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IL BILANCIO DELLE SOCIETÀ ENERGETICHE

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IL BILANCIO DELLE SOCIETÀ ENERGETICHE …

IL BILANCIO DELLE SOCIETÀ ENERGETICHE
Specificità del bilancio di una società che produce energia da Fonti Rinnovabili: l’esperienza di Inergia S.p.A.
Milano, 27 novembre 2012
Dott. Gémino Di Giuliano
Head of Administration & Finance

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  • 1. IL BILANCIO DELLE SOCIETÀ ENERGETICHESpecificità del bilancio di una società che produce energia da FontiRinnovabili: l’esperienza di Inergia S.p.A.Milano, 27 novembre 2012Dott. Gémino Di GiulianoHead of Administration & FinanceLinkedIN: link
  • 2. AGENDA DELL’INTERVENTO PRESENTAZIONE DEL GRUPPO INERGIA ATTIVITÀ DI SVILUPPO: TRATTAMENTO DEI COSTI DI PROGETTO CESSIONE DEL PROGETTO: PRINCIPALI ASPETTI FISCALI E CONTRATTUALI ATTIVITÀ DI REALIZZAZIONE: ASPETTI CONTABILI E CONTRATTUALI FINANZA DI PROGETTO: PRINCIPALI ASPETTI CONTABILI E FISCALI DEL LEASING E DEL PROJECT FINANCING ASPETTI CONTABILI NELLE PRINCIPALI ATTIVITÀ DI GESTIONE DEGLI IMPIANTI PANORAMICA SUL BILANCIO CONSOLIDATO 2
  • 3. PRESENTAZIONE DEL GRUPPO INERGIAInergia nasce nel 2003 dalla diversificazione industriale della Santarelli Costruzioni S.p.A. persviluppare, costruire, e gestire impianti eolici e fotovoltaici in Italia e all’estero. Il Gruppo è oggicostituito da 12 società: Inergia S.p.A. (holding) ed 11 SPVs, di cui 5 accolgono impianti già inesercizio ed 1 ha sede all’estero (Romania) Parco del Sole Nord S.r.l. 3
  • 4. GRUPPO: 1 HOLDING, 1 SUBSIDIARY, 10 SPVs Santarelli SILF S.A. Management Costruzioni S.p.A. 51 % 39 % 10 % INERGIA S.P.A. 100 %EOLICO ESTERO SOLARE ALTRO SVILUPPO Parco Eolico Stornarella S.C. Land Inergia Salentino S.r.l. Cerignola Sun S.r.l. Power S.r.l. Sardegna S.r.l. Parco Eolico Inergia Inergia Ordona S.r.l. Sun S.r.l. Sicilia S.r.l. Inergia Parco del Sole Nord Molise S.r.l. S.r.l. Parco Eolico Persone in Organico: > 30 Società di Provenienza: Enel Green Power, Erg, Stornara S.r.l. Età Media: 35 anni Areva, Accenture, Protos, etc. Parco Eolico Expertise: Sviluppo, Realizzazione, O&M, Energy Compliance: Ceritificazione di Bilancio, Mod. di Orta Nova S.r.l. Trading, Project Financing, ecc. Controllo 231, Attest. ISO 9000/14000 4
  • 5. PORTAFOGLIO IMPIANTIIl Gruppo INERGIA al 31 dicembre 2012 avrà circa 150 MW di impianti in esercizio, situatiprevalentemente nella regione Puglia, che consentiranno di produrre annualmente oltre 290.000MWh di energia, per un totale ricavi superiore ai 40 milioni di euro MONTEODORISIO IMPIANTI (*) MW MWh Ricavi - Lecce 3 (Eolico) 36 72.000 10 m/€ PONTE ROTTO - Ponte Rotto (Eolico) 26 52.000 8 m/€ STORNARA - Stornara (Eolico) 12 24.000 4 m/€ ORTA NOVA - Surbo (Eolico) 12 24.000 4 m/€ SURBO LECCE 3 - Orta Nova (Eolico) 55 110.000 16 m/€ - Lecce 2/3 (Solare) 2 2.700 1,2 m/€ - Forcone (Solare) 1 1.350 0,6 m/€ - Terre Nove (Solare) 1 1.350 0,6 m/€ TERRE NOVE - Tarantina (Solare) 1 1.350 0,6 m/€ FORCONE - Lamalunga (Solare) 1 1.350 0,6 m/€ LAMALUNGA - Monteodorisio (Solare) 1 1.300 0,6 m/€ LECCE 2/3 - Quadrone (Solare) 1 1.350 0,6 m/€ TARANTINA Totale 149 292,8 46,8 m/€ QUADRONE Impianti EOLICI (*) Valori prospettici 2013 Impianti FOTOVOLTAICI 5
  • 6. SINTESI DEL BUSINESS MODELIl Gruppo Inergia è in grado di gestire tutte le fasi della Value Chain del settore FER: dallo scouting edanalisi dei dati anemologici fino all’AU; dal finanziamento e realizzazione degli impianti fino alla lorogestione. Il Business Model prevede la titolarità delle AU in capo alla holding, con successivoconferimento di ramo d’azienda agli SPVs una volta sottoscritto li finanziamento e realizzatol’impianto STEP 1 STEP 2 STEP 3 Sviluppo Realizzazione Gestione  Scouting e Focus Sito  Progettazione Esecutiva  Gest. Operativa Impianti  Progett. e Studio Imp. Ambientale  Financial Structuring  Adempimenti Amm.vi e Regolatori  Rapp. Comunità / Enti Locali  Procurement Componenti  Metering e Energy Trading  Pratiche Autorizzative  Project management Determina FASE (2) Componenti di AU BoP Pubblica INERGIA Amm.ne INERGIA Altri Conferimento SUPPLIERs di Ramo EPC/General d’Azienda Contractor SPV Istituti WTGs SPV Finanziatori Financing WTGs Supply SUPPLIER FASE (1) Debt Loan e O&M 6
  • 7. CONTABILITA’ DEI COSTI DI SVILUPPOI costi relativi alla prima fase, volta allo “sviluppo delle attività” in termini di nuove opportunità diinvestimento e consistente nella individuazione del sito, reperimento ed analisi della producibilità eprogettazione, vengono imputati / contabilizzati sul singolo oggetto di costo (con l’ausilio dellacontabilità analitica per “commessa”) secondo il “valore di acquisto”Vista la durata pluriennale delle attività (ottenimento AU mediamente in 5 anni), è necessariotracciare delle “linee guida” per l’individuazione dei costi di sviluppo sostenuti sulle singolecommesse che, destinati ad avere una utilità pluriennale, devono essere rinviati al futuro (rimanenzefinali di “commesse-progetti in corso” o “immobilizzazioni immateriali in corso” secondo IAS 38), edi quelli che invece vengono imputati all’esercizio.I criteri più consoni per la determinazione dei costi rinviabili al futuro devono considerare, oltre allanatura del costo, la ragionevole certezza che i singoli progetti possano portare ad una autorizzazionedefinitiva (es. superamento del procedimento di V.I.A. – Valutazione di Impatto Ambientale). 7
  • 8. TRASFERIMENTO DEL PROGETTO (1/2)Ottenuta l’Autorizzazione a costruire ed esercire l’impianto da parte dell’ente territorialecompetente (Regione) ogni singolo progetto - se ricompreso in un contratto di sviluppo con un enteterzo - può essere “venduto” (con voltura delle autorizzazioni connesse) alla stregua di un bene, opiù correttamente essere identificato “ramo d’azienda”, e come tale essere suscettibile di autonomoconferimento o cessione (artt. 2112 e 2342-2560 c.c.).Ricordiamo che presupposto per configurare il “ramo d’azienda” è la presenza di una entità cheprincipalmente: sia economicamente autonoma; in occasione del trasferimento conservi la sua identità.Conferimento Cessione Ramo d’Azienda Ramo d’Azienda (corrispondente al valore “asseverato” di (Progetto , Aree, Progetto, Aree, Permessi ed AU) Permessi ed AU) Conferente Conferitaria Cedente Cessionaria Quote (S.r.l.) o Denaro Azioni (S.p.A.) Bilancio Bilancio Attività Passività Attività Passività + Azienda / Asset + Azienda / Asset + Debiti Patrimonio Netto Patrimonio Netto + Capitale Sociale 8
  • 9. TRASFERIMENTO DEL PROGETTO (2/2)Gli strumenti attualmente utilizzati per finanziare la realizzazione degli impianti autorizzati sonoquelli della c.d. “Finanza di Progetto” che impongono la costituzione di Società Veicolo (o “SPV”)nelle quali trasferire i singoli progetti o “rami d’azienda”. INERGIA opera tipicamente con lostrumento del “conferimento di ramo d’azienda” (artt.2342 e 2343 c.c.) in neutralità di imposta, cherichiede, tra le altre cose, la redazione di una perizia giurata del valore del ramo a cura di unprofessionista iscritto al registro dei revisori contabili (caso di S.r.l.).Dal punto di vista fiscale la c.d. “neutralità” comporta per la Conferente il non vedersi tassata laplusvalenza (tipicamente molto elevata) e per la Conferitaria la non deducibilità fiscaledell’avviamento (o goodwill) mediante ammortamenti.La struttura è quindi molto premiante dal punto di vista finanziario (trattandosi, in una logica diGruppo e di consolidato fiscale, della stessa entità) a meno che non si benefici di ingenti crediti diimposta pregressi difficilmente recuperabili. 9
  • 10. CONTABILITA’ DEI COSTI DI REALIZZAZIONE (1/2)I costi di realizzazione, rappresentati principalmente dall’acquisto di macchine e dai contratti peropere civili, elettromeccaniche e di connessione, vengono imputati alle singole commesse per mezzodell’utilizzo della contabilità analitica (contabilità per “commesse”). Componenti BoP INERGIA Altri SUPPLIERs EPC/General Contractor Istituti WTGs SPV Finanziatori Financing WTGs Supply SUPPLIER Debt Loan e O&MIn sede di stesura del bilancio di esercizio si rende necessaria una valutazione delle relativerimanenze che terrà conto dei contratti sottostanti e verrà effettuata come segue: in assenza di un contratto di appalto da terzi: al “costo di acquisto”; in presenza di un contratto di appalto da terzi (es. SPV o Società di Leasing) e quindi di “lavori in corso su ordinazione”: secondo il criterio della “percentuale di completamento”.La valutazione delle rimanenze “dei lavori in corso su ordinazione” tiene dunque conto del margine(“mark-up”, che scompare in sede di bilancio consolidato) ed è calcolata come percentuale dicompletamento dell’opera sul totale dei ricavi derivanti dal contratto. 10
  • 11. CONTABILITA’ DEI COSTI DI REALIZZAZIONE (2/2)Questi ricavi saranno però imputati all’esercizio solo al passaggio di proprietà del bene in capo alCommittente, che avviene con il “collaudo” e rilascio del “TOC” (Taking-Over Certificate). Fino adallora le somme ricevute dal Committente vengono iscritte alla voce “acconti”. 11
  • 12. LEASING FINANZIARIO (1/2)Con il contratto di leasing la Società di leasing (concedente) dà in utilizzo ad un altro soggetto(utilizzatore), per un periodo di tempo, un bene (mobile o immobile) dietro pagamento di uncorrispettivo periodico (canone di leasing). All’utilizzatore è attribuita la facoltà di divenireproprietario del bene al termine della locazione, dietro versamento di un prezzo prestabilito (c.d.riscatto). SOCIETA’ DI LEASING SPONSOR (CONCEDENTE) Maxi Canone + Canoni Corresponsione periodici + Riscatto del prezzo Finanziamento a titolo di Equity (tipicamente pari al maxi canone) Fornitura del Bene (di proprietà del FORNITORE Concedente ma in utilizzo SPV (EPC / General alla SPV) (UTILIZZATORE) Contractor)Ai fini della determinazione della competenza economica dei canoni per ciascun esercizio, sisottolinea che tale importo è indipendente da quanto effettivamente pagato o fatturato. L’importodeducibile, per ciascun esercizio, viene infatti determinato come segue (Ris. Min. 9/1740 del13/09/1984): Canoni di competenza = (Maxi Canone iniziale + Canoni periodici) Nr di mesi di durata del Contratto 12
  • 13. LEASING FINANZIARIO (2/2)Ai fini delle imposte dirette (Finanziaria 2008), un’operazione di leasing genera costi fiscalmentededucibili in sede di dichiarazione dei redditi se: il bene oggetto del leasing è strumentale all’esercizio dell’attività imprenditoriale o professionale; ha la durata minima prevista dalla legge, che per i beni immobili varia in relazione al coefficiente di ammortamento del bene:  coefficiente < 3,7% = durata minima fissata in 18 anni;  coefficiente > 3,7% e < 6% = durata minima pari ai 2/3 del periodo di ammortamento;  coefficiente > 6 % = durata minima fissata in 11 anniInoltre dal 01/’08 c’è stata l’equiparazione dei “leasing” ai “finanziamenti”, per cui la deducibilitàdegli oneri finanziari netti (interessi passivi – interessi attivi) inglobati nella rata leasing è anch’essaconsentita in misura massima pari al 30% del ROL.(*) ROL = Valore della produzione - Costi di produzione + Ammortamenti beni materiali e immateriali + canoni di leasing 13
  • 14. PROJECT FINANCE (1/2)Altra forma tipica di finanziamento degli investimenti nel settore delle FER è rappresentato dallaFinanza di Progetto (o Project Finance, PF), un’operazione a lungo termine in cui il ristoro delcapitale e degli interessi è garantito dai flussi di cassa previsti dalla gestione del futuro impianto.Nel PF il focus dello Sponsor e dei Finanziatori del progetto viene posto sulla valutazione di tutti irischi attinenti allo stesso (tecnici, legali, economico-finanziari, ecc.), e sulla definizione di unastruttura contrattuale che delimiti le obbligazioni delle parti che intervengono nell’operazione econsenta di prevedere (e garantire) nella maniera più accurata possibile i futuri “cash flow” alservizio del debito (rispetto “DSCR”, Debt Service Cover Ratio). Service Sponsor O&M / Provider Management Equity Service Profit Plant / Debt/Loan Operational Assets Banks and Suppliers / SPV Investors Debt Service Contractors Market Risk Energy Sales & Hedges Incentives Insurance e Guarantees Insurance Derivative GSE / PPA Companies Dealers Contractor 14
  • 15. PROJECT FINANCE (2/2)In questo scenario i profili contabili e tributari assumono una rilevanza particolare poiché incidonosugli andamenti dei flussi reddituali e finanziari.I principali punti di attenzione, contabili e fiscali, possono essere riassunti come segue: la capitalizzazione degli oneri finanziari maturati in fase di construction (OIC 16): avviene tipicamente fino al TOC dell’impianto, e consente di ridurre le perdite del primo esercizio aumentando la possibilità di dedurre gli interessi; la % di ammortamento dei cespiti: un’aliquota maggiore consente un maggior risparmio fiscale nei primi esercizi, ma riduce al contempo la possibilità di generare utili (way out per la distribuzione allo Sponsor della cassa di progetto in eccesso rispetto al DSCR minimo); l’ammontare di interessi passivi in fase di gestione: sulla base dei disposti della Finanziaria 2008 sono deducibili in misura massima pari al 30% del ROL. Per poterne ottimizzare la gestione si può:  ricorrere al “Consolidato Fiscale”, per i Gruppi di Imprese, sfruttando le % di ROL residuali di altre società appartenenti al Gruppo;  gestire il piano di rimborso “capitale-interessi” (che non ha una struttura c.d. alla “Francese”) in modo da ridurre al massimo il periodo di impatto degli interessi indeducibili (es. maxi rate “bullet” iniziali). 15
  • 16. GESTIONE: RICAVI DA VENDITA ENERGIALe società che operano nel campo delle energie rinnovabili scelgono la modalità di venditadell’energia prodotta tra le seguenti “opzioni principali”: al Gestore dei Servizi Energetici (GSE) attraverso la convenzione di “Ritiro Dedicato”; a terzi grossisti/trader attraverso “contratti bilaterali” (PPA); attraverso le piattaforme di mercato del Gestore dei Mercati Energetici (MPE – Mercati a Pronti; MTE – Mercati a Termine).La valorizzazione dei kWh prodotti può dunque avvenire: ad un prezzo “medio di mercato” (PUN - Prezzo Unico Nazionale; PMZ – Prezzo Medio Zonale); ad un prezzo “amministrato” (PMG – Prezzo Minimo Garantito); ad un prezzo “liberamente concordato” tra produttore ed acquirente.INERGIA cede l’energia prodotta mediante convenzioni RID: la fatturazione avviene mensilmente sullabase delle rilevazioni dei contatori in immissione del gestore di rete (Terna o ENEL), su cui sono statiapposti i sigilli dell’UTF (Ufficio Tecnico di Finanza) territoriale di competenza dopo il rilasciodell’apposita “licenza di officina elettrica”. L’IVA sull’energia è applicata in fattura nella misura parial 10% (Tabella A, D.P.R. 633/72 e successive modifiche della Finanziaria ’04). 16
  • 17. GESTIONE: RICAVI DA CERTIFICATI AMBIENTALI (1/2)I Certificati Verdi (CV) sono una particolare forma di “incentivo pubblico” di cui beneficiano lesocietà che producono energia elettrica e che hanno ottenuto la “qualifica IAFR” (ImpiantoAlimentato da Fonte Rinnovabile).Non si tratta dunque di “ricavi da vendite/prestazioni” ma di “contributi in conto esercizio” chematurano all’atto della produzione dell’energia, ma che possono essere “commercializzati” (ovveroresi liquidi) nel momento in cui si conclude il seguente ciclo: l’energia viene prodotta e tracciata dai contatori fiscali UTF (con iscrizione negli appositi registri ufficiali); il produttore, qualificato IAFR, inoltra domanda di emissione (a “preventivo” o “consuntivo”) all’ente che gestisce l’incentivo (GSE); il GSE, dopo aver verificato la richiesta, accredita i CV sul “conto proprietà” del produttore.A questo punto il produttore può procedere alla vendita dei CV, con applicazione di una aliquota IVApari al 21% essendo qualificate “prestazioni di servizi”, attraverso tre canali: il mercato “borsistico” organizzato dal GME (PCV – Piattaforma di Mercato dei Certificati Verdi), dove i prezzi si formano dall’incrocio tra “domanda ed offerta”; degli scambi bilaterali, ad un prezzo “liberamente concordato” tra le parti, da perfezionare su piattaforma GME (PBCV – Piattaforma di Registrazione Transazioni Bilaterali dei Certificati Verdi ); la richiesta annuale di ritiro garantito del GSE ad un “prezzo amministrato” (pCV = (180 – pEEn-1) * 0,78) come da Decreto Ministeriale FER 06/07/2012.N.B.: i Certificati Verdi, che avranno validità fino al 2015 per gli impianti che già ne beneficiano oche saranno connessi entro il 31/12/12, a partire dall’anno 2013 saranno sostituiti da una feed-intariff assegnata con meccanismo d’asta. 17
  • 18. GESTIONE: RICAVI DA CERTIFICATI AMBIENTALI (2/2)Sono dunque molti i dubbi che sorgono in relazione al “momento” della rilevazione, al “valore” daconsiderare per la rilevazione ed ai “conti” da imputare contabilmente. A tal proposito l’OIC hapubblicato il 06 febbraio u.s. un documento di consultazione per l’emissione di nuovi principi inmateria. Il documento, in estrema sintesi, riporta le seguenti linee guida: i contributi da certificati verdi sono rilevati in bilancio per competenza (Conto Economico - A5) Altri ricavi), in corrispondenza dell’esercizio in cui ha luogo la produzione di energia (momento in cui sorge il diritto a riceverli); per i certificati venduti in corso d’esercizio la società iscrive in conto economico il corrispettivo percepito, in contropartita della rilevazione nello stato patrimoniale di crediti commerciali (Stato Patrimoniale CII.1) Crediti verso clienti); per i certificati maturati, ma non venduti al termine dell’esercizio, la società iscrive nel conto economico i contributi spettanti sulla base dell’energia effettivamente prodotta – valorizzati al prezzo di ritiro garantito del GSE – in contropartita della rilevazione in stato patrimoniale di un credito verso lo stesso GSE (Stato Patrimoniale CII.5) Crediti verso altri); se una parte dei certificati verdi ricevuti a preventivo, e venduti nel corso dell’esercizio di competenza, non risulta maturata alla fine dell’esercizio stesso, la società rileva un risconto passivo (ricavi anticipati) in misura pari alla quota di competenza dell’esercizio successivo; se la vendita dei certificati verdi avviene dopo la chiusura dell’esercizio di competenza, e si rileva un prezzo diverso rispetto a quello di imputazione a bilancio, la società iscrive in conto economico una sopravvenienza attiva (Conto Economico A5) Altri ricavi) o passiva (Conto Economico B14) Oneri diversi di gestione). 18
  • 19. GESTIONE: CONTRIBUTI DA CONTO ENERGIACome per il settore eolico, anche per il settore fotovoltaico è previsto un sistema di incentivazionerappresentato dal c.d. “Conto Energia”. Si tratta di importi che il GSE eroga direttamente alproduttore dopo che quest’ultimo ha alimentato l’apposito portale di comunicazione con i datidell’energia immessa in rete nel periodo di riferimento.Anche il Conto Energia, come per i certificati verdi, è quindi un contributo in “conto esercizio” e,come tale deve essere indicato in bilancio tra gli “Altri ricavi e proventi”, in contropartita di uncredito verso il GSE da iscrivere in stato patrimoniale per la quota parte di contributi non ancoraincassati al termine dell’esercizio. Non trattandosi di “crediti commerciali” questi importi devonoessere indicati tra i crediti “verso altri” dell’attivo circolante.I contributi “Conto Energia” vengono rilevati in bilancio per competenza, in corrispondenzadell’esercizio in cui ha luogo la produzione di energia, e vengono liquidati dal GSE 60 giorni dopo laloro maturazione, occasione in cui il Gestore dei Servizi Energetici opera una ritenuta d’acconto parial 4%. A differenza dei Certificati Verdi il Conto Energia non è soggetto ad IVA.Il Conto Energia non dà luogo a dubbi interpretativi relativamente ai prezzi di imputazione: ogniimpianto che ha avuto accesso a tale incentivo ha infatti diritto alla stessa identica tariffa per unperiodo di 20 anni. 19
  • 20. GESTIONE: ROBIN TAXLa “Robin Tax” è stata introdotta nel nostro ordinamento con il Decreto Legge 25 giugno 2008, n.112 convertito con la Legge 6 agosto 2008, n. 133, che ha disposto una maggiorazione dell’aliquotaIRES a carico di alcune categorie di operatori economici attivi nel settore dell’energia.Con il Decreto Legge 13 agosto 2011, n. 138, convertito con la Legge 14 settembre 2011 n. 148, èstato apportato un inasprimento dell’addizionale IRES introdotta nel 2008 ed una estensione deisoggetti passivi. La “nuova” Robin Tax, nel dettaglio, prevede: l’aumento dell’addizionale IRES dal 6,5% al 10,5% per i periodi d’imposta 2011, 2012 e 2013: l’incremento dell’aliquota è temporaneo in quanto l’aumento del 4% opera solo per i tre periodi d’imposta successivi a quello in corso al 31 dicembre 2010 l’estensione dell’ambito dei soggetti incisi dal prelievo includendo, tra i nuovi contribuenti, anche tutte le imprese produttrici di energia elettrica da fonti rinnovabili (fino ad oggi escluse); la modifica in diminuzione dei limiti quantitativi che danno luogo all’assoggettamento all’addizionale: il prelievo si applica se, nel precedente periodo di imposta, contemporaneamente: i ricavi eccedono 10 milioni di euro ed il reddito imponibile supera 1 milione di euro la conferma del divieto in capo agli operatori economici dei settori interessati dall’imposizione di traslare l’onere della maggiorazione d’imposta sui prezzi al consumo.Per gli operatori del settore FER è diventato dunque strategico rivedere, prima della lorocostruzione, la dimensione degli impianti, analizzandone nel dettaglio il conto economicoprospettico. 20
  • 21. CONSOLIDATO: PRINCIPALI ELISIONI (1/2)Oltre alle elisioni e alle rettifiche tipiche di ogni bilancio consolidato (partecipazioni, crediti e debitiinfragruppo) le società del settore FER si trovano spesso a dover gestire una serie di scritture direttifica ed elisione derivanti da operazioni straordinarie come il conferimento di ramo d’azienda o lefatturazioni infragruppo per contratti Turn Key/EPC o BoP (Balance of Plant). Conferimento di “Ramo d‘Azienda” (eliminazione avviamento e rettifica ammortamenti): Forniture / Appalti “infragruppo” (giroconto dei ricavi a incrementi di immobilizzazioni per lavorazioni interne); 21
  • 22. CONSOLIDATO: PRINCIPALI ELISIONI (2/2) Forniture / Appalti “infragruppo” (eliminazione dei margini e degli ammortamenti sui margini); Forniture / Appalti vs Leasing con concessione in utilizzo dell’impianto ad SPVs appartenenti al Gruppo: in questo caso si configura l’assimilabilità al “Lease-back”, e dunque vanno rilevati i risconti passivi relativi ai margini da appalto conseguiti, successivamente re-imputati a CE nel corso della vita del bene. 22
  • 23. INERGIA S.p.A. Gémino Di Giuliano Via del Tritone 125, Roma (RM) Phone: +39 06 977.46380 Fax: +39 06 06 977.46381E-Mail: gemino.digiuliano@inergia.it Home Page: www.inergia.it LinkedIN: link 23