevedono le seguenti principali modifiche al prospetto sull’indebitamento:
a.non si parla più di “Posizione finanziaria netta”, ma di “Totale indebitamento finanziario”;
b.nell’ambito dell’indebitamento finanziario non corrente occorre includere anche i debiti commerciali e gli altri debiti non correnti, cioè i debiti non remunerati, ma che presentano una significativa componente di finanziamento implicito o esplicito;
c.nell’ambito dell’indebitamento finanziario corrente, occorre indicare separatamente la parte corrente dell’indebitamento finanziario non corrente.
L’applicazione degli Orientamenti ESMA e l’adozione della nuova definizione di “Totale indebitamento finanziario” hanno determinato al 31 dicembre 2021 un incremento dell’indebitamento finanziario del gruppo Edison di circa 15 milioni di euro, evidenziato alla voce “Altre passività non correnti”.
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2. PERFORMANCE
2.1 Highlights
2.2 Informativa settoriale
I segmenti di seguito identificati dal Gruppo ai sensi dell’IFRS 8, attengono alla “Filiera Energia Elettrica”, alla “Filiera Attività Gas e E&P” e alla “Filiera Corporate”. Tale articolazione informativa corrisponde alla struttura della reportistica periodicamente analizzata dal Management e dal Consiglio di Amministrazione per gestire il business ed è oggetto di reporting direzionale periodico e di pianificazione.
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Filiera Energia Elettrica: il Gruppo opera sull’integralità della filiera elettrica con un portafoglio di impianti di generazione da fonte termoelettrica, idroelettrica, eolica e fotovoltaica e svolge attività di gestione e sviluppo impianti, valorizzazione, dispacciamento e vendita di energia sia a clienti grossisti sia a clienti finali (residenziali, PA, PMI e Business). Nella Filiera Energia Elettrica sono altresì compresi gli asset e le attività di servizi energetici e ambientali.
Filiera Attività Gas e E&P: Edison è presente nelle diverse fasi della catena degli idrocarburi con attività: i) midstream gas: sviluppo di infrastrutture di trasporto, contratti di approvvigionamento, gestione di stoccaggio e reti di distribuzione (attività quest’ultima ceduta nel 2021); ii) downstream gas: vendita a clienti grossisti e consumatori finali (industriali e residenziali); iii) upstream, che, a seguito della cessione di Edison Norge nel corso dell’esercizio, includono gli asset residuali di esplorazione, sviluppo e produzione idrocarburi in Algeria.
Filiera Corporate: include le attività centralizzate e trasversali da parte della Capogruppo e attività di alcune società holding e immobiliari. Sono qui gestite anche le Attività non Energy commentate al capitolo 8. Attività non Energy.
Il Gruppo non ritiene rilevante ai fini della propria reportistica l’analisi settoriale per area geografica.
Clienti rilevanti ai sensi dell’IFRS 8
Le vendite del Gruppo generalmente non sono concentrate; è presente un solo cliente rilevante (parte correlata) con ricavi di vendita complessivi pari a circa 1.641 milioni di euro nell’esercizio, principalmente riferiti alla Filiera Energia Elettrica (incidenza del 25% circa sui ricavi di vendita della Filiera e del 14% circa sui ricavi di vendita del Gruppo).
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2.3 Margine operativo lordo
In un contesto di ripresa della domanda e di forte crescita dei prezzi delle commodity energetiche rispetto al 2020, anno fortemente impattato dagli effetti della pandemia, il margine operativo lordo del Gruppo è positivo per 989 milioni di euro, in significativo incremento rispetto allo scorso esercizio (684 milioni di euro).
La Filiera Energia Elettrica rileva in particolare un risultato in crescita nel settore delle rinnovabili, in gran parte legato allo scenario prezzi particolarmente favorevole. Positivo anche il contributo del settore termoelettrico che nell’esercizio ha beneficiato anche di alcune componenti one-off, come il contributo di incentivi CIP6 legati agli anni 2003-2004. Per quanto riguarda la parte commerciale, si registra un incremento dei risultati grazie alla crescita dei volumi di vendita nel segmento retail e ad una migliore marginalità del segmento business.
Sempre nella Filiera Energia Elettrica, si segnalano i contributi della Divisione Energy & Environmental Services Market per 92 milioni di euro (51 milioni di euro nel 2020); tale incremento è da imputarsi principalmente al settore Industry Tertiary Market e al segmento della Pubblica Amministrazione.
Il margine operativo lordo della Filiera Attività Gas e E&P beneficia dell’esito positivo della dismissione di IDG. Si segnalano inoltre miglioramenti legati in parte ad un incremento di margine sui segmenti retail e industriale, dovuto anche a maggiori volumi. Il contributo delle attività E&P in Algeria e Norvegia è pari a 28 milioni di euro (17 milioni di euro nel 2020).
Il margine operativo lordo della Filiera Corporate registra un incremento rispetto al 2020, principalmente grazie ad un progressivo aggiornamento dei contratti di service verso le unità operative e alla conclusione favorevole di due contenziosi per imposte di registro correlati a cessioni di assets avvenute in passato; su quest’ultimo punto si veda quanto commentato in seguito ai paragrafi 5.3 e 5.4.
Di seguito si analizzano le principali componenti del Margine operativo lordo.
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2.3.1 Ricavi di vendita
I ricavi di vendita di energia elettrica risultano in aumento principalmente per effetto dell’incremento dei prezzi dell’energia in Italia.
Le prestazioni di servizio includono le prestazioni per servizi energetici della Divisione Energy & Environmental Services Market (467 milioni di euro nel 2021, 420 milioni di euro nel 2020).
I ricavi di vendita di gas naturale del Gruppo risultano in significativo incremento per effetto principalmente dell’aumento dei prezzi delle commodity energetiche e, in secondo luogo, per la crescita dei volumi di vendita. Si ricorda che i ricavi di vendita gas della Filiera Attività Gas e E&P includono anche le vendite alla Filiera Energia Elettrica.
I risultati realizzati dei derivati su commodity, da analizzare con la relativa voce inclusa nei Costi per commodity e logistica, riguardano le coperture su commodity e cambi poste in essere per la gestione del rischio di oscillazione del costo del gas naturale e di quello relativo alla sua vendita, in coerenza con le formule di indicizzazione e dei risk factor ivi inclusi.
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2.3.2 Costi per commodity e logistica
I costi per commodity e logistica sono in netto incremento e riflettono i fenomeni già commentati nel punto precedente.
Nella voce Fee di rigassificazione, pari a 114 milioni di euro, sono inclusi gli oneri riconosciuti a Terminale GNL Adriatico per l’attività di rigassificazione.
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2.3.3 Altri costi e prestazioni esterne
L’aumento delle voci Prestazioni professionali e Altri è principalmente riconducibile ai maggiori volumi di vendita dell’area commerciale nel segmento retail, inclusi i servizi a valore aggiunto (VAS).
2.3.4 Costi del personale
Registrano un incremento di 14 milioni di euro rispetto all’esercizio precedente, principalmente legato alla Divisione Energy & Environmental Services Market.
Il prospetto che segue dà evidenza degli organici medi del 2021 e del 2020 e fornisce la classificazione dell’organico per categoria oltre ai relativi movimenti avvenuti nell’esercizio.
2.3.5 Altri ricavi e proventi e Altri oneri
Le plusvalenze da cessione del 2021 includono tra l’altro il provento derivante dalla vendita della società IDG.
Si segnala che la voce Sopravvenienze attive e altro include per circa 11 milioni di euro (9 milioni di euro nel 2020) i risultati dell’attività svolta nell’ambito dell’accordo di joint venture MASA in essere con EDF Trading, oltre a proventi per 27 milioni di euro registrati nel 2021 a seguito della conclusione favorevole di due contenziosi per imposte di registro.
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Nella voce Sopravvenienze passive e altro sono incluse minusvalenze da cessione per 4 milioni di euro (5 milioni di euro nel 2020).
2.4 Da Margine operativo lordo a Risultato netto da Continuing Operations
Oltre alla gestione operativa sopra esposta si evidenziano in particolare ammortamenti per 356 milioni di euro (352 milioni di euro nel 2020) e svalutazioni di immobilizzazioni per 2 milioni di euro (35 milioni di euro nel 2020) (si veda il capitolo 5. Capitale immobilizzato e Fondi).
Gli oneri netti relativi all’attività non Energy sono pari a 155 milioni di euro (55 milioni di euro nel 2020); per maggiori dettagli si veda il capitolo 8. Attività Non Energy.
Il Risultato operativo si attesta a 466 milioni di euro (239 milioni di euro nel 2020).
Le poste finanziarie hanno complessivamente registrato oneri netti per 4 milioni di euro, in miglioramento rispetto al 2020 (oneri netti di 23 milioni di euro); la variazione è principalmente da ricondurre agli effetti cambi.
Per quanto riguarda i Proventi (oneri) finanziari netti sul debito e i Proventi (oneri) su cessione crediti pro-soluto, entrambi in leggero miglioramento rispetto al 2020, si rimanda a quanto commentato rispettivamente ai paragrafi 6.3 Totale indebitamento finanziario e costo del debito e 3.2 Capitale circolante operativo; di seguito si riporta invece un dettaglio della voce Altri proventi (oneri) finanziari netti.
La voce Utili (perdite) su cambi nel 2021 beneficia degli utili netti realizzati nell’ultimo trimestre sulle operazioni di copertura del rischio cambio in essere con EDF Sa; l’importo relativo al 2020 rifletteva tra l’altro perdite su cambi connesse a finanziamenti denominati in valuta estera concessi ad alcune società del business E&P, ora cedute.
La voce Rilascio fondo svalutazione crediti, positiva per 5 milioni di euro (5 milioni di euro nel 2020), è relativa al fondo svalutazione che era iscritto sul credito finanziario vantato nei confronti di Elpedison Sa; tale fondo era stato parzialmente rilasciato nel 2020 in seguito ad una riduzione del rischio controparte e risulta azzerato nel 2021 conseguentemente all’avvenuto rimborso da parte della collegata.
Dopo aver incluso gli oneri netti per le imposte sul reddito (57 milioni di euro; si veda il capitolo 7. Fiscalità) e i proventi netti da partecipazioni (26 milioni di euro; si veda il paragrafo 5.2 Partecipazioni e Altre attività finanziarie immobilizzate), il Risultato netto da Continuing Operations è positivo per 431 milioni di euro, contro 191 milioni di euro del 2020.
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2.5 Risultato netto da Discontinued Operations e Risultato netto di Gruppo
Il Risultato netto da Discontinued Operations relativo al 2021, negativo per 1 milione di euro, include principalmente:
•oneri su fondi rischi di natura fiscale legati ad eventuali passività connesse alle attività E&P cedute, di cui Edison è rimasta responsabile in virtù degli accordi con Energean;
•un provento determinato dalla revisione della stima del valore attuale dell’ulteriore corrispettivo previsto dal contratto con Energean (fino a 100 milioni di dollari, subordinato all’entrata in produzione del campo gas Cassiopea in Italia).
Si ricorda che il Risultato netto da Discontinued Operations relativo al 2020, negativo per 158 milioni di euro, accoglieva tra l’altro la differenza tra il valore di iscrizione in bilancio del perimetro E&P ceduto ad Energean e il prezzo di cessione, determinato sulla base degli amendments apportati agli accordi con l’acquirente in data 2 aprile e 28 giugno 2020. Per maggiori informazioni si rimanda al paragrafo 9.2 Informazioni relative all’IFRS 5.
Dopo aver dedotto la voce appena descritta e attribuito il risultato netto di competenza di terzi (positivo per 17 milioni di euro) il Risultato netto di competenza di Gruppo è positivo per 413 milioni di euro (positivo per 19 milioni di euro nel 2020).
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3. CAPITALE CIRCOLANTE NETTO
I saldi del Capitale Circolante Operativo evidenziano un significativo incremento rispetto al 31 dicembre 2020 principalmente dovuto all’aumento dei crediti commerciali, parzialmente compensato dall’incremento dei debiti commerciali. Tali dinamiche sono da attribuire essenzialmente allo scenario del prezzo delle commodity che ha subito, negli ultimi mesi del 2021, un aumento considerevole rispetto ai trimestri precedenti. Si segnala che al 31 dicembre 2021 la voce Altre attività correnti include, per circa 65 milioni di euro, crediti per anticipi corrisposti in ambito dei contratti di importazione di gas naturale di lungo termine, relativi a volumi non ritirati per i quali è maturato in capo a Edison Spa l’obbligo di pagamento a seguito dell’attivazione di clausole di take or pay e che sono ora classificati come correnti in quanto ne è previsto il recupero nel 2022.
3.1 Gestione rischio di credito
Il rischio di credito rappresenta l’esposizione del gruppo Edison a potenziali perdite derivanti dal mancato adempimento delle obbligazioni assunte dalle controparti commerciali e/o finanziarie.
Al fine di controllare tale rischio il Gruppo ha consolidato procedure e azioni per la valutazione del credit standing della clientela e ha ottimizzato le strategie di recupero specifiche per i diversi segmenti di clientela. Nella scelta delle controparti per la gestione di risorse finanziarie temporaneamente in eccesso e nella stipula di contratti di copertura finanziaria (strumenti derivati) il Gruppo ricorre solo a interlocutori di elevato standing creditizio. Al riguardo si segnala che al 31 dicembre 2021 non si evidenziano significative esposizioni a rischi connessi a un eventuale deterioramento del quadro finanziario complessivo e/o livelli significativi di concentrazione in capo a singole controparti non istituzionali.
3.2 Capitale circolante operativo
Il significativo incremento rispetto all’esercizio precedente è correlato al forte rialzo registrato nell’ultimo trimestre dell’anno dallo scenario dei prezzi delle commodity di riferimento che ha impattato in particolare la Filiera Attività Gas e E&P, con riferimento alla clientela Termo, Business e Retail e, in parte minore, la Filiera Energia Elettrica.
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3.2.1 Crediti commerciali
Si riferiscono, in particolare, a contratti di somministrazione di energia elettrica e vapore, a contratti di fornitura di gas naturale e a cessioni di energia elettrica in borsa.
Il gruppo Edison effettua con regolarità smobilizzi di crediti commerciali “pro-soluto” su base revolving mensile e tramite il trasferimento su base “pro-soluto” del rischio credito. Nell’esercizio 2021 tali operazioni sono state effettuate per un valore complessivo di 4.942 milioni di euro (3.503 milioni di euro nel 2020). Tali crediti al 31 dicembre 2021 non sono assoggettati ad un rischio di recourse. I costi correlati a tale gestione sono registrati tra le poste finanziarie e ammontano a 10 milioni di euro (14 milioni di euro nell’esercizio 2020).
Prosegue la gestione del credito differenziata sui tre segmenti di mercato (Retail, Business e Pubblica Amministrazione) volta, tramite azioni strutturali, a prevenire la formazione di nuovo credito e ad aggredire rapidamente i crediti in bonis e in sofferenza.
Di seguito si riporta la movimentazione del “Fondo svalutazione crediti commerciali”.
Gli accantonamenti derivano dalla valutazione, in applicazione della policy di Gruppo, dei diversi status creditizi tenendo in considerazione il segmento di clientela, il relativo scaduto e l’aging; gli utilizzi sono stati effettuati prevalentemente a fronte di perdite su crediti registrate nel corso dell’esercizio.
Il margine operativo lordo dell’esercizio registra oneri netti per svalutazioni e ripristini di valore su crediti per 42 milioni di euro (33 milioni di euro nel 2020).
Il dimensionamento del fondo svalutazione crediti commerciali è determinato in funzione dei diversi status creditizi sottostanti, ovvero – in particolare per il credito verso la clientela retail – tenuto conto dell’anzianità relativa dell’impagato e della metodologia prevista dal principio contabile IFRS 9 (cd. expected credit losses model). Si segnala inoltre che nel corso del 2020 è stato sottoscritto un contratto di assicurazione dei crediti relativi ad una parte della clientela Business che ha portato ad una riduzione del rischio credito sui clienti interessati.
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3.2.2 Rimanenze
Le rimanenze includono 40 milioni di euro riferiti a quantitativi di gas naturale stoccato su cui vi è un vincolo di utilizzo come riserva strategica.
Le variazioni del gas naturale stoccato riflettono l’incremento dei prezzi delle giacenze.
3.2.3 Debiti commerciali
Sono principalmente inerenti agli acquisti di energia elettrica, gas naturale e altre utility e a prestazioni ricevute nell’ambito degli interventi di manutenzione degli impianti.
3.3 Altre attività e passività
Con riferimento ai Crediti tributari per IVA si segnala che nel corso dell’esercizio sono stati chiesti a rimborso e incassati i crediti d’imposta 2020 per un importo di 164 milioni di euro. L’incremento degli Altri crediti tributari riflette invece i crediti iscritti verso l’erario a fronte dell’esito favorevole di due contenziosi per imposta di registro.
Con riferimento ai Crediti per anticipi take or pay si segnala che nel primo trimestre 2021 sono stati versati anticipi per 117 milioni di euro, parte degli anticipi versati è stata recuperata con i volumi ritirati nell’ultimo trimestre 2021; al 31 dicembre 2021 rimangono iscritti per 65 milioni di euro relativi a volumi non ritirati la cui recuperabilità è prevista nel corso del 2022.
La voce Altro delle Altre attività si incrementa rispetto al 31 dicembre 2020 principalmente per il conguaglio prezzo stimato sulla cessione del 49% di Edison Renewables e per l’iscrizione per 48 milioni di euro di crediti legati all’esercizio della cessione del credito d’imposta da parte dei clienti dell’area commerciale ai quali sono stati venduti beni materiali, quali caldaie, condizionatori e impianti fotovoltaici.
L’aumento della voce Altro delle Altre passività riflette principalmente debiti per oneri su alcuni derivati realizzatisi al 31 dicembre 2021 ma regolati finanziariamente a inizio gennaio 2022, il cui valore risente anche del significativo rialzo dello scenario prezzi.
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Impegni
4. GESTIONE RISCHIO MERCATO
In questo capitolo vengono sinteticamente descritte le politiche e i principi del gruppo Edison per la gestione e il controllo del rischio prezzo commodity, legato alla volatilità dei prezzi delle commodity energetiche e dei titoli ambientali, del rischio cambio connesso alle commodity e degli altri rischi correlati al tasso di cambio.
In accordo con l’IFRS 7 Strumenti finanziari – informazioni integrative, coerentemente con quanto esposto nella Relazione sulla gestione, i paragrafi che seguono presentano informazioni sulla natura dei rischi risultanti da strumenti finanziari basate su analisi di carattere contabile o di gestione.
Vengono inoltre forniti gli effetti economici e patrimoniali consuntivati al 31 dicembre 2021.
4.1 Rischi mercato e gestione del rischio
4.1.1 Rischio prezzo delle commodity e tasso di cambio connesso all’attività in commodity
Il gruppo Edison è esposto al rischio di oscillazione dei prezzi di tutte le commodity energetiche trattate (energia elettrica, gas naturale, prodotti petroliferi, titoli ambientali) poiché questi influiscono, direttamente tramite formule di prezzo ovvero indirettamente tramite correlazioni statistiche e relazioni economiche, sui ricavi e costi delle attività di produzione, stoccaggio e compravendita. Inoltre, poiché alcuni contratti sono regolati in valute diverse dall’euro e/o contengono il cambio con altre valute all’interno delle formule di indicizzazione del prezzo, il Gruppo è anche esposto al rischio cambio.
Le attività di gestione e controllo di tali rischi sono disciplinati dalle Energy Risk Policy, che prevedono l’utilizzo di strumenti derivati con finalità di copertura al fine di ridurre o contenere il rischio in oggetto.
Dal punto di vista organizzativo, il modello di governance adottato dal Gruppo prevede la separazione delle funzioni di controllo e gestione del rischio in oggetto dall’operatività in derivati.
Dal punto di vista operativo, sull’intero portafoglio di asset e contratti del Gruppo (cd. Portafoglio Industriale), viene calcolata l’esposizione netta, cioè l’esposizione che residua dopo aver sfruttato le possibilità di integrazione verticale e orizzontale delle diverse filiere di business. Sulla base dell’esposizione netta viene calcolato un livello complessivo di Capitale Economico di rischio associato (espresso in milioni di euro), misurato tramite il Profit at Risk (PaR1), con intervallo di confidenza pari al 97,5% e orizzonte temporale annuale.
Il Consiglio di Amministrazione approva annualmente il limite massimo di Capitale Economico, in concomitanza con l’approvazione del budget annuale. Mensilmente, il Comitato Rischi, presieduto dal Vertice Aziendale, verifica l’esposizione netta del Gruppo e, nel caso in cui il Profit at Risk superi il limite stabilito, definisce adeguate politiche di Hedging Strategico a copertura del rischio attraverso l’utilizzo di idonei strumenti derivati. Tale attività viene svolta in coerenza con la politica del Gruppo orientata a minimizzare il ricorso ai mercati finanziari per coperture, mediante la valorizzazione dell’integrazione verticale e orizzontale delle varie filiere di business e l’omogeneizzazione delle formule e indicizzazioni tra le fonti e gli impieghi fisici. Inoltre, la gradualità dell’Hedging Strategico assicura la minimizzazione del rischio di esecuzione, legato alla concentrazione di tutte le coperture in una fase di mercato sfavorevole, del rischio volume, legato alla variabilità del sottostante da coprire in funzione delle migliori previsioni di volume, e del rischio operativo, legato a errori d’implementazione.
Il gruppo Edison attiva anche, previo parere positivo della Direzione Risk Office che ne valuta la coerenza con gli obiettivi di risk management di Gruppo e con l’esposizione netta complessiva di Gruppo, altre forme di coperture, definite di
1 Profit at Risk: misura statistica del massimo scostamento potenziale negativo del margine atteso in caso di movimenti sfavorevoli dei mercati, con un dato orizzonte temporale e intervallo di confidenza.
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Hedging Operativo, sulla base delle richieste originate dalle singole Business Unit con la finalità di bloccare il margine relativo ad una singola transazione o ad un insieme limitato di transazioni tra loro correlate.
Gli strumenti derivati utilizzati al 31 dicembre 2021 sono valutati a fair value rispetto alla curva forward di mercato rilevata alla data di bilancio, qualora il sottostante del derivato sia negoziato in mercati che presentano quotazioni di prezzo forward ufficiali e liquide. Nel caso in cui il mercato non presenti quotazioni forward, vengono utilizzate curve di prezzo previsionali basate su modelli di simulazione sviluppati internamente al gruppo Edison.
Il mercato forward dell’energia elettrica in Italia non soddisfa ancora i requisiti previsti dagli IFRS per essere qualificato come un mercato attivo. Infatti, sia i mercati Over The Counter (OTC) gestiti da società di brokeraggio (es. TFS), sia i mercati gestiti da Borsa Italiana (IDEX) e dal Gestore dei Mercati Energetici (MTE) sono caratterizzati da un insufficiente grado di liquidità in particolare per i prodotti peak e off-peak, nonché più in generale per scadenze superiori all’anno.
Le informazioni sui prezzi di mercato fornite da tali mercati sono quindi considerate quale input del modello di valutazione interno utilizzato per valorizzare il fair value dei suddetti prodotti.
Per i contratti derivati di copertura del Portafoglio Industriale, in parte qualificati come tali ai sensi dell’IFRS 9 (Cash Flow Hedge o Fair Value Hedge) e in parte secondo una prospettiva di Economic Hedge, viene effettuata una simulazione ai fini di misurare il potenziale impatto che le oscillazioni dei prezzi di mercato del sottostante hanno sul fair value dei derivati in essere, ai sensi dell’IFRS 7. La simulazione è svolta con riferimento all’arco temporale della vita residua dei contratti derivati in essere, il cui termine massimo è a oggi il 2025. Per i contratti derivati in essere al 31 dicembre 2021 la metodologia prevede l’utilizzo dei prezzi forward delle commodity e dei tassi di cambio, rilevati alla data di bilancio, e delle relative volatilità e correlazioni.
Ottenuta, in questo modo, una distribuzione di probabilità delle variazioni di fair value, è possibile estrapolare il massimo scostamento negativo atteso sul fair value dei contratti derivati in essere, nell’arco temporale dato dall’esercizio contabile, per un dato livello di probabilità, fissato convenzionalmente al 97,5%.
La tabella che segue mostra, in base alla metodologia illustrata, il massimo scostamento negativo atteso di fair value, rispetto a quello determinato al 31 dicembre 2021, dei contratti derivati di copertura in essere, con una probabilità del 97,5% e un orizzonte temporale di un anno.
L’ aumento del massimo scostamento di fair value rispetto al 31 dicembre 2020 è principalmente riconducibile all’aumento della volatilità dei prezzi nei mercati in cui il Gruppo opera; il valore si riduce sensibilmente includendo per le coperture in Fair Value Hedge accounting la variazione del fair value dei contratti oggetto di copertura.
L’attività di hedging effettuata nel corso dell’esercizio ha permesso di rispettare gli obiettivi di risk management di Gruppo; il profilo di rischio prezzo commodity del Portafoglio Industriale all’interno del limite di Capitale Economico approvato in termini di assorbimento di capitale economico è il seguente:
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Si ricorda che le operazioni di trading di Edison Spa sono condotte nell’ambito dell’accordo di joint venture con EDF Trading; dal terzo trimestre 2017 infatti è in vigore tra EDF Trading ed Edison Spa il MASA (Trading Joint Venture and Market Access Services Agreement) che riguarda il proprietary trading, prevedendo lo svolgimento dell’attività tramite un joint desk con EDF Trading, nonché le modalità di accesso al mercato a termine power.
4.1.2 Rischio di tasso di cambio
Il rischio di tasso di cambio deriva dalle attività del gruppo Edison parzialmente condotte in valute diverse dall’euro o legate alle variazioni di tasso di cambio attraverso componenti contrattuali indicizzate a una valuta estera. Ricavi e costi denominati in valuta possono essere influenzati dalle fluttuazioni del tasso di cambio con impatto sui margini commerciali (rischio economico), così come i debiti e i crediti commerciali e finanziari denominati in valuta possono essere impattati dai tassi di conversione utilizzati, con effetto sul risultato economico (rischio transattivo). Infine, le fluttuazioni dei tassi di cambio si riflettono anche sui risultati consolidati e sul patrimonio netto attribuibile ai soci della capogruppo, poiché i bilanci di alcune società partecipate sono redatti in valuta diversa dall’euro e successivamente convertiti in euro (rischio traslativo).
Gli obiettivi di gestione del rischio tasso di cambio sono delineati all’interno di specifiche Policy di Rischio Cambio. L’esposizione al rischio cambio economico e transattivo, legato all’attività in commodity, è gestita in accordo a limiti e strategie specifiche (al riguardo si veda il punto precedente).
4.2 Hedge Accounting e Economic Hedge – Gerarchia del Fair value
Il Gruppo, ove possibile, applica l’hedge accounting, verificandone la rispondenza ai requisiti di compliance con il principio IFRS 9.
4.2.1 Classificazione
Le operazioni a termine e gli strumenti derivati in essere sono così classificati:
1)strumenti derivati definibili di copertura ai sensi dell’IFRS 9: in tale fattispecie sono incluse (i) le operazioni poste in essere a copertura dell’oscillazione di flussi finanziari (Cash Flow Hedge - CFH) su tassi di interesse, tassi di cambio e commodity e (ii) le operazioni a copertura del fair value dell’elemento coperto (Fair Value Hedge - FVH) su commodity (prezzo e cambio);
2)operazioni a termine e strumenti derivati non definibili di copertura ai sensi dell’IFRS 9, rispondenti ai requisiti di compliance con le politiche aziendali di gestione del rischio su tassi di cambio e su commodity energetiche.
4.2.2 Gerarchia del Fair Value secondo l’IFRS 13
La classificazione degli strumenti finanziari al fair value prevista dall’IFRS 13, determinata in base alla qualità delle fonti degli input utilizzati nella valutazione, comporta la seguente gerarchia:
•Livello 1: determinazione del fair value in base a prezzi quotati (unadjusted) in mercati attivi per identici assets o liabilities. Rientrano in questa categoria gli strumenti con cui il gruppo Edison opera direttamente in mercati attivi (es. future);
•Livello 2: determinazione del fair value in base a input diversi da prezzi quotati inclusi nel “Livello 1” ma che sono osservabili direttamente o indirettamente (es. forward o swap riferiti a mercati future);
•Livello 3: determinazione del fair value in base a modelli di valutazione i cui input non sono basati su dati di mercato osservabili (unobservable inputs). Al 31 dicembre 2021 rientra in questo livello una categoria di strumenti il cui fair value è negativo per circa 2 milioni di euro (una categoria al 31 dicembre 2020 il cui fair value era positivo per circa 4 milioni di euro).
Si precisa che la valutazione degli strumenti finanziari può comportare una significativa discrezionalità ancorché Edison utilizzi, qualora disponibili, prezzi quotati in mercati attivi come migliore stima del fair value di tutti gli strumenti derivati.
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4.3 Effetti economici e patrimoniali delle attività in derivati al 31 dicembre 2021
4.3.1 Effetti economici delle attività in derivati al 31 dicembre 2021
Con particolare riferimento al risultato dei derivati registrato nel 2021, il generale aumento dei prezzi di tutte le commodity ha determinato un effetto negativo sul valore dei derivati finanziari di copertura.
I risultati consuntivati dall’attività svolta nell’ambito dell’accordo di joint venture MASA in essere con EDF Trading, cd. Profit Sharing, non sono invece qui ricompresi in quanto registrati alla voce ‘Altri ricavi e proventi’ (positivi per circa 11 milioni di euro nell’esercizio 2021, 9 milioni di euro nel 2020).
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Focus sulla Variazione netta di fair value su derivati (commodity e cambi)
Nella seguente tabella è evidenziato l’impatto a conto economico delle variazioni di fair value su derivati (commodity e cambi) negli esercizi 2021 e 2020, rispettivamente negativo per 10 milioni di euro e negativo per 3 milioni di euro (vedi la riga “Totale iscritto nel risultato operativo” alle colonne B nella tabella precedente).
Si ricorda che il Gruppo applica estensivamente l’hedge accounting, tramite operazioni sia di Cash Flow Hedge che di Fair Value Hedge, e che il principio IFRS 9 entrato in vigore a partire dal 1° gennaio 2018 ne ha modificato le disposizioni prevedendo anche modifiche alle regole di gestione delle relazioni di copertura contabili avvicinandone le logiche di rilevazione a quelle di risk management, riducendo conseguentemente gli effetti di volatilità.
4.3.2 Effetti patrimoniali delle attività in derivati al 31 dicembre 2021
La seguente tabella dettaglia il Fair Value iscritto a stato patrimoniale e ne fornisce la classificazione ai sensi dell’IFRS 13.
Si segnala che, a fronte dei crediti e debiti sopra esposti, si è iscritta a patrimonio netto una riserva negativa di Cash Flow Hedge, pari a 256 milioni di euro, valore al lordo delle relative imposte differite e anticipate. Per completezza si veda il paragrafo 6.1 Patrimonio netto.
L’incremento del fair value iscritto nelle attività e passività registrato a dicembre 2021 rispetto a dicembre 2020 è dovuto all’aumento generalizzato dei prezzi delle commodity trattate.
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Strumenti in essere al 31 dicembre 2021
Nelle tabelle sottostanti sono illustrate le seguenti informazioni:
•la gerarchia del fair value applicata;
•l’outstanding dei contratti derivati in essere, analizzato per scadenza;
•il valore di stato patrimoniale di tali contratti, rappresentato dal loro fair value.
1)Gestione del rischio su tassi di interesse e su tassi di cambio
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2)Gestione del rischio su commodity
I derivati classificati come “livello 3” riguardano coperture attuate per ridurre il rischio prezzo sul mercato elettrico italiano e sono classificati in Cash Flow Hedge. La valorizzazione si basa su modelli che simulano il funzionamento del mercato nazionale sulla base dei dati consuntivi.
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5.1.1 Immobili, impianti e macchinari
Investimenti
Nella Filiera Energia Elettrica hanno riguardato principalmente:
•la costruzione delle centrali termoelettriche a ciclo combinato a gas di Marghera Levante e Presenzano;
•la costruzione di nuovi impianti nel settore eolico;
•investimenti della Divisione Energy & Environmental Services Market, relativi principalmente alla costruzione di impianti di cogenerazione e trigenerazione presso i clienti del gruppo Stellantis e CNHi.
Nella Filiera Attività Gas e E&P gli investimenti riguardano principalmente le attività E&P all’estero.
La voce acquisizioni (IFRS 3 revised) è riferita alle acquisizioni delle società Hydro Dynamics, MS Energy, Vibinum e Aerochetto, per un’analisi di dettaglio si rimanda al paragrafo 9.1 Informazioni relative all’IFRS 3 revised.
Negli Altri movimenti figurano, tra l’altro, l’iscrizione nei beni in leasing della nuova nave metaniera dedicata alle attività small scale LNG di Edison e l’adeguamento di valore per i costi di decommissioning di alcuni impianti del settore rinnovabili.
L’importo degli oneri finanziari capitalizzati nell’esercizio tra le immobilizzazioni materiali in accordo con lo IAS 23 revised ammonta a 4 milioni di euro.
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5.1.2 Immobilizzazioni immateriali
Investimenti
Gli investimenti ammontano a 121 milioni di euro e riguardano principalmente:
•la capitalizzazione nella voce Altre immobilizzazioni immateriali dei costi incrementali sostenuti per l’ottenimento di nuovi contratti nel settore commerciale, per circa 36 milioni di euro;
•le migliorie su beni di terzi in particolare della Divisione Energy & Environmental Services Market per commesse afferenti alla Pubblica Amministrazione;
•l’incremento di valore del contratto per l’approvvigionamento di gas dal giacimento di Shah Deniz II in Azerbaijan per 20 milioni di euro; il valore complessivo capitalizzato, 30 milioni di euro, è soggetto ad ammortamento dal secondo semestre 2021 (si ricorda che nel 2018, contestualmente all’acquisizione di Gas Natural Vendita Italia (GNVI), era già stato versato per l’acquisizione di questo contratto un acconto di 10 milioni di euro, valore che al 31 dicembre 2020 era iscritto tra le immobilizzazione in corso).
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Ammortamenti
Per approfondimenti relativi alle svalutazioni, pari a circa 2 milioni di euro, si rimanda a quanto commentato nel successivo punto 5.1.4 Impairment test ai sensi dello IAS 36.
5.1.3 Avviamento
L’incremento dell’avviamento (10 milioni di euro) è da attribuire all’acquisizione della società Energia Etica.
Il valore residuo della voce avviamento rappresenta un’attività immateriale con vita utile indefinita e, pertanto, non soggetta ad ammortamento sistematico ma ad impairment test almeno annuale.
Nel corso dell’esercizio sono state registrate svalutazioni per circa 2 milioni di euro (1 milione di euro su Immobilizzazioni materiali e 1 milione di euro su Immobilizzazioni immateriali). Le svalutazioni su immobilizzazioni materiali, pertinenti alla Filiera Energia Elettrica, riguardano alcuni assets italiani ed esteri della Divisione Energy & Environmental Services Market; le svalutazioni su immobilizzazioni immateriali, rivenienti dal processo di impairment test, sono relative alla Filiera Attività Gas e E&P.
Di seguito vengono commentati i risultati del test e le sensitivity effettuate mentre per la metodologia utilizzata si rimanda a quanto ampiamente descritto nel capitolo 10. Criteri e metodi, al paragrafo 10.2 - punto 10.2.1.
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Nel corso dell’esercizio è stata effettuata l’analisi di impairment test su 18 CGU; i risultati sono presentati nella seguente tabella.
L’andamento delle variabili scenaristiche nel 2021 è significativamente positivo se confrontato con quello dello scorso anno. La ripresa delle attività ha portato ad un aumento della domanda delle commodity energetiche ed a un relativo aumento dei prezzi delle stesse (brent, TTF, PUN).
Si segnala inoltre un incremento di prezzi della CO2 (attesi sopra i 60 €/ton) a causa dei target ambientali sempre più stringenti.
Le principali assunzioni che hanno determinato gli esiti del test sono le seguenti:
•in generale e rispetto all’esercizio precedente, lo scenario predisposto per l’impairment test 2021 recepisce un miglioramento dei prezzi delle commodity energetiche.
•Nell’elaborazione dello scenario di riferimento per il mercato elettrico italiano, in continuità con il test dello scorso anno, si è tenuto conto dei risultati delle aste di remunerazione della capacità di generazione elettrica (cd. capacity market) che si sono tenute a novembre 2019 con riferimento:
-per la capacità di generazione già esistente: agli anni 2022 e 2023;
-per la capacità di generazione che sarà resa disponibile con nuovi investimenti: per 15 anni dall’entrata in esercizio.
Il Gruppo ha preso parte alle aste sia con capacità di generazione esistente sia con quella che sarà disponibile in seguito alla realizzazione di nuovi investimenti. In particolare è stato incluso il contributo di due nuovi impianti termoelettrici la cui costruzione è attualmente in corso e che inizieranno a produrre nel 2022 e nel 2023, mentre per gli impianti esistenti è stato ipotizzato un prolungamento degli incentivi sulla base di tariffe prudenziali rispetto a quelle risultanti dalle passate aste.
•I WACC utilizzati nell’impairment test 2021, in particolare per le attività della Filiera Attività Gas e E&P, sono leggermente superiori a quelli dell’anno scorso e risentono sia degli effetti della ripresa dei mercati, i quali avevano visto rallentare le attività nel 2020 a causa della pandemia legata al COVID-19, sia delle evoluzioni della scenaristica rilevate nell’ultimo trimestre 2021.
•I valori di riferimento del WACC sono 5,7% per la Filiera Energia Elettrica (5,6% nel 2020) e tra 5,5% e 7,6% per la Filiera Attività Gas e E&P (tra 5,9% e 7,1% nel 2020).
Specificatamente per il test dell’avviamento, oltre alle ipotesi sopra esposte, nella determinazione del terminal value è stato ipotizzato un tasso di crescita dei flussi di lungo termine compreso tra 0 e 1,5% a seconda delle specificità dei singoli business del Gruppo.
Complessivamente il valore recuperabile dell’avviamento è ampiamente superiore al valore di carico.
Al fine di supportare le analisi emergenti dal test, sono state elaborate delle sensitivity per dare evidenza dell’impatto sui valori recuperabili degli asset e dell’avviamento al variare di assunzioni specifiche. In particolare, è stato analizzato l’impatto teorico di mancato rinnovo del meccanismo di remunerazione di capacità produttiva alla fine dei periodi in cui Edison risulta già assegnataria (2024 per gli impianti esistenti e dopo 15 anni per gli impianti in costruzione). La sensitivity è stata svolta a parità delle altre condizioni scenaristiche. L’impatto complessivo sul valore recuperabile della Filiera Energia Elettrica è una riduzione di circa 220 milioni di euro senza comunque determinare una svalutazione.
In merito all’avviamento, si è poi proceduto a sottoporre a simulazione Montecarlo alcune variabili chiave per individuare il valore recuperabile.
Oltre a determinare il valore recuperabile di riferimento, la simulazione permette di quantificare i possibili scostamenti rispetto a tale valore legati alle oscillazioni delle variabili prese in esame e alla probabilità di tali variazioni. Considerando
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un intervallo ragionevole, il valore recuperabile del Gruppo avrebbe una variazione relativa comunque marginale (nell’intervallo tra +/-260 milioni di euro) e senza impatto sulle svalutazioni complessive.
5.2 Partecipazioni e Altre attività finanziarie immobilizzate
5.2.1 Partecipazioni valutate con il metodo del patrimonio netto
Di seguito si riporta la variazione dell’esercizio.
Al risultato a conto economico contribuiscono in particolare le società Ibiritermo, Elpedison Sa, Dolomiti Edison Energy e IGI Poseidon. I dividendi distribuiti sono riferiti principalmente a Ibiritermo, Dolomiti Edison Energy e EL.IT.E. Gli aumenti di capitale includono i versamenti effettuati nell’esercizio alla società IGI Poseidon e sono correlati alla pipeline Eastmed.
Con riferimento alla voce alienazioni si evidenzia che nel mese di luglio 2021 Edison ha venduto la propria partecipazione nella società EL.IT.E incassando circa 3 milioni di euro a fronte della vendita. La vendita della partecipazione ha generato una plusvalenza a conto economico inferiore al milione di euro.
La voce altre variazioni si riferisce principalmente a Dolomiti Edison Energy che ha rivalutato alcuni asset ai sensi del Decreto Legge 104/2020, convertito con modificazioni nella Legge n.126/2020, rivalutazione che ha contropartita nel patrimonio netto.
5.2.2 Altre attività finanziarie immobilizzate e Attività per leasing finanziari
Le Altre attività finanziarie immobilizzate sono pari a 33 milioni di euro (80 milioni di euro al 31 dicembre 2020) e diminuiscono essenzialmente per effetto dell’incasso del credito finanziario vantato verso la società Elpedison Sa, iscritto per 47 milioni di euro al 31 dicembre 2020 e rimborsato dalla collegata nel mese di settembre 2021.
Al 31 dicembre 2021 includono principalmente:
•per 10 milioni di euro (valore invariato rispetto al 31 dicembre 2020) il credito finanziario vantato da Edison verso la società Depositi Italiani GNL (DIG) riferito a uno shareholders loan concesso nel 2020 con scadenza al 2036;
•per 10 milioni di euro (7 milioni di euro al 31 dicembre 2020) l’investimento nel fondo FPCI Electranova - Idinvest Smart City Venture Fund che si concentra su società non quotate in rapida crescita (dalla fase iniziale alla fase avanzata) nel settore Energies & Cities, principalmente a livello UE. Tale investimento è valutato a fair value e nel corso dell’esercizio sono stati rilevati a conto economico incrementi di valore per circa 3 milioni di euro;
•per 8 milioni di euro depositi bancari vincolati (5 milioni di euro al 31 dicembre 2020) principalmente relativi al settore delle rinnovabili.
Le Attività per leasing finanziari sono pari a 2 milioni di euro (invariate rispetto al 31 dicembre 2020).
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Di seguito il dettaglio dei risultati delle partecipazioni iscritti a conto economico:
Impegni
5.3 Fondi rischi e benefici ai dipendenti
5.3.1 Benefici ai dipendenti
Il valore riflette le indennità di fine rapporto e altri benefici maturati a fine esercizio a favore del personale dipendente.
Gli (utili) perdite da attualizzazione sono iscritti direttamente a Patrimonio netto. La valutazione ai fini dello IAS 19 è effettuata solo per la passività relativa al trattamento di fine rapporto maturato rimasto in azienda.
5.3.2 Fondi di smantellamento e ripristino siti
Recepiscono la valorizzazione, attualizzata alla data di bilancio, dei costi di decommissioning che si prevede di dover sostenere con riferimento ai siti industriali. La variazione dell’esercizio riflette in particolare: (i) l’iscrizione dell’onere riferito all’attualizzazione, a conto economico incluso nella voce ‘Altri proventi (oneri) finanziari netti’; (ii) una revisione delle stime dei costi attesi che ha comportato l’incremento di alcuni fondi e conseguentemente delle immobilizzazioni interessate alla voce ‘impianti e macchinari’; (iii) gli incrementi dovuti alla variazione dell’area di consolidamento, quasi esclusivamente relativi alla società Aerochetto.
5.3.3 Fondi per rischi e oneri diversi
Sono relativi a fondi di natura prettamente industriale riferiti alle varie aree in cui il Gruppo opera.
Il valore al 31 dicembre 2021 include anche alcuni fondi correlati a contenziosi fiscali per imposte sugli immobili, un fondo di 20 milioni di euro riferito a contratti onerosi della Divisione Energy & Environmental Services Market e un fondo di circa 13 milioni di euro, costituito nell’esercizio, riferito ad un contratto oneroso del settore commerciale.
Riflettono, tra l’altro, la valorizzazione di passività probabili correlate ad alcune vertenze in corso per cui è stato possibile effettuare una stima attendibile della corrispondente obbligazione attesa ancorché non sia oggettivamente possibile prevedere il timing degli eventuali esborsi monetari ad esse correlati.
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In particolare, si segnala la conclusione favorevole nel corso dell’esercizio di due contenziosi per imposte di registro, di seguito descritti, con un effetto positivo a conto economico per 30 milioni di euro.
Edison Spa – Riqualificazione ai fini dell’imposta di registro dell’operazione di conferimento d’azienda a Taranto Energia e successiva vendita partecipazione - Concluso
A fine 2018 l’Agenzia delle Entrate di Milano ha richiesto ad Edison Spa il pagamento in pendenza di giudizio dell’imposta di registro liquidata sull’operazione di conferimento d’azienda delle centrali termoelettriche di Taranto a Taranto Energia e successiva cessione della partecipazione ad ILVA nel 2011.
Il contenzioso, unitamente a quello proposto da ILVA, era pendente in Cassazione a seguito di decisione sfavorevole alle società emessa dalla Commissione Tributaria Regionale.
Con decisione emessa nel novembre 2021, la Corte di Cassazione ha pienamente accolto le argomentazioni della Società e annullato l’avviso di liquidazione, ciò anche a seguito delle modifiche legislative di carattere interpretativo della imposta di registro e delle due successive deliberazioni della Corte Costituzionale, che ha riconosciuto la legittimità della norma interpretativa.
In conseguenza della decisione definitiva della Suprema Corte, il fondo rischi residuo è stato proventizzato ed è stata iscritta a credito l’imposta pagata in pendenza di giudizio oltre ai relativi interessi, che dovranno essere rimborsati dall’Agenzia dell’Entrate.
Edison Spa – Contenziosi ICI e IMU, nonché per Rendite Catastali di centrali idro e termo
Con riferimento ai contenziosi in corso con il Comune di Piateda per le centrali idroelettriche situate nel territorio del comune, nel corso del gennaio 2022 è stato eseguito il pagamento della maggior imposta ICI, sanzioni ed interessi per una parte dell’annualità 2006 e per il 2007, a seguito di sentenza definitiva emessa dalla Corte di Cassazione. Non avendo avuto esito positivo, per indisponibilità del comune, il tentativo di conciliazione dei contenziosi ancora pendenti, restano ancora davanti ai giudici tributari le controversie relative alle annualità ICI dal 2003 al 2005, parte del 2006 e 2008. Sia l’onere a fronte di quanto pagato ad inizio 2022, sia i possibili oneri derivanti dai contenziosi ancora pendenti trovano copertura in appositi fondi rischi.
5.4 Attività e Passività potenziali
Si segnala che al 31 dicembre 2020 risultava annoverato tra le Attività potenziali il contenzioso di seguito descritto, ora definito con esito favorevole alla Società con sentenza della Corte di Cassazione.
Edison Spa – Contenzioso per imposte di registro su operazioni riqualificate come cessioni di azienda relativo a centrali CIP 6/92 - Concluso
Il contenzioso, pendente dal 2010, aveva per oggetto l’imposta di registro liquidata a seguito della riqualificazione come cessione d’azienda del conferimento del ramo costituito dalle centrali termoelettriche soggette a regime CIP 6/92 e della successiva cessione della partecipazione conferitaria.
Anche per questa controversia, analogamente alla controversia relativa al conferimento delle centrali di Taranto sopra esposta, con decisione emessa nel settembre 2021 la Corte di Cassazione ha pienamente accolto le argomentazioni della Società e annullato l’avviso di liquidazione, ciò anche a seguito delle modifiche legislative di carattere interpretativo della imposta di registro e delle due successive deliberazioni della Corte Costituzionale, che ha riconosciuto la legittimità della norma interpretativa.
Le imposte pagate in pendenza di giudizio, oltre ai relativi interessi, sono state iscritte come credito verso l’Erario in attesa del perfezionamento del loro rimborso.
Passività potenziali
Non iscritte a bilancio in quanto dipendono da eventi possibili, ma non probabili, ovvero probabili ma non quantificabili in modo attendibile e per i quali gli esborsi monetari non sono ragionevolmente stimabili.
Edison Energia Spa – Rimborso addizionali su energia elettrica
A seguito di alcune sentenze della Corte di Cassazione che hanno stabilito l’illegittimità delle addizionali sull’energia elettrica, sono state avanzate, nei confronti di Edison Energia, un numero significativo di richieste di rimborso di tali
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addizionali, già soppresse nel 2012, da parte di clienti attivi negli anni 2010 e 2011, per le quali vi sono contenziosi pendenti per 8,8 milioni di euro.
Edison Energia, come tutte le società di vendita di energia elettrica, ha sempre riscosso e versato agli enti impositori le addizionali previste dalle disposizioni all’epoca vigenti e pertanto ogni rimborso risultante dovuto ai clienti deve trovare corrispondente diritto per i fornitori ad una azione di recupero degli stessi importi presso gli enti impositori. La società sta gestendo le attuali controversie avanti ai giudici civili con esiti non uniformi. Una volta intervenuto il definitivo riconoscimento di quanto dovuto al cliente da parte del giudice civile, la società provvede al rimborso al cliente ed instaura la richiesta di rimborso agli enti impositori, che in alcuni casi hanno a loro volta riconosciuto il rimborso; ove necessario, viene instaurato contenzioso avanti alle Corti Tributarie.
6. PATRIMONIO NETTO, INDEBITAMENTO FINANZIARIO E COSTO DEL DEBITO
Di seguito vengono riportate le principali variazioni del patrimonio netto attribuibile ai soci della controllante e del patrimonio netto attribuibile ai soci di minoranza intercorse nell’esercizio; la composizione e la movimentazione del patrimonio netto attribuibile ai soci della controllante e ai soci di minoranza sono riportate nello specifico prospetto “Variazione del patrimonio netto consolidato”.
Il patrimonio netto attribuibile ai soci della controllante e quello attribuibile ai soci di minoranza evidenziano alla voce Variazione area di consolidamento l’effetto delle operazioni relative:
•all’acquisto della quota del 70% del capitale di E2i Energie Speciali (ora Edison Rinnovabili), avvenuto in data 16 febbraio 2021;
•alla cessione della quota del 49% di Edison Renewables, avvenuta in data 14 dicembre 2021.
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Entrambe le operazioni, precedentemente descritte al paragrafo 1.3 Principali variazioni dell’area di consolidamento rispetto al 31 dicembre 2020, si configurano come transazioni tra soci che non comportano acquisizione o perdita del controllo e, pertanto, ai sensi del principio contabile IFRS 10, i relativi effetti sono stati iscritti a patrimonio netto.
In particolare, l’incremento del patrimonio netto attribuibile ai soci della controllante, pari a 365 milioni di euro, riflette da un lato una variazione negativa per 161 milioni di euro corrispondente al maggior valore attribuito alla quota del 70% di Edison Rinnovabili acquistata nel corso del primo trimestre, dall’altro una variazione positiva per 526 milioni di euro relativa al maggior valore di cessione della quota del 49% di Edison Renewables e sue controllate rispetto al valore di carico in consolidato.
Il patrimonio netto attribuibile ai soci di minoranza registra invece una riduzione per 115 milioni di euro corrispondente al valore di iscrizione della quota del 70% di Edison Rinnovabili trasferita ai soci della controllante, nonché un incremento per 387 milioni di euro corrispondente al valore di consolidato della quota del 49% di Edison Renewables e sue controllate.
Si ricorda che in data 27 aprile 2021 è diventata efficace la delibera di riduzione del capitale sociale di Edison Spa, assunta dall’Assemblea straordinaria degli azionisti del 31 marzo 2021; per effetto di tale delibera il capitale sociale di Edison si è ridotto da 5.377 milioni di euro a 4.736 milioni di euro.
Nel seguito si riporta la variazione della riserva di Cash Flow Hedge correlata all’applicazione dell’IFRS 9 in tema di contratti derivati e riferibile alla sospensione a patrimonio netto della parte efficace dei contratti derivati stipulati per la copertura del rischio prezzo e cambio delle commodity energetiche e del rischio tasso di interesse. Gli importi rilevati direttamente a patrimonio netto vengono riflessi nel conto economico coerentemente agli effetti economici prodotti dall’elemento coperto.
La variazione registrata nel periodo e la riserva al 31 dicembre 2021 sono essenzialmente correlate al fair value netto dei derivati in essere a copertura del rischio commodity e cambio associato alle formule presenti sia nei contratti di vendita che in quelli di approvvigionamento sottoscritti da Edison per la gestione dei propri asset fisici e contrattuali. Il valore, in diminuzione rispetto al 31 dicembre 2020, riflette l’aumento dei prezzi registrato nel periodo rispetto ai prezzi fissati con le coperture in essere. L’efficacia della copertura, sia in termini di fattori di rischio coperti che di volumi oggetto di copertura, garantisce tuttavia un’equivalente variazione positiva sui flussi di cassa attesi associati ai contratti o asset fisici sottostanti (a meno della quota di inefficacia opportunamente riflessa a conto economico). Si sottolinea infine che il valore di tali derivati finanziari, letto congiuntamente ai flussi di cassa attesi relativi ai contratti o asset fisici oggetto di copertura, mantiene attese di marginalità positive.
6.2 Gestione delle risorse finanziarie
Edison definisce la propria strategia finanziaria con l’obiettivo principale di garantire la disponibilità di risorse monetarie alle migliori condizioni di mercato, e nelle appropriate proporzioni, per supportare la gestione caratteristica d’impresa e lo sviluppo di investimenti a sostegno della crescita futura.
A questo fine, per la provvista finanziaria Edison ricorre anche, ma non in via esclusiva, alla controllante EDF Sa per ottenere finanziamenti in diverse forme tecniche che garantiscano l’elasticità di cassa e/o la copertura dei fabbisogni strutturali. I termini e le condizioni sono allineati alle migliori condizioni di mercato per Edison.
Nell’ambito della tesoreria, Edison dedica uno dei propri conti correnti bancari al rapporto di cash-pooling con EDF Sa che prevede ampia elasticità di cassa grazie ad un affidamento, fino a 199 milioni di euro, regolato a condizioni competitive.
Quanto al governo della liquidità, esso è accentrato prevalentemente a livello di Edison Spa che in generale gestisce direttamente, in alcuni casi semplicemente coordina, la tesoreria delle proprie società controllate attraverso conti correnti di corrispondenza e finanziamenti infragruppo.
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A supporto di alcune attività di investimento, Edison ricorre al mercato ove si manifestino opportunità di finanziamento particolarmente convenienti, come nel caso dei finanziamenti concessi dalla Banca Europea per gli Investimenti (BEI), sottoscritti nel 2020 per 450 milioni di euro.
Al 31 dicembre 2021 il credit rating di Edison è BBB outlook stabile per Standard & Poor's e Baa2 outlook stabile per Moody’s (entrambi innalzati nel corso del 2021).
Si precisa che a gennaio 2022 Moody’s ha posto sotto osservazione per un possibile declassamento anche il rating di Edison a seguito di un’analoga decisione sul rating di EDF.
6.3 Totale indebitamento finanziario e costo del debito
Il totale indebitamento finanziario al 31 dicembre 2021 è pari a 104 milioni di euro (520 milioni di euro al 31 dicembre 2020).
Variazione dell’indebitamento finanziario
Di seguito si riporta l’analisi della variazione dell’indebitamento finanziario:
Analisi della variazione dell’indebitamento finanziario
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I principali flussi di cassa dell’esercizio derivano dalla positiva performance operativa commentata precedentemente e dal significativo assorbimento di cassa del capitale circolante, fortemente condizionato dall’importante rialzo dello scenario di riferimento e su cui impattano, tra l’altro, pagamenti per anticipi corrisposti in ambito dei contratti di importazione di gas naturale di lungo termine, relativi a volumi non ritirati per i quali è maturato in capo a Edison l’obbligo di pagamento a seguito dell’attivazione di clausole di take or pay.
Contribuiscono inoltre positivamente alla generazione di cassa dell’esercizio le operazioni di rilievo nel settore rinnovabili e le cessioni di attività non-core, in particolare:
•la già descritta cessione del 49% di Edison Renewables, perfezionata in data 14 dicembre 2021 e che ha determinato l’incasso al closing di un corrispettivo, al netto di costi correlati alla cessione, per 865 milioni di euro, soggetto a conguaglio positivo per Edison. Tale operazione è stata preceduta, nel mese di febbraio, dall’acquisizione, per un corrispettivo di circa 276 milioni di euro, del 70% di E2i (ora Edison Rinnovabili), in precedenza detenuta con una quota del 30% e che pertanto ora risulta interamente partecipata dalla stessa Edison Renewables;
•la cessione di Edison Norge, che ha determinato un effetto positivo di 264 milioni di euro, dato dall’incasso di un corrispettivo di 280 milioni di euro, al netto di 16 milioni di euro per il deconsolidamento della liquidità della società;
•la cessione di IDG, che ha determinato un effetto positivo di 147 milioni di euro, dato dall’incasso di un corrispettivo di 150 milioni di euro, al netto di 3 milioni di euro per il deconsolidamento della liquidità netta della società.
Gli altri investimenti netti includono:
•investimenti netti in immobilizzazioni (588 milioni di euro), prevalentemente riferiti alla costruzione degli impianti termoelettrici a ciclo combinato a gas di Marghera Levante (96 milioni di euro) e Presenzano (155 milioni di euro), ai servizi energetici e ambientali (113 milioni di euro), ai settori eolico e fotovoltaico (54 milioni di euro) relativi principalmente a integrali ricostruzioni di campi eolici, al pagamento - correlato al contratto per l’approvvigionamento di gas dal giacimento di Shah Deniz II in Azerbaijan - a seguito della prima consegna di gas all’Italia attraverso il gasdotto TAP (20 milioni di euro), ai costi incrementali sostenuti per l’ottenimento di nuovi contratti nel settore commerciale (36 milioni di euro) nonché alle attività di Exploration & Production (19 milioni di euro) quasi esclusivamente relativi alle attività in Norvegia ora cedute;
•operazioni di aggregazione aziendale (business combinations) con un effetto complessivo sull’indebitamento di circa 65 milioni di euro, in particolare relative all’acquisizione delle società Vibinum e Aerochetto (39 milioni di euro), Hydro Dynamics (14 milioni di euro), Energia Etica (10 milioni di euro) e MS Energy (2 milioni di euro);
•investimenti netti in immobilizzazioni finanziarie (7 milioni di euro) relativi ad aumenti di capitale nella società IGI Poseidon Sa correlati alla pipeline Eastmed per 10 milioni di euro e alla cessione della collegata EL.IT.E per 3 milioni di euro.
Concorrono alla variazione dell’indebitamento anche il già citato incasso del credito finanziario vantato verso Elpedison (53 milioni di euro), l’incasso di dividendi per 11 milioni di euro e l’iscrizione per circa 61 milioni di euro del debito per leasing relativo all’entrata in esercizio di una nave metaniera per il noleggio della quale sussiste un contratto di lungo termine della durata di 12 anni stipulato con un armatore.
Di seguito si riporta la composizione del Totale indebitamento finanziario, definito dagli Orientamenti ESMA pubblicati in
data 4 marzo 2021 che CONSOB ha chiesto di adottare a partire dal 5 maggio 2021 (per maggiori informazioni si veda
quanto commentato al paragrafo 1.6 Nuova definizione di “Totale indebitamento finanziario”).
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L’indebitamento finanziario non corrente è stabile rispetto al 31 dicembre 2020. Si segnalano in particolare le seguenti operazioni finanziarie, di segno opposto, avvenute nel corso del 2021:
•il rimborso anticipato del finanziamento Club Deal in capo alla società E2i (ora Edison Rinnovabili) per 100 milioni di euro, avvenuto nel primo trimestre 2021;
•l’utilizzo di tre tranche di finanziamento, a valere sulla linea concessa dalla BEI per il progetto di Marghera Levante, per un totale di 100 milioni di euro, che completano l’utilizzo dei 150 milioni di euro totali disponibili.
L’incremento dei debiti per leasing riflette tra l’altro la già citata iscrizione del debito relativo all’entrata in esercizio di una nave metaniera dedicata alle attività small scale LNG di Edison.
Si segnala un incremento del debito finanziario corrente, rispetto al 31 dicembre 2020, derivante, tra l’altro, dai conti dedicati alla marginazione per gli obblighi di copertura legati al portafoglio industriale.
Le disponibilità liquide e mezzi equivalenti includono per 850 milioni di euro (213 milioni di euro al 31 dicembre 2020) disponibilità di conto corrente con EDF Sa e per 60 milioni di euro (100 milioni di euro al 31 dicembre 2020) saldi attivi dei conti correnti bancari comprensivi principalmente dei saldi liquidi in conto corrente delle società in gestione di cassa non centralizzata. L’incremento delle disponibilità liquide e mezzi equivalenti è principalmente dovuto alla già descritta cessione del 49% del capitale di Edison Renewables, perfezionata nel mese di dicembre.
L’indebitamento finanziario netto Attività in dismissione risulta azzerato al 31 dicembre 2021 (liquidità netta di 17 milioni di euro al 31 dicembre 2020) per effetto del già citato deconsolidamento della liquidità di Edison Norge e di IDG, a seguito della loro cessione.
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Indebitamento finanziario lordo e sua composizione per fonte di finanziamento (*)
(*) Al 31 dicembre 2020 include gli importi attribuibili alle Attività in dismissione
La composizione dell’indebitamento finanziario lordo al 31 dicembre 2021 vede un incremento del debito bancario a breve termine, determinato, tra l’altro, dai conti dedicati alla marginazione per gli obblighi di copertura legati al portafoglio industriale.
Al 31 dicembre 2021 i finanziamenti bancari sono primariamente rappresentati da finanziamenti di scopo a lungo termine per lo sviluppo di specifici progetti nel settore eolico e dello stoccaggio del gas e per la costruzione della centrale di Marghera Levante concessi dalla BEI direttamente a Edison.
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Gli oneri finanziari netti diminuiscono principalmente per effetto dei maggiori costi una tantum sostenuti nel corso del 2020, rispetto a quelli sostenuti nel 2021, per i rimborsi anticipati dei finanziamenti di alcune controllate, successivamente rifinanziati a condizioni più competitive.
Per l’analisi dei rischi sul tasso di interesse si rimanda al successivo paragrafo 6.4 - punto 6.4.1.
Si riportano di seguito, ai sensi dello IAS 7 “Rendiconto finanziario”, le variazioni delle passività derivanti da attività di finanziamento. La tabella consente di riconciliare i flussi monetari esposti nel prospetto ‘Rendiconto Finanziario delle Disponibilità Liquide’ con il totale delle variazioni registrate nell’esercizio dalle poste patrimoniali che concorrono all’indebitamento finanziario.
6.4 Gestione dei rischi finanziari
6.4.1 Rischio tasso interesse
L’esposizione del gruppo Edison al rischio di tasso di interesse è rimasta sostanzialmente stabile. Occorre ricordare che i debiti a tasso fisso sono rappresentati in buona parte dai leasing IFRS 16, da utilizzi per 170 milioni di euro a valere sui fondi BEI e da parte del debito in capo alle società controllate da Edison Renewables. La rimanente parte del debito è prevalentemente a tasso variabile (principalmente il tasso Euribor). Il gruppo Edison valuta regolarmente la propria esposizione al rischio di variazione dei tassi di interesse e la gestisce principalmente attraverso la scelta delle modalità di utilizzo dei finanziamenti. Si ricorda che i finanziamenti BEI offrono l’opzione tra tasso variabile e fisso ad ogni utilizzo del finanziamento stesso.
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Di seguito si riporta una sensitivity analysis che illustra gli effetti determinati sul conto economico da un’ipotetica traslazione delle curve di +50 o di -50 basis point rispetto ai tassi effettivamente applicati nel 2021, confrontata con i corrispondenti dati del 2020.
6.4.2 Rischio liquidità
Il rischio di liquidità rappresenta il rischio che le risorse finanziarie non siano sufficienti per far fronte alle obbligazioni finanziarie e commerciali nei termini e alle scadenze prestabiliti.
Edison ha l’obiettivo di garantire che il Gruppo disponga sempre di fonti di finanziamento sufficienti per far fronte alle proprie obbligazioni a scadenza e per supportare per tempo i programmi di investimento, con ragionevoli margini di flessibilità finanziaria.
La tabella che segue fornisce una valutazione prudenziale del totale delle passività esistenti al momento della redazione del bilancio fino alla loro scadenza naturale. Essa include:
- oltre alla quota capitale ed ai ratei per gli interessi maturati, anche tutti gli interessi futuri stimati per l’intera durata del debito sottostante; ove presente, è considerato anche l’effetto dei contratti derivati sui tassi di interesse;
- i finanziamenti sono fatti scadere a vista, se si tratta di linee a revoca, e in caso contrario sulla base della prima scadenza in cui possono essere chiesti a rimborso.
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Di seguito si mettono a confronto i flussi finanziari passivi futuri con le risorse disponibili.
L’indebitamento finanziario in scadenza entro l’anno, pari a 215 milioni di euro (135 milioni di euro al 31 dicembre 2020), è relativo prevalentemente a conti di marginazione dedicati alle operazioni su commodity del Portafoglio Industriale e, in via residuale, alle quote di capitale ed interessi in scadenza dei finanziamenti a lungo termine.
Il debito finanziario che scade oltre l’anno (681 milioni di euro) è sostanzialmente in linea rispetto al 31 dicembre 2020 (684 milioni di euro). Le variazioni in diminuzione dovute al piano di ammortamento dei finanziamenti in essere e al rimborso del finanziamento Club Deal di E2i (ora Edison Rinnovabili) sono compensate dai nuovi utilizzi del finanziamento BEI destinato a Marghera Levante e dall’iscrizione del già menzionato debito di leasing legato all’entrata in funzione della nave metaniera dedicata alle attività small scale LNG di Edison.
Al 31 dicembre 2021 il gruppo Edison presenta inoltre disponibilità liquide per 910 milioni di euro, di cui 850 milioni di euro sul conto corrente di tesoreria con EDF Sa.
Al 31 dicembre 2021 Edison dispone di linee di credito committed non utilizzate per un totale di 550 milioni di euro, rappresentate:
•dalla linea di credito revolving (250 milioni di euro), di durata biennale, sottoscritta con EDF Sa il 29 aprile 2021, a condizioni di mercato;
•dal Green Framework Loan di 300 milioni di euro concesso da BEI a fine giugno 2020 per finanziare la realizzazione di un portafoglio di progetti in tutto il territorio italiano per l’efficienza energetica e la realizzazione di impianti rinnovabili. La linea di credito potrà essere utilizzata nei prossimi due anni.
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6.4.3 Rischio di rimborso anticipato dei finanziamenti
I covenant finanziari si applicano a taluni finanziamenti bancari concessi ad alcune società controllate. Il mancato rispetto di tali parametri può determinare il rimborso anticipato del debito. Rimangono i tipici obblighi finanziari caratteristici della finanza di progetto in capo ad alcune società del settore delle rinnovabili.
Al 31 dicembre 2021 i covenant risultano adeguatamente rispettati per tutte le società del gruppo Edison.
(*) TIF Totale Indebitamento Finanziario; MOL Margine Operativo Lordo
Per quanto riguarda gli effetti che un cambiamento del controllo di Edison potrebbe avere sui finanziamenti in essere, si rimanda a quanto commentato al 31 dicembre 2021 nella Relazione sul Governo Societario e sugli Assetti Proprietari, al paragrafo Clausole di Cambiamento del Controllo.
Non è prevista nei contratti di finanziamento alcuna clausola che determini la risoluzione anticipata del prestito come effetto automatico del declassamento (o del venir meno) del rating creditizio che le società di rating assegnano ad Edison Spa.
Si ricorda che le linee a medio-lungo termine della BEI prevedono limitazioni, tipiche dei finanziamenti di scopo alle imprese industriali, nell’utilizzo dei fondi e nella gestione dei progetti finanziati.
Al momento della redazione del presente Bilancio consolidato non è in corso alcuna situazione di default.
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7. FISCALITA’
7.1 Gestione rischio fiscale e tax management
Si ricorda che a partire dall’esercizio 2018 il gruppo Edison ha adottato un sistema di governo e rilevazione del rischio fiscale (cd. Tax Control Framework o TCF) che è integrato nel sistema di controllo del rischio complessivo del Gruppo. Il TCF è costituito da una Tax Policy e da una Norma Generale, applicabili a tutte le società del Gruppo, nonché da matrici, coordinate con quanto previsto ex Lege 262, per monitorare le attività con potenziali impatti fiscali nei principali processi aziendali e sui risultati del Gruppo.
7.2 Riallineamento dei valori fiscali delle immobilizzazioni materiali e dell’avviamento
Nel mese di giugno 2021 alcune società del gruppo Edison hanno usufruito della possibilità di riallineare alcuni valori fiscali di beni materiali ed immateriali ai maggiori valori che risultano iscritti in bilancio, come previsto dall’art. 110 del D.L. 104/2020, integrato anche dalla Legge 178/2020.
Le disposizioni contenute nel citato art. 110 consentono, con il pagamento di una imposta sostitutiva del 3% effettuabile in 3 rate annuali, di adeguare i valori fiscali di beni iscritti in bilancio al 31 dicembre 2019 e che permangono a tutto il 31 dicembre 2020, ai maggiori valori risultanti dalle scritture contabili.
I maggiori valori riallineati acquisiscono rilevanza fiscale già a decorrere dal 1° gennaio 2021 con rilevanza sugli ammortamenti fiscali dell’esercizio sia ai fini IRES che ai fini IRAP.
Le disposizioni normative impongono alle società, a fronte del valore riallineato ridotto dall’imposta sostitutiva dovuta, di porre un vincolo fiscale su una quota parte delle riserve, ovvero in mancanza su una quota del capitale sociale. Il patrimonio così vincolato è in sospensione di imposta e deve essere assoggettato ad imposte ordinarie, se distribuito ai soci, ovvero utilizzato per scopi diversi dalla copertura perdite.
Le società del Gruppo che a giugno 2021 si sono avvalse della facoltà del riallineamento sono Edison Spa, Edison Energia Spa, Edison Rinnovabili Spa (già E2i Energie Speciali Srl), Cellina Energy Srl ed Edison Stoccaggio Spa per un totale di valori riallineati di 1.697 milioni di euro, mediante pagamento di un’imposta sostitutiva di complessivi 51 milioni di euro; il pagamento dell’imposta sostitutiva è suddiviso in tre annualità, la prima annualità è stata pagata a giugno 2021.
In particolare, oltre ad alcuni cespiti industriali delle società controllate e della stessa Edison Spa per un valore riallineato di 149 milioni di euro, è stato oggetto di riallineamento anche il valore di avviamento, per 1.548 milioni di euro complessivi, riferito essenzialmente a Edison Spa e in misura minore a Edison Energia Spa.
Nel mese di dicembre 2021, la Legge di Bilancio 2022 (Legge n. 234 del 30 dicembre 2021, pubblicata nella GU il 31 dicembre 2021) ha modificato i termini per quanto riguarda il riallineamento dei valori fiscali per i beni immateriali e per l’avviamento (i) prevedendone il periodo di recupero fiscale in 50 anni invece dei 18 previsti in origine e (ii) fornendo alle società più opzioni di modifica delle scelte già effettuate in giugno. Edison, valutata la convenienza economico-finanziaria dell’operazione, ha deciso di confermare l’opzione già esercitata.
A seguito del riallineamento e del pagamento dell’imposta sostitutiva, è stato possibile rilasciare le imposte differite passive precedentemente contabilizzate sui maggiori valori civilistici delle immobilizzazioni materiali interessate con un effetto positivo netto a conto economico di circa 41 milioni di euro. Inoltre, il riallineamento dell’avviamento rende possibile il suo ammortamento ai fini fiscali in 50 anni e, in coerenza con i criteri previsti dallo IAS 12 in tema di iscrizione di imposte differite attive (principio che comporta una valutazione dell’effettiva recuperabilità delle imposte in base ad un orizzonte temporale certo), possono essere iscritte imposte differite attive; la Società ha prudenzialmente considerato come orizzonte temporale di riferimento un periodo ad oggi non superiore a 10 anni. Con particolare riferimento alle attività per imposte anticipate sul riallineamento del valore dell’avviamento, iscrivibili fino ad un massimo di 432 milioni di euro, la valorizzazione basata su criteri prudenziali è quindi parziale in quanto avvenuta su un orizzonte temporale di 10 anni coerentemente con il Tax Planning di Gruppo, di conseguenza al primo gennaio 2021 il valore iscrivibile è stato svalutato per 346 milioni di euro registrando attività per imposte anticipate nette pari a 86 milioni di euro. Nell’esercizio 2021, a fronte del beneficio fiscale maturato sulle imposte dirette, è stata utilizzata la prima quota di imposte anticipate e contestualmente è stato ripristinato il valore per l’anno successivo confermando l’iscrizione su un orizzonte temporale di 10 anni. Gli effetti a conto economico a fine esercizio 2021 sono rappresentati nella tabella che segue.
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Si ricorda infine che l’Assemblea degli azionisti di Edison Spa del 24 giugno 2021, in ottemperanza agli obblighi di legge, ha deliberato l’appostazione in bilancio di un vincolo fiscale su una quota del capitale sociale per un importo di 1.572.280.356,02 euro, pari all’ammontare totale dei valori riallineati al netto dell’imposta sostitutiva dovuta.
Analoghe delibere sono state assunte dalle società controllate con riferimento alle proprie riserve e all’ammontare da vincolare.
7.3 Imposte
7.3.1 Imposte e tax rate
Sul tax rate del Gruppo hanno influito principalmente:
•l’applicazione del riallineamento fiscale che ha determinato un effetto economico netto positivo stimato in 86 milioni di euro; l’imposta sostitutiva è inclusa nella voce “Altro” per 51 milioni di euro, pari al 3% dei maggiori valori fiscali;
•l’accantonamento di alcuni fondi rischi senza effetti fiscali;
•minori imposte estere rispetto all’esercizio precedente.
La riconciliazione tra l’onere fiscale teorico, determinato applicando l’aliquota fiscale IRES vigente in Italia del 24% (invariata rispetto al 2020), e l’onere fiscale effettivo è raffigurata nel seguente grafico:
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7.3.2 Imposte dirette pagate
Le imposte dirette nette pagate nell’esercizio sono pari a 65 milioni di euro e comprendono i seguenti pagamenti:
•dell’IRES alla controllante Transalpina di Energia nell’ambito del consolidato fiscale per un valore netto di 41 milioni di euro;
•dell’IRAP per 6 milioni di euro;
•dell’IRES per 3 milioni di euro (da parte di società del Gruppo escluse dal consolidato fiscale);
e per 15 milioni di euro (17 milioni di euro al netto di 2 milioni di euro di compensazioni con crediti per imposte dirette) la prima rata dell’imposta sostitutiva del 3% sul riallineamento fiscale del valore dei cespiti (ai sensi del Decreto Legge n. 104/2020 “Decreto Agosto”, così come convertito con modificazioni nella Legge 126 del 2020).
7.4 Attività e passività fiscali
7.4.1 Crediti e Debiti per imposte correnti e non correnti
Al 31 dicembre 2021 risultano iscritti debiti netti per 145 milioni di euro (debiti netti per 35 milioni di euro al 31 dicembre 2020); i dettagli sono riportati nella tabella seguente:
I debiti per imposte non correnti riguardano la terza rata dell’imposta sostitutiva dovuta sul riallineamento fiscale mentre la seconda rata, di pari importo, è inclusa tra i debiti per imposte correnti.
I crediti e i debiti verso la controllante per consolidato fiscale si riferiscono al cd. consolidato fiscale nazionale IRES, come
esposto di seguito.
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Consolidato fiscale ai fini IRES in capo a Transalpina di Energia Spa (TdE)
Le principali società del Gruppo hanno sottoscritto, per il triennio 2019-2021, l’opzione per la tassazione di Gruppo ai fini IRES di cui agli artt. 117 e seguenti del TUIR – cd. Consolidato fiscale nazionale – che fa capo alla controllante TdE. Conseguentemente le società aderenti provvedono a determinare l’IRES dovuta in coordinamento con la controllante TdE e al fine di regolamentare reciproci impegni ed azioni sono stati sottoscritti nuovi accordi bilaterali tra TdE e le singole società.
7.4.2 Attività per imposte anticipate e Passività per imposte differite
Al 31 dicembre 2021 risultano iscritte attività nette per 285 milioni di euro (attività nette per 97 milioni di euro al 31 dicembre 2020); di seguito si riportano i dettagli.
A seguito delle operazioni di aggregazione aziendale intervenute nell’esercizio le attività per imposte anticipate sono aumentate di un milione di euro (per un’analisi di dettaglio si rimanda al paragrafo 9.1 Informazioni relative all’IFRS 3 revised).
La valutazione delle imposte anticipate è stata effettuata in base al loro probabile realizzo e alla loro possibile recuperabilità fiscale nell’orizzonte temporale limitato coerente con i piani industriali delle società.
I movimenti dell’esercizio sono dettagliati successivamente tra gli “Impatti a conto economico e a patrimonio netto”.
La tabella seguente riporta la composizione delle passività per imposte differite in base alla natura delle differenze temporanee.
Si segnala che a seguito delle operazioni di aggregazione aziendale intervenute nell’anno sono state iscritte passività per imposte differite per 5 milioni di euro (per un’analisi di dettaglio si rimanda al paragrafo 9.1 Informazioni relative all’IFRS 3 revised).
Come descritto in precedenza, le variazioni dell’esercizio delle attività per imposte anticipate e delle passività per imposte differite alla voce “Differenze di valore delle immobilizzazioni” riflettono l’applicazione della normativa per il riallineamento fiscale dei valori delle immobilizzazioni materiali e dell’avviamento che ha comportato un effetto netto sui saldi iniziali di 127 milioni di euro.
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Impatti a conto economico e a patrimonio netto
Nel seguito vengono dettagliati i movimenti delle “Attività per imposte anticipate” e delle “Passività per imposte differite” per tipologia di differenze temporali, determinati sulla base delle aliquote fiscali previste dai provvedimenti in vigore. Si ricorda che ove ne ricorrono i requisiti previsti dallo IAS 12, le poste vengono compensate.
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8. ATTIVITA’ NON ENERGY
Il gruppo Edison si trova coinvolto in diversi procedimenti giudiziari e arbitrali di diversa tipologia, per il tramite di Edison Spa, in qualità di successore a titolo universale, quale incorporante di Montedison Spa. Questo comporta la presenza nel bilancio di oneri e fondi rischi correlati a vertenze derivanti da eventi risalenti nel tempo, collegati, tra l’altro, alla gestione di siti produttivi chimici già facenti capo al gruppo Montedison - che sono stati oggetto, tra gli anni novanta e il primo decennio del nuovo secolo, dell’ampio processo di dismissione che ha condotto alla riconversione delle attività del gruppo Edison nel settore dell’energia - e che quindi nulla hanno a che vedere con l’attuale gestione industriale di Edison Spa e delle sue controllate.
Proprio per tale motivo si è voluto isolare e rappresentare in un capitolo dedicato il contributo di tale gestione al conto economico e allo stato patrimoniale consolidati, nonché le relative passività potenziali.
Nel seguire le vertenze giudiziarie e fiscali correlate a tale gestione e nella valutazione dei probabili impatti il Management deve ricorrere a stime e assunzioni che assumono maggior rilevanza in particolare per quanto riguarda i fondi relativi a vertenze di natura sostanzialmente ambientale, correlate appunto ai siti chimici del gruppo Montedison. A tal riguardo si segnala che i livelli attuali degli accantonamenti sono stati determinati quale ammontare residuale di quanto iscritto inizialmente con riferimento alla specifica vertenza, considerando la complessità e la differenziazione delle fattispecie giuridiche di riferimento, nonché le incertezze in termini di merito e di orizzonti temporali di evoluzione dei diversi procedimenti e, quindi, degli esiti stessi. La quantificazione e l’aggiornamento di detti fondi sono soggetti a un processo di verifica periodica che tiene conto di quanto appena detto; del pari e in generale, detta verifica periodica riguarda la quantificazione e l’aggiornamento anche degli altri fondi rischi relativi a vertenze giudiziarie e arbitrali.
Gli effetti derivanti da tale attività sono registrati nella Filiera Corporate e in particolare, a conto economico, i relativi proventi e oneri, tra cui i correlati costi legali, sono iscritti nella posta ‘Altri proventi (oneri) Attività non Energy‘ inclusa nel risultato operativo.
Gli oneri netti nell’esercizio 2021 ammontano a 155 milioni di euro (oneri netti di 55 milioni di euro nell’esercizio precedente) e includono 17 milioni di euro riferiti a oneri di natura legale.
Di seguito la composizione e la movimentazione dei fondi rischi presenti a bilancio e i contenuti che ne hanno determinato l’iscrizione.
A)Passività probabili per cui risultano iscritti a bilancio fondi rischi relativi a vertenze, liti e atti negoziali:
Crollo della diga di Stava
25 ottobre 2000
Tribunale di Milano/Corte d’Appello di Milano/Corte di Cassazione
Si tratta dell’ultimo contenzioso civile tuttora pendente per risarcimento danni, relativo ai fatti occorsi in Val di Stava nel 1985, quando due bacini di decantazione di fanghi di miniera, gestiti da una società di Montedison, ruppero gli argini e causarono il noto disastro. La sentenza di primo grado ha riconosciuto la prescrizione dell’azione rivolta contro Edison e con sentenza pubblicata nel mese di novembre 2015 la Corte d’Appello di Milano ha confermato tale decisione. La Corte di Cassazione ha invece cassato la decisione di secondo grado e ha rinviato la causa avanti la Corte d’Appello di Milano, indicando le poste per la quantificazione del danno da risarcire.
La causa è attualmente pendente per il deposito delle comparse conclusionali.
Data di inizio /
Giurisdizione
Descrizione della lite
Stato del procedimento
Relazione finanziaria 2021Relazione sulla gestione
Bilancio consolidato
Bilancio separato
55
Cause per danni e procedimenti amministrativi dipendenti dall’esercizio di impianti apportati in Enimont
Edison ne è parte quale successore a titolo universale di Montedison Spa
Mantova – procedimento penale
Tribunale di Mantova
Il Pubblico Ministero di Mantova ha ritenuto di esercitare l’azione penale nei confronti di alcuni amministratori esecutivi avvicendatisi dal 2015 e di alcuni procuratori della Società, per ipotesi di reato in materia ambientale aventi rilevanza anche ai sensi del D.Lgs. 231 del 2001, relativamente a talune porzioni dello stabilimento petrolchimico di Mantova oggetto delle ordinanze della Provincia di Mantova che hanno trovato conferma nella sentenza del Consiglio di Stato dell’aprile 2020 di cui si dà separata informazione.
Nell’ambito del procedimento si segnala che l’udienza preliminare è tuttora in corso.
Lo stabilimento petrolchimico di Mantova – nella cui proprietà e gestione Edison (quale successore di Montedison) non ha alcuna parte fin dal 1990 – è stato nel tempo oggetto di un vasto, articolato e complesso programma di interventi di bonifica e ripristino ambientale che ha riguardato anche tutte le aree relativamente alle quali la Procura ha ritenuto di procedere. Tali attività sono state avviate e condotte per un ventennio, con un significativo seppur eterogeneo stato d’avanzamento, dal gruppo ENI e in esse, dalla volturazione dei relativi progetti operativi di bonifica seguita nel giugno 2020 alla richiamata sentenza del Consiglio di Stato, è ordinatamente subentrata Edison che, peraltro, aveva già svolto in precedenza alcune attività propedeutiche; e per almeno una di dette aree, la bonifica è stata completata conformemente al relativo progetto, secondo quanto accertato dal Ministero dell’ambiente e dalla Provincia di Mantova.
Per tali ragioni, oltre che per un esteso novero di elementi di diritto, la Società ritiene che gli addebiti siano del tutto insussistenti sul piano fattuale prima ancora che giuridico e ha già depositato alcune memorie difensive corredate da un apparato probatorio documentale assai ampio.
Come da descrizione
2012 – 2020
TAR Lombardia (BS) – Consiglio di Stato
Negli scorsi anni la Provincia di Mantova ha notificato a Edison n. 8 differenti ordinanze ex art. 244 del D.Lgs. 152/2006, con le quali ha imposto interventi di messa in sicurezza e bonifica su altrettante aree del Sito di Interesse Nazionale di Mantova, cedute da Montedison al gruppo ENI nel 1990 insieme con l’intero sito Petrolchimico di Mantova.
Tali ordinanze sono state assunte benché gli obblighi rimediali di materia ambientale relativamente al sito di Mantova fossero già stati oggetto di due distinti accordi transattivi sottoscritti da Edison, rispettivamente, con ENI (2003) e con il Ministero dell'Ambiente (2005).
Contro tutte queste ordinanze Edison ha promosso distinti ricorsi dinanzi al TAR Lombardia, Sezione di Brescia, che nell’agosto 2018, riunendoli in un’unica trattazione, li ha respinti in blocco. Edison ha, quindi, impugnato la sentenza del TAR avanti il Consiglio di Stato. Con decisione del 1° aprile 2020, l’appello promosso da Edison è stato rigettato.
Edison, che considera la decisione illegittima, ha proposto ricorsi avanti la Corte di Cassazione e lo stesso Consiglio di Stato, che li hanno respinti. Tuttora invece pende l’autonomo ricorso proposto dalla Società avanti la Corte Europea dei Diritti dell’Uomo. Al contempo, Edison ha comunque dato avvio alle attività rimediali sul sito, subentrando alle società nel gruppo ENI nell’esecuzione delle attività di bonifica previste dalle già menzionate ordinanze provinciali.
Come da descrizione delle liti.
Brindisi – procedimento amministrativo
25 febbraio 2013
TAR Puglia – sede di Lecce
La vertenza di cui trattasi riguarda l’area industriale del porto di Brindisi, in cui il gruppo Montedison ha esercito attività petrolchimica per oltre 60 anni.
In data 25 febbraio 2013, la Provincia di Brindisi ha notificato a Edison, ENI, Syndial e Versalis un’ordinanza ai sensi dell’art. 244, comma 2°, del Decreto Legislativo n. 152/2006 (cd. Codice dell’Ambiente), inerente ad una presunta discarica adiacente lo stabilimento petrolchimico di Brindisi.
La diffida è stata impugnata dalla Società che ha successivamente rinunciato all’appello.
Concluso
Come da descrizione della lite.
Dei tre contenziosi in essere a fine 2018, attualmente risulta pendente in sede di udienza preliminare un unico procedimento penale nei confronti di ex-dirigenti e dipendenti della società Montecatini per presunto avvelenamento della falda e, di conseguenza, delle acque destinate alla alimentazione.
Come da descrizione della lite.
Relazione finanziaria 2021Relazione sulla gestione
Bilancio consolidato
Bilancio separato
56
Il procedimento si è concluso con sentenza di archiviazione. Tuttavia, poiché le motivazioni non sono state ritenute pienamente soddisfacenti la Società ha ritenuto di proporre ricorso. Si è in attesa della fissazione dell’udienza.
Belvedere di Spinello – procedimento civile
31 ottobre 1986
Tribunale di Catanzaro / Corte d’Appello di Catanzaro
La vicenda relativa alla concessione mineraria di Belvedere di Spinello deriva dalle attività di coltivazione di salgemma svolte nel sito da Montedipe Spa per oltre 20 anni. Il procedimento in commento riguarda il risarcimento dei danni patiti dalle due amministrazioni provinciali con riferimento a una strada provinciale distrutta a seguito del crollo della miniera occorso nel 1984.
Con sentenza 1634/2018 la Corte d’Appello di Catanzaro, all’esito della CTU disposta nel 2016, ha condannato Montedipe (oggi Edison) al risarcimento dei danni quantificati in 3 milioni di euro oltre interessi e spese legali.
Concluso.
La vertenza è stata definita transattivamente nel corso del 2021.
Richieste di risarcimento danni per esposizione ad amianto
Nel corso degli ultimi anni si è assistito a un importante aumento del numero delle richieste di risarcimento danni in relazione alla morte o malattia di lavoratori asseritamente causate dall’esposizione degli stessi a diverse forme di amianto presso stabilimenti già di proprietà di Montedison Spa (ora Edison) o relative a posizioni giuridiche acquisite da Edison a seguito di operazioni societarie. Impregiudicata ogni valutazione circa la legittimità di tali richieste, considerati i tempi di latenza delle malattie connesse all’esposizione a diverse forme di amianto e le attività industriali, anche pregresse, esercite dalla Società e dal Gruppo, specie nel settore chimico, l’ampia diffusione territoriale di esse e le tecnologie impiantistiche impiegate, avuto riguardo al tempo in cui tali attività vennero svolte e al relativo stato dell’arte, pur nel pieno rispetto della normativa allora vigente, non si può escludere che emergano nuove legittime richieste di risarcimento, in aggiunta a quelle per cui sono già in corso vari procedimenti civili e penali.
B) Passività probabili per cui risultano iscritti a bilancio fondi rischi per garanzie contrattuali rilasciate su cessioni di partecipazioni:
Cause civili, penali e procedimenti amministrativi relativi correlati alla cessione della società Agorà Spa, che deteneva il 100% delle azioni di Ausimont Spa
Edison ne è parte quale successore a titolo universale di Montedison Spa
In data 18 dicembre 2019 la Provincia di Pescara ha notificato a Edison un’ordinanza ai sensi dell’art. 244 del D.Lgs. n. 152/2006 (il “Codice dell’Ambiente”) per la bonifica delle aree dove ha insistito lo stabilimento Ausimont di Bussi, ceduto a Solvay nel 2002.
Con riguardo a tale provvedimento si deve sottolineare che: i) il sedime di stabilimento di cui trattasi è stato apportato ad Ausimont fin dalla data di sua costituzione nel 1981; ii) Ausimont, e solo ed esclusivamente essa, ha esercito tale stabilimento ininterrottamente dal 1981 al 2002 ed è in tale lasso di tempo che sono entrate in vigore le norme per la bonifica dei siti industriali oggetto di inquinamento storico; iii) le azioni di Ausimont sono state trasferite a Solvay Solexis Spa, oggi Solvay Specialty Polymers Italy Spa, nel maggio 2002; iv) Ausimont è stata fusa in Solvay Solexis nel novembre 2002, con conseguente successione di quest’ultima in qualsivoglia posizione giuridica, attiva e passiva, facente capo ad Ausimont.
Con riferimento a tale ordinanza, di cui Edison contesta fermamente la legittimità, la Società ha proposto ricorso avanti al TAR Abruzzo.
Nelle more del giudizio Edison ha stipulato un accordo transitorio con gli attuali proprietari per la definizione delle modalità di subentro nella gestione degli impianti esistenti e delle attività di bonifica.
Come da descrizione della lite.
28 febbraio 2018 TAR Pescara / Consiglio di Stato
In data 28 febbraio 2018 la Provincia di Pescara ha comunicato alle società Solvay Specialty Polymers Italy Spa e Edison Spa l’avvio di un procedimento ai sensi del Titolo V Parte IV del D. Lgs. 152/2006 per l’individuazione del responsabile della contaminazione delle cd. “Aree Esterne Solvay” o “aree Nord” in Bussi sul Tirino, aree di discarica 2A e 2B e limitrofe.
Successivamente, in data 26 giugno 2018, la Provincia di Pescara ha notificato a Edison un’ordinanza ai sensi dell’art. 244 del D.Lgs. n. 152/2006 (il “Codice dell’Ambiente”) per la rimozione di tutti i rifiuti abbancati nel tempo nelle predette aree del sito di Bussi.
Con riguardo a tale provvedimento si deve sottolineare che: i) le porzioni di terreno di cui trattasi sono state apportate ad Ausimont fin dalla data di sua costituzione nel 1981; ii) Ausimont, e solo ed esclusivamente essa, ha ottenuto l’autorizzazione all’esercizio, ha realizzato, ha gestito e ha chiuso le discariche 2A e 2B insistenti su tali porzioni di terreno; iii) le azioni di Ausimont sono state trasferite a Solvay Solexis Spa, oggi Solvay Specialty Polymers Italy Spa, nel maggio 2002; iv) Ausimont è stata fusa in Solvay
Come da descrizione della lite.
Data di inizio /
Giurisdizione
Descrizione della lite
Stato del procedimento
Relazione finanziaria 2021Relazione sulla gestione
Bilancio consolidato
Bilancio separato
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Solexis nel novembre 2002, con conseguente successione di quest’ultima in qualsivoglia posizione giuridica, attiva e passiva, facente capo ad Ausimont.
Edison, ritenendo illegittima l’ordinanza, ha impugnato il provvedimento avanti il TAR Pescara, che ha, però, respinto il ricorso della Società. Edison ha quindi proposto appello al Consiglio di Stato.
Con sentenza pubblicata il 6 aprile 2020 il Consiglio di Stato ha confermato, seppure riqualificandone portata e contenuto, il provvedimento della Provincia di Pescara e la successiva sentenza del TAR Pescara in relazione al procedimento di bonifica per le aree “Nord” del sito di Bussi sul Tirino.
Quindi, in data 11 giugno 2021 è stata pubblicata la decisione con cui il Consiglio di Stato ha respinto il ricorso del Ministero dell'Ambiente contro la sentenza del Tar d'Abruzzo "concernente l'annullamento d'ufficio dell'aggiudicazione dell'appalto integrato relativo agli interventi di bonifica nelle 'aree esterne Solvay' situate nel Comune di Bussi sul Tirino". Il Ministero aveva, infatti, annullato la procedura d’appalto che nel 2019 aveva aggiudicato ad un’ATI capeggiata dalla società belga Dec Deme la bonifica delle aree cd. 2A e 2B, cedute da Montedison a Solvay nel 2002 insieme con la società Ausimont. Tali aree sono oggi di proprietà del Comune di Bussi.
Edison, che già aveva avviato lavori di messa in sicurezza e bonifica di tali aree in forza della sentenza del Consiglio di Stato dell’aprile 2020, sta ora discutendo con gli enti competenti le attività di bonifica e rimozione dei rifiuti di propria competenza.
Ausimont – Spinetta Marengo – procedimenti amministrativi
Febbraio 2012
TAR Piemonte
La vicenda riguarda gli interventi di bonifica e messa in sicurezza imposti, a vario titolo, a Solvay Specialty Polymers, relativamente alle aree interne dello stabilimento chimico di Spinetta Marengo (AL). Tale stabilimento è stato gestito, sino al 2002, dalla società del gruppo Montedison denominata Ausimont Spa, società ceduta al gruppo Solvay, nel maggio 2002.
Edison si è limitata a intervenire in tale procedimento allo scopo di tutelare i propri diritti e legittimi interessi a seguito delle impugnazioni degli atti amministrativi assunti dalla Conferenza di Servizi competente e proposte da Solvay Specialty Polymers, che ha contestato, in particolare, la mancata identificazione di Edison medesima come obbligato (o coobbligato) nel procedimento.
Come da descrizione del procedimento.
Ausimont – arbitrato Solvay
Maggio 2012
ICC - Ginevra
Il procedimento arbitrale è quello avviato da Solvay Sa e Solvay Specialty Polymers Italy Spa nel 2012 nei confronti di Edison, per asserita violazione di talune rappresentazioni e garanzie in materia ambientale relative ai siti industriali di Bussi sul Tirino e Spinetta Marengo contenute nel contratto di cessione della società Agorà Spa (controllante di Ausimont Spa) sottoscritto tra Montedison Spa e Longside International Sa da una parte e da Solvay Solexis Spa (oggi Solvay Specialty Polymers) dall’altra nel dicembre 2001.
Il procedimento, dopo una prima fase incentrata su questioni preliminari e pregiudiziali, è proceduto con l’esame delle diverse richieste formulate dalle parti relativamente al merito della controversia e alla fine del mese di giugno 2021, il Segretariato della Corte Internazionale di Arbitrato presso la Camera di Commercio Internazionale ha notificato a Edison il lodo parziale con cui il Tribunale Arbitrale, accogliendo in larga misura le domande formulate dalla società Solvay Specialty Polymers Italy in relazione alle garanzie ambientali prestate da Montedison con il contratto di cessione della società Ausimont, sottoscritto nel 2001, ha condannato la stessa Edison al pagamento di un risarcimento danni quantificato in circa 91 milioni di euro per il periodo che va da maggio 2002 (data del closing) a dicembre 2016.
Il Tribunale arbitrale ha, quindi, rinviato ad un’ulteriore fase del procedimento – in assenza di accordo tra le parti – la quantificazione del danno subito da Solvay Specialty Polymers Italy nel periodo successivo a dicembre 2016 e delle spese legali sostenute dalle parti.
Al lodo è accompagnata un’opinione dissenziente di uno dei membri del Tribunale Arbitrale.
Il lodo è stato impugnato da Edison avanti le corti svizzere competenti ma il ricorso è stato respinto. In parallelo pende avanti la Corte d’Appello di Milano il procedimento avviato da Solvay Specialty Polymers per la sua esecuzione.
A seguito delle evoluzioni intervenute nel periodo la Società ha provveduto ad aggiornare nel corso del 2021 i relativi fondi rischi.
Come da descrizione della lite.
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Bilancio consolidato
Bilancio separato
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C) Passività probabili per cui risultano iscritti a bilancio fondi relativi a rischi di natura ambientale:
Sito di Interesse Nazionale di Bussi sul Tirino – area “ex-Montedison Srl” e sito di Bolognano
2011 e 2018
TAR Abruzzo - sede di Pescara
Area “ex-Montedison Srl”: in data 14 luglio 2021 Edison ha ceduto una quota dell’80% della società Tremonti, specializzata nei servizi di bonifica dei terreni e delle acque sotterranee. La società, la cui denominazione è stata contestualmente modificata in Tre Monti, è ora partecipata da Ambienthesis, Herambiente (Gruppo Hera), Sersys Ambiente ed Edison e sarà responsabile di realizzare i suoi primi interventi di bonifica nell’area Tre Monti del sito di interesse nazionale (SIN) di Bussi sul Tirino (Pe). L’area, per la quale da molti anni sono in corso complesse procedure ambientali, sarà così oggetto di un ampio e articolato progetto di ripristino e rimozione di rifiuti storici in accordo con gli enti competenti e, in particolare, con il Ministero dell’Ambiente.
Per le informazioni relative all’area e ai procedimenti occorsi negli anni scorsi si rimanda ai documenti di bilancio già pubblicati.
Sito di Bolognano: con riferimento al sito di Piano D’Orta, SIN di Bussi, e al procedimento di bonifica e ripristino ambientale per l’area cd. “ex-Montecatini” in Comune di Bolognano (PE), si segnala che Edison Spa ha già dato avvio alle attività previste nel Progetto stralcio approvato dalle Pubbliche Amministrazioni competenti.
Come da descrizione delle liti.
D) Passività probabili per cui risultano iscritti a bilancio fondi relativi a rischi a vertenze fiscali:
Accertamenti imposte dirette esercizi 1991 e 1992 (Ex Calcestruzzi Spa)
Accertamenti notificati nel 1997-1998 dall’ex Ufficio Imposte Dirette di Ravenna
Le controversie, relative agli esercizi 1991 e 1992, hanno per oggetto il trattamento fiscale di operazioni di usufrutto di azioni effettuate dalla Calcestruzzi Spa.
Dal 2012 pende ricorso avanti la Corte di Cassazione. In pendenza di giudizio sono state pagate maggiori imposte, sanzioni e interessi come da sentenze emesse. Il fondo oggi esistente è relativo ai possibili oneri derivanti da recuperi minori ad oggi annullati.
La controversia è pendente avanti la Suprema Corte. A seguito di trattazione nel corso del 2021, si è in attesa della decisione.
Va inoltre segnalato che sussistono delle passività potenziali, in dipendenza di eventi possibili, ma non probabili, ovvero probabili ma non quantificabili in modo attendibile e per i quali gli esborsi monetari non sono ragionevolmente stimabili, per cui non risultano iscritti fondi rischi e viene esclusivamente fornita un’informativa nelle note di commento.
Passività potenziali legate a vicende giudiziarie
Normativa in materia ambientale
Oltre alle passività probabili per rischi ambientali già coperte da fondi e precedentemente descritte, si segnala come negli anni recenti si è assistito a un’espansione ed evoluzione della normativa in materia ambientale (da ultimo con il D. Lgs. 3 aprile 2006 n. 152 “Norme in materia ambientale” e successive modifiche e integrazioni) e, per quanto qui interessa, più specificamente in tema di responsabilità per danni all’ambiente. In particolare, la circolazione e l’applicazione in vari ordinamenti del principio di internalizzazione dei costi ambientali (meglio noto con la locuzione “chi inquina paga”) hanno provocato l’introduzione di nuove ipotesi di responsabilità da inquinamento di tipo oggettivo (che prescinde dall’elemento soggettivo della colpa) e indiretto (dipendente da fatto altrui), rispetto alle quali pare assumere rilevanza anche un fatto precedente che faccia superare i limiti di accettabilità della contaminazione stabiliti nel presente. Pertanto, considerate le attività industriali, anche pregresse, esercite dalla Società e dal Gruppo, specie nel settore chimico, pur nel pieno rispetto della normativa allora vigente, non si può escludere che emergano, alla stregua del diritto attuale, nuove ipotesi di contaminazione, oltre a quelle che sono oggetto dei procedimenti amministrativi e giudiziari in essere.
Data di inizio /
Giurisdizione
Descrizione della lite
Stato del procedimento
Data di inizio /
Ufficio accertatore
Descrizione della lite
Stato del procedimento
Data di inizio /
Giurisdizione
Descrizione della lite
Stato del procedimento
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Bilancio consolidato
Bilancio separato
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giudizio avanti il Tribunale de L’Aquila Edison Spa e, con essa, sei degli imputati che erano già stati coinvolti per le medesime vicende nel giudizio penale avviato nel 2011 innanzi al Tribunale di Pescara e conclusosi con la sentenza di assoluzione della Corte di Cassazione n. 47779 del 2018, chiedendo al giudice adito di:
a)“accertare e dichiarare che i convenuti sono obbligati a rispondere del danno ambientale conseguente ai fatti di inquinamento”, asseritamente occorsi nell’area industriale di Bussi sul Tirino e, “per l’effetto” di “condannare i convenuti al risarcimento del danno ambientale a favore del Ministero dell’Ambiente e della Tutela del Territorio e del Mare, quantificato in 1.376.954.137 euro, salva migliore quantificazione in corso di causa;
b)condannare i convenuti al ripristino anche naturale dello stato dei luoghi attraverso l’esecuzione, a proprie spese, degli interventi di riparazione ambientale nelle forme e nei tempi disciplinati dalla normativa di riferimento;
c)condannare i convenuti al rimborso di tutte le spese che risulteranno essere state anticipate e/o sostenute in via sostitutiva dal Ministero dell’Ambiente;
d)condannare i convenuti al risarcimento di tutti i danni, patrimoniali e non patrimoniali, ulteriori al danno ambientale, conseguenti alla lesione dell’ambiente e alla lesione dei beni/interessi protetti facenti capo alla Regione Abruzzo, da liquidarsi in via equitativa e comunque in misura non inferiore a 500.000.000 euro;
e)condannare i convenuti al risarcimento di tutti i danni, patrimoniali e non patrimoniali, ulteriori al danno ambientale, cagionati a Regione Abruzzo e alla Presidenza del Consiglio dei Ministri [e] il danno d’immagine nella misura che il Tribunale riterrà equa, e comunque non inferiore a 50.000.000 euro”.
Gli addebiti su cui si innesta l’attuale iniziativa giudiziaria sono, come detto, gli stessi del summenzionato procedimento penale, da cui Edison era stata esclusa ex-lege e che si è chiuso con l’assoluzione di tutti gli imputati.
Tali addebiti riguardano principalmente la gestione dello stabilimento di Bussi, conferito da Montedison (oggi Edison) al gruppo Ausimont/Montefluos nel 1981, le discariche 2A e 2B, aperte, coltivate e chiuse da Ausimont negli anni ’90, e l’area cd. “Tre Monti”, attualmente di proprietà di Edison, area nella quale nel corso degli anni ’70 furono abbancati residui produttivi provenienti dallo stabilimento medesimo e per la quale risulta già oggi avviato un procedimento di bonifica.
Edison si è costituita in giudizio in data 18 luglio 2019, contestando recisamente le richieste avversarie sotto una serie di profili, dalla inapplicabilità in questa sede di quanto statuito nel procedimento penale, al difetto di legittimazione passiva, dalla prescrizione, alla liceità nel merito delle condotte oggetto di scrutinio e, infine, all’erronea quantificazione dell’eventuale danno all’ambiente.
Il giudice adito, dopo una riserva durata oltre un anno sulle questioni preliminari e pregiudiziali opposte da Edison e sull’assunzione dei mezzi di prova richiesti dalle parti, con ordinanza del 10 novembre 2021 ha disposto i) il rinvio dell’esame delle domande preliminari e pregiudiziali di Edison al merito e ii) l’ammissione di prove testimoniali e di una CTU, per le quali sono state fissate udienze nel corso del primo trimestre 2022.
Con riferimento a questa controversia Edison, a seguito di verifiche condivise con primari advisors legali e contabili, ritiene che non sussistano i requisiti necessari a definire un accantonamento rispetto ad una passività potenziale, ovvero i temi dell’attualità, della probabilità e della quantificabilità. Nella sostanza, quindi, non vi è alcuna obbligazione attuale, né di natura legale, né di carattere ambientale per il cui adempimento allo stato sia previsto l’impegno di risorse economiche.
grado in fase di istruzione probatoria.
2002-2015
Tribunale di Verbania / Corte d’Appello di Torino / Corte di Cassazione
Le vertenze processuali di cui trattasi si riferiscono tutte alla presunta responsabilità di ex-amministratori e dirigenti della società Montefibre Spa, già parte del gruppo Montedison, relativamente a reati di omicidio colposo e lesioni personali colpose, commesse in violazione delle norme sulla prevenzione degli infortuni sul lavoro, determinati da esposizione ad amianto e correlati a morti o malattie di dipendenti occupati presso l’ex-stabilimento Montefibre di Pallanza (VB).
Edison è coinvolta esclusivamente nella sua veste di ex-controllante (fino al 1989) di Montefibre.
Come da descrizione delle liti.
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Bilancio consolidato
Bilancio separato
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9. ALTRE NOTE
9.1 Informazioni relative all’IFRS 3 revised
L’esercizio 2021 è stato caratterizzato da:
•Operazioni di aggregazione aziendale, che hanno riguardato:
•Hydro Dynamics
•Energia Etica
•Vibinum e Aerochetto
•MS Energy
Tali operazioni sono state valutate in bilancio ai sensi dell’IFRS 3 revised (“Business Combination”), vale a dire rilevando il fair value di attività, passività e passività potenziali alla data di acquisizione, cd. Purchase Price Allocation (PPA), come più dettagliatamente illustrato in seguito.
•Operazioni di aggregazione aziendale, che hanno riguardato:
•REN 143, REN 144 e REN 145
Tali operazioni sono state valutate in bilancio ai sensi dell’IFRS 3 revised (“Group of asset acquisition”), vale a dire rilevando l’acquisizione del bene tra le immobilizzazioni materiali alla data di acquisizione, senza predisporre la cd. Purchase Price Allocation (PPA), come più dettagliatamente illustrato in seguito.
•Completamento dei processi di PPA riferiti ad acquisizioni effettuate nel corso del 2020:
•CEA Biogas Srl e Ambyenta Srl
Si segnala che nel corso del primo semestre 2021 è stato completato il processo di PPA relativo alle acquisizioni di CEA Biogas Srl e Ambyenta Srl da parte di Sersys Ambiente Srl (società interamente detenuta da Fenice Qualità per l’Ambiente Spa), effettuate nei mesi di luglio e agosto 2020, confermando i valori iscritti in sede di allocazione provvisoria del prezzo corrisposto per l’acquisizione. Per maggiori informazioni si rimanda a quanto illustrato nel Bilancio consolidato 2020.
Di seguito sono illustrate le operazioni di aggregazione aziendale effettuate nel corso del 2021.
Hydro Dynamics
L’acquisto, in data 7 aprile 2021, del 100% della società Hydro Dynamics, cui fanno capo 7 impianti mini-idro, per un corrispettivo al closing di 6 milioni di euro, cui si è aggiunto il pagamento di ulteriori 6 milioni di euro conseguentemente al realizzarsi di alcune condizioni sospensive contrattualmente previste. Sono previsti ulteriori earn-out, per un importo massimo di 3 milioni di euro, al realizzarsi di alcune altre condizioni sospensive.
I valori iscritti sono da ritenersi provvisori in quanto, ai sensi dell’IFRS 3 revised, la valutazione diventa definitiva entro 12 mesi dalla data di acquisizione.
Energia Etica
L’acquisto del 100%, avvenuto in data 2 luglio 2021, riguarda una società che opera nel mercato della vendita di energia elettrica e gas metano ai consumatori finali in Lombardia, Umbria, Marche, Campania e Basilicata; l’operazione ha consentito un ampliamento del portafoglio clienti nel mercato residenziale. Il corrispettivo pagato è stato di 11 milioni di euro; al momento è stato iscritto in via provvisoria un avviamento di 10 milioni di euro.
Vibinum e Aerochetto
L’acquisto, avvenuto in data 29 luglio 2021, del 100% della società Vibinum dal gruppo Futuren e del 90% della società Aerochetto, rilevando la quota del 51% dal gruppo Futuren e del 39% da Repower Spa, per un corrispettivo complessivo di circa 15 milioni di euro, sostanzialmente allineato al patrimonio netto, cui si è aggiunto il rimborso di un finanziamento concesso alla società Aerochetto dai precedenti soci per circa 19 milioni di euro. Entrambe le società acquisite operano
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nel settore eolico e gli acquisti dal gruppo Futuren, facente capo a EDF, si configurano quali operazioni tra parti correlate di minore rilevanza e sono state attuate previo parere positivo del Comitato Operazioni con Parti Correlate.
MS Energy
L’acquisto, in data 20 dicembre 2021, del 100% della società MS Energy, cui fanno capo 2 impianti mini-idro, per un corrispettivo al closing di circa 1 milione di euro.
I valori iscritti sono da ritenersi provvisori in quanto, ai sensi dell’IFRS 3 revised, la valutazione diventa definitiva entro 12 mesi dalla data di acquisizione.
Nella seguente tabella sono riepilogati i valori delle attività e passività identificate nell’ambito delle sopra descritte operazioni di aggregazione aziendale, i prezzi di acquisizione, unitamente al contributo economico per l’esercizio 2021 delle entità acquisite, a partire dalle rispettive date di acquisizione.
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9.2 Informazioni relative all’IFRS 5
9.2.1 Disposal Groups – cessione di Edison Norge AS e Infrastrutture Distribuzione Gas Spa
Cessione di Edison Norge AS a Sval Energi
Come già descritto nel paragrafo 1.4 Applicazione del principio IFRS 5, in data 30 dicembre 2020 Edison ha sottoscritto un accordo con Sval Energi per la cessione del 100% di Edison Norge AS, cui facevano capo le attività del settore esplorazione e produzione di idrocarburi del Gruppo in Norvegia. Tale accordo si è successivamente perfezionato in data 25 marzo 2021.
Già a decorrere dalla data dell’accordo, gli asset E&P situati in Norvegia, che precedentemente erano stati esclusi dal perimetro di cessione a Energean, sono stati trattati come Disposal Group ai sensi dell’IFRS 5, non rappresentando da soli per il gruppo Edison un importante ramo autonomo di attività e non potendosi quindi qualificare come Discontinued Operations; pertanto:
•a conto economico e nei flussi il contributo di Edison Norge ai valori del Gruppo fino alla cessione è incluso tra le Continuing Operations;
•nello stato patrimoniale al 31 dicembre 2021 i saldi relativi a Edison Norge risultano deconsolidati, mentre al 31 dicembre 2020, esposto ai fini comparativi, erano classificati tra le Attività e Passività in dismissione.
Il perfezionamento dell’operazione ha determinato un miglioramento dell’indebitamento finanziario del gruppo Edison di circa 264 milioni di euro, dato dall’incasso di un corrispettivo per 280 milioni di euro al netto di 16 milioni di euro per il deconsolidamento della liquidità netta della società ceduta. A tale importo si aggiunge un ammontare di circa 12 milioni di euro anticipato dall’acquirente all’atto di sottoscrizione del contratto nel mese di dicembre 2020; è inoltre previsto un corrispettivo differito, pari a 12,5 milioni di dollari, che sarà incassato a seguito dell’entrata in produzione del campo di Dvalin. La cessione non ha determinato effetti economici materiali.
Cessione di IDG a 2i Rete Gas
In data 13 gennaio 2021 Edison ha sottoscritto un accordo con 2i Rete Gas, società partecipata dai fondi di investimento gestiti da F2i Fondi Italiani per le Infrastrutture, Ardian e APG, per la vendita del 100% di IDG. Tale accordo si è successivamente perfezionato in data 30 aprile 2021.
Nel presente Bilancio consolidato, in continuità con il Bilancio consolidato 2020, gli asset di IDG sono stati trattati come Disposal Group ai sensi dell’IFRS 5, pertanto:
•a conto economico e nei flussi il contributo di IDG ai valori del Gruppo fino alla cessione è incluso tra le Continuing Operations;
•nello stato patrimoniale al 31 dicembre 2021 i saldi relativi a IDG risultano deconsolidati, mentre al 31 dicembre 2020, esposto ai fini comparativi, erano classificati tra le Attività e Passività in dismissione.
A seguito della cessione il gruppo Edison ha registrato un miglioramento dell’indebitamento finanziario di circa 147 milioni di euro, dato dall’incasso di un corrispettivo per 150 milioni di euro al netto di 3 milioni di euro per il deconsolidamento della liquidità netta di IDG. La cessione ha inoltre determinato l’iscrizione di una plusvalenza inclusa nel margine operativo lordo.
Situazione patrimoniale Disposal Groups
Come sopra descritto, al 31 dicembre 2021 i saldi patrimoniali di Edison Norge e di IDG risultano deconsolidati, mentre rimane iscritto tra le attività in dismissione un importo di circa 11 milioni di euro relativo al corrispettivo differito previsto dal contratto di cessione di Edison Norge e che sarà incassato quando entrerà in produzione il campo di Dvalin.
Nella seguente tabella viene invece rappresentata la situazione patrimoniale dei due Disposal Groups descritti per il periodo comparativo al 31 dicembre 2020.
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Al 31 dicembre 2020 la voce Attività non finanziarie non correnti relativa al Disposal Group IDG includeva per circa 39 milioni di euro una quota parte dell’avviamento indistinto della Filiera Attività Gas e E&P – ove la società era precedentemente consolidata - allocata ai sensi dello IAS 36 par. 86.
La voce Passività non finanziarie non correnti relativa al Disposal Group Edison Norge AS includeva per circa 13 milioni di euro i fondi di smantellamento e ripristino siti (Decommissioning).
9.2.2 Discontinued Operations – cessione a Energean
Come ampiamente commentato nel Bilancio consolidato 2020, in data 17 dicembre 2020 Edison Spa ed Energean hanno dato esecuzione all’accordo sottoscritto in data 4 luglio 2019 e successivamente modificato in data 2 aprile 2020 e 28 giugno 2020 per la vendita da Edison a Energean del 100% di Edison Exploration & Production e delle sue partecipazioni operanti in Italia e all’estero nel settore esplorazione e produzione di idrocarburi.
Per una visione più completa dell’operazione di cessione, per la descrizione dei razionali che avevano portato alla classificazione del perimetro E&P sopra indicato come Attività in dismissione (Discontinued Operations) ai sensi dell’IFRS 5, nonché per maggiori dettagli sugli effetti patrimoniali ed economici della cessione, si rimanda al Bilancio consolidato 2020.
Si ricorda in questa sede che nell’esercizio 2020 gli asset E&P esclusi dal perimetro di cessione a Energean e che sono stati oggetto di specifici carve-out dal perimetro originario, rappresentati dagli asset situati in Algeria e da Edison Norge, sono stati riconsolidati tra le Continuing Operations. Al 31 dicembre 2020 le attività e le passività di Edison Norge, a seguito dell’accordo per la cessione a Sval Energi annunciato il 30 dicembre 2020, come descritto nel precedente punto 9.2.1, sono poi state riclassificate nelle Attività e Passività in dismissione (IFRS 5 Disposal Group).
Il Risultato netto da Discontinued Operations relativo al 2021, negativo per 1 milione di euro, include principalmente:
•oneri su fondi rischi di natura fiscale legati ad eventuali passività connesse alle attività E&P cedute, di cui Edison è rimasta responsabile in virtù degli accordi con Energean;
•un provento determinato dalla revisione della stima del valore attuale dell’ulteriore corrispettivo previsto dal contratto con Energean (fino a 100 milioni di dollari, subordinato all’entrata in produzione del campo gas Cassiopea in Italia); tale corrispettivo sarà determinato sulla base delle quotazioni del gas (PSV) rilevate al momento dell’entrata in produzione del campo attualmente prevista nel corso del 2024.
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Dati economici e flussi di cassa comparativi esposti nel presente Bilancio consolidato
I dati economici e di flusso relativi al 2020, esposti ai fini comparativi, evidenziano il contributo delle attività E&P, cedute ad Energean a dicembre 2020, tra le Discontinued Operations.
Si ricorda che né l’IFRS 5 né lo IAS 1 forniscono indicazioni sulle modalità di presentazione delle transazioni tra Continuing e Discontinued Operations. Il metodo scelto già a partire dal Bilancio consolidato semestrale abbreviato al 30 giugno 2019 ha portato a rappresentare tali transazioni come se le Discontinued Operations fossero già uscite dall’area di consolidamento del gruppo Edison. Pertanto: (i) le singole voci di conto economico relative alle Continuing Operations sono state esposte senza tener conto dell’elisione delle transazioni infragruppo avvenute tra le due Operations; (ii) le poste economiche riferite alle Discontinued Operations includono anche l’effetto delle elisioni di consolidato dei rapporti tra le due Operations.
Nel seguito è riportato il contributo delle Discontinued Operations al risultato netto relativo al 2020.
Nel 2020 il risultato netto complessivo da Discontinued Operations era negativo per 158 milioni di euro. Tale risultato, oltre alle componenti sopra esposte inerenti il business E&P e l’adeguamento al valore di cessione, includeva anche:
•costi di Edison Spa per circa 14 milioni di euro, relativi a fondi rischi e altri costi connessi alla cessione;
•per 10 milioni di euro i risultati positivi dei derivati di copertura in Cash Flow Hedge stipulati per ridurre il rischio cambio Euro/USD sul prezzo di vendita, registrati a rettifica del risultato da Discontinued Operations che era appunto in parte variabile in funzione dell’andamento del cambio;
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•un effetto positivo di 31 milioni di euro determinato dal realizzo a conto economico di differenze nette positive di conversione di attività in valuta estera relative ad alcune delle società cedute che, fino al momento della cessione, erano iscritte a patrimonio netto tra le Riserve di altre componenti del risultato complessivo.
Si ricorda che a partire dalla data di applicabilità del principio IFRS 5 (30 giugno 2019), in conformità a quanto richiesto dal principio stesso, gli ammortamenti sulle immobilizzazioni erano stati bloccati. Gli ammortamenti del 2020 includevano quasi esclusivamente i costi di esplorazione e ricerca di idrocarburi.
Gli oneri finanziari netti includevano anche quelli riferiti ai rapporti finanziari in essere con le Continuing Operations.
Nel seguito è riportato il contributo delle Discontinued Operations ai flussi di cassa relativi al 2020.
Il flusso monetario da attività d’esercizio è riferito alla gestione ordinaria e include le imposte estere pagate; il flusso monetario da attività di investimento include i costi di esplorazione, che vengono interamente ammortizzati quando sostenuti, e altri investimenti netti in immobilizzazioni; il flusso monetario da attività di finanziamento è principalmente correlato ai flussi delle poste finanziarie in essere con le Continuing Operations, in particolare con la Filiera Corporate.
Le disponibilità liquide e mezzi equivalenti ceduti rappresentano il saldo delle disponibilità liquide e mezzi equivalenti delle società alla data di cessione ad Energean.
Attività e passività in dismissione relative alla cessione ad Energean
Al 31 dicembre 2021 risultano iscritti tra le Attività in dismissione e le Passività in dismissione alcuni importi inerenti alla cessione ad Energean, in particolare:
•attività non finanziarie non correnti per 58 milioni di euro (53 milioni di euro al 31 dicembre 2020), relative alla stima del valore attuale dell’ulteriore corrispettivo previsto dal contratto (fino a 100 milioni di dollari, subordinato all’entrata in produzione del campo gas Cassiopea in Italia), che registra un incremento come precedentemente commentato;
•passività non finanziarie non correnti per 30 milioni di euro (59 milioni di euro al 31 dicembre 2020), che comprendono fondi rischi di natura fiscale e ambientale e che si riducono prevalentemente per effetto della definizione di alcuni contenziosi con il pagamento dei relativi importi.
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Passività riferite al business E&P
Contenziosi ICI e IMU su piattaforme a mare per estrazione idrocarburi
A seguito della dismissione delle attività E&P e degli accordi con la controparte Energean, Edison Spa è rimasta responsabile delle eventuali passività che possono derivare dalle richieste avanzate da alcuni comuni costieri di assoggettare ad imposte locali le piattaforme offshore per le annualità anteriori alla locked-box date (31 dicembre 2018).
Come noto, la Corte di Cassazione, con alcune sentenze emesse nel 2016, ha affermato la assoggettabilità ad ICI/IMU delle piattaforme offshore per la estrazione di idrocarburi situate nelle acque territoriali, pur non individuando il criterio di ripartizione della competenza territoriale rispetto ai comuni costieri e soprattutto ritenendo soggetti ad accatastamento beni che, non essendo sulla terraferma, per la normativa non risultano accatastabili.
Si deve inoltre notare che a decorrere dal 2016, a seguito dell’introduzione della cd. normativa “imbullonati” che esclude il valore degli impianti dal valore catastale e quindi dalla base imponibile delle imposte locali, la questione doveva considerarsi superata per gli impianti/piattaforme.
Dal 2020 è stata introdotta una specifica imposta, essenzialmente dovuta all’Erario, per le piattaforme offshore e per il solo valore della struttura emersa dall’acqua, normando per il futuro la fattispecie ma senza una chiara posizione per il passato.
La disciplina della nuova imposta prevedeva l’emanazione di un apposito decreto interministeriale per stabilire una specifica competenza dei comuni rivieraschi, ma ad oggi il decreto non è stato ancora pubblicato e il gettito è attribuito integralmente allo Stato.
Nel primo semestre 2021 sono stati finalizzati gli accordi transattivi con i comuni adriatici che vantavano pretese per le piattaforme del campo Rospo Mare per tutte le annualità in contestazione, mentre alcuni comuni (in particolare Scicli e Porto Sant’Elpidio), con i quali erano stati raggiunti accordi negli anni passati per la definizione delle controversie in essere, accordi nei quali i Comuni riconoscevano come non dovute le imposte dal 2016, hanno avanzato pretese anche per gli anni dal 2016 al 2018, del tutto illegittimamente ed in aperto contrasto con gli impegni presi.
Con il comune di Porto Sant’Elpidio si è pervenuti poi nel corso del 2021 ad una ulteriore definizione delle controversie in via transattiva per tutte le annualità ancora potenzialmente imputabili a Edison Spa (2016-2018).
A fine 2021 si sono definite in via transattiva anche le controversie pendenti e potenziali con il Comune di Torino di Sangro e Casalbordino.
Gli oneri per la definizione delle controversie di competenza Edison hanno trovato adeguata copertura nel fondo rischi esistente. Il fondo rischi è stato comunque adeguato per tener conto dei possibili oneri derivanti dalle controversie ancora pendenti, in particolare con il comune di Scicli, nonché con i comuni di Pineto e Cupra le cui pretese si riferiscono per gli anni 2016–2018 ad alcune piattaforme del mare Adriatico di cui Edison Spa non era operatore.
Attività fraudolente a danno della società Edison Norge AS
Con riferimento alla frode, perpetrata a fine 2019 ai danni di Edison Norge AS, la società norvegese, ora ceduta, ha avviato una serie di attività volte al recupero delle somme sottratte (circa 12,5 milioni di euro).
Si tratta di azioni legali nei confronti di società dell’estremo oriente, che hanno ricevuto, direttamente e indirettamente, i pagamenti, e nei confronti degli intermediari finanziari, che a tali pagamenti hanno acconsentito.
Le vertenze rimangono al di fuori del perimetro delle attività di Edison Norge cedute ed è, quindi, Edison a gestire i procedimenti volti al recupero delle somme e al risarcimento del danno.
Edison Spa – Ministero dell’Ambiente – richiesta di risarcimento danni ambientali
Il 31 maggio 2018 il Ministero dell’Ambiente ha notificato a Edison una richiesta di risarcimento dei presunti danni ambientali derivanti dall’attività di reiniezione nel pozzo Vega 6 delle acque di strato e processo, operata dalla piattaforma Vega A.
La richiesta di risarcimento è quantificata per un importo massimo complessivo di circa 80 milioni di euro. Il procedimento civile risulta tuttora pendente in primo grado.
I fatti di cui trattasi sono stati già oggetto di un procedimento penale dichiarato estinto dal giudice competente.
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Edison ritiene che tale richiesta di risarcimento sia totalmente priva di fondamento dal momento che le attività di cui trattasi, non costituendo una fattispecie illecita, ma, al contrario, autorizzata secondo la normativa applicabile, non hanno prodotto alcun danno ambientale, né alcun rischio di inquinamento geologico, della falda o del mare.
Conseguentemente la Società si è costituita in giudizio domandando la reiezione totale delle domande del Ministero dell’Ambiente.
A seguito dell’accordo intervenuto per la cessione del business E&P nel luglio del 2019, la neocostituita Edison Exploration & Production Spa (“Edison E&P”) si è assunta la passività relativa a questa vertenza. Successivamente, a seguito della sottoscrizione del contratto di cessione dell’intero capitale di Edison E&P ad Energean Capital Ltd (con esecuzione il 17 dicembre 2020) Edison, con riferimento a tale contenzioso, ha assunto piena manleva a favore dell’acquirente. Per questo la stessa Edison ha ritenuto opportuno, in via del tutto prudenziale, prevedere un onere correlato a tale contenzioso. Tale valore, insieme a stime di altri oneri connessi alla cessione, era stato iscritto nell’esercizio 2019 nel risultato netto da Discontinued Operations e al 31 dicembre 2021 è incluso nelle Passività in dismissione.
9.3 Altri impegni
Nella tabella seguente vengono indicati gli altri impegni in essere che si aggiungono a quelli che, per completezza di informativa e per omogeneità di argomento, sono già stati inseriti nei capitoli precedenti.
Le garanzie personali prestate (1.397 milioni di euro) sono determinate sulla base dell’ammontare potenziale dell’impegno non attualizzato alla data di bilancio e comprendono essenzialmente le garanzie rilasciate dalla Capogruppo o da banche dalla stessa contro garantite nell’interesse di società controllate e collegate per adempimenti di natura contrattuale. Comprendono, tra l’altro, garanzie emesse a favore di terzi riguardanti le attività sulla Borsa dell’Energia, in particolare verso il GME, oltre a fideiussioni rilasciate a singoli operatori con i quali il Gruppo intrattiene attività di compravendita di energia elettrica e gas. Inoltre, sono incluse le garanzie correlate alle attività della Divisione Energy & Environmental Services Market.
Con riferimento agli altri impegni e rischi (133 milioni di euro), si segnala che:
•sono inclusi 110 milioni di euro, a fronte di un contratto di lungo termine di 7 anni stipulato con un armatore per il noleggio di una nave metaniera. La nave è in costruzione e sarà consegnata al più tardi entro il primo trimestre del 2023;
•risulta pagato nei primi mesi dell’anno, l’impegno pari a 117 milioni di euro al 31 dicembre 2020 e riferito ai contratti di importazione di gas naturale a lungo termine, per i quali le clausole di take or pay hanno previsto l’obbligo per il compratore di pagare il quantitativo non ritirato rispetto a una soglia prefissata. L’importo iscritto a inizio anno fra le altre attività non correnti alla voce ‘Crediti per anticipi take or pay’ è stato in parte già recuperato grazie ai volumi ritirati nel corso dell’esercizio; si veda anche quanto commentato al capitolo 3. Capitale circolante netto.
Impegni e rischi non valorizzati
Si segnala che nella Filiera Attività Gas e E&P sono in essere contratti per le importazioni di idrocarburi per una fornitura complessiva nominale di 13,4 miliardi di mc/anno. Tali contratti hanno tipicamente durata estesa (al 31 dicembre 2021 compresa tra 1 e 23 anni) e pertanto la marginalità dei medesimi è suscettibile di modifica nel tempo in relazione alle variazioni delle condizioni del contesto economico e competitivo esterno e degli scenari commodity presi a riferimento nelle formule di indicizzazione dei costi di acquisto/prezzi di vendita. La presenza di clausole di rinegoziazione del prezzo di approvvigionamento così come la revisione delle condizioni di flessibilità degli stessi, rappresentano dunque importanti elementi a parziale mitigazione del rischio sopra esposto a cui le parti possono fare ricorso secondo finestre contrattuali che si presentano ciclicamente. Si segnala che il procedimento arbitrale attivato dalla controparte nell’ambito della
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rinegoziazione di prezzo del contratto Qatar si è concluso con esito favorevole per Edison Spa nel mese di settembre 2021. Si segnala che rispetto a dicembre 2020 si è aggiunto il contratto per l’approvvigionamento di 1 miliardo di mc/annui di gas dal giacimento di Shah Deniz II in Azerbaijan attraverso il gasdotto Trans Adriatic Pipeline (TAP) attivato in data 30 giugno 2021.
La seguente tabella fornisce il dettaglio temporale delle forniture del gas naturale in base ai ritiri minimi contrattuali:
A margine si segnala altresì il previsto avvio nel medio termine di una ulteriore fornitura di lungo termine che contribuirà significativamente alla diversificazione e alla competitività del portafoglio di approvvigionamento gas di Edison ovvero:
•l’accordo sviluppato con Venture Global per 1 milione di tonnellate all’anno di GNL per 20 anni (equivalenti a circa 1,4 miliardi di mc/annui di gas naturale) provenienti dall’impianto Calcasieu Pass (Cameron Parish, Louisiana, USA) in virtù di un contratto per il noleggio di una nave metaniera attualmente in costruzione.
Inoltre, in base al contratto in essere con Terminale GNL Adriatico, Edison beneficia dell’80% della capacità di rigassificazione del terminale fino al 2034.
Vengono di seguito riportati, in coerenza con le relative policy di Gruppo, i rapporti economici, patrimoniali e finanziari in essere al 31 dicembre 2021 con parti correlate in accordo con l’informativa richiesta dallo IAS 24. Si tratta di rapporti posti in essere nell’ambito della normale attività di gestione, regolati a condizioni contrattuali stabilite dalle parti in linea con le ordinarie prassi di mercato.
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A) Rapporti verso società del gruppo Edison non consolidate
Tali rapporti rappresentano le transazioni in essere con società del Gruppo controllate non consolidate, joint venture e collegate; attengono prevalentemente a:
•rapporti di natura finanziaria, rappresentati da finanziamenti;
•rapporti commerciali connessi principalmente al settore elettrico.
Per le voci Partecipazioni valutate con il metodo del patrimonio netto e Altre attività finanziarie immobilizzate si rimanda a quanto commentato nel capitolo 5. Capitale immobilizzato e Fondi.
B) Rapporti verso controllanti
B.1 Verso Transalpina di Energia (TdE)
Consolidato fiscale ai fini IRES in capo a TdE
Per informativa si rimanda al Capitolo 7. Fiscalità.
Conto corrente intercompany
Al 31 dicembre 2021 il conto corrente in essere tra Edison Spa e TdE presenta un saldo a debito per circa 8 milioni di euro (a debito per 16 milioni di euro al 31 dicembre 2020).
B.2 Verso EDF Sa
Rapporto di cash-pooling
Al 31 dicembre 2021 il conto corrente di Edison Spa, dedicato al rapporto di cash-pooling con EDF Sa, presenta un saldo a credito per 850 milioni di euro (a credito per 213 milioni di euro al 31 dicembre 2020).
Finanziamenti in essere
La linea di credito revolving sottoscritta tra EDF Sa e Edison in aprile 2019 con durata biennale, per un valore nominale di 600 milioni di euro è giunta a scadenza nel corso dell’anno ed in data 29 aprile 2021 è stata sostituita con una nuova linea revolving di durata biennale, per un valore nominale di 250 milioni di euro. Tale linea al 31 dicembre 2021 risulta interamente disponibile. Il finanziamento è stato concluso applicando le disposizioni previste dalla Procedura per le Operazioni con Parti Correlate adottata dalla Società per le operazioni di maggiore rilevanza di natura ordinaria a condizioni di mercato.
Si veda anche il capitolo 6. Patrimonio netto, Indebitamento finanziario e costo del debito.
Altri rapporti
Nell’ambito dei rapporti di natura economica si segnalano:
•costi di esercizio pari a 26 milioni di euro riferiti principalmente a costi assicurativi, royalties per l’utilizzo del marchio, a prestazioni di servizio, nonché al riaddebito di costi societari sostanzialmente riferibili al compenso dei componenti il Consiglio di Amministrazione;
•ricavi di vendita e altri proventi per complessivi 4 milioni di euro riferiti essenzialmente ai servizi prestati nell’ambito della gestione delle attività inerenti al portafoglio gas.
Nell’ambito delle operazioni finanziarie Edison ha sottoscritto operazioni di copertura del rischio cambio che, influenzate dall’andamento delle valute, hanno registrato un saldo netto positivo per circa 24 milioni di euro (oneri netti realizzati per 6 milioni di euro nel 2020). Si ricorda che nel 2020, oltre a quanto qui commentato, erano in essere anche operazioni di copertura del rischio cambio Euro/USD associato al prezzo previsto per la cessione del business E&P i cui risultati erano stati registrati nel risultato netto da Discontinued Operations; si rimanda a quanto commentato nel paragrafo 9.2 Informazioni relative all’IFRS 5.
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C) Rapporti con altre società del gruppo EDF
C.1 Finanziamenti
Non risultano rapporti di finanziamento in essere con altre società del gruppo EDF.
C.2 Altri rapporti di natura operativa
I principali rapporti di natura operativa con altre società del gruppo EDF sono riportati in sintesi nel seguito:
Con riferimento a EDF Trading, si ricorda che dall’1 settembre 2017 è in vigore il MASA (Trading Joint Venture and Market Access Services Agreement); il cd. profit sharing (meccanismo di remunerazione) è iscritto alla voce “Altri ricavi e proventi” per circa 11 milioni di euro (per circa 9 milioni di euro al 31 dicembre 2020).
Si segnala inoltre che nell’esercizio sono stati ottenuti rimborsi assicurativi per circa 3 milioni di euro dalla società Wagram Insurance Company.
D) Altre operazioni con parti correlate
In tale ambito si segnala l’acquisto, avvenuto in data 29 luglio 2021, del 100% della società Vibinum dal gruppo Futuren e del 90% della società Aerochetto, rilevando la quota del 51% dal gruppo Futuren e del 39% da Repower Spa, per maggiori dettagli si veda il capitolo 1 al paragrafo 3. Entrambe le società acquisite operano nel settore eolico e gli acquisti dal gruppo Futuren, facente capo a EDF, si configurano quali operazioni tra parti correlate di minore rilevanza e sono state attuate previo parere positivo del Comitato Operazioni con Parti Correlate.
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10. CRITERI E METODI
10.1 Criteri e metodi di consolidamento
I bilanci utilizzati per il consolidamento sono quelli d’esercizio di società o consolidati di settore approvati dagli organi sociali competenti delle rispettive società, opportunamente modificati, ove necessario, per adeguarli ai principi contabili di Gruppo; nei casi in cui l’esercizio sociale non coincida con l’anno solare sono state considerate situazioni approvate dai rispettivi Consigli di Amministrazione che riflettono l’esercizio sociale del Gruppo.
Le società controllate vengono consolidate con il metodo dell’integrazione globale a partire dalla data in cui il controllo è stato effettivamente acquisito dal Gruppo; alla data di acquisizione del controllo il valore contabile delle partecipazioni è eliminato a fronte della corrispondente frazione di patrimonio netto delle imprese partecipate attribuendo ai singoli elementi dell’attivo e del passivo e alle passività potenziali il loro valore corrente (fair value). L’eventuale differenza residua, se positiva, è iscritta alla voce “Avviamento”. In particolare, se l’acquisto è realizzato in più fasi, alla data di acquisizione del controllo, l’intera partecipazione posseduta è rimisurata a fair value; successivamente a tale data, le eventuali ulteriori acquisizioni ovvero cessioni di quote di partecipazione, nell’ipotesi di mantenimento del controllo, sono trattate come transazioni tra i soci iscritte a patrimonio netto, analogamente ai costi sostenuti per l’acquisizione o cessione di quote; le variazioni delle contingent consideration sono iscritte a conto economico.
Le quote del patrimonio netto e del risultato di periodo attribuibili ai soci di minoranza sono indicate nei prospetti di bilancio.
Le partecipate cessano di essere consolidate dalla data in cui il controllo viene trasferito a terzi; la cessione di una quota di partecipazione con perdita del controllo determina l’iscrizione a conto economico (i) dell’utile o della perdita determinata quale differenza tra il corrispettivo di cessione e la rispettiva quota di patrimonio netto della partecipata trasferita a terzi, (ii) di qualunque risultato riferibile alla società ceduta iscritto tra le altre componenti di conto economico complessivo che può essere riclassificato nel conto economico e (iii) del risultato da adeguamento al suo fair value, determinato alla data di perdita del controllo, per l’eventuale partecipazione di minoranza mantenuta da Edison.
Le imprese gestite per il tramite di accordi contrattuali in base ai quali due o più soggetti, che condividono il controllo attraverso il consenso unanime, hanno il potere di dirigere le decisioni rilevanti e governare l’esposizione ai rendimenti variabili futuri, qualificabili come joint operation, sono iscritte proporzionalmente direttamente nel bilancio individuale del soggetto che è parte degli accordi. Oltre che a iscrivere la quota di attività e passività, di costi e di ricavi di propria pertinenza sono altresì valorizzate le obbligazioni di propria spettanza. Analogamente, quando una società per il tramite di accordi contrattuali partecipa a una joint operation, anche senza condividere il controllo congiunto, contabilizza nel bilancio individuale la propria quota di attività e passività, di costi e di ricavi nonché le obbligazioni di sua spettanza ai sensi del contratto.
Le altre partecipazioni in joint venture e in imprese collegate, sulle quali si esercita un’influenza notevole, ma non qualificabili come joint operation, sono valutate applicando il metodo del patrimonio netto.
Le imprese controllate che sono in liquidazione o soggette a procedura concorsuale sono escluse dall’area di consolidamento e vengono valutate al presunto valore di realizzo; la loro influenza sul totale delle attività, delle passività e sull’indebitamento finanziario è marginale.
Assunzioni significative nella determinazione del controllo in accordo con l’IFRS 12
L’IFRS 10 fornisce la definizione di controllo: una società controlla una partecipata quando è esposta, o ha diritto, ai suoi rendimenti per il tramite del suo coinvolgimento nella gestione e ha altresì la possibilità di incidere sui ritorni della partecipata nell’esercizio del potere che ha sulla stessa.
In riferimento a tale principio si segnala che, come precedentemente descritto, Edison consolida integralmente la società Tre Monti di cui detiene il 20% in quanto trattasi di una società costituita da Edison allo scopo di svolgere le attività relative alla bonifica del sito di Bussi; in base agli accordi sottoscritti Edison contrattualmente si è impegnata a fornire a Tre Monti la provvista finanziaria necessaria per realizzare il progetto di bonifica del sito di Bussi e arrivare all’ottenimento del certificato di avvenuta bonifica.
Il principio IFRS 10 chiarisce infatti che nel fare la valutazione dell’esistenza del controllo si devono considerare lo scopo e la finalità della partecipata, i rischi che sono trasferiti dalla partecipata alle parti coinvolte nonché il livello di coinvolgimento che colui che detiene il controllo ha avuto nella strutturazione della partecipata stessa.
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Consolidamento d’imprese estere e criteri di conversione di poste in valuta
Le attività e le passività d’imprese estere consolidate espresse in una moneta diversa dall’euro sono convertite utilizzando i tassi di cambio alla data di riferimento dei bilanci; i proventi e gli oneri sono convertiti invece al cambio medio dell’esercizio. Le differenze di conversione risultanti sono incluse nel patrimonio netto, in particolare nella “Riserva di altre componenti del risultato complessivo”, fino alla cessione della partecipazione.
Si ricorda che in sede di prima applicazione degli IFRS le differenze cumulative di conversione generate dal consolidamento delle imprese estere sono state azzerate e, pertanto, la riserva iscritta nel bilancio consolidato rappresenta esclusivamente le differenze di conversione cumulate generatesi successivamente all’1 gennaio 2004.
Le operazioni in valuta estera sono iscritte al tasso di cambio in vigore alla data dell’operazione. Le attività e le passività monetarie sono poi convertite al tasso di cambio in essere alla data di chiusura del bilancio. Le differenze di cambio generate dalla conversione e quelle realizzate al momento dell’estinzione dell’operazione sono iscritte tra i proventi e oneri finanziari.
10.2 Criteri di valutazione
10.2.1 Utilizzo di valori stimati
La stesura del bilancio consolidato e delle note illustrative ha richiesto l’utilizzo di stime e assunzioni sia nella determinazione di alcune attività e passività sia nella valutazione delle passività potenziali. I risultati a posteriori che deriveranno dal verificarsi degli eventi potrebbero pertanto differire da tali stime.
Le stime e le assunzioni considerate sono riviste su base continua e gli effetti di eventuali variazioni sono iscritti immediatamente in bilancio.
L’utilizzo di stime è particolarmente rilevante per le seguenti tematiche:
•la valutazione che le immobilizzazioni materiali e immateriali, ivi incluso l’avviamento, siano iscritte a bilancio per un valore non superiore al loro valore recuperabile (cd. Impairment test). Il processo di impairment test prevede, in prima battuta, di testare la tenuta del valore dei singoli asset suddivisi in Cash Generating Unit (CGU) e, successivamente, il test dell’avviamento in riferimento agli aggregati di CGU a cui è stato allocato (“Filiera Energia Elettrica” e “Filiera Attività Gas e E&P”). Infine, poiché vi sono dei costi generali non allocati né allocabili oggettivamente alle suddette CGU, si effettua il test sul Gruppo nel suo complesso (cd. impairment test di secondo livello).
Le CGU sono state individuate coerentemente alla struttura organizzativa e di business del Gruppo, come attività che generano flussi di cassa in entrata indipendenti derivanti dall’utilizzo continuativo delle stesse e seguono una duplice dimensione attinente, da un lato, alla fonte di produzione e relativa tecnologia e, dall’altro, al mercato di sbocco attuale, distinguendo inoltre, se del caso, per Paese di riferimento.
A ogni data di riferimento del bilancio Edison verifica se esista qualche indicazione che dimostri che un’attività possa aver subito una perdita di valore (cd. Impairment indicator), a eccezione dell’avviamento che è sottoposto annualmente a impairment test obbligatorio.
Lo IAS 36 definisce il valore recuperabile come il maggiore tra il fair value di un’attività o di un’unità generatrice di flussi finanziari (dedotti i costi di vendita) e il proprio valore d’uso. La recuperabilità del valore delle immobilizzazioni è quindi verificata confrontandone il valore contabile iscritto in bilancio con il relativo valore recuperabile, previa deduzione da entrambi i valori dell’eventuale fondo rischi iscritto per costi di smantellamento e ripristino siti.
Il valore recuperabile viene determinato nell’accezione di valore d’uso mediante attualizzazione dei flussi di cassa attesi dall’utilizzo del bene o di una CGU nonché dal valore che ci si attende dalla sua dismissione al termine della sua vita utile. Questo processo comporta l’utilizzo di stime e assunzioni per determinare sia l’ammontare dei flussi di cassa futuri sia i corrispettivi tassi di attualizzazione.
I flussi di cassa futuri sono basati sui più recenti piani economico-finanziari elaborati dal Management in riferimento al funzionamento degli assetti produttivi (produzioni, costi operativi e in conto capitale, vita utile degli asset), al contesto di mercato (vendite, prezzi delle commodity di riferimento, margini) e all’evoluzione del quadro regolatorio e legislativo. In particolare, nell’elaborazione dei flussi di cassa futuri si è fatto riferimento:
-al budget 2022 approvato dal Consiglio di Amministrazione in data 7 dicembre 2021;
-al Medium Term Plan 2023-2025 approvato dal suddetto consiglio;
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-al piano di lungo termine elaborato dalla direzione aziendale.
Qualora la valutazione comporti stime oltre il periodo di previsione incluso nei piani economico-finanziari annualmente predisposti dal Management, si utilizzano proiezioni basate su ipotesi di crescita conservative.
La valutazione degli asset ha comportato la stima dei flussi di cassa fino a fine vita utile delle immobilizzazioni includendo, se presente, un valore residuo a fine attività.
Specificatamente per la determinazione del valore recuperabile dell’avviamento si è calcolato un terminal value coerente con il piano di lungo termine basato su ipotesi di continuità aziendale. In dettaglio sono stati valutati: i costi di investimento necessari per il rinnovo delle concessioni idroelettriche in scadenza, il repowering degli asset termoelettrici e l’allungamento della vita utile degli impianti rinnovabili.
Le assunzioni in parola e i corrispondenti financial sono stati ritenuti idonei ai fini dello svolgimento dell’impairment test dal Consiglio di Amministrazione del 16 febbraio 2022 che ne ha approvato i risultati.
In riferimento ai business in cui il Gruppo opera, i fattori che hanno maggiore rilevanza nelle stime dei flussi di cassa futuri sono:
oper le attività afferenti alla Filiera Energia Elettrica: gli scenari PUN e Spark spread, l’evoluzione della regolamentazione italiana del settore in materia di disciplina e incentivazione dei produttori (ad es. capacity market) e l’andamento della domanda nazionale;
oper le CGU della Filiera Attività Gas e E&P: gli scenari delle commodity petrolifere, del gas naturale e del cambio Euro/dollaro;
oper l’avviamento, il tasso di crescita futuro necessario per la determinazione del terminal value.
I tassi di attualizzazione sono stati stimati mediante la determinazione del costo medio ponderato del capitale (WACC), tenendo in considerazione i rischi specifici delle attività (cd. parametro beta) e dei Paesi in cui il Gruppo opera e sono basati su dati osservabili nei mercati finanziari.
La Società ricorre ad un esperto indipendente per determinare il valore recuperabile nell’accezione di valore d’uso e pesare, attraverso tecniche di simulazione statistica (metodo Montecarlo), i flussi finanziari legati alle variabili a maggior rischio di volatilità (le tariffe di remunerazione del capacity market, i parametri dei tassi di sconto e i tassi di crescita, il livello degli investimenti non discrezionali per mantenere le normali condizioni di operatività aziendali).
Per i risultati del test condotto nel 2021 si rimanda al paragrafo 5.1-punto 5.1.4 Impairment test ai sensi dello IAS 36.
•la determinazione di alcuni fondi per rischi e oneri, in particolare dei:
ofondi di smantellamento e ripristino di siti industriali (decommissioning). La valutazione delle passività future connesse agli obblighi di decommissioning e di ripristino di siti industriali è un processo complesso basato su ipotesi tecniche e finanziarie del Management supportate, ove necessario, da perizie di esperti indipendenti. Tali passività riflettono i costi stimati di smantellamento, di rimozione e di bonifica che il Gruppo, al termine delle attività di produzione e di funzionamento di un sito produttivo, dovrà sostenere per ripristinarne le condizioni ambientali in conformità a quanto disciplinato dalla normativa locale nonché a quanto stabilito da specifici accordi contrattuali.
La stima iniziale del costo di ripristino, dedotti i proventi che si stima possano derivare dalla rivendita di parti recuperabili, tiene in considerazione il valore dell’inflazione stimata fino alla data prevista per lo smantellamento del sito ed è poi attualizzata in base ad un tasso risk-free. La stima viene effettuata secondo un principio di prudenza in funzione delle condizioni di mercato, legislative e tecnologiche conosciute al momento della valutazione. Tale valore è capitalizzato con quello dell’attività a cui si riferisce ed è assoggettato ad ammortamento; in contropartita è iscritto il relativo fondo decommissioning che, tenuto conto dell’orizzonte temporale previsto, viene poi adeguato di tempo in tempo rilevando l’effetto dell’attualizzazione tra gli oneri finanziari.
A ogni data di bilancio le stime sono riviste al fine di verificare che gli importi iscritti siano la migliore espressione dei costi che eventualmente saranno affrontati dal Gruppo e, nel caso in cui si rilevino variazioni significative, gli importi vengono adeguati. Le principali determinanti della revisione di stima dei costi sono la revisione della vita utile del sito, gli scenari di mercato, l’evoluzione delle tecnologie e della normativa in materia ambientale e l’andamento dei tassi di inflazione e attualizzazione. In tale contesto, si sottolinea la particolarità del settore Exploration & Production di idrocarburi influenzato dall’andamento dello scenario del
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mercato petrolifero, dalla stima delle riserve, dalla complessità tecnologica e dalle tematiche ambientali specifiche del settore. Tali attività sono spesso svolte in compartecipazione con altri partner e regolate da specifici accordi contrattuali che possono anche normare le attività in tema di decommissioning. Il business E&P, fatta eccezione per le attività in Algeria e di Edison Norge, è stato ceduto il 17 dicembre 2020, mentre Edison Norge è stata ceduta nel corso del 2021.
ofondi per vertenze giudiziarie e fiscali, all’interno dei quali le tipologie che richiedono maggior ricorso a stime e assunzioni da parte del Management sono fondi relativi a vertenze di natura sostanzialmente ambientale (Attività non Energy), connessi a procedimenti giudiziari e arbitrali di diversa tipologia di cui il Gruppo è parte, per il tramite di Edison Spa, in qualità di successore universale, quale incorporante, di Montedison Spa. Per quanto specificamente riguarda i fondi stanziati in relazione a vertenze derivanti da eventi risalenti nel tempo, collegati alla gestione di siti produttivi chimici già facenti capo al gruppo Montedison - che sono stati oggetto, tra gli anni novanta e il primo decennio del nuovo secolo, dell’ampio processo di dismissione che ha condotto alla riconversione delle attività del gruppo Edison nel settore dell’energia - i livelli attuali degli accantonamenti sono stati determinati quale ammontare residuale di quanto iscritto inizialmente con riferimento alla specifica vertenza, considerando la complessità e la differenziazione delle fattispecie giuridiche di riferimento, nonché le incertezze in termini di merito e di orizzonti temporali di evoluzione dei diversi procedimenti e, quindi, degli esiti stessi. La quantificazione e l’aggiornamento di detti fondi sono soggetti a un processo di verifica periodica che tiene conto di quanto appena detto; del pari e in generale, detta verifica periodica riguarda la quantificazione e l’aggiornamento anche degli altri fondi rischi relativi a vertenze giudiziarie e arbitrali. L’impatto economico e patrimoniale connesso alle suddette vertenze esula dall’attività propria aziendale, per questo motivo, a partire dal Bilancio consolidato 2018, è stato isolato negli schemi di sintesi come Attività non Energy e i relativi commenti sono inclusi nel capitolo 8. Attività non Energy.
•la determinazione di alcuni ricavi di vendita, in particolare i ricavi di vendita di energia elettrica e di gas naturale ai clienti finali. Tali ricavi includono il fatturato in base alle letture periodiche dei consumi di competenza dell’esercizio e la stima per la fornitura delle commodity erogate ma non ancora fatturate alla data di riferimento.
Tale stima è calcolata, in modo differenziato a seconda della commodity e in base al segmento di clientela destinatario della fornitura, secondo le seguenti determinanti:
1)volumi distribuiti (in funzione delle comunicazioni pervenute da terzi: trasportatori e distributori);
2)consumi storici del cliente;
3)perdite di rete e rettifiche per riflettere le condizioni atmosferiche o altri fattori che possano influire sul consumo oggetto di stima.
Nello specifico si segnala che la prima determinante è soggetta a potenziali conguagli fino al quinto anno successivo come previsto dalla normativa di riferimento, la stima impatta in modo particolare sui ricavi di vendita di gas naturale; i consumi storici, invece, risultano maggiormente rilevanti nella determinazione dei ricavi di vendita di energia elettrica ai clienti residenziali. Si precisa inoltre che ad ogni data di bilancio i ricavi di vendita di gas naturale e di energia elettrica da clienti residenziali e finali includono la stima riferita ai consumi degli ultimi due mesi.
10.2.2 Altri criteri di valutazione
10.2.2.1 Capitale circolante netto
Rimanenze
Le rimanenze riferibili alla cd. Attività industriale sono valutate al minore tra il costo di acquisto o di produzione, comprensivo degli oneri accessori, determinato applicando il criterio del FIFO e il valore presunto di realizzo desumibile dall’andamento del mercato di riferimento.
Crediti commerciali, Altre attività, Debiti commerciali, Altre passività
Sono definibili strumenti finanziari. La rilevazione iniziale avviene al fair value; per i crediti commerciali privi di una significativa componente finanziaria il valore di rilevazione iniziale è rappresentato dal prezzo della transazione. La
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valutazione della recuperabilità dei crediti è effettuata sulla base del cd. Expected Credit Losses model previsto dall’IFRS 9.
Per quanto riguarda i presupposti per l’eliminazione di crediti e debiti dallo stato patrimoniale si veda quanto commentato con riferimento alle attività e passività finanziarie al successivo punto 10.2.2.5.
I ricavi provenienti da contratti con clienti sono rilevati ai sensi dell’IFRS 15. Si ricorda che, in sede di prima adozione di tale principio, l’applicazione di due regole - “principal versus agent” e “combinazione di contratti” – aveva portato a una riduzione di pari importo dei ‘Ricavi di vendita’ e dei ‘Costi per commodity e logistica’ senza alcun impatto sul margine operativo lordo.
I contributi in conto esercizio sono rilevati integralmente a conto economico quando sono soddisfatte le condizioni di iscrivibilità; sono qualificabili come tali gli incentivi accordati a fronte della produzione di energia effettuata con impianti che utilizzano fonti rinnovabili, che sono valorizzati al fair value ai sensi dello IAS 20.
Valutazione dei contratti di importazione di gas naturale a medio/lungo termine (cd. take-or-pay)
I contratti per l’importazione di gas naturale a medio/lungo termine prevedono il ritiro obbligatorio di quantità minime annuali. In caso di mancato raggiungimento di tali quantità minime annuali, il Gruppo è comunque tenuto al pagamento del corrispettivo riferibile alla parte non ritirata. Tale pagamento può assumere la natura di anticipo su future forniture o quella di penale su mancati ritiri. Il primo caso (anticipo su future forniture) si configura per le quantità non ritirate alla data di bilancio, di cui, tuttavia, nell’arco della durata residua dei contratti, sia prevedibile con ragionevole certezza un futuro recupero sotto forma di maggiori ritiri di gas naturale rispetto alle quantità minime annuali previste contrattualmente. Il secondo caso (penale per mancato ritiro) si configura, invece, per le quantità non ritirate di cui non sia ipotizzabile il futuro recupero. La parte di pagamento qualificabile come anticipo su future forniture viene inizialmente iscritta tra le “Altre attività non correnti” ai sensi dello IAS 38, tale valore è mantenuto previa verifica periodica che: i) nella durata residua contrattuale, il Gruppo stimi di poter recuperare i volumi inferiori al minimo contrattuale (valutazione quantitativa); ii) si stima che i contratti presentino, sull’intera vita residua, flussi di cassa attesi netti positivi in base ai piani aziendali approvati (valutazione economica). Le valutazioni di recuperabilità sono estese anche alle quantità maturate, non ancora ritirate e non pagate alla data di bilancio, per le quali il relativo pagamento sarà effettuato nell'esercizio successivo e il cui valore è iscritto tra gli impegni.
Gli anticipi sono riclassificati a magazzino solo al momento dell’effettivo ritiro del gas ovvero iscritti a conto economico come penali nel caso di mancato ritiro del gas. Nella stima del presunto valore di realizzo del magazzino gas possono essere considerate, come rettifica di prezzo, se del caso, le eventuali rinegoziazioni contrattuali su base triennale nei prezzi di ritiro del gas.
10.2.2.2 Strumenti derivati
Gli strumenti finanziari derivati, ivi inclusi quelli impliciti (cd. embedded derivative) oggetto di separazione dal contratto principale, sono attività e passività rilevate al fair value.
Nell’ambito della strategia e degli obiettivi definiti per la gestione del rischio, la qualificazione delle operazioni come di copertura richiede: (i) la verifica dell’esistenza di una relazione economica tra l’oggetto coperto e lo strumento di copertura tale da operare la compensazione delle relative variazioni di valore e che tale capacità di compensazione non sia inficiata dal livello del rischio di credito di controparte; (ii) la definizione di un hedge ratio coerentemente con gli obiettivi di gestione del rischio nell’ambito della strategia di Risk Management definita dal Gruppo, operando, ove necessario, le appropriate azioni di ribilanciamento. Le modifiche degli obiettivi di Risk Management, il venir meno delle condizioni indicate in precedenza per la qualificazione delle operazioni come di copertura ovvero l’attivazione di operazioni di ribilanciamento determinano la cessazione prospettica, totale o parziale, della copertura.
Il Gruppo applica estensivamente l’hedge accounting secondo quanto previsto dall’IFRS 9, in particolare:
a)quando i derivati coprono il rischio di variazione del fair value degli strumenti oggetto di copertura (Fair Value Hedge), i derivati sono valutati al fair value con imputazione degli effetti a conto economico; coerentemente, gli strumenti oggetto di copertura sono adeguati per riflettere, a conto economico, le variazioni del fair value associate al rischio coperto;
b)quando i derivati coprono il rischio di variazione dei flussi di cassa degli strumenti oggetto di copertura (Cash Flow Hedge), le variazioni del fair value dei derivati considerate efficaci sono inizialmente rilevate nella riserva di
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patrimonio netto e nelle altre componenti dell’utile complessivo e, successivamente, imputate a conto economico coerentemente agli effetti economici prodotti dall’operazione coperta.
Si precisa che gli effetti economici delle transazioni relative all’acquisto o vendita di commodity stipulate a fronte di esigenze dell’impresa per il normale svolgimento dell’attività e per le quali è previsto il regolamento attraverso la consegna fisica dei beni stessi, sono rilevati per competenza economica (cd. own use exemption).
Il fair value degli strumenti finanziari quotati in un mercato attivo si basa sui prezzi di mercato alla data di bilancio (Livello 1). Il fair value di strumenti non quotati in un mercato attivo è determinato utilizzando apposite tecniche di valutazione (Livello 2: modelli interni con input di mercato; Livello 3: modelli interni).
10.2.2.3 Immobilizzazioni
Immobili, impianti e macchinari
In bilancio sono iscritti al costo di acquisto, di produzione o di conferimento, comprensivi di eventuali oneri accessori e dei costi diretti necessari a rendere l’attività disponibile per l’uso e al netto di eventuali contributi in conto capitale.
Successivamente all’acquisizione gli immobili, impianti e macchinari sono contabilizzati con il modello del costo.
I costi sostenuti per le manutenzioni effettuate a intervalli regolari, in particolare nel settore termoelettrico (cd. Major e/o Revamping) e nel settore eolico (cd. Refitting), sono attribuiti ai cespiti cui si riferiscono e sono ammortizzati in relazione alla specifica residua possibilità di utilizzo degli stessi.
Il valore di presunto realizzo che si ritiene di recuperare al termine della vita utile non è ammortizzato. Le immobilizzazioni sono sistematicamente ammortizzate in ogni esercizio a quote costanti sulla base di aliquote economico-tecniche determinate in relazione alle residue possibilità di utilizzo dei beni.
Il range delle aliquote è riportato nella seguente tabella:
L’ammortamento dei beni, per la quota gratuitamente devolvibile, è calcolato a quote costanti sulla base del periodo minore fra la durata residua del contratto - tenendo altresì conto degli eventuali rinnovi/proroghe - e la vita utile stimata degli stessi.
Si ricorda che in sede di prima applicazione degli IFRS il Gruppo ha adottato il criterio del fair value quale sostituto del costo e, quindi, i fondi ammortamento e svalutazione cumulati fino all’1 gennaio 2004 sono stati azzerati.
A partire dall’1 gennaio 2009 gli oneri finanziari direttamente imputabili all’acquisizione, alla costruzione o alla produzione di un bene di durata significativa sono capitalizzati qualora l’investimento superi una soglia dimensionale predefinita; si precisa che fino al 31 dicembre 2008 gli oneri finanziari non venivano capitalizzati.
Beni in Leasing (IFRS 16)
Le regole introdotte dall’IFRS 16 sono state applicate adottando alcune semplificazioni (cd. practical expedient) consentite dal principio, per cui i contratti di durata inferiore ai dodici mesi e alcuni contratti di modesto valore venale sono stati esclusi dalla valutazione. In base al principio si definisce lease un contratto per cui, in cambio di un corrispettivo, il conduttore ha il diritto di controllare l’utilizzo di un’attività specifica per un periodo di tempo determinato. L’applicazione del principio ai contratti identificati ha determinato l’iscrizione di una attività, rappresentativa del diritto d’uso incrementato, se del caso, degli eventuali costi accessori necessari per rendere il bene pronto per l’uso. Il diritto d’uso è ammortizzato sulla minore durata tra vita economico-tecnica del bene e la durata residua del contratto. La corrispondente passività, iscritta tra i debiti finanziari, è pari al valore attuale dei canoni minimi futuri obbligatori che il conduttore dovrà pagare e si riduce man mano che i canoni di noleggio vengono pagati.
In fase di transizione è stata applicata l’esenzione dallo stanziamento delle imposte differite prevista dallo IAS 12 “Imposte sul reddito”.
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Si segnala peraltro che al momento della rilevazione iniziale di un contratto, il diritto d'uso e il debito sono valutati attualizzando i canoni futuri, lungo tutta la durata del contratto di locazione tenendo altresì conto delle ipotesi di rinnovo dei contratti o di risoluzione anticipata, solo nei casi in cui l’esercizio di tali opzioni è ragionevolmente certo. Ai fini dell’attualizzazione, in generale si utilizza, se disponibile, il tasso esplicito indicato nel contratto. In sua mancanza, si utilizza il tasso sul debito marginale del conduttore, determinato (i) sulla base dei tassi correnti di mercato, (ii) con un premio per il rischio paese, (iii) tenendo conto della durata dei contratti e del rischio di credito della specifica società (tipologia di business e fatturato della società).
Immobilizzazioni immateriali e Avviamento
Le immobilizzazioni immateriali sono iscritte in bilancio al costo di acquisto. Successivamente all’acquisizione sono contabilizzate con il modello del costo e sono ammortizzate a quote costanti sulla base della loro vita utile stimata. Le immobilizzazioni immateriali iscritte hanno una vita utile definita.
L’avviamento non è assoggettato ad ammortamento sistematico ma sottoposto a verifica almeno annuale di recuperabilità (cd. Impairment test); le eventuali svalutazioni non sono oggetto di successivi ripristini di valore.
Il Gruppo valuta la recuperabilità dei costi incrementali sostenuti per l’ottenimento di nuovi contratti sulla base di fattori quali i potenziali rinnovi ovvero nuove tipologie di contratti con lo stesso cliente, secondo quanto previsto dall’IFRS 15. Vengono capitalizzati tra le immobilizzazioni immateriali (i) i costi incrementali attribuibili a uno specifico contratto che non sarebbero sostenuti se il contratto non fosse sottoscritto, (ii) in presenza di un contratto nuovo sottoscritto con il cliente per un determinato periodo, (iii) per il quale è probabile che i costi capitalizzati saranno recuperati mediante i ricavi generati dal contratto di vendita e (iv) nei casi in cui è possibile avere un adeguato processo/sistema che permetta di tracciare il costo incrementale e lo specifico contratto di vendita associato. Tra le tipologie di costi capitalizzati si annoverano le commissioni di vendita riconosciute agli agenti all’attivazione di un nuovo contratto, i costi accessori alla vendita quali i gettoni riconosciuti sui nuovi contratti acquisiti, ecc. L’attività iscritta è ammortizzata a quote costanti sulla base della vita utile.
Immobilizzazioni del business E&P, ceduto, fatta eccezione per le attività in Algeria:
Immobilizzazioni del settore idrocarburi
Una parte rilevante delle immobilizzazioni del settore idrocarburi viene ammortizzata secondo il metodo dell’unità di prodotto (UOP); secondo tale metodo l’aliquota di ammortamento è individuata rapportando la quantità estratta nel corso dell’esercizio alla quantità delle riserve estraibili stimata giacente all’inizio dell’esercizio; il valore delle riserve iniziali è basato sulle migliori e più aggiornate stime disponibili alla chiusura di ciascun periodo.
Con il metodo dell’UOP sono infatti ammortizzati gli impianti pertinenti le concessioni per la coltivazione di idrocarburi e i relativi costi per chiusura dei pozzi, abbandono dell’area e smantellamento o rimozione delle strutture rilevati nell’attivo patrimoniale nonché le concessioni stesse.
Concessioni idrocarburi, attività di esplorazione e valutazione delle risorse minerarie
I costi sostenuti per l’acquisizione di titoli minerari o per l’estensione dei permessi esistenti sono iscritti tra le “Immobilizzazioni immateriali” e sono ammortizzati a quote costanti sulla durata della licenza in fase esplorativa. Se successivamente l’esplorazione è abbandonata il costo residuo è imputato immediatamente a conto economico.
I costi di esplorazione e i costi relativi alle prospezioni geologiche, ai sondaggi esplorativi, ai rilievi geologici e geofisici nonché le perforazioni esplorative sono imputati all’attivo tra le “Immobilizzazioni immateriali” e sono ammortizzati interamente nell’esercizio in cui sono sostenuti.
I costi di sviluppo relativi a pozzi con esito minerario positivo e i costi di produzione relativi alla costruzione di impianti per l’estrazione e lo stoccaggio di idrocarburi sono imputati all’attivo patrimoniale alla voce “Immobili, impianti e macchinari” secondo la natura del bene e sono ammortizzati con il metodo dell’UOP.
I costi per la chiusura dei pozzi, l’abbandono dell’area e lo smantellamento o rimozione delle strutture (costi di smantellamento e ripristino dei siti industriali) sono rilevati nell’attivo patrimoniale e sono ammortizzati secondo il metodo dell’UOP.
Le concessioni per la coltivazione d’idrocarburi sono ammortizzate secondo il metodo dell’UOP.
Inoltre, annualmente si verifica che il valore di bilancio non sia superiore al maggior valore tra quello recuperabile determinato attualizzando i flussi di cassa futuri stimati in base ai programmi futuri di produzione e il loro valore di mercato.
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Titoli ambientali
Il Gruppo si approvvigiona principalmente di quote di emissione CO2 per fare fronte al proprio fabbisogno nell’esercizio della propria attività industriale.
In particolare, tra le “Immobilizzazioni immateriali” possono essere incluse anche le quote di emissione (Emission Rights), iscritte al costo sostenuto per l’acquisto nel caso in cui, alla data di bilancio, il Gruppo abbia un eccesso di quote rispetto al fabbisogno determinato in relazione alle emissioni rilasciate nell’esercizio. Le eventuali quote assegnate gratuitamente e utilizzate ai fini di compliance sono iscritte a un valore nullo. Trattandosi di un bene a utilizzo istantaneo tale posta non è soggetta ad ammortamento ma a impairment test. Il valore recuperabile viene identificato come il maggiore fra il valore d’uso e quello di mercato. Qualora invece il valore delle emissioni rilasciate ecceda, alla data di bilancio, quello delle emissioni assegnate, incluse anche le eventuali emissioni acquisite, per l’eccedenza si stanzia un apposito fondo rischi. Le quote restituite annualmente in relazione al quantitativo di emissioni di gas inquinanti rilasciate nell’atmosfera durante ciascun anno civile o alle produzioni effettuate sono cancellate (cd. Compliance) con contestuale utilizzo dell’eventuale fondo rischi stanziato nell’esercizio precedente.
I costi di competenza dell’esercizio sono registrati tra i “Costi per commodity e logistica” (tale voce include, se del caso, anche i costi riferibili a impianti dismessi per il periodo di competenza del cedente). In corso d’anno i costi attesi sono calcolati valorizzando al prezzo di mercato il differenziale tra le emissioni del periodo e le quote detenute; nel caso in cui esistano degli strumenti derivati di copertura correlati ad acquisti di quote (tipicamente future con consegna fisica), il relativo fair value è portato a rettifica del costo stimato.
10.2.2.4 Fondi rischi e benefici ai dipendenti
Benefici ai dipendenti
Il Gruppo eroga benefici di breve termine ai propri dipendenti (solo per esempio ferie, bonus sulla produzione, flexible benefits correlati a servizi e prestazioni welfare); i relativi costi sono registrati nel periodo in cui il Gruppo riceve la prestazione lavorativa dal dipendente.
Con riferimento al trattamento di fine rapporto (TFR) si segnala in particolare che, in seguito alla Legge Finanziaria del 27 dicembre 2006 n. 296, si è valutata ai fini dello IAS 19 solo la passività relativa al TFR maturato rimasto in azienda, poiché le quote in maturazione vengono versate ad un’entità separata (Forma pensionistica complementare o Fondi INPS). A seguito dell’entrata in vigore di tale Legge e in conseguenza di tali versamenti l’azienda non ha più obblighi connessi all’attività lavorativa prestata in futuro dal dipendente. Il Gruppo considera perciò la quota maturata prima di detta riforma un “piano a benefici definiti”, mentre la quota successiva alla riforma un “piano a contribuzione definita”.
Fondi per rischi e oneri
I fondi per rischi e oneri sono iscritti a fronte di obbligazioni esistenti alla data di bilancio e sono valorizzati sulla base della miglior stima della spesa richiesta per adempiere alle obbligazioni medesime. Le stime sono riviste ad ogni data di bilancio e, ove necessario, se ne riflette la nuova quantificazione. Per approfondimenti si rimanda al precedente punto 10.2.1 Utilizzo di valori stimati.
10.2.2.5 Patrimonio netto, Indebitamento finanziario e costo del debito
I dividendi sono riconosciuti quando sorge il diritto all’incasso da parte degli azionisti che normalmente avviene nell’esercizio in cui si tiene l’assemblea della partecipata che delibera la distribuzione di utili o riserve.
Le attività finanziarie sono rilevate inizialmente al fair value; successivamente alla rilevazione iniziale, le attività finanziarie che generano flussi di cassa contrattuali rappresentativi esclusivamente di pagamenti di capitale e interessi sono valutate al costo ammortizzato.
La valutazione della recuperabilità delle attività finanziarie non valutate al fair value con effetti a conto economico è effettuata sulla base del cd. Expected Credit Losses model previsto dall’IFRS 9.
Le passività finanziarie, diverse dagli strumenti derivati, sono rilevate inizialmente al fair value del corrispettivo ricevuto, al netto dei costi di transazione direttamente attribuibili e, successivamente, sono valutate al costo ammortizzato.
Con riferimento ai debiti finanziari per Leasing (IFRS 16) si veda quanto commentato al precedente punto 10.2.2.3.
I proventi e gli oneri finanziari vengono riconosciuti in base alla competenza temporale.
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Eliminazione attività e passività finanziarie
Le attività finanziarie sono eliminate dallo stato patrimoniale quando è estinto il diritto a ricevere i flussi di cassa e sono trasferiti in modo sostanziale tutti i rischi e i benefici connessi alla detenzione dell’attività (cd. Derecognition) o nel caso in cui la posta è considerata definitivamente irrecuperabile dopo che tutte le necessarie procedure di recupero sono state completate.
Le passività finanziarie sono rimosse dallo stato patrimoniale quando la specifica obbligazione contrattuale è estinta. Si configura come un’estinzione anche la modifica dei termini contrattuali esistenti, qualora le nuove condizioni abbiano mutato significativamente le pattuizioni originarie e comunque quando il valore attuale dei flussi di cassa che si genereranno dagli accordi rivisti si discostino di oltre il 10% dal valore dei flussi di cassa attualizzati della passività originaria.
Le attività e le passività finanziarie sono compensate nello stato patrimoniale quando si ha il diritto legale alla compensazione, correntemente esercitabile, e si ha l’intenzione di regolare il rapporto su base netta (ovvero di realizzare l’attività e contemporaneamente estinguere la passività).
10.2.2.6 Fiscalità
Le passività e le attività fiscali correnti sono valutate al valore che si prevede di pagare alle Autorità fiscali calcolato applicando le aliquote fiscali vigenti o sostanzialmente in vigore alla data di bilancio.
Le imposte anticipate sono iscritte solo nella misura in cui è probabile il loro futuro recupero. Nella valutazione delle imposte anticipate si tiene conto del periodo di pianificazione aziendale per il quale sono disponibili piani aziendali approvati.
Le imposte differite sugli utili non distribuiti da società del Gruppo sono stanziate solo se vi è la reale intenzione di distribuire tali utili e, comunque, se la tassazione non viene annullata dalla presenza di un consolidato fiscale.
I trattamenti fiscali per i quali sussiste incertezza di applicazione sono valutati separatamente o congiuntamente ad altre situazioni di incertezza fiscale a seconda dell’approccio che meglio ne rappresenta la risoluzione. Il Gruppo contabilizza i trattamenti fiscali incerti sulla base della probabilità che l’Autorità fiscale accetterà tale trattamento. La stima del trattamento fiscale incerto può essere effettuata utilizzando uno tra i due metodi che meglio rappresentano il trattamento fiscale incerto: i) l’ammontare più probabile; ii) il valore atteso. Si veda anche quanto riportato al precedente punto 10.2.1 Utilizzo di valori stimati.
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11. ALTRE INFORMAZIONI
11.1 Eventi e operazioni significative non ricorrenti
Ai sensi della Comunicazione CONSOB del 28 luglio 2006 n. DEM/6064293 si segnala che nel corso dell’esercizio è intervenuta la seguente operazione significativa non ricorrente:
Edison Spa - Cessione di una quota di minoranza della società Edison Renewables
Il 14 dicembre 2021 Edison Spa ha portato a termine un importante progetto nell’ambito del settore delle rinnovabili che ha visto dapprima la riorganizzazione delle società possedute e operanti nei business eolico e fotovoltaico e, poi, la cessione di una quota del 49% in Edison Renewables a Crédit Agricole Assurance, tramite la sua controllata Vaugirad Italia Srl.
Il corrispettivo incassato al closing è stato di 877 milioni di euro, l’importo è soggetto a conguaglio positivo per Edison.
11.2 Transazioni derivanti da operazioni atipiche e/o inusuali
Si precisa che nel corso del 2021 il Gruppo non ha posto in essere operazioni atipiche e/o inusuali, così come definite dalla Comunicazione CONSOB del 28 luglio 2006 n. DEM/6064293.
11.3 Informazioni richieste dalla Legge n.124/2017 art. 1 commi 125-129
Si precisa che non sono indicati nella presente tabella gli incassi 2021 derivanti da certificati verdi, feed-in tariff, certificati bianchi e conto energia in quanto costituiscono un corrispettivo per forniture e servizi resi.
(Valori in euro rappresentati con un “criterio di cassa”)
Si segnala inoltre che al 31 dicembre 2021 la società Edison Stoccaggio Spa non ha in essere alcun debito riguardante i contributi di finanziamento relativi al D.Lgs. 164/2000, concessi dalla Regione Emilia-Romagna, per i giacimenti di S. Potito e Cotignola in relazione al programma di lavori per l’accertamento dell’idoneità alla conversione a stoccaggio di gas naturale degli stessi. Il debito al 31 dicembre 2020, pari a 191 migliaia di euro, è stato interamente rimborsato nel corso del 2021.
Relazione finanziaria 2021Relazione sulla gestione
Bilancio consolidato
Bilancio separato
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FATTI DI RILIEVO AVVENUTI DOPO IL 31 DICEMBRE 2021
Si segnala che nella Gazzetta Ufficiale del 27 gennaio 2022 è stato pubblicato ed è entrato in vigore il Decreto-Legge 27 gennaio 2022, n. 4, cosiddetto “Sostegni-ter”, recante “Misure urgenti in materia di sostegno alle imprese e agli operatori economici, di lavoro, salute e servizi territoriali, connesse all'emergenza da COVID-19, nonché' per il contenimento degli effetti degli aumenti dei prezzi nel settore elettrico”.
Il testo è stato trasmesso al Parlamento per l’avvio dell’iter di conversione in legge che dovrà avvenire entro 60 giorni. Con l’articolo 16 del provvedimento, sono introdotte disposizioni che prevedono un meccanismo di compensazione, calcolato rispetto ai prezzi di riferimento storici e applicato, dal 1° febbraio al 31 dicembre 2022, sull’elettricità immessa in rete impianti a fonti rinnovabili (esclusi gli impianti < 20kW), relativamente agli impianti che beneficiano del Conto Energia e agli impianti alimentati da fonte idroelettrica, solare ed eolica che non accedono a meccanismi di incentivazione.
Con l’entrata in vigore del decreto, ARERA disciplina le modalità attuative entro 30 giorni. A valle di tali modalità attuative verranno valutati gli impatti economici per il Gruppo.
Contenzioso Spalma-incentivi
Con ordinanze in data 13 gennaio e 2 febbraio 2022 la Corte di Cassazione a Sezioni Unite Civili, confermando l’orientamento del Tribunale Superiore delle Acque, ha definitivamente rigettato i ricorsi con cui Edison aveva impugnato i provvedimenti della Regione Lombardia che avevano negato il suo diritto al prolungamento della scadenza delle concessioni di derivazione idroelettrica a fronte dell’intervenuta adesione alla disciplina cd. spalma-incentivi (di cui all’art. 1, comma 3 del Decreto-Legge n. 145/2013, convertito con modificazioni dalla Legge 21 febbraio 2014, n. 9).
A seguito delle menzionate pronunce della Corte di Cassazione, essendo quindi stato escluso che le concessioni idroelettriche debbano essere prolungate in misura corrispondente alla durata rimodulata degli incentivi, è venuto meno il presupposto a cui Edison aveva condizionato la sua adesione alla disciplina spalma incentivi. Pertanto, la Società presenterà al GSE richiesta di rimborso delle somme pari alla differenza tra l’incentivo originariamente spettante agli impianti e le minori somme ricevute a partire dal 2015 per effetto della rimodulazione degli incentivi.
Il potenziale valore economico del contenzioso è positivo per circa 70 milioni di euro.
Milano, 16 febbraio 2022
Per il Consiglio di Amministrazione
L’Amministratore Delegato
Nicola Monti
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AREA DI CONSOLIDAMENTO AL 31 DICEMBRE 2021
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Attestazione del bilancio consolidato ai sensi dell’art. 81-ter del regolamento CONSOB n. 11971 del 14 maggio 1999 e successive modifiche e integrazioni
1. I sottoscritti Nicola Monti in qualità di “Amministratore Delegato”, Didier Calvez e Roberto Buccelli in qualità di “Dirigenti Preposti alla redazione dei documenti contabili societari” della Edison Spa attestano, tenuto anche conto di quanto previsto dall’art. 154-bis, commi 3 e 4, del decreto legislativo 24 febbraio 1998, n. 58:
•l’adeguatezza in relazione alle caratteristiche dell’impresa e
•l’effettiva applicazione,
delle procedure amministrative e contabili per la formazione del bilancio consolidato, nel corso del periodo 1 gennaio – 31 dicembre 2021.
2. Si attesta inoltre che:
2.1. il bilancio consolidato:
a)è redatto in conformità ai principi contabili internazionali applicabili riconosciuti nella Comunità europea ai sensi del regolamento (CE) n. 1606/2002 del Parlamento europeo e del Consiglio, del 19 luglio 2002;
b)corrisponde alle risultanze dei libri e delle scritture contabili;
c)è idoneo a fornire una rappresentazione veritiera e corretta della situazione patrimoniale, economica e finanziaria dell’emittente e dell’insieme delle imprese incluse nel consolidamento;
2.2.la relazione sulla gestione comprende un’analisi attendibile dell’andamento e del risultato della gestione, nonché della situazione dell’emittente e dell’insieme delle imprese incluse nel consolidamento, unitamente alla descrizione dei principali rischi e incertezze cui sono esposti.
Milano, 16 febbraio 2022
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RELAZIONE DELLA SOCIETA’ DI REVISIONE