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

1. 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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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
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3. PRESENTAZIONE DEL GRUPPO INERGIA
Inergia nasce nel 2003 dalla diversificazione industriale della Santarelli Costruzioni S.p.A. per
sviluppare, costruire, e gestire impianti eolici e fotovoltaici in Italia e all’estero. Il Gruppo è oggi
costituito da 12 società: Inergia S.p.A. (holding) ed 11 SPVs, di cui 5 accolgono impianti già in
esercizio ed 1 ha sede all’estero (Romania)
Parco del
Sole Nord S.r.l.
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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
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5. PORTAFOGLIO IMPIANTI
Il Gruppo INERGIA al 31 dicembre 2012 avrà circa 150 MW di impianti in esercizio, situati
prevalentemente nella regione Puglia, che consentiranno di produrre annualmente oltre 290.000
MWh 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
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6. SINTESI DEL BUSINESS MODEL
Il Gruppo Inergia è in grado di gestire tutte le fasi della Value Chain del settore FER: dallo scouting ed
analisi dei dati anemologici fino all’AU; dal finanziamento e realizzazione degli impianti fino alla loro
gestione. Il Business Model prevede la titolarità delle AU in capo alla holding, con successivo
conferimento di ramo d’azienda agli SPVs una volta sottoscritto li finanziamento e realizzato
l’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
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7. CONTABILITA’ DEI COSTI DI SVILUPPO
I costi relativi alla prima fase, volta allo “sviluppo delle attività” in termini di nuove opportunità di
investimento e consistente nella individuazione del sito, reperimento ed analisi della producibilità e
progettazione, vengono imputati / contabilizzati sul singolo oggetto di costo (con l’ausilio della
contabilità analitica per “commessa”) secondo il “valore di acquisto”
Vista la durata pluriennale delle attività (ottenimento AU mediamente in 5 anni), è necessario
tracciare delle “linee guida” per l’individuazione dei costi di sviluppo sostenuti sulle singole
commesse che, destinati ad avere una utilità pluriennale, devono essere rinviati al futuro (rimanenze
finali di “commesse-progetti in corso” o “immobilizzazioni immateriali in corso” secondo IAS 38), e
di quelli che invece vengono imputati all’esercizio.
I criteri più consoni per la determinazione dei costi rinviabili al futuro devono considerare, oltre alla
natura del costo, la ragionevole certezza che i singoli progetti possano portare ad una autorizzazione
definitiva (es. superamento del procedimento di V.I.A. – Valutazione di Impatto Ambientale).
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8. TRASFERIMENTO DEL PROGETTO (1/2)
Ottenuta l’Autorizzazione a costruire ed esercire l’impianto da parte dell’ente territoriale
competente (Regione) ogni singolo progetto - se ricompreso in un contratto di sviluppo con un ente
terzo - può essere “venduto” (con voltura delle autorizzazioni connesse) alla stregua di un bene, o
più correttamente essere identificato “ramo d’azienda”, e come tale essere suscettibile di autonomo
conferimento o cessione (artt. 2112 e 2342-2560 c.c.).
Ricordiamo che presupposto per configurare il “ramo d’azienda” è la presenza di una entità che
principalmente:
 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
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9. TRASFERIMENTO DEL PROGETTO (2/2)
Gli strumenti attualmente utilizzati per finanziare la realizzazione degli impianti autorizzati sono
quelli 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 lo
strumento del “conferimento di ramo d’azienda” (artt.2342 e 2343 c.c.) in neutralità di imposta, che
richiede, tra le altre cose, la redazione di una perizia giurata del valore del ramo a cura di un
professionista 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 la
plusvalenza (tipicamente molto elevata) e per la Conferitaria la non deducibilità fiscale
dell’avviamento (o goodwill) mediante ammortamenti.
La struttura è quindi molto premiante dal punto di vista finanziario (trattandosi, in una logica di
Gruppo e di consolidato fiscale, della stessa entità) a meno che non si benefici di ingenti crediti di
imposta pregressi difficilmente recuperabili.
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10. CONTABILITA’ DEI COSTI DI REALIZZAZIONE (1/2)
I costi di realizzazione, rappresentati principalmente dall’acquisto di macchine e dai contratti per
opere civili, elettromeccaniche e di connessione, vengono imputati alle singole commesse per mezzo
dell’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&M
In sede di stesura del bilancio di esercizio si rende necessaria una valutazione delle relative
rimanenze 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 di
completamento dell’opera sul totale dei ricavi derivanti dal contratto.
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11. CONTABILITA’ DEI COSTI DI REALIZZAZIONE (2/2)
Questi ricavi saranno però imputati all’esercizio solo al passaggio di proprietà del bene in capo al
Committente, che avviene con il “collaudo” e rilascio del “TOC” (Taking-Over Certificate). Fino ad
allora le somme ricevute dal Committente vengono iscritte alla voce “acconti”.
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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 un
corrispettivo periodico (canone di leasing). All’utilizzatore è attribuita la facoltà di divenire
proprietario 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, si
sottolinea che tale importo è indipendente da quanto effettivamente pagato o fatturato. L’importo
deducibile, per ciascun esercizio, viene infatti determinato come segue (Ris. Min. 9/1740 del
13/09/1984):
Canoni di competenza = (Maxi Canone iniziale + Canoni periodici)
Nr di mesi di durata del Contratto
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13. LEASING FINANZIARIO (2/2)
Ai fini delle imposte dirette (Finanziaria 2008), un’operazione di leasing genera costi fiscalmente
deducibili 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 anni
Inoltre dal 01/’08 c’è stata l’equiparazione dei “leasing” ai “finanziamenti”, per cui la deducibilità
degli oneri finanziari netti (interessi passivi – interessi attivi) inglobati nella rata leasing è anch’essa
consentita in misura massima pari al 30% del ROL.
(*) ROL = Valore della produzione - Costi di produzione + Ammortamenti beni materiali e immateriali + canoni di leasing
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14. PROJECT FINANCE (1/2)
Altra forma tipica di finanziamento degli investimenti nel settore delle FER è rappresentato dalla
Finanza di Progetto (o Project Finance, PF), un’operazione a lungo termine in cui il ristoro del
capitale 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 i
rischi attinenti allo stesso (tecnici, legali, economico-finanziari, ecc.), e sulla definizione di una
struttura contrattuale che delimiti le obbligazioni delle parti che intervengono nell’operazione e
consenta di prevedere (e garantire) nella maniera più accurata possibile i futuri “cash flow” al
servizio 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
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15. PROJECT FINANCE (2/2)
In questo scenario i profili contabili e tributari assumono una rilevanza particolare poiché incidono
sugli 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).
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16. GESTIONE: RICAVI DA VENDITA ENERGIA
Le società che operano nel campo delle energie rinnovabili scelgono la modalità di vendita
dell’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 sulla
base delle rilevazioni dei contatori in immissione del gestore di rete (Terna o ENEL), su cui sono stati
apposti i sigilli dell’UTF (Ufficio Tecnico di Finanza) territoriale di competenza dopo il rilascio
dell’apposita “licenza di officina elettrica”. L’IVA sull’energia è applicata in fattura nella misura pari
al 10% (Tabella A, D.P.R. 633/72 e successive modifiche della Finanziaria ’04).
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17. GESTIONE: RICAVI DA CERTIFICATI AMBIENTALI (1/2)
I Certificati Verdi (CV) sono una particolare forma di “incentivo pubblico” di cui beneficiano le
società che producono energia elettrica e che hanno ottenuto la “qualifica IAFR” (Impianto
Alimentato da Fonte Rinnovabile).
Non si tratta dunque di “ricavi da vendite/prestazioni” ma di “contributi in conto esercizio” che
maturano all’atto della produzione dell’energia, ma che possono essere “commercializzati” (ovvero
resi 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 IVA
pari 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 o
che saranno connessi entro il 31/12/12, a partire dall’anno 2013 saranno sostituiti da una feed-in
tariff 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” da
considerare per la rilevazione ed ai “conti” da imputare contabilmente. A tal proposito l’OIC ha
pubblicato il 06 febbraio u.s. un documento di consultazione per l’emissione di nuovi principi in
materia. 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 ENERGIA
Come per il settore eolico, anche per il settore fotovoltaico è previsto un sistema di incentivazione
rappresentato dal c.d. “Conto Energia”. Si tratta di importi che il GSE eroga direttamente al
produttore dopo che quest’ultimo ha alimentato l’apposito portale di comunicazione con i dati
dell’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 un
credito verso il GSE da iscrivere in stato patrimoniale per la quota parte di contributi non ancora
incassati al termine dell’esercizio. Non trattandosi di “crediti commerciali” questi importi devono
essere indicati tra i crediti “verso altri” dell’attivo circolante.
I contributi “Conto Energia” vengono rilevati in bilancio per competenza, in corrispondenza
dell’esercizio in cui ha luogo la produzione di energia, e vengono liquidati dal GSE 60 giorni dopo la
loro maturazione, occasione in cui il Gestore dei Servizi Energetici opera una ritenuta d’acconto pari
al 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: ogni
impianto che ha avuto accesso a tale incentivo ha infatti diritto alla stessa identica tariffa per un
periodo di 20 anni.
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20. GESTIONE: ROBIN TAX
La “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’aliquota
IRES 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, è
stato apportato un inasprimento dell’addizionale IRES introdotta nel 2008 ed una estensione dei
soggetti 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 loro
costruzione, la dimensione degli impianti, analizzandone nel dettaglio il conto economico
prospettico.
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21. CONSOLIDATO: PRINCIPALI ELISIONI (1/2)
Oltre alle elisioni e alle rettifiche tipiche di ogni bilancio consolidato (partecipazioni, crediti e debiti
infragruppo) le società del settore FER si trovano spesso a dover gestire una serie di scritture di
rettifica ed elisione derivanti da operazioni straordinarie come il conferimento di ramo d’azienda o le
fatturazioni 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);
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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.
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23. INERGIA S.p.A.
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