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Forma e contenuto del Bilancio consolidato\nLa societ\u00e0 Enel SpA ha sede in Italia, a Roma, in viale Regina\nMargherita 137 ed \u00e8 quotata, dal 1999, alla Borsa di Milano.\nNel corso del 2021 non risultano cambiamenti nella deno-\nminazione sociale.\nEnel \u00e8 una multinazionale dell\u2019energia e uno dei principali\noperatori integrati globali nei se\ue61dori dell\u2019ele\ue61dricit\u00e0 e del gas, \ncon un pa\ue61eicolare focus su Europa e America Latina.\nIl Bilancio consolidato della Societ\u00e0 per l\u2019esercizio chiuso al\n31 dicembre 2021 comprende i bilanci di Enel SpA e del-\nle sue controllate, la quota di pa\ue61eecipazione del Gruppo in\nsociet\u00e0 collegate e joint venture, nonch\u00e9 la quota di a\ue61divit\u00e0,\npassivit\u00e0, costi e ricavi delle joint operation (il Gruppo).\nL\u2019elenco delle societ\u00e0 controllate, collegate, joint venture e\njoint operation incluse nell\u2019area di consolidamento \u00e8 ripor-\ntato in allegato.\nIl presente Bilancio consolidato \u00e8 stato approvato e ne \u00e8 sta-\nta autorizzata la pubblicazione dal Consiglio di Amministra-\nzione in data 17 marzo 2022.\nIl presente Bilancio \u00e8 assogge\ue61dato a revisione legale da par-\nte di KPMG SpA.\nBase di presentazione\nIl Bilancio consolidato relativo all\u2019esercizio chiuso al 31 di-\ncembre 2021 \u00e8 stato predisposto in conformit\u00e0 ai princ\u00edpi\ncontabili internazionali (International Accounting Stan-\ndards - IAS e International Financial Repo\ue61ding Standards \n- IFRS) emanati dall\u2019International Accounting Standards \nBoard (IASB), alle interpretazioni dell\u2019IFRS Interpreta-\ntions Commi\ue61dee (IFRSIC) e dello Standing Interpretations\nCommi\ue61dee (SIC), riconosciuti nell\u2019Unione Europea ai sensi\ndel regolamento (CE) n. 1606/2002 e in vigore alla chiu-\nsura dell\u2019esercizio. L\u2019insieme di tu\ue61di i princ\u00edpi e interpre-\ntazioni di riferimento sopraindicati \u00e8 di seguito de\ue61cnito\n\u201cIFRS-EU\u201d.\nIl presente Bilancio consolidato \u00e8 stato predisposto in at-\ntuazione del comma 3 dell\u2019a\ue61e. 9 del decreto legislativo n. \n38 del 28 febbraio 2005.\nIl Bilancio consolidato \u00e8 costituito dal Conto economico\nconsolidato, dal Prospe\ue61do di Conto economico consoli-\ndato complessivo, dallo Stato patrimoniale consolidato,\ndal Prospe\ue61do delle variazioni del patrimonio ne\ue61do con-\nsolidato, dal Rendiconto \ue61cnanziario consolidato, nonch\u00e9 \ndalle relative Note di commento.\nNello Stato patrimoniale consolidato la classi\ue61ccazione delle\na\ue61divit\u00e0 e passivit\u00e0 \u00e8 e\ue61ae\ue61duata secondo il criterio \u201ccorren-\nte/non corrente\u201d con separata presentazione delle a\ue61divit\u00e0\nclassi\ue61ccate come possedute per la vendita e delle passivit\u00e0\nincluse in un gruppo in dismissione classi\ue61ccato come pos-\nseduto per la vendita. Le a\ue61divit\u00e0 correnti, che includono le\ndisponibilit\u00e0 liquide e i mezzi equivalenti, sono quelle desti-\nnate a essere realizzate, cedute o consumate nel normale\nciclo operativo del Gruppo; le passivit\u00e0 correnti sono quelle\nper le quali \u00e8 prevista l\u2019estinzione nel normale ciclo operativo\ndel Gruppo.\nIl Conto economico consolidato presenta una classi\ue61cca-\nzione dei costi in base alla loro natura, con separata pre-\nsentazione dell\u2019utile (perdita) ne\ue61do delle continuing opera-\ntions e di quello delle discontinued operations a\ue61dribuibile\nagli azionisti della Capogruppo e ai terzi.\nIl Rendiconto \ue61cnanziario consolidato \u00e8 preparato utiliz-\nzando il metodo indire\ue61do, con separata presentazione del\n\ue61busso di cassa da a\ue61divit\u00e0 operativa, da a\ue61divit\u00e0 di investi-\nmento e da a\ue61divit\u00e0 di \ue61cnanziamento associato alle discon-\ntinued operations.\nIn pa\ue61eicolare, seppur nella classi\ue61ccazione delle voci il\nGruppo non si discosti da quanto previsto dallo IAS 7, si\nprecisa quanto segue:\n\u2022 nei \ue61bussi di cassa da a\ue61divit\u00e0 operativa si ripo\ue61eano, oltre ai \n\ue61bussi di cassa rivenienti dalla gestione cara\ue61deristica, gli in-\nteressi sui \ue61cnanziamenti concessi e o\ue61denuti, nonch\u00e9 i di-\nvidendi ricevuti dalle societ\u00e0 collegate o da joint venture;\n\u2022 le a\ue61divit\u00e0 di investimento/includono gli investimenti in \na\ue61divit\u00e0 materiali e immateriali e le relative dismissioni,\nnonch\u00e9 in a\ue61divit\u00e0 derivanti da contra\ue61di con i clienti ri-\nferite ad accordi per servizi in concessione. Includono\naltres\u00ec gli e\ue61ae\ue61di delle aggregazioni aziendali in cui il\nGruppo acquisisce o perde il controllo di societ\u00e0 e altri\ninvestimenti minori;\n\u2022 nei \ue61bussi da a\ue61divit\u00e0 di \ue61cnanziamento sono invece inclusi i \n\ue61bussi di cassa originati da operazioni di liability manage-\nment e leasing, i dividendi e gli acconti sui dividendi pagati \nagli azionisti della Capogruppo e ai terzi, nonch\u00e9 gli e\ue61ae\ue61di\ndi operazioni su interessenze di terzi che non modi\ue61ccano \nlo status di controllo delle societ\u00e0 interessate;\n\n\u2022 si esplicita in una voce separata l\u2019e\ue61ae\ue61do cambio sulle \ndisponibilit\u00e0 liquide e mezzi equivalenti e si stornano,\nquindi, integralmente gli e\ue61ae\ue61di di Conto economico in\nmodo da neutralizzare il loro e\ue61ae\ue61do nel cash \ue61bow da at-\ntivit\u00e0 operativa.\nPer maggiori de\ue61dagli sui \ue61bussi di cassa del Rendiconto \ue61c-\nnanziario, si rimanda alla nota relativa ai \u201cFlussi \ue61cnanziari\u201d\ndella Relazione sulla gestione.\nIl Bilancio consolidato \u00e8 reda\ue61do nella prospe\ue61diva della conti-\nnuit\u00e0 aziendale applicando il metodo del costo storico, a ec-\ncezione delle voci di bilancio che secondo gli IFRS-EU sono\nrilevate al fair value, come indicato nei criteri di valutazione\ndelle singole voci, e delle a\ue61divit\u00e0 non correnti e dei gruppi in\ndismissione classi\ue61ccati come posseduti per la vendita che\nsono valutati al minore tra il valore contabile e il fair value al\nne\ue61do dei costi di vendita.\nLa valuta utilizzata dal Gruppo per la presentazione del Bi-\nlancio consolidato \u00e8 l\u2019euro, valuta funzionale della Capo-\ngruppo Enel SpA; tu\ue61di i valori sono espressi in milioni di euro,\ntranne quando diversamente indicato.\nIl Conto economico consolidato, lo Stato patrimoniale con-\nsolidato e il Rendiconto \ue61cnanziario consolidato ripo\ue61eano le\noperazioni con pa\ue61ei correlate, la cui de\ue61cnizione \u00e8 ripo\ue61eata\nnella nota 2.2 \u201cPrinc\u00edpi contabili signi\ue61ccativi\u201d.\nIl Bilancio consolidato fornisce informativa comparativa del\nprecedente esercizio.\n",
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"value": "\nLa vita utile delle migliorie su beni di terzi \u00e8 determinata\nsulla base della durata del contra\ue61do di locazione o, se in-\nferiore, della durata dei benef\u00edci derivanti dalla miglioria\nstessa.\nI terreni non sono ammo\ue61eizzati in quanto elementi a vita\nutile illimitata.\nI beni rilevati nell\u2019ambito degli immobili, impianti e macchi-\nnari sono eliminati contabilmente al momento della loro\ndismissione (ossia, alla data in cui il destinatario o\ue61diene il\ncontrollo) oppure quando nessun bene\ue61ccio economico\nfuturo \u00e8 a\ue61deso dal loro utilizzo o dismissione. L\u2019eventua-\nle utile o perdita, rilevato a Conto economico, \u00e8 calcolato\ncome di\ue61aerenza tra i corrispe\ue61divi ne\ue61di della dismissione,\ndeterminati secondo le previsioni dell\u2019IFRS 15 in merito al\nprezzo dell\u2019operazione, e il valore ne\ue61do contabile dei beni\neliminati.\nBeni gratuitamente devolvibili\nGli impianti del Gruppo includono beni gratuitamente de-\nvolvibili asserviti alle concessioni prevalentemente riferi-\nbili alle grandi derivazioni di acque e alle aree demaniali \ndestinate all\u2019esercizio degli impianti di produzione termo-\nele\ue61drica.\nNel contesto regolatorio italiano vigente \ue61cno al 2011, alle\ndate di scadenza delle concessioni, salvo loro rinnovo, tut-\nte le opere di raccolta e di regolazione, le condo\ue61de forzate,\ni canali di scarico e gli impianti che insistono su aree de-\nmaniali, avrebbero dovuto essere devoluti gratuitamente\nallo Stato, in condizione di regolare funzionamento. Con-\nseguentemente, gli ammo\ue61eamenti dei beni gratuitamente\ndevolvibili risultavano commisurati sulla base della minore\ntra la durata della concessione e la vita utile del bene. A se-\nguito delle modi\ue61cche normative introdo\ue61de con la legge n.\n134 del 7 agosto 2012, i beni precedentemente quali\ue61ccati\ncome \u201cgratuitamente devolvibili\u201d asserviti alle concessioni\ndi derivazione d\u2019acqua a uso idroele\ue61drico sono ora con-\nsiderati alla stregua delle altre categorie di \u201cImmobili, im-\npianti e macchinari\u201d, e pe\ue61eanto, ammo\ue61eizzati lungo la vita\nutile (laddove questa ecceda la scadenza della concessio-\nne), come gi\u00e0 illustrato in sede di commento del prece-\ndente punto \u201cValore ammo\ue61eizzabile di alcuni elementi de-\ngli impianti della \ue61cliera idroele\ue61drica italiana a seguito della\nlegge n. 134/2012\u201d, cui si rimanda per maggiori de\ue61dagli.\nIn accordo con le leggi n. 29/1985 e n. 46/1999, anche le\ncentrali idroele\ue61driche in territorio spagnolo operano in re-\ngime di concessione amministrativa, al termine della quale\ngli impianti verranno riconsegnati allo Stato in condizione\ndi regolare funzionamento. La scadenza di tali concessioni\nsi estende \ue61cno al 2067.\nTalune societ\u00e0 operanti nella generazione in America Lati-\nna sono titolari di concessioni amministrative le cui condi-\nzioni risultano analoghe a quelle applicabili in base al regi-\nme concessorio spagnolo. La scadenza di tali concessioni\nsi estende al 2071.\nInfrastru\ue61eure asservite a una concessione che non\nrientrano nell\u2019ambito di applicazione dell\u2019\u201cIFRIC 12 -\nAccordi per servizi in concessione\u201d\nPer quanto riguarda la distribuzione di energia ele\ue61drica, il\nGruppo \u00e8 concessionario in Italia di tale servizio. La con-\ncessione, a\ue61dribuita dal Ministero dello Sviluppo Economi-\nco, \u00e8 a titolo gratuito e scade il 31 dicembre 2030. Qua-\nlora, alla scadenza, la concessione non venisse rinnovata,\nil concedente dovr\u00e0 corrispondere un indennizzo per il\nrisca\ue61do. Il prede\ue61do indennizzo sar\u00e0 determinato d\u2019intesa\ntra le pa\ue61ei secondo adeguati criteri valutativi, basati sia sul\nvalore patrimoniale dei beni ogge\ue61do del risca\ue61do sia sulla\nredditivit\u00e0 degli stessi.\nNella determinazione dell\u2019indennizzo, l\u2019elemento reddi-\ntuale dei beni ogge\ue61do del risca\ue61do sar\u00e0 rappresentato dal\nvalore a\ue61dualizzato dei \ue61bussi di cassa futuri. Le infrastru\ue61du-\nre asservite all\u2019esercizio della prede\ue61da concessione sono\ndi propriet\u00e0 e nella disponibilit\u00e0 del concessionario; sono\niscri\ue61de alla voce \u201cImmobili, impianti e macchinari\u201d e sono\nammo\ue61eizzate lungo la loro vita utile. \nIl Gruppo opera altres\u00ec in regime di concessione ammini-\nstrativa nella distribuzione di energia ele\ue61drica in altri Paesi\n(tra cui Spagna e Romania); tali concessioni garantiscono\nil diri\ue61do a costruire e gestire le reti di distribuzione per un\norizzonte temporale inde\ue61cnito.\nInfrastru\ue61eure rientranti nell\u2019ambito di\napplicazione dell\u2019\u201cIFRIC 12 - Accordi per\nservizi in concessione\u201d\nIn un accordo per servizi in concessione \u201cpublic-to-pri-\nvate\u201d rientrante nell\u2019ambito di applicazione dell\u2019\u201cIFRIC 12\n- Accordi per servizi in concessione\u201d, il concessionario\n(\u201coperator\u201d) presta un servizio, in accordo con i termini\ncontra\ue61duali, realizzando o migliorando l\u2019infrastru\ue61dura uti-\nlizzata per la fornitura del servizio di cara\ue61dere pubblico\ne/o gestendo e mantenendo l\u2019infrastru\ue61dura per il periodo\ndella concessione.\nIl Gruppo, in qualit\u00e0 di concessionario, non contabilizza le\ninfrastru\ue61dure rientranti nell\u2019ambito di applicazione dell\u2019I-\nFRIC 12 tra gli \u201cImmobili, impianti e macchinari\u201d; il Gruppo\nrileva e misura i ricavi per i servizi che esegue in conformi-\nt\u00e0 con l\u2019IFRS 15. In pa\ue61eicolare, secondo le cara\ue61deristiche\ndell\u2019accordo per servizi in concessione, quando il Gruppo\nfornisce servizi per la realizzazione o il miglioramento, ri-\nleva:\n\u2022 a\ue61divit\u00e0 \ue61cnanziarie, se il Gruppo ha un diri\ue61do contrat-\ntuale incondizionato a ricevere disponibilit\u00e0 liquide o\nun\u2019altra a\ue61divit\u00e0 \ue61cnanziaria dal concedente (o da terzi, in\nbase alle dire\ue61dive del concedente) e quest\u2019ultimo non\nha la possibilit\u00e0 di evitarne il pagamento. In questo caso\nil concedente \u00e8 impegnato contra\ue61dualmente a paga-\nre al concessionario impo\ue61ei speci\ue61ccati o determinabili,\noppure la di\ue61aerenza tra gli impo\ue61ei ricevuti dagli utenti\ndel servizio pubblico e gli impo\ue61ei speci\ue61ccati o determi-\n\nnabili (stabiliti dall\u2019accordo) e tali pagamenti sono indi-\npendenti dall\u2019utilizzo dell\u2019infrastru\ue61dura; e/o\n\u2022 a\ue61divit\u00e0 immateriali, se il Gruppo o\ue61diene il diri\ue61do (licenza) \ndi far pagare gli utenti del servizio pubblico. In questo \ncaso, il concessionario non vanta un diri\ue61do incondizio-\nnato a ricevere disponibilit\u00e0 liquide in quanto gli impo\ue61ei\ndipendono dalla misura in cui gli utenti utilizzano il ser-\nvizio.\nSe il Gruppo, in qualit\u00e0 di concessionario, vanta un diri\ue61do\ncontra\ue61duale a ricevere un\u2019a\ue61divit\u00e0 immateriale (il diri\ue61do a\nfar pagare gli utenti del servizio pubblico), gli oneri \ue61cnan-\nziari riconducibili all\u2019accordo sono capitalizzabili secondo \nle modalit\u00e0 descri\ue61de nella nota 18 \u201cImmobili, impianti e\nmacchinari\u201d.\nTu\ue61davia, per i servizi relativi alla realizzazione/migliora-\nmento, entrambe le tipologie di corrispe\ue61divo sono gene-\nralmente classi\ue61ccate come a\ue61divit\u00e0 derivanti da contra\ue61di \ncon i clienti durante il periodo di realizzazione/migliora-\nmento.\nPer maggiori de\ue61dagli circa tali corrispe\ue61divi, si rimanda alla\nnota 10.a \u201cRicavi delle vendite e delle prestazioni\u201d.\nLeasing\nIl Gruppo detiene immobili, impianti e macchinari utilizzati\nnello svolgimento della propria a\ue61divit\u00e0 aziendale, a\ue61dra-\nverso contra\ue61di di leasing. Alla data di inizio del leasing il\nGruppo determina se il contra\ue61do \u00e8, o contiene, un leasing.\nIl Gruppo applica la de\ue61cnizione di leasing prevista dall\u2019IFRS\n16 ai contra\ue61di stipulati o modi\ue61ccati il 1\u00b0 gennaio 2019 o\nin data successiva; tale de\ue61cnizione \u00e8 soddisfa\ue61da quando\nil contra\ue61do trasferisce il diri\ue61do di controllare l\u2019utilizzo di\nun\u2019a\ue61divit\u00e0 so\ue61dostante per un periodo di tempo in cambio\ndi un corrispe\ue61divo.\nDi converso, in caso di contra\ue61di stipulati prima del 1\u00b0 gen-\nnaio 2019, il Gruppo ha determinato se l\u2019accordo fosse o\ncontenesse un leasing conformemente all\u2019IFRIC 4.\nGruppo in qualit\u00e0 di locatario \nAlla data di decorrenza o alla modi\ue61cca di un contra\ue61do che\ncontiene una componente leasing e una o pi\u00f9 ulteriori\ncomponenti leasing o non leasing, il Gruppo assegna il \ncorrispe\ue61divo del contra\ue61do a ciascuna componente lea-\nsing in base al relativo prezzo a s\u00e9 stante.\nIl Gruppo rileva un\u2019a\ue61divit\u00e0 consistente nel diri\ue61do di utilizzo\ndell\u2019a\ue61divit\u00e0 so\ue61dostante e una passivit\u00e0 del leasing alla data\ndi decorrenza del contra\ue61do (ossia, la data in cui l\u2019a\ue61divit\u00e0 \nso\ue61dostante \u00e8 disponibile per l\u2019uso).\nL\u2019a\ue61divit\u00e0 consistente nel diri\ue61do di utilizzo rappresenta il\ndiri\ue61do del locatario a utilizzare l\u2019a\ue61divit\u00e0 so\ue61dostante per\nla durata del leasing; la sua valutazione iniziale \u00e8 al costo,\nche comprende l\u2019impo\ue61eo iniziale della passivit\u00e0 del leasing\nre\ue61di\ue61ccato per tu\ue61di i pagamenti dovuti per il leasing corri-\nsposti alla data di decorrenza o precedentemente, al net-\nto degli incentivi di leasing ricevuti, pi\u00f9 gli eventuali costi\ndire\ue61di iniziali sostenuti e una stima dei costi per lo sman-\ntellamento e la rimozione dell\u2019a\ue61divit\u00e0 so\ue61dostante e per il\nripristino dell\u2019a\ue61divit\u00e0 so\ue61dostante o del sito in cui \u00e8 ubicata.\nLe a\ue61divit\u00e0 consistenti nel diri\ue61do di utilizzo sono succes-\nsivamente ammo\ue61eizzate a quote costanti sul periodo pi\u00f9\nbreve fra la durata del leasing e la vita utile stimata delle\na\ue61divit\u00e0 consistenti nel diri\ue61do di utilizzo, come segue:\nVita residua media (anni)\nFabbricati 7\nDiri\ue61di di supe\ue61ficie relativi a impianti da fonti\nrinnovabili\n32\nVeicoli e altri mezzi di traspo\ue61eo 5\nSe il leasing trasferisce la propriet\u00e0 dell\u2019a\ue61divit\u00e0 so\ue61dostan-\nte al Gruppo al termine della durata del contra\ue61do o se il\ncosto dell\u2019a\ue61divit\u00e0 consistente nel diri\ue61do di utilizzo ri\ue61be\ue61de\nil fa\ue61do che il Gruppo eserciter\u00e0 una opzione di acquisto,\nl\u2019ammo\ue61eamento \u00e8 calcolato sulla base della vita utile sti-\nmata dell\u2019a\ue61divit\u00e0 so\ue61dostante.\nInoltre, le a\ue61divit\u00e0 consistenti nel diri\ue61do di utilizzo sono sot-\ntoposte a veri\ue61cca per riduzione di valore e re\ue61di\ue61ccate per\nri\ue61be\ue61dere un\u2019eventuale rimisurazione delle passivit\u00e0 del le-\nasing.\nLa passivit\u00e0 del leasing \u00e8 inizialmente valutata al valore at-\ntuale dei pagamenti dovuti per il leasing da corrispondere\nlungo la durata del leasing. Nel calcolare il valore a\ue61duale\ndei pagamenti dovuti per il leasing, il Gruppo utilizza il tas-\nso di \ue61cnanziamento marginale del locatario alla data di de-\ncorrenza del leasing quando il tasso di interesse implicito\ndel leasing non \u00e8 facilmente determinabile.\nI pagamenti variabili dovuti per il leasing che non dipen-\ndono da un indice o da un tasso sono rilevati come costi\nnel periodo in cui si veri\ue61cca l\u2019evento o la circostanza che fa \nsca\ue61dare i pagamenti.\nDopo la data di decorrenza, la passivit\u00e0 del leasing \u00e8 va-\nlutata al costo ammo\ue61eizzato usando il metodo del tasso\ndi interesse e\ue61ae\ue61divo e rideterminata al veri\ue61ccarsi di taluni\neventi.\nIl Gruppo applica l\u2019eccezione alla rilevazione prevista per \ni leasing a breve termine ai propri contra\ue61di con durata\nuguale o inferiore a 12 mesi dalla data di decorrenza. Ap-\nplica, inoltre, l\u2019eccezione alla rilevazione prevista per i lea-\nsing nei quali l\u2019a\ue61divit\u00e0 so\ue61dostante \u00e8 di \u201cmodesto valore\u201d e il\ncui impo\ue61eo \u00e8 stimato come non signi\ue61ccativo. Per esempio,\nil Gruppo detiene in leasing alcune a\ue61drezzature per u\ue619cio\n(ossia, PC, stampanti e fotocopiatrici) che sono conside-\nrate di modesto valore. I pagamenti dovuti per i leasing a\nbreve termine e per i leasing in cui l\u2019a\ue61divit\u00e0 so\ue61dostante \u00e8 di\nmodesto valore sono rilevati come costo a quote costanti \nper la durata del leasing.\nIl Gruppo espone le a\ue61divit\u00e0 consistenti nel diri\ue61do di utiliz-\nzo che non soddisfano la de\ue61cnizione di investimento im-\nmobiliare nella voce \u201cImmobili, impianti e macchinari\u201d e le\npassivit\u00e0 del leasing nei \u201cFinanziamenti\u201d.\n\nConformemente con le disposizioni del principio, il Grup-\npo espone separatamente gli interessi passivi sulle passi-\nvit\u00e0 del leasing nella voce \u201cAltri oneri \ue61cnanziari\u201d e le quote\ndi ammo\ue61eamento delle a\ue61divit\u00e0 consistenti nel diri\ue61do di\nutilizzo nella voce \u201cAmmo\ue61eamenti e altri impairment\u201d.\nGruppo in qualit\u00e0 di locatore\nQuando agisce in qualit\u00e0 di locatore, il Gruppo determina\nalla data di inizio di ciascun leasing se \u00e8 un leasing \ue61cnan-\nziario oppure operativo.\nI leasing in cui il Gruppo trasferisce sostanzialmente tu\ue61di\ni rischi e i benef\u00edci connessi alla propriet\u00e0 dell\u2019a\ue61divit\u00e0 sot-\ntostante sono classi\ue61ccati come leasing \ue61cnanziari; in caso\ncontrario, sono classi\ue61ccati come leasing operativi. Per ef-\nfe\ue61duare tale valutazione, il Gruppo considera gli indicatori\nforniti dall\u2019IFRS 16. Se il contra\ue61do contiene componenti \nleasing e non leasing, il Gruppo ripa\ue61eisce il corrispe\ue61divo\ndel contra\ue61do applicando l\u2019IFRS 15.\nIl Gruppo contabilizza i ricavi da locazione derivanti da\nleasing operativi in modo sistematico lungo la durata del\ncontra\ue61do e li rileva come \u201cAltri ricavi\u201d.\nInvestimenti immobiliari\nGli investimenti immobiliari rappresentano propriet\u00e0 im-\nmobiliari del Gruppo possedute al \ue61cne di conseguire ca-\nnoni di locazione e/o per l\u2019apprezzamento del capitale in-\nvestito, piu\ue61dosto che per l\u2019impiego nel ciclo produ\ue61divo o\nnella fornitura di beni/servizi.\nSono rilevati al costo, al ne\ue61do del fondo di ammo\ue61eamento\ne di qualsiasi perdita per riduzione di valore accumulata.\nGli investimenti immobiliari, a eccezione dei terreni, sono\nammo\ue61eizzati a quote costanti in base alla vita utile stimata\ndei beni.\nLe perdite di valore sono determinate secondo i criteri\nsuccessivamente illustrati.\nL\u2019analisi de\ue61dagliata del fair value degli investimenti immo-\nbiliari \u00e8 illustrata nella nota 50 \u201cA\ue61divit\u00e0 e passivit\u00e0 misurate\nal fair value\u201d.\nGli investimenti immobiliari sono eliminati contabilmente\nquando sono stati dismessi (alla data in cui il ricevente\nne o\ue61diene il controllo) o quando sono de\ue61cnitivamente\nritirati dall\u2019uso e nessun bene\ue61ccio economico futuro \u00e8\na\ue61deso dalla loro dismissione. L\u2019eventuale utile o perdita,\nrilevato a Conto economico, \u00e8 calcolato come di\ue61aerenza \ntra il corrispe\ue61divo ne\ue61do derivante dalla dismissione, de-\nterminato secondo le previsioni dell\u2019IFRS 15 in merito al\nprezzo dell\u2019operazione, e il valore ne\ue61do contabile dei beni\neliminati.\nLe riclassi\ue61cche alla (o dalla) voce \u201cInvestimenti immobiliari\u201d\nsono ammesse solo in caso di un cambio d\u2019uso suppo\ue61eato\nda evidenze.\nA\ue61eivit\u00e0 immateriali\n \nLe a\ue61divit\u00e0 immateriali riguardano le a\ue61divit\u00e0 prive di con-\nsistenza \ue61csica, identi\ue61ccabili, controllate dal Gruppo e in \ngrado di produrre benef\u00edci economici futuri. Sono rileva-\nte al costo di acquisto o di produzione interna, quando \u00e8\nprobabile che dal loro utilizzo vengano generati benef\u00edci\neconomici futuri e il relativo costo pu\u00f2 essere a\ue61dendibil-\nmente determinato.\nIl costo \u00e8 comprensivo degli oneri accessori di dire\ue61da im-\nputazione necessari a rendere le a\ue61divit\u00e0 disponibili per l\u2019uso.\nI costi di sviluppo sono rilevati come a\ue61divit\u00e0 immateriale\nsolo quando il Gruppo pu\u00f2 dimostrare la fa\ue61dibilit\u00e0 tecnica\ndi completamento dell\u2019a\ue61divit\u00e0 stessa, nonch\u00e9 di avere la\ncapacit\u00e0, l\u2019intenzione e la disponibilit\u00e0 di risorse al \ue61cne di\ncompletare l\u2019a\ue61divit\u00e0 per utilizzarla o venderla.\nI costi di ricerca sono rilevati a Conto economico.\nLe a\ue61divit\u00e0 immateriali, aventi vita utile de\ue61cnita, sono rile-\nvate al ne\ue61do del fondo di ammo\ue61eamento e delle eventuali\nperdite di valore accumulate.\nL\u2019ammo\ue61eamento \u00e8 calcolato a quote costanti in base alla \nvita utile stimata dell\u2019a\ue61divit\u00e0, che \u00e8 riesaminata con perio-\ndicit\u00e0 almeno annuale; eventuali cambiamenti dei criteri\ndi ammo\ue61eamento sono applicati prospe\ue61dicamente. Per\nmaggiori de\ue61dagli circa la stima della vita utile si rimanda\nalla nota 2.1 \u201cUso di stime e giudizi del management\u201d.\nL\u2019ammo\ue61eamento ha inizio quando l\u2019a\ue61divit\u00e0 immateriale \u00e8\ndisponibile per l\u2019uso. Di conseguenza, le a\ue61divit\u00e0 immate-\nriali non ancora disponibili per l\u2019uso non sono ammo\ue61eizza-\nte ma sono so\ue61doposte a veri\ue61cca annuale di recuperabilit\u00e0\n(impairment test).\nLe a\ue61divit\u00e0 immateriali del Gruppo hanno una vita utile de-\n\ue61cnita a eccezione di alcune concessioni e dell\u2019avviamento.\nLe a\ue61divit\u00e0 immateriali aventi vita utile inde\ue61cnita non sono\nassogge\ue61date ad ammo\ue61eamento sistematico ma so\ue61do-\nposte a veri\ue61cca almeno annuale di recuperabilit\u00e0 (impair-\nment test). La vita utile inde\ue61cnita deve essere rivista an-\nnualmente per determinare se essa possa continuare a\nessere suppo\ue61eata. In caso contrario, il cambiamento nella\ndeterminazione della vita utile da inde\ue61cnita a de\ue61cnita \u00e8 ri-\nlevato come un cambiamento di stima contabile.\nLe a\ue61divit\u00e0 immateriali sono eliminate contabilmente al\nmomento della loro dismissione (alla data in cui il rice-\nvente ne o\ue61diene il controllo) o quando nessun bene\ue61ccio \neconomico futuro \u00e8 a\ue61deso dal loro utilizzo o dismissione.\nL\u2019eventuale utile o perdita, rilevato a Conto economico, \u00e8\ndeterminato come di\ue61aerenza tra il corrispe\ue61divo ne\ue61do de-\nrivante dalla dismissione, determinato secondo le previ-\nsioni dell\u2019IFRS 15 in merito al prezzo dell\u2019operazione, e il\nvalore ne\ue61do contabile dell\u2019a\ue61divit\u00e0 eliminata.\nLa vita utile stimata delle principali a\ue61divit\u00e0 immateriali, di-\nstinte fra generate internamente e acquistate, \u00e8 di seguito\nde\ue61dagliata:\n\nCosti di sviluppo:\n- generati internamente 2-26 anni\n- acquisiti 3-26 anni\nDiri\ue61di di breve\ue61do industriale e diri\ue61di di utilizzo opere\ndell\u2019ingegno:\n- generati internamente 3-10 anni\n- acquisiti 2-50 anni\nConcessioni, licenze, marchi e diri\ue61di simili:\n- generati internamente 20 anni\n- acquisiti 1-40 anni\nA\ue61divit\u00e0 immateriali da accordi per servizi in\nconcessione:\n- generate internamente -\n- acquisite 5 anni\nAltre a\ue61divit\u00e0 immateriali:\n- generate internamente 2-28 anni\n- acquisite 1-28 anni\nIl Gruppo presenta tra le a\ue61divit\u00e0 immateriali anche i costi\nper l\u2019o\ue61denimento dei contra\ue61di con i clienti capitalizzati se-\ncondo quanto previsto dall\u2019IFRS 15.\nIl Gruppo capitalizza tali costi solo se:\n\u2022 i costi sono incrementali, nel senso che sono dire\ue61da-\nmente imputabili a un contra\ue61do identi\ue61ccato e non sa-\nrebbero stati sostenuti dal Gruppo se il contra\ue61do non\nfosse stato o\ue61denuto;\n\u2022 il Gruppo prevede di recuperarli tramite rimborso (re-\ncuperabilit\u00e0 dire\ue61da) o margini (recuperabilit\u00e0 indire\ue61da).\nIn pa\ue61eicolare, il Gruppo capitalizza di norma le commissio-\nni di vendita riconosciute agli agenti se i criteri di capitaliz-\nzazione sono soddisfa\ue61di.\nI costi capitalizzati per l\u2019o\ue61denimento dei contra\ue61di con i\nclienti sono ammo\ue61eizzati sistematicamente, coerente-\nmente con il modello di trasferimento dei beni o servizi cui\nsi riferiscono, e sono sogge\ue61di a impairment test per rile-\nvare eventuali perdite di valore nella misura in cui il valore\ncontabile di tali a\ue61divit\u00e0 ecceda il relativo valore recupera-\nbile.\nIl Gruppo ammo\ue61eizza i costi per l\u2019o\ue61denimento dei contra\ue61di\ncon i clienti capitalizzati a quote costanti lungo il periodo\ndi bene\ue61ccio a\ue61deso dal contra\ue61do (ovvero, la durata media\ndel rappo\ue61eo con il cliente); eventuali variazioni nei criteri di\nammo\ue61eamento sono rilevate prospe\ue61dicamente.\nAvviamento\nL\u2019avviamento rappresenta i futuri benef\u00edci economici ri-\nsultanti da altre a\ue61divit\u00e0 acquisite in una aggregazione\naziendale non individuate singolarmente e rilevate sepa-\nratamente. Per ulteriori de\ue61dagli, si rinvia al paragrafo dei\nprinc\u00edpi contabili \u201cAggregazioni aziendali\u201d.\nL\u2019avviamento emergente dall\u2019acquisizione di societ\u00e0 con-\ntrollate \u00e8 rilevato separatamente e, dopo l\u2019iniziale iscrizio-\nne, non \u00e8 assogge\ue61dato ad ammo\ue61eamento ma veri\ue61ccato,\nalmeno annualmente, per impairment, come pa\ue61ee della\nveri\ue61cca di una CGU cui appa\ue61eiene.\nAi \ue61cni dell\u2019impairment test, l\u2019avviamento \u00e8 allocato, dalla\ndata di acquisizione, a ciascuna CGU che si prevede bene-\n\ue61ccer\u00e0 delle sinergie dell\u2019aggregazione.\nL\u2019avviamento relativo a pa\ue61eecipazioni in societ\u00e0 collegate e\nin joint venture \u00e8 incluso nel valore contabile di tali a\ue61divit\u00e0.\nImpairment delle a\ue61eivit\u00e0 non \ue61fnanziarie\nA ciascuna data di riferimento del bilancio, gli immobili,\nimpianti e macchinari, gli investimenti immobiliari, le a\ue61di-\nvit\u00e0 immateriali, le a\ue61divit\u00e0 consistenti nel diri\ue61do di utilizzo \ndi un\u2019a\ue61divit\u00e0 so\ue61dostante, l\u2019avviamento e le pa\ue61eecipazioni\nin societ\u00e0 collegate/joint venture sono veri\ue61ccate al \ue61cne di\nconstatare l\u2019esistenza di indicatori di un\u2019eventuale riduzio-\nne del loro valore.\nLe CGU alle quali \u00e8 stato allocato un avviamento, le a\ue61divit\u00e0\nimmateriali con vita utile inde\ue61cnita e le a\ue61divit\u00e0 immateriali\nnon ancora disponibili per l\u2019uso sono so\ue61doposte a veri\ue61cca\nper riduzione di valore annualmente o pi\u00f9 frequentemente\nin presenza di indicatori che facciano ritenere che le sud-\nde\ue61de a\ue61divit\u00e0 possano aver sub\u00edto una riduzione di valore.\nSe esiste indicazione di una riduzione di valore, il valore re-\ncuperabile di ciascuna a\ue61divit\u00e0 interessata \u00e8 stimato sulla\nbase dell\u2019utilizzo dell\u2019a\ue61divit\u00e0 e della sua dismissione futura,\nconformemente al pi\u00f9 recente Piano Industriale del Grup-\npo. Per la stima del valore recuperabile, si rimanda alla nota\n2.1 \u201cUso di stime e giudizi del management\u201d.\nIl valore recuperabile \u00e8 calcolato con riferimento a una sin-\ngola a\ue61divit\u00e0, a meno che l\u2019a\ue61divit\u00e0 non sia in grado di ge-\nnerare \ue61bussi \ue61cnanziari in entrata che siano ampiamente\nindipendenti da quelli derivanti da altre a\ue61divit\u00e0 o gruppi di\na\ue61divit\u00e0; in tal caso, il valore recuperabile \u00e8 riferito alla CGU\nalla quale l\u2019a\ue61divit\u00e0 appa\ue61eiene.\nQualora il valore contabile dell\u2019a\ue61divit\u00e0, o della relativa CGU\nalla quale essa appa\ue61eiene, sia superiore al suo valore recu-\nperabile, una perdita di valore \u00e8 rilevata a Conto economico\ne presentata nella voce \u201cAmmo\ue61eamenti e altri impairment\u201d.\nLe perdite di valore di una CGU sono imputate in primo\nluogo a riduzione del valore contabile dell\u2019eventuale av-\nviamento allocato alla stessa, e poi a riduzione dei valori\ncontabili delle altre a\ue61divit\u00e0 della CGU, in proporzione al loro\nvalore contabile.\nSe vengono meno i presupposti per una svalutazione pre-\ncedentemente e\ue61ae\ue61duata, il valore contabile dell\u2019a\ue61divit\u00e0\n\u00e8 ripristinato con imputazione a Conto economico, nella\nvoce \u201cAmmo\ue61eamenti e altri impairment\u201d, nei limiti del valo-\nre contabile che l\u2019a\ue61divit\u00e0 in ogge\ue61do avrebbe avuto, al ne\ue61do\ndell\u2019ammo\ue61eamento, se non fosse stata e\ue61ae\ue61duata la svaluta-\nzione. Il valore originario dell\u2019avviamento non viene ripristi-\nnato anche qualora, negli esercizi successivi, vengano meno\nle ragioni che hanno determinato la riduzione di valore.\nNel caso in cui talune speci\ue61cche e ben individuate a\ue61divit\u00e0\npossedute dal Gruppo siano impa\ue61date da sfavorevoli con-\n\ndizioni economiche oppure operative, che ne pregiudica-\nno la capacit\u00e0 di contribuire alla realizzazione di \ue61bussi di\ncassa, esse possono essere isolate dal resto delle a\ue61divit\u00e0\ndella CGU, sogge\ue61de ad autonoma analisi di recuperabilit\u00e0\ned eventualmente svalutate.\nRimanenze\nLe rimanenze di magazzino sono valutate al minore tra il\ncosto e il valore ne\ue61do di realizzo, a eccezione di quelle de-\nstinate ad a\ue61divit\u00e0 di trading che sono valutate al fair value\ncon contropa\ue61eita Conto economico. Il costo \u00e8 determina-\nto sulla base del costo medio ponderato, che include gli\noneri accessori di competenza. Per valore ne\ue61do di realizzo\nsi intende il prezzo di vendita stimato nel normale svolgi-\nmento delle a\ue61divit\u00e0 al ne\ue61do dei costi stimati per realizzare\nla vendita o, laddove applicabile, il costo di sostituzione.\nPer la pa\ue61ee di magazzino posseduta per adempiere a ven-\ndite gi\u00e0 concluse, il valore ne\ue61do di realizzo \u00e8 determinato\nsulla base di quanto stabilito nel relativo contra\ue61do di ces-\nsione.\nSono rilevati nelle rimanenze i ce\ue61ei\ue61ccati ambientali (per es.,\nce\ue61ei\ue61ccati verdi, ce\ue61ei\ue61ccati di e\ue619cienza energetica e quote\ndi emissioni di CO\n2\n europee) non utilizzati per la complian-\nce del periodo di riferimento. Relativamente alle quote di\nemissioni di CO\n2\n, le rimanenze sono segregate tra il por-\ntafoglio destinato al trading e quello destinato alla com-\npliance degli obblighi di emissione dei gas clima-alteranti.\nAll\u2019interno di quest\u2019ultimo, le prede\ue61de quote sono allocate\nin so\ue61dopo\ue61eafogli in base allo speci\ue61cco anno di compliance\ncui sono destinate.\nNell\u2019ambito delle rimanenze sono inoltre rilevate le giacen-\nze di combustibile nucleare il cui utilizzo \u00e8 determinato\nsulla base dell\u2019energia prodo\ue61da.\nI materiali e gli altri beni di consumo (incluse le commodity\nenergetiche) posseduti per essere utilizzati nel processo\nprodu\ue61divo non sono ogge\ue61do di svalutazione, qualora ci si\na\ue61denda che il prodo\ue61do \ue61cnito nel quale verranno incorpo-\nrati sar\u00e0 venduto a un prezzo tale da consentire il recupero\ndel costo sostenuto.\nStrumenti \ue61fnanziari\nPer strumenti \ue61cnanziari si intende qualsiasi contra\ue61do che\ndia origine a un\u2019a\ue61divit\u00e0 \ue61cnanziaria per un\u2019entit\u00e0 e a una pas-\nsivit\u00e0 \ue61cnanziaria o a uno strumento rappresentativo di ca-\npitale per la contropa\ue61ee; sono rilevati e valutati secondo lo\nIAS 32 e l\u2019IFRS 9.\nUn\u2019a\ue61divit\u00e0 o una passivit\u00e0 \ue61cnanziaria \u00e8 rilevata nel Bilancio\nconsolidato quando, e solo quando, il Gruppo diviene par-\nte delle clausole contra\ue61duali dello strumento (ossia, trade\ndate).\nI crediti commerciali derivanti da contra\ue61di con la clientela,\nnell\u2019ambito di applicazione dell\u2019IFRS 15, sono inizialmente\nvalutati al prezzo dell\u2019operazione (come de\ue61cnito nell\u2019IFRS\n15) se tali crediti non contengono una componente \ue61cnan-\nziaria signi\ue61ccativa o quando il Gruppo applica l\u2019espediente\npratico consentito dall\u2019IFRS 15.\nDiversamente, il Gruppo valuta inizialmente le a\ue61divit\u00e0 \ue61c-\nnanziarie diverse dai crediti commerciali summenzionati\nal loro fair value pi\u00f9, nel caso di un\u2019a\ue61divit\u00e0 \ue61cnanziaria non\nrilevata al fair value rilevato a Conto economico, i costi di\ntransazione.\nLe a\ue61divit\u00e0 \ue61cnanziarie sono classi\ue61ccate, alla data di rileva-\nzione iniziale, come a\ue61divit\u00e0 \ue61cnanziarie al costo ammo\ue61eiz-\nzato, al fair value rilevato tra le altre componenti di Con-\nto economico complessivo e al fair value rilevato a Conto\neconomico, sulla base sia del modello di business ado\ue61dato\ndal Gruppo sia delle cara\ue61deristiche contra\ue61duali dei \ue61bussi di\ncassa dello strumento.\nA tal \ue61cne, la veri\ue61cca \ue61cnalizzata a stabilire se lo strumento\ngeneri \ue61bussi di cassa rappresentativi esclusivamente di pa-\ngamenti di capitale e interessi (ossia, SPPI) \u00e8 de\ue61cnita \u201cSPPI\ntest\u201d e viene eseguita a livello di singolo strumento.\nIl modello di business del Gruppo per la gestione delle a\ue61di-\nvit\u00e0 \ue61cnanziarie riguarda il modo in cui il Gruppo gestisce le\nproprie a\ue61divit\u00e0 \ue61cnanziarie al \ue61cne di generare \ue61bussi di cassa.\nIl modello di business determina se i \ue61bussi di cassa deri-\nveranno dall\u2019incasso degli stessi in base al contra\ue61do, dalla\nvendita delle a\ue61divit\u00e0 \ue61cnanziarie o da entrambi.\nAi \ue61cni della valutazione successiva, le a\ue61divit\u00e0 \ue61cnanziarie\nsono classi\ue61ccate in qua\ue61dro categorie:\n\u2022 a\ue61divit\u00e0 \ue61cnanziarie al costo ammo\ue61eizzato (strumenti di \ndebito);\n\u2022 a\ue61divit\u00e0 \ue61cnanziarie al fair value rilevato tra le altre com-\nponenti di Conto economico complessivo con riciclo\ndegli utili e perdite cumulati (strumenti di debito);\n\u2022 a\ue61divit\u00e0 \ue61cnanziarie designate al fair value rilevato tra le \naltre componenti di Conto economico complessivo\nsenza riciclo degli utili e perdite cumulati all\u2019a\ue61do dell\u2019eli-\nminazione contabile (strumenti di capitale); e\n\u2022 a\ue61divit\u00e0 \ue61cnanziarie al fair value rilevato a Conto econo-\nmico.\nA\ue61eivit\u00e0 \ue61fnanziarie al costo ammo\ue61dizzato\nSono classi\ue61ccati in tale categoria principalmente i crediti\ncommerciali, gli altri crediti e i crediti \ue61cnanziari.\nLe a\ue61divit\u00e0 \ue61cnanziarie al costo ammo\ue61eizzato sono detenute\nin un modello di business il cui obie\ue61divo \u00e8 quello di incas-\nsare i \ue61bussi di cassa contra\ue61duali e i cui termini contra\ue61duali\nprevedono, a date speci\ue61cche, pagamenti di \ue61bussi di cassa\nrappresentati esclusivamente da capitale e interessi sul\ncapitale da rimborsare.\nTali a\ue61divit\u00e0 sono inizialmente rilevate al fair value, eventual-\nmente re\ue61di\ue61ccato dei costi di transazione e, successiva-\nmente, valutate al costo ammo\ue61eizzato utilizzando il tasso\ndi interesse e\ue61ae\ue61divo, e sono sogge\ue61de a impairment.\nGli utili e le perdite da cancellazione contabile dell\u2019a\ue61divi-\nt\u00e0, da modi\ue61cca o da re\ue61di\ue61cca per impairment sono rilevati a\nConto economico.\n\nA\ue61eivit\u00e0 \ue61fnanziarie al fair value rilevato a Conto\neconomico complessivo (FVOCI) - Strumenti di debito\nIn tale categoria sono principalmente classi\ue61ccati:\n\u2022 i titoli di debito quotati detenuti dalla societ\u00e0 di riassi-\ncurazione del Gruppo e non classi\ue61ccati come posseduti\nper la negoziazione; e\n\u2022 i crediti d\u2019imposta derivanti dal decreto legge n. 34/2020 \n(c.d. \u201cDecreto rilancio\u201d).\nLe a\ue61divit\u00e0 \ue61cnanziarie valutate al fair value rilevato a Conto \neconomico complessivo sono a\ue61divit\u00e0 detenute in un modello\ndi business il cui obie\ue61divo \u00e8 sia quello di incassare i \ue61bussi di \ncassa contra\ue61duali sia quello di vendere le a\ue61divit\u00e0 \ue61cnanziarie\ne i cui \ue61bussi di cassa contra\ue61duali generano, a data speci\ue61cche, \n\ue61bussi di cassa rappresentati esclusivamente da pagamenti di\ncapitale e di interesse sul capitale da rimborsare.\nLe variazioni di fair value di tali a\ue61divit\u00e0 \ue61cnanziarie sono rilevate\na Conto economico complessivo cos\u00ec come le re\ue61di\ue61cche per\nimpairment, senza ridurre il relativo valore contabile.\nQuando un\u2019a\ue61divit\u00e0 \ue61cnanziaria viene cancellata contabil-\nmente (per es., al momento della vendita), gli utili e le per-\ndite cumulati, precedentemente rilevati a patrimonio ne\ue61do\n(con l\u2019esclusione dell\u2019impairment e degli utili e delle perdite\nsu cambi da rilevare a Conto economico) sono riclassi\ue61ccati\na Conto economico.\nA\ue61eivit\u00e0 \ue61fnanziarie al fair value rilevato a Conto\neconomico complessivo (FVOCI) - Strumenti di capitale\nIn tale categoria sono principalmente classi\ue61ccate le pa\ue61ee-\ncipazioni in altre societ\u00e0 irrevocabilmente designate come\ntali al momento della rilevazione iniziale.\nGli utili e le perdite di tali a\ue61divit\u00e0 \ue61cnanziarie non saranno\nmai riciclati a Conto economico. Il Gruppo pu\u00f2 trasferire\nl\u2019utile o la perdita cumulata all\u2019interno del patrimonio ne\ue61do.\nGli strumenti di capitale designati al fair value rilevato a\nConto economico complessivo non sono assogge\ue61dati a\nimpairment.\nI dividendi su tali investimenti sono rilevati a Conto econo-\nmico a meno che non rappresentino chiaramente un recu-\npero di una pa\ue61ee del costo dell\u2019investimento.\nA\ue61eivit\u00e0 \ue61fnanziarie al fair value rilevato a Conto\neconomico\nIn tale categoria sono classi\ue61ccati principalmente titoli, par-\ntecipazioni in altre societ\u00e0, investimenti \ue61cnanziari in fondi\ndetenuti per la negoziazione e a\ue61divit\u00e0 \ue61cnanziarie designate\nal fair value rilevato a Conto economico all\u2019a\ue61do della rileva-\nzione iniziale.\nLe a\ue61divit\u00e0 \ue61cnanziarie classi\ue61ccate al fair value rilevato a Con-\nto economico sono:\n\u2022 a\ue61divit\u00e0 \ue61cnanziarie con \ue61bussi di cassa che non sono rap-\npresentati esclusivamente da pagamenti di capitale e\ninteresse, indipendentemente dal modello di business;\n\u2022 a\ue61divit\u00e0 \ue61cnanziarie detenute per la negoziazione in \nquanto acquistate o detenute principalmente al \ue61cne di\nessere vendute o riacquistate entro breve termine;\n\u2022 strumenti di debito designati all\u2019a\ue61do della rilevazione \niniziale, in base all\u2019opzione prevista dall\u2019IFRS 9 (fair value\noption) se tale scelta elimina, o riduce in misura signi\ue61c-\ncativa, un accounting mismatch;\n\u2022 strumenti derivati, compresi i derivati impliciti, detenuti \nper la negoziazione o non designati come e\ue619caci stru-\nmenti di cope\ue61eura.\nTali a\ue61divit\u00e0 \ue61cnanziarie sono inizialmente rilevate al fair va-\nlue, e successivamente gli utili e le perdite derivanti da va-\nriazioni del loro fair value sono rilevati a Conto economico.\nIn questa categoria sono incluse anche le pa\ue61eecipazioni in\nsociet\u00e0 quotate che il Gruppo non ha designato irrevoca-\nbilmente come al fair value rilevato a OCI. Anche i dividendi\nsu pa\ue61eecipazioni in societ\u00e0 quotate sono rilevati fra gli altri\nproventi nel prospe\ue61do di Conto economico quando viene\nde\ue61cnito il diri\ue61do al pagamento.\nLe a\ue61divit\u00e0 \ue61cnanziarie che si quali\ue61ccano come corrispe\ue61divi\npotenziali sono ugualmente valutate al fair value rilevato a\nConto economico.\nImpairment delle a\ue61eivit\u00e0 \ue61fnanziarie\nA ciascuna data di riferimento del bilancio, il Gruppo rile-\nva un fondo per le perdite a\ue61dese sui crediti commerciali\ne altre a\ue61divit\u00e0 \ue61cnanziarie valutate al costo ammo\ue61eizzato,\ngli strumenti di debito valutati al fair value rilevato a Con-\nto economico complessivo (FVOCI), le a\ue61divit\u00e0 derivanti\nda contra\ue61di con i clienti e tu\ue61de le altre a\ue61divit\u00e0 rientranti\nnell\u2019ambito di applicazione dell\u2019impairment IFRS 9.\nIn base all\u2019IFRS 9, dal 1\u00b0 gennaio 2018, il Gruppo applica un\nmodello di impairment basato sulla determinazione delle\nperdite a\ue61dese (ECL) utilizzando un approccio forward lo-\noking. In sostanza, il modello prevede:\n\u2022 l\u2019applicazione di un unico framework di riferimento a \ntu\ue61de le a\ue61divit\u00e0 \ue61cnanziarie;\n\u2022 la rilevazione delle perdite a\ue61dese su base continuativa \ne l\u2019aggiornamento dell\u2019impo\ue61eo di tali perdite alla \ue61cne di\nogni esercizio, in modo da ri\ue61be\ue61dere le variazioni di ri-\nschio di credito dello strumento \ue61cnanziario;\n\u2022 la valutazione delle perdite a\ue61dese sulla base di tu\ue61de le \ninformazioni ragionevolmente o\ue61denibili senza costi ec-\ncessivi, in relazione agli eventi passati, alle condizioni\ncorrenti e alle previsioni sulle condizioni future.\nPer i crediti commerciali, le a\ue61divit\u00e0 derivanti da contrat-\nti con i clienti e i crediti per leasing, compresi quelli con\nuna componente \ue61cnanziaria signi\ue61ccativa, il Gruppo applica\nl\u2019approccio sempli\ue61ccato, calcolando le perdite a\ue61dese su un\nperiodo corrispondente all\u2019intera vita dell\u2019a\ue61divit\u00e0, general-\nmente pari a 12 mesi.\nPer tu\ue61de le a\ue61divit\u00e0 \ue61cnanziarie diverse da crediti commer-\nciali, a\ue61divit\u00e0 derivanti da contra\ue61di con i clienti e crediti per\nleasing, il Gruppo applica l\u2019approccio generale in base all\u2019I-\nFRS 9, basato sulla valutazione di un incremento signi\ue61cca-\ntivo del rischio di credito rispe\ue61do alla rilevazione iniziale.\nSecondo tale approccio, il fondo perdite a\ue61dese su a\ue61divit\u00e0\n\ue61cnanziarie \u00e8 rilevato per un ammontare pari alle perdite at-\n\ntese lungo tu\ue61da la vita del credito, se il rischio di credito\nsu tali a\ue61divit\u00e0 \ue61cnanziarie \u00e8 aumentato signi\ue61ccativamente,\nrispe\ue61do al momento della rilevazione iniziale, consideran-\ndo tu\ue61de le informazioni ragionevolmente dimostrabili, ivi\ninclusi i dati prospe\ue61dici.\nSe, alla data di riferimento del bilancio, il rischio di credito\nsulle a\ue61divit\u00e0 \ue61cnanziarie non \u00e8 aumentato in modo signi\ue61c-\ncativo rispe\ue61do alla rilevazione iniziale, il Gruppo misura il\nfondo per perdite a\ue61dese per un impo\ue61eo pari alle perdite\na\ue61dese a 12 mesi.\nPer le a\ue61divit\u00e0 \ue61cnanziarie per cui, alla data di riferimento\ndel precedente esercizio, il Gruppo aveva rilevato un fon-\ndo perdite a\ue61dese pari alle perdite a\ue61dese lungo tu\ue61da la vita\ndello strumento, il Gruppo rileva un fondo di impo\ue61eo pari\nalle perdite a\ue61dese a 12 mesi qualora la condizione di incre-\nmento signi\ue61ccativo del rischio di credito venga meno.\nIl Gruppo rileva a Conto economico, come perdita o ripri-\nstino di valore, l\u2019impo\ue61eo delle perdite (o rivalutazioni) a\ue61dese\nnecessarie per re\ue61di\ue61ccare il fondo perdite a\ue61dese alla data di\nriferimento del bilancio ai sensi dell\u2019IFRS 9.\nIl Gruppo applica l\u2019esenzione del low credit risk, evitando la\nrilevazione di un fondo perdite a\ue61dese per un ammontare\npari alle perdite a\ue61dese lungo tu\ue61da la vita dello strumento a\nseguito di un incremento signi\ue61ccativo del rischio di credito,\na strumenti di debito valutati al fair value rilevato a Conto\neconomico complessivo, la cui contropa\ue61ee vanta una soli-\nda capacit\u00e0 \ue61cnanziaria di adempiere ai propri obblighi con-\ntra\ue61duali (ossia, titoli \u201cinvestment grade\u201d).\nPer maggiori de\ue61dagli circa l\u2019\u201cimpairment delle a\ue61divit\u00e0 \ue61c-\nnanziarie\u201d, si rimanda alla nota 46 \u201cStrumenti \ue61cnanziari per\ncategoria\u201d.\nDisponibilit\u00e0 liquide e mezzi equivalenti\nTale categoria comprende depositi disponibili a vista o a\nbrevissimo termine, cos\u00ec come gli investimenti \ue61cnanziari a\nbreve termine e ad alta liquidit\u00e0 prontamente conve\ue61eibili\nin un ammontare noto di cassa e sogge\ue61di a un irrilevante\nrischio di variazione di valore.\nInoltre, ai \ue61cni del Rendiconto \ue61cnanziario consolidato, le di-\nsponibilit\u00e0 liquide non includono gli scope\ue61ei bancari alla\ndata di chiusura dell\u2019esercizio.\nPassivit\u00e0 \ue61fnanziarie al costo ammo\ue61dizzato\nTale categoria comprende principalmente \ue61cnanziamenti,\ndebiti commerciali, passivit\u00e0 del leasing e strumenti di de-\nbito.\nLe passivit\u00e0 \ue61cnanziarie diverse dagli strumenti derivati\nsono rilevate quando il Gruppo diviene pa\ue61ee delle clausole\ncontra\ue61duali dello strumento e sono valutate inizialmente al\nfair value re\ue61di\ue61ccato dei costi di transazione dire\ue61damente\na\ue61dribuibili. Successivamente, le passivit\u00e0 \ue61cnanziarie sono\nvalutate con il criterio del costo ammo\ue61eizzato, utilizzando\nil metodo del tasso di interesse e\ue61ae\ue61divo. Il tasso di interes-\nse e\ue61ae\ue61divo \u00e8 il tasso che a\ue61dualizza esa\ue61damente i paga-\nmenti o incassi futuri stimati lungo la vita a\ue61desa dello stru-\nmento \ue61cnanziario, od, ove oppo\ue61euno un periodo pi\u00f9 breve,\nal valore contabile ne\ue61do dell\u2019a\ue61divit\u00e0 o passivit\u00e0 \ue61cnanziaria.\nPassivit\u00e0 \ue61fnanziarie al fair value rilevato a Conto\neconomico\nLe passivit\u00e0 \ue61cnanziarie al fair value rilevato a Conto eco-\nnomico includono le passivit\u00e0 \ue61cnanziarie detenute per la\nnegoziazione e le passivit\u00e0 \ue61cnanziarie designate al mo-\nmento della rilevazione iniziale al fair value rilevato a Conto\neconomico.\nLe passivit\u00e0 \ue61cnanziarie sono classi\ue61ccate come \u201cdetenute\nper la negoziazione\u201d quando sono assunte con la \ue61cnalit\u00e0\ndi un loro riacquisto a breve termine. In questa categoria\nsono compresi anche gli strumenti \ue61cnanziari derivati stipu-\nlati dal Gruppo e non designati quali strumenti di cope\ue61eura\nin base all\u2019IFRS 9. I derivati impliciti scorporati dal contra\ue61do\nospite sono anch\u2019essi classi\ue61ccati come al fair value rilevato\na Conto economico a eccezione del caso in cui il derivato\nimplicito \u00e8 designato come e\ue619cace strumento di coper-\ntura.\nGli utili o le perdite delle passivit\u00e0 al fair value rilevato a\nConto economico sono rilevati a Conto economico.\nLe passivit\u00e0 \ue61cnanziarie che all\u2019a\ue61do della iscrizione iniziale\nsono designate come al fair value rilevato a Conto econo-\nmico sono designate come tali alla data di prima rilevazio-\nne, solo se i criteri dell\u2019IFRS 9 sono rispe\ue61dati.\nIn tal caso, la pa\ue61ee della variazione di fair value a\ue61dribuibile\nal proprio rischio di credito \u00e8 rilevata nell\u2019ambito del Conto\neconomico complessivo.\nIl Gruppo non ha designato alcuna passivit\u00e0 \ue61cnanziaria al\nfair value rilevato a Conto economico, alla rilevazione ini-\nziale.\nLe passivit\u00e0 \ue61cnanziarie che si quali\ue61ccano come corrispet-\ntivi potenziali sono anche esse valutate al fair value rilevato\na Conto economico.\nDerecognition delle a\ue61eivit\u00e0 e passivit\u00e0 \ue61fnanziarie\nLe a\ue61divit\u00e0 \ue61cnanziarie sono eliminate contabilmente ogni\nqualvolta si veri\ue61cchi una delle seguenti condizioni:\n\u2022 il diri\ue61do contra\ue61duale a ricevere i \ue61bussi di cassa connessi \nall\u2019a\ue61divit\u00e0 \u00e8 scaduto;\n\u2022 il Gruppo ha sostanzialmente trasferito tu\ue61di i rischi e \nbenef\u00edci connessi all\u2019a\ue61divit\u00e0, trasferendo i suoi diri\ue61di a\nricevere \ue61bussi di cassa dall\u2019a\ue61divit\u00e0 oppure assumendo\nun\u2019obbligazione contra\ue61duale a riversare i \ue61bussi di cassa\nricevuti a uno o pi\u00f9 eventuali bene\ue61cciari in vi\ue61e\u00f9 di un\ncontra\ue61do che rispe\ue61da i requisiti previsti dall\u2019IFRS 9 (c.d.\n\u201cpass through test\u201d);\n\u2022 il Gruppo non ha n\u00e9 trasferito n\u00e9 mantenuto sostanzial-\nmente tu\ue61di i rischi e benef\u00edci connessi all\u2019a\ue61divit\u00e0 \ue61cnan-\nziaria ma ne ha trasferito il controllo.\nLe passivit\u00e0 \ue61cnanziarie sono eliminate contabilmente\nquando sono estinte, ossia quando l\u2019obbligazione contrat-\ntuale \u00e8 adempiuta, cancellata o prescri\ue61da.\nQuando una passivit\u00e0 \ue61cnanziaria esistente viene sostituita\n\nda un\u2019altra verso lo stesso creditore a condizioni sostan-\nzialmente diverse, o le condizioni di una passivit\u00e0 esistente\nsono sostanzialmente modi\ue61ccate, tale sostituzione o mo-\ndi\ue61cca viene tra\ue61data come un\u2019eliminazione contabile della\npassivit\u00e0 originaria e la rilevazione di una nuova passivit\u00e0.\nLa di\ue61aerenza tra i rispe\ue61divi valori contabili \u00e8 rilevata a Conto\neconomico.\nStrumenti \ue61fnanziari derivati\nUn derivato \u00e8 uno strumento \ue61cnanziario o un altro con-\ntra\ue61do:\n\u2022 il cui valore cambia in relazione alle variazioni in un pa-\nrametro de\ue61cnito \u201cso\ue61dostante\u201d, quale tasso di interesse,\nprezzo di un titolo o di una merce, tasso di cambio in\nvaluta estera, indice di prezzi o di tassi, rating di un cre-\ndito o altra variabile;\n\u2022 che richiede un investimento ne\ue61do iniziale pari a zero, \no minore di quello che sarebbe richiesto per contra\ue61di\ncon una risposta simile ai cambiamenti delle condizioni\ndi mercato;\n\u2022 che \u00e8 regolato a una data futura.\nGli strumenti derivati sono classi\ue61ccati come a\ue61divit\u00e0 o pas-\nsivit\u00e0 \ue61cnanziarie a seconda del fair value positivo o negati-\nvo e sono classi\ue61ccati come \u201cdetenuti per la negoziazione\u201d\nall\u2019interno di \u201cAltri modelli di business\u201d e valutati al fair value\nrilevato a Conto economico, a eccezione di quelli designati\ncome e\ue619caci strumenti di cope\ue61eura.\nTu\ue61di i derivati detenuti per la negoziazione sono classi\ue61ccati\ncome a\ue61divit\u00e0 e passivit\u00e0 correnti.\nI derivati non detenuti per la negoziazione, ma valutati al\nfair value rilevato a Conto economico in quanto non si qua-\nli\ue61ccano per l\u2019hedge accounting, e i derivati designati come\ne\ue619caci strumenti di cope\ue61eura sono classi\ue61ccati come cor-\nrenti o non correnti in base alla loro data di scadenza e\nall\u2019intenzione del Gruppo di detenere o meno tali strumenti\n\ue61cno alla scadenza.\nPer maggiori de\ue61dagli sui derivati e sull\u2019hedge accounting,\nsi rinvia alla nota 49 \u201cDerivati ed hedge accounting\u201d.\nDerivati impliciti\nUn derivato implicito (embedded derivative) \u00e8 un deriva-\nto incluso in un contra\ue61do \u201ccombinato\u201d (il c.d. \u201cstrumento\nibrido\u201d) che contiene un altro contra\ue61do non derivato (il c.d.\n\u201ccontra\ue61do ospite\u201d) e origina tu\ue61di o pa\ue61ee dei \ue61bussi di cassa\ndel contra\ue61do combinato.\nI principali contra\ue61di del Gruppo che possono contene-\nre derivati impliciti sono i contra\ue61di di acquisto e vendita\ndi elementi non \ue61cnanziari con clausole od opzioni che in-\n\ue61buenzano il prezzo contra\ue61duale, il volume o la scadenza.\nUn derivato implicito in un contra\ue61do ibrido contenente\nun\u2019a\ue61divit\u00e0 \ue61cnanziaria ospite non viene rilevato separatamen-\nte in quanto l\u2019a\ue61divit\u00e0 \ue61cnanziaria ospite con derivato implicito\ndeve essere classi\ue61ccata nella sua interezza come un\u2019a\ue61divit\u00e0\n\ue61cnanziaria al fair value rilevato a Conto economico.\nI contra\ue61di che non rappresentano strumenti \ue61cnanziari da\nvalutare al fair value sono analizzati al \ue61cne di identi\ue61ccare\nl\u2019esistenza di derivati impliciti, che sono da scorporare e\nvalutare al fair value. Le sudde\ue61de analisi sono e\ue61ae\ue61duate\nsia al momento in cui si entra a far pa\ue61ee del contra\ue61do, sia\nquando avviene una rinegoziazione dello stesso che com-\npo\ue61ei una modi\ue61cca signi\ue61ccativa dei \ue61bussi \ue61cnanziari originari\nconnessi.\nI derivati impliciti sono scorporati dal contra\ue61do ospite e ri-\nlevati come un derivato quando:\n\u2022 il contra\ue61do ospite non \u00e8 uno strumento \ue61cnanziario valu-\ntato al fair value rilevato a Conto economico;\n\u2022 i rischi economici e le cara\ue61deristiche del derivato im-\nplicito non sono stre\ue61damente correlati a quelli del con-\ntra\ue61do ospite;\n\u2022 un contra\ue61do separato con le stesse condizioni del de-\nrivato implicito soddisferebbe la de\ue61cnizione di derivato.\nI derivati impliciti che sono scorporati dal contra\ue61do ospite\nsono rilevati nel Bilancio consolidato al fair value rilevato a\nConto economico (a eccezione del caso in cui il derivato im-\nplicito \u00e8 designato come pa\ue61ee di una relazione di cope\ue61eura).\nContra\ue61ei di acquisto o vendita di elementi non \ue61fnanziari\nIn generale, i contra\ue61di di acquisto o vendita di elementi non\n\ue61cnanziari, che sono stati so\ue61doscri\ue61di e continuano a essere\ndetenuti per l\u2019incasso o la consegna, secondo le normali\nesigenze di acquisto, vendita o uso previste dal Gruppo,\nsono fuori dall\u2019ambito di applicazione dell\u2019IFRS 9 e quin-\ndi rilevati come contra\ue61di esecutivi, in base alla cosidde\ue61da\n\u201cown use exemption\u201d.\nUn contra\ue61do di acquisto o vendita di un elemento non \ue61c-\nnanziario \u00e8 classi\ue61ccato come \u201cnormale contra\ue61do di com-\npravendita\u201d se \u00e8 stato so\ue61doscri\ue61do:\n\u2022 ai \ue61cni della consegna \ue61csica;\n\u2022 per le normali esigenze di utilizzo o compravendita del \nGruppo.\nInoltre, i contra\ue61di di acquisto o vendita di elementi non \ue61c-\nnanziari con consegna \ue61csica (per es., contra\ue61di a termine su\ncommodity energetiche a prezzo \ue61csso) non si quali\ue61ccano \nper la \u201cown use exemption\u201d e sono rilevati come derivati\nvalutati al fair value rilevato a Conto economico solo se:\n\u2022 sono regolabili al ne\ue61do; e \n\u2022 non sono stati stipulati per le normali esigenze di utiliz-\nzo o compravendita dal Gruppo.\nI risultati da valutazione delle variazioni di fair value dei\ncontra\ue61di di acquisto o vendita di commodity energetiche\nancora in essere alla data di riferimento del bilancio sono\nrilevati, su base ne\ue61da, nella voce \u201cRisultati ne\ue61di da contra\ue61di\nsu commodity\u201d.\nSuccessivamente, alla data di regolamento:\n\u2022 i risultati da valutazione delle variazioni di fair value dei \ncontra\ue61di chiusi per la vendita di commodity energetiche\nnonch\u00e9 il relativo ricavo, unitamente agli e\ue61ae\ue61di a Conto\neconomico della cancellazione contabile del derivato,\nsono rilevati negli \u201cAltri ricavi\u201d;\n\n\u2022 i risultati da valutazione delle variazioni di fair value dei \ncontra\ue61di chiusi per l\u2019acquisto di commodity energetiche\nnonch\u00e9 il relativo costo, unitamente agli e\ue61ae\ue61di a Conto\neconomico della cancellazione contabile del derivato,\nsono rilevati nelle voci \u201cEnergia ele\ue61drica, gas e combu-\nstibile\u201d e \u201cServizi e altri materiali\u201d.\nIl Gruppo analizza i contra\ue61di di acquisto o vendita di a\ue61di-\nvit\u00e0 non \ue61cnanziarie su base continuativa, con pa\ue61eicolare\na\ue61denzione agli acquisti o vendite a termine di ele\ue61dricit\u00e0 e\ncommodity energetiche, al \ue61cne di determinare se gli stes-\nsi debbano essere classi\ue61ccati e tra\ue61dati conformemente a\nquanto previsto dall\u2019IFRS 9 o se siano stati so\ue61doscri\ue61di per\n\u201cown use exemption\u201d.\nCompensazione di a\ue61eivit\u00e0 e passivit\u00e0 \ue61fnanziarie\nIl Gruppo compensa a\ue61divit\u00e0 e passivit\u00e0 \ue61cnanziarie quando:\n\u2022 esiste un diri\ue61do legalmente esercitabile di compensare i \nvalori rilevati in bilancio; e\n\u2022 vi \u00e8 l\u2019intenzione di compensare su base ne\ue61da o di rea-\nlizzare l\u2019a\ue61divit\u00e0 e regolare la passivit\u00e0 simultaneamente.\nIperin\ue61cazione\nIn caso di economia iperin\ue61bazionata, il Gruppo re\ue61di\ue61cca le\nposte non monetarie, il patrimonio ne\ue61do e le poste deri-\nvanti da contra\ue61di indicizzati, \ue61cno al limite del loro valore\nrecuperabile, utilizzando un indice dei prezzi che ri\ue61be\ue61de le\nvariazioni del generale potere di acquisto.\nGli e\ue61ae\ue61di dell\u2019applicazione iniziale sono rilevati a patrimo-\nnio al ne\ue61do degli e\ue61ae\ue61di \ue61cscali. Viceversa, durante il periodo\ndi iperin\ue61bazione (\ue61cno alla sua cessazione), l\u2019utile o la perdita\nrisultante dalle re\ue61di\ue61cche \u00e8 rilevato a Conto economico con\nseparata indicazione tra gli oneri e i proventi \ue61cnanziari.\nA pa\ue61eire dal 2018, tale principio trova concreta applicazio-\nne con riferimento alle operazioni del Gruppo in Argentina,\nla cui economia \u00e8 stata dichiarata iperin\ue61bazionata a pa\ue61eire\ndal 1\u00b0 luglio 2018.\nA\ue61eivit\u00e0 non correnti (o gruppi in dismissione)\nclassi\ue61fcate come possedute per la vendita e\ndiscontinued operations\nLe a\ue61divit\u00e0 non correnti (o gruppi in dismissione) sono clas-\nsi\ue61ccate come possedute per la vendita se il loro valore con-\ntabile sar\u00e0 recuperato principalmente con un\u2019operazione\ndi vendita anzich\u00e9 con il loro uso continuativo.\nTale criterio di classi\ue61ccazione \u00e8 applicabile solo se le a\ue61di-\nvit\u00e0 non correnti (o gruppi in dismissione) sono disponibili\nper la vendita immediata nelle loro condizioni a\ue61duali e la\nvendita \u00e8 altamente probabile.\nQuando il Gruppo \u00e8 coinvolto in un piano di vendita che\ncompo\ue61ea la perdita del controllo in una pa\ue61eecipata e sono\nsoddisfa\ue61di i requisiti previsti dall\u2019IFRS 5, tu\ue61de le a\ue61divit\u00e0 e\nle passivit\u00e0 della controllata sono classi\ue61ccate come posse-\ndute per la vendita indipendentemente se il Gruppo man-\nterr\u00e0, dopo la vendita, una pa\ue61eecipazione non di controllo\nnella societ\u00e0 stessa.\nIl Gruppo applica alle pa\ue61eecipazioni, o quote di pa\ue61eecipa-\nzioni, in societ\u00e0 collegate o joint venture tali criteri di classi-\n\ue61ccazione previsti dall\u2019IFRS 5. La pa\ue61ee residua della pa\ue61eeci-\npazione in societ\u00e0 collegate o joint venture che non \u00e8 stata\nclassi\ue61ccata come posseduta per la vendita \u00e8 contabilizzata\ncon il metodo del patrimonio ne\ue61do \ue61cno alla dismissione del-\nla pa\ue61ee classi\ue61ccata come posseduta per la vendita. \nLe a\ue61divit\u00e0 non correnti (o gruppi in dismissione) e le passi-\nvit\u00e0 incluse in gruppi in dismissione classi\ue61ccate come pos-\nsedute per la vendita sono presentate separatamente dalle\naltre a\ue61divit\u00e0 e passivit\u00e0 dello Stato patrimoniale.\nGli impo\ue61ei presentati per le a\ue61divit\u00e0 non correnti o per le\na\ue61divit\u00e0 e passivit\u00e0 di un gruppo in dismissione classi\ue61ccati\ncome posseduti per la vendita non sono riclassi\ue61ccati o ri-\npresentati per i periodi a ra\ue61aronto.\nImmediatamente prima della classi\ue61ccazione iniziale delle\na\ue61divit\u00e0 non correnti (o gruppi in dismissione) come pos-\nsedute per la vendita, i valori contabili dell\u2019a\ue61divit\u00e0 (o del\ngruppo) sono valutati in conformit\u00e0 allo speci\ue61cco principio\ncontabile di riferimento applicabile a tali a\ue61divit\u00e0 o passivit\u00e0.\nLe a\ue61divit\u00e0 non correnti (o gruppi in dismissione) classi\ue61ccate\ncome possedute per la vendita sono valutate al minore tra\nil valore contabile e il relativo fair value, al ne\ue61do dei costi di\nvendita. Le perdite di valore per qualsiasi iniziale o succes-\nsivo impairment dell\u2019a\ue61divit\u00e0 (o gruppo in dismissione) al fair\nvalue al ne\ue61do dei costi di vendita e i ripristini di impairment\nsono rilevati a Conto economico nell\u2019ambito delle continu-\ning operations.\nLe a\ue61divit\u00e0 non correnti non sono ammo\ue61eizzate \ue61cnch\u00e9 sono\nclassi\ue61ccate come possedute per la vendita o \ue61cnch\u00e9 sono\ninserite in un gruppo in dismissione classi\ue61ccato come pos-\nseduto per la vendita.\nSe i criteri di classi\ue61ccazione non sono pi\u00f9 soddisfa\ue61di, il\nGruppo non classi\ue61cca pi\u00f9 le a\ue61divit\u00e0 (o il gruppo in dismis-\nsione) come possedute per la vendita. In questo caso tali\na\ue61divit\u00e0 sono valutate al minore tra:\n\u2022 il valore contabile prima che l\u2019a\ue61divit\u00e0 (o gruppo in di-\nsmissione) fosse classi\ue61ccata come posseduta per la\nvendita, re\ue61di\ue61ccato per tu\ue61di gli ammo\ue61eamenti o ripristini\ndi valore che sarebbero stati altrimenti rilevati se l\u2019a\ue61divi-\nt\u00e0 (o il gruppo in dismissione) non fosse stata classi\ue61cca-\nta come posseduta per la vendita; e\n\u2022 il suo valore recuperabile calcolato alla data della suc-\ncessiva decisione di non vendere, che \u00e8 pari al maggiore\ntra il suo fair value al ne\ue61do dei costi di dismissione e il\nsuo valore d\u2019uso.\nOgni re\ue61di\ue61cca al valore contabile dell\u2019a\ue61divit\u00e0 non corrente\nche cessa di essere classi\ue61ccata come posseduta per la\nvendita \u00e8 rilevata nell\u2019ambito del risultato delle continuing\noperations.\nUna discontinued operation \u00e8 una componente del Grup-\npo che \u00e8 stata dismessa, o classi\ue61ccata come posseduta\nper la vendita, e:\n\n\u2022 rappresenta un impo\ue61eante ramo autonomo di a\ue61divit\u00e0 o \narea geogra\ue61cca di a\ue61divit\u00e0;\n\u2022 fa pa\ue61ee di un unico programma coordinato di dismis-\nsione di un impo\ue61eante ramo autonomo di a\ue61divit\u00e0 o un\u2019a-\nrea geogra\ue61cca di a\ue61divit\u00e0; o\n\u2022 \u00e8 una societ\u00e0 controllata acquisita esclusivamente al \n\ue61cne della sua vendita.\nIl Gruppo espone, in una voce separata del Conto econo-\nmico, un unico impo\ue61eo rappresentato dal totale:\n\u2022 degli utili o delle perdite delle discontinued operations \nal ne\ue61do degli e\ue61ae\ue61di \ue61cscali; e\n\u2022 della plusvalenza o minusvalenza, al ne\ue61do degli e\ue61ae\ue61di \n\ue61cscali, rilevata a seguito della valutazione al fair value al\nne\ue61do dei costi di vendita o della dismissione delle a\ue61di-\nvit\u00e0 (o gruppo in dismissione) che costituiscono la di-\nscontinued operation.\nI corrispondenti ammontari sono ripresentati nel Conto\neconomico per i periodi a confronto, cosicch\u00e9 l\u2019informativa\nsi riferisca a tu\ue61de le discontinued operations entro la data\ndi riferimento dell\u2019ultimo bilancio presentato. Se il Gruppo\ncessa di classi\ue61ccare un componente come posseduto per\nla vendita, i risultati del componente precedentemente\nesposto in bilancio tra le discontinued operations sono\nriclassi\ue61ccati e inclusi nell\u2019ambito del risultato delle conti-\nnuing operations per tu\ue61di gli esercizi presentati in bilancio.\nCe\ue61di\ue61fcati ambientali\nAlcune societ\u00e0 del Gruppo sono interessate dalle normati-\nve nazionali relative ai ce\ue61ei\ue61ccati verdi e ai ce\ue61ei\ue61ccati di e\ue619-\ncienza energetica (c.d. \u201cce\ue61ei\ue61ccati bianchi\u201d), nonch\u00e9 dall\u2019\u201cE-\nmission Trading System\u201d istituito a livello europeo.\nI ce\ue61ei\ue61ccati verdi, maturati in relazione alla produzione di\nenergia e\ue61ae\ue61duata con impianti che utilizzano risorse rin-\nnovabili e i ce\ue61ei\ue61ccati di e\ue619cienza energetica maturati in\nrelazione ai risparmi energetici conseguiti, che hanno ot-\ntenuto la ce\ue61ei\ue61ccazione dalla competente autorit\u00e0, sono\nassimilati a contributi non monetari in conto esercizio e\nrilevati al fair value, nell\u2019ambito degli altri proventi operativi,\ncon contropa\ue61eita le altre a\ue61divit\u00e0 di natura non \ue61cnanziaria,\nqualora i ce\ue61ei\ue61ccati non fossero ancora accreditati sul con-\nto propriet\u00e0, ovvero le rimanenze, qualora i ce\ue61ei\ue61ccati fos-\nsero gi\u00e0 accreditati.\nNel momento in cui i prede\ue61di ce\ue61ei\ue61ccati sono accreditati sul\nconto propriet\u00e0, il relativo valore \u00e8 riclassi\ue61ccato dalle altre\na\ue61divit\u00e0 alle rimanenze.\nI ricavi per la vendita di tali ce\ue61ei\ue61ccati sono rilevati nell\u2019ambi-\nto dei ricavi derivanti da contra\ue61di con i clienti, con conse-\nguente decremento delle relative rimanenze.\nAi \ue61cni della rilevazione contabile degli oneri derivanti da-\ngli obblighi normativi relativi ai ce\ue61ei\ue61ccati verdi, ai ce\ue61ei\ue61ccati\ndi e\ue619cienza energetica e alle quote di emissioni di CO\n2\n, il\nGruppo applica il cosidde\ue61do \u201cnet liability approach\u201d.\nTale tra\ue61damento contabile prevede che i ce\ue61ei\ue61ccati ambien-\ntali ricevuti gratuitamente e quelli autoprodo\ue61di nell\u2019ambito\ndello svolgimento dell\u2019a\ue61divit\u00e0 aziendale, destinati all\u2019adem-\npimento della compliance, siano rilevati al valore nomina-\nle (valore nullo). Inoltre, gli oneri sostenuti per acquistare\nsul mercato (o comunque o\ue61denere a titolo oneroso) gli\neventuali ce\ue61ei\ue61ccati mancanti per adempiere all\u2019obbligo del\nperiodo di riferimento sono rilevati a Conto economico,\nper competenza, nell\u2019ambito degli \u201cAltri costi operativi\u201d, in\nquanto rappresentano \u201coneri di sistema\u201d conseguenti all\u2019a-\ndempimento di un obbligo normativo.\nBenef\u00edci ai dipendenti\nLa passivit\u00e0 relativa ai benef\u00edci riconosciuti ai dipendenti\ned erogati in coincidenza o successivamente alla cessa-\nzione del rappo\ue61eo di lavoro per piani a benef\u00edci de\ue61cniti o\nper altri benef\u00edci a lungo termine erogati nel corso dell\u2019at-\ntivit\u00e0 lavorativa \u00e8 determinata, separatamente per ciascun\npiano, sulla base di ipotesi a\ue61duariali stimando l\u2019ammonta-\nre dei benef\u00edci futuri che i dipendenti hanno maturato alla\ndata di riferimento del bilancio (a\ue61draverso il \u201cmetodo di\nproiezione unitaria del credito\u201d).\nIn maggior de\ue61daglio, il valore a\ue61duale dei piani a benef\u00edci\nde\ue61cniti \u00e8 calcolato utilizzando un tasso determinato in\nbase ai rendimenti di mercato, alla data di riferimento di\nbilancio, di titoli obbligazionari di aziende primarie. Se\nnon esiste un mercato profondo di titoli obbligazionari di\naziende primarie nella valuta in cui l\u2019obbligazione \u00e8 espres-\nsa, viene utilizzato il corrispondente tasso di rendimento\ndei titoli pubblici.\nLa passivit\u00e0, al ne\ue61do delle eventuali a\ue61divit\u00e0 a servizio del\npiano, \u00e8 rilevata per competenza lungo il periodo di matu-\nrazione del diri\ue61do. La valutazione della passivit\u00e0 \u00e8 e\ue61ae\ue61dua-\nta da a\ue61duari indipendenti.\nSe le a\ue61divit\u00e0 a servizio del piano eccedono il valore a\ue61dua-\nle della relativa passivit\u00e0 a benef\u00edci de\ue61cniti, il surplus viene\nrilevato come a\ue61divit\u00e0 (nei limiti dell\u2019eventuale massimale).\nCon riferimento alle passivit\u00e0 (a\ue61divit\u00e0) per i piani a benef\u00edci\nde\ue61cniti, gli utili e le perdite a\ue61duariali derivanti dalla valuta-\nzione a\ue61duariale delle passivit\u00e0, il rendimento delle a\ue61divit\u00e0\na servizio del piano (al ne\ue61do degli associati interessi a\ue61di-\nvi) e l\u2019e\ue61ae\ue61do del massimale di a\ue61divit\u00e0 \u2013 asset ceiling \u2013 (al\nne\ue61do dei relativi interessi) sono rilevati nell\u2019ambito delle al-\ntre componenti del Conto economico complessivo (OCI),\nquando si veri\ue61ccano. Per gli altri benef\u00edci a lungo termine,\ni relativi utili e perdite a\ue61duariali sono rilevati a Conto eco-\nnomico.\nIn caso di modi\ue61cca di un piano a benef\u00edci de\ue61cniti o di intro-\nduzione di un nuovo piano, l\u2019eventuale costo previdenziale\nrelativo alle prestazioni di lavoro passate (past service cost)\n\u00e8 rilevato immediatamente a Conto economico.\nInoltre, il Gruppo \u00e8 impegnato in piani a contribuzione de-\n\ue61cnita per e\ue61ae\ue61do dei quali paga contributi \ue61cssi a una entit\u00e0\ndistinta (un fondo) e non avr\u00e0 un\u2019obbligazione legale o im-\nplicita a pagare ulteriori contributi se il fondo non dispo-\nnesse di risorse su\ue619cienti a pagare tu\ue61di i benef\u00edci ai dipen-\n\ndenti relativamente all\u2019a\ue61divit\u00e0 lavorativa svolta nell\u2019esercizio\ncorrente e in quelli precedenti. Tali piani sono generalmen-\nte istituiti con lo scopo di integrare le prestazioni pensio-\nnistiche successivamente alla \ue61cne del rappo\ue61eo di lavoro.\nI costi relativi a tali piani sono rilevati a Conto economico\nsulla base della contribuzione e\ue61ae\ue61duata nel periodo.\nTermination bene\ue61ft\nLe passivit\u00e0 per benef\u00edci dovuti ai dipendenti per la ces-\nsazione anticipata del rappo\ue61eo di lavoro derivano dalla\ndecisione da pa\ue61ee del Gruppo di concludere il rappo\ue61eo\ndi lavoro con un dipendente prima della normale data di\npensionamento oppure dalla scelta volontaria di un dipen-\ndente di acce\ue61dare un\u2019o\ue61ae\ue61ea, da pa\ue61ee del Gruppo, di tali\nbenef\u00edci in cambio della cessazione del rappo\ue61eo di lavoro.\nL\u2019evento che d\u00e0 origine a tale obbligazione \u00e8 la cessazio-\nne del rappo\ue61eo di lavoro piu\ue61dosto che l\u2019esistenza di tale\nrappo\ue61eo. I benef\u00edci dovuti ai dipendenti per la cessazione\nanticipata del rappo\ue61eo di lavoro sono rilevati nella data pi\u00f9\nimmediata tra le seguenti:\n\u2022 il momento in cui il Gruppo non pu\u00f2 pi\u00f9 ritirare l\u2019o\ue61ae\ue61ea \ndi tali benef\u00edci; e\n\u2022 il momento in cui il Gruppo rileva i costi di una ristru\ue61du-\nrazione che rientra nell\u2019ambito di applicazione dello IAS\n37 e implica il pagamento di benef\u00edci dovuti per la ces-\nsazione del rappo\ue61eo di lavoro.\nTali passivit\u00e0 sono valutate sulla base della natura del be-\nne\ue61ccio concesso. In pa\ue61eicolare, quando i benef\u00edci concessi\nrappresentano un miglioramento di altri benef\u00edci succes-\nsivi alla conclusione del rappo\ue61eo di lavoro riconosciuti ai\ndipendenti, la relativa passivit\u00e0 \u00e8 valutata secondo le di-\nsposizioni previste per tale tipologia di benef\u00edci. Altrimen-\nti, se si prevede che i benef\u00edci dovuti ai dipendenti per la\ncessazione del rappo\ue61eo di lavoro saranno liquidati intera-\nmente entro 12 mesi dalla chiusura dell\u2019esercizio in cui tali\nbenef\u00edci sono rilevati, la relativa passivit\u00e0 \u00e8 valutata secon-\ndo le disposizioni previste per i benef\u00edci a breve termine; se\nsi prevede che non saranno liquidati interamente entro 12\nmesi dalla chiusura dell\u2019esercizio in cui tali benef\u00edci sono ri-\nlevati, la relativa passivit\u00e0 \u00e8 valutata secondo le disposizioni\npreviste per gli altri benef\u00edci a lungo termine.\nPagamenti basati su azioni\nIl Gruppo a\ue61dua operazioni con pagamento basato su azioni\nregolate con strumenti rappresentativi di capitale nell\u2019am-\nbito della politica in materia di remunerazione ado\ue61data per\nl\u2019Amministratore Delegato/Dire\ue61dore Generale e per i diri-\ngenti con responsabilit\u00e0 strategiche.\nI pi\u00f9 recenti piani di incentivazione di lungo termine preve-\ndono l\u2019assegnazione ai destinatari di un incentivo rappre-\nsentato da una componente di natura azionaria e da una\ncomponente monetaria.\nAl \ue61cne di regolare la componente azionaria mediante l\u2019as-\nsegnazione gratuita di azioni Enel, \u00e8 stato approvato un\nprogramma di acquisto di azioni proprie a servizio di tali\npiani. Per ulteriori de\ue61dagli sui piani di incentivazione basati\nsu azioni, si rinvia alla nota 51 \u201cPagamenti basati su azioni\u201d.\nIl Gruppo rileva i servizi resi dai dipendenti come costo del\npersonale e stima indire\ue61damente il loro valore, e il corri-\nspondente incremento del patrimonio ne\ue61do, sulla base del\nfair value degli strumenti rappresentativi di capitale (ossia,\nazioni Enel) alla data di assegnazione. Tale fair value si basa\nsul prezzo di mercato osservabile delle azioni Enel (sul Mer-\ncato Telematico Azionario organizzato e gestito da Borsa\nItaliana SpA), tenendo conto dei termini e delle condizioni\nin base ai quali le azioni sono state assegnate (a eccezione\ndelle condizioni di maturazione escluse dalla misurazione\ndel fair value).\nIl costo per queste operazioni con pagamento basato su\nazioni regolate con strumenti rappresentativi di capitale \u00e8\nriconosciuto a Conto economico, con contropa\ue61eita a una\nspeci\ue61cca voce di patrimonio ne\ue61do, lungo il periodo in cui\nle condizioni di servizio e di rendimento sono soddisfa\ue61de\n(periodo di maturazione).\nIl costo complessivamente rilevato \u00e8 re\ue61di\ue61ccato a ogni data\ndi riferimento del bilancio \ue61cno alla data di maturazione per\nri\ue61be\ue61dere la migliore stima disponibile al Gruppo del nume-\nro di strumenti rappresentativi di capitale per i quali ci si\na\ue61dende che le condizioni di servizio e quelle di rendimento\ndiverse dalle condizioni di mercato saranno soddisfa\ue61de,\ncosicch\u00e9 l\u2019impo\ue61eo rilevato alla \ue61cne si basa sul numero ef-\nfe\ue61divo di strumenti rappresentativi di capitale che soddi-\nsfanno le condizioni di servizio e quelle di rendimento di-\nverse dalle condizioni di mercato alla data di maturazione.\nNon \u00e8 rilevato alcun costo per i premi che alla \ue61cne non ma-\nturano perch\u00e9 non sono state soddisfa\ue61de le condizioni di\nrendimento diverse da quelle di mercato e/o le condizioni\ndi servizio. Per contro, le operazioni sono considerate ma-\nturate indipendentemente dal fa\ue61do che siano soddisfa\ue61de\nle condizioni di mercato o di non maturazione, purch\u00e9 si-\nano soddisfa\ue61de tu\ue61de le altre condizioni di rendimento e/o\ndi servizio.\nFondi rischi e oneri\nI fondi per rischi e oneri sono rilevati quando, alla data di\nriferimento, in presenza di un\u2019obbligazione legale o implicita\nderivante da un evento passato, \u00e8 probabile che per sod-\ndisfare l\u2019obbligazione si render\u00e0 necessario un esborso di\nrisorse il cui ammontare \u00e8 stimabile in modo a\ue61dendibile. Se\nl\u2019e\ue61ae\ue61do \u00e8 signi\ue61ccativo, gli accantonamenti sono determina-\nti a\ue61dualizzando i \ue61bussi \ue61cnanziari futuri a\ue61desi a un tasso di\nsconto al lordo delle imposte che ri\ue61be\ue61de la valutazione cor-\nrente del mercato del costo del denaro in relazione al tempo\ne, se applicabile, il rischio speci\ue61cco a\ue61dribuibile all\u2019obbligazio-\nne. Quando l\u2019accantonamento \u00e8 a\ue61dualizzato, l\u2019adeguamen-\nto periodico del valore a\ue61duale dovuto al fa\ue61dore temporale \u00e8\nri\ue61besso nel Conto economico come onere \ue61cnanziario.\nLaddove si supponga che tu\ue61de le spese, o una pa\ue61ee di\nesse, richieste per estinguere un\u2019obbligazione vengano\n\nrimborsate da terzi, l\u2019indennizzo, se vi\ue61eualmente ce\ue61eo, \u00e8\nrilevato come un\u2019a\ue61divit\u00e0 distinta.\nSe la passivit\u00e0 \u00e8 connessa allo smantellamento degli impian-\nti e/o ripristino del sito in cui gli stessi insistono, il fondo \u00e8\nrilevato in contropa\ue61eita all\u2019a\ue61divit\u00e0 cui si riferisce e la rileva-\nzione dell\u2019onere a Conto economico avviene a\ue61draverso il\nprocesso di ammo\ue61eamento della prede\ue61da a\ue61divit\u00e0 materiale.\nSe la passivit\u00e0 \u00e8 connessa allo smaltimento e allo stoccag-\ngio delle scorie e di altri sca\ue61ei di materiali radioa\ue61divi, il fon-\ndo \u00e8 rilevato in contropa\ue61eita ai relativi costi operativi.\nUna passivit\u00e0 per ristru\ue61durazione si riferisce a un program-\nma piani\ue61ccato e controllato dalla direzione aziendale che\nmodi\ue61cca in maniera signi\ue61ccativa l\u2019ambito di un business\nintrapreso dal Gruppo oppure il modo in cui il business \u00e8\ngestito. Tale passivit\u00e0 \u00e8 rilevata quando sorge un\u2019obbliga-\nzione implicita, ossia quando il Gruppo ha approvato un\nde\ue61dagliato programma formale per la ristru\ue61durazione e ne\nha iniziato la realizzazione oppure ne ha gi\u00e0 comunicato gli\naspe\ue61di principali ai terzi interessati.\nI fondi non comprendono le passivit\u00e0 relative a tra\ue61damenti\nince\ue61ei ai \ue61cni dell\u2019imposta sul reddito che vengono rilevate\ncome passivit\u00e0 \ue61cscali.\nIl Gruppo potrebbe fornire una garanzia connessa alla ven-\ndita di un prodo\ue61do (sia esso bene o servizio) nell\u2019ambito di\ncontra\ue61di con i clienti rientranti nel dominio di applicazio-\nne dell\u2019IFRS 15, ai sensi del contra\ue61do, delle norme di legge\no conformemente alla sua abituale pratica commerciale.\nIn questo caso, il Gruppo valuta se la garanzia fornisca al\ncliente l\u2019assicurazione che il prodo\ue61do, ogge\ue61do di garanzia,\nfunzioner\u00e0 come previsto dalle pa\ue61ei, perch\u00e9 \u00e8 conforme\nalle speci\ue61cche concordate, oppure se la garanzia fornisca\nanche un servizio in aggiunta alla conformit\u00e0 del prodo\ue61do\nalle speci\ue61cche concordate.\nA seguito della valutazione e\ue61ae\ue61duata, se il Gruppo deter-\nmina che \u00e8 fornita una garanzia assicurativa, quando tra-\nsferisce il prodo\ue61do al cliente il Gruppo rileva separatamen-\nte una passivit\u00e0 e un corrispondente onere, che rappre-\nsenta un costo addizionale per la fornitura dei beni o servi-\nzi, senza a\ue61dribuire alcuna pa\ue61ee del prezzo dell\u2019operazione\n(e, quindi, dei ricavi) alla garanzia. La passivit\u00e0 \u00e8 misurata e\npresentata come un fondo per rischi e oneri.\nIn caso contrario, se il Gruppo determina che la garanzia\nfornisce un servizio aggiuntivo, il Gruppo contabilizza la\ngaranzia promessa come un\u2019obbligazione di fare confor-\nmemente alle previsioni dell\u2019IFRS 15, rilevando la passivit\u00e0\nderivante dal contra\ue61do come ricavo, lungo il periodo in cui\n\u00e8 fornito il servizio, e i relativi costi quando sono sostenuti.\nIn\ue61cne, qualora la garanzia includa sia un elemento di as-\nsicurazione sia uno di servizio e il Gruppo non pu\u00f2 ra-\ngionevolmente contabilizzarli separatamente, il Gruppo\ncontabilizza entrambe le garanzie insieme come un\u2019unica\nobbligazione di fare.\nPer i contra\ue61di i cui costi non discrezionali necessari per\nadempiere alle obbligazioni assunte sono superiori ai be-\nnef\u00edci economici che si suppone siano o\ue61denibili dal con-\ntra\ue61do (\u201ccontra\ue61di onerosi\u201d), il Gruppo rileva un accantona-\nmento pari al minore tra l\u2019eccedenza del costo necessario\nall\u2019adempimento rispe\ue61do ai benef\u00edci economici che si sup-\npone deriveranno dal contra\ue61do e qualsiasi risarcimento o\nsanzione derivante dall\u2019inadempienza del contra\ue61do stesso.\nLe variazioni di stima degli accantonamenti ai fondi in esa-\nme sono ri\ue61besse nel Conto economico dell\u2019esercizio in cui\navviene la variazione, a eccezione di quelle relative ai costi\nprevisti per smantellamento e/o ripristino che risultino da\ncambiamenti nei tempi e negli impieghi di risorse econo-\nmiche necessarie per estinguere l\u2019obbligazione o che ri-\nsultino da variazioni del tasso di sconto. Tali variazioni sono\npo\ue61eate a incremento o a riduzione del valore contabile\ndelle relative a\ue61divit\u00e0 e imputate a Conto economico tra-\nmite il processo di ammo\ue61eamento. Quando sono rilevate\na incremento del valore contabile dell\u2019a\ue61divit\u00e0, viene inoltre\nvalutato se il nuovo valore contabile dell\u2019a\ue61divit\u00e0 stessa pos-\nsa essere interamente recuperato. Qualora non lo fosse, si\nrileva una perdita a Conto economico pari all\u2019ammontare\nritenuto non recuperabile. Le variazioni di stima in diminu-\nzione sono rilevate in contropa\ue61eita all\u2019a\ue61divit\u00e0 \ue61cno a con-\ncorrenza del suo valore contabile e, per la pa\ue61ee eccedente,\nimmediatamente a Conto economico.\nPer maggiori de\ue61dagli sui criteri di stima ado\ue61dati nella de-\nterminazione della passivit\u00e0 relativa allo smantellamento\ne ripristino dei siti, e in pa\ue61eicolare per lo smantellamento\ndegli impianti nucleari e per lo stoccaggio delle scorie o di\naltri sca\ue61ei di materiali radioa\ue61divi, si rinvia alla nota 2.1 \u201cUso\ndi stime e giudizi del management\u201d.\nRicavi provenienti da contra\ue61ei con i clienti\nIl Gruppo rileva i ricavi derivanti da contra\ue61di con i clienti\nin modo da rappresentare fedelmente il trasferimento dei\nbeni e servizi promessi ai clienti, per un ammontare che\nri\ue61be\ue61de il corrispe\ue61divo al quale il Gruppo si aspe\ue61da di avere\ndiri\ue61do in cambio dei beni e dei servizi forniti.\nIl Gruppo applica questo principio cardine utilizzando il\nmodello costituito da cinque fasi (step) previsto dall\u2019IFRS\n15: \n\u2022 individuazione del contra\ue61do con il cliente (step 1).\n Il Gruppo applica l\u2019IFRS 15 ai contra\ue61di con clienti quando\nil contra\ue61do crea diri\ue61di e obbligazioni esigibili e soddisfa\ntu\ue61di i criteri forniti dallo step 1.\n Se tali criteri non sono soddisfa\ue61di, eventuali corrispe\ue61divi\nricevuti dai clienti sono generalmente rilevati come an-\nticipi;\n\u2022 individuazione delle obbligazioni di fare (step 2).\n Il Gruppo identi\ue61cca tu\ue61di i beni o servizi promessi nel\ncontra\ue61do, distinguendoli in obbligazioni di fare da con-\ntabilizzare distintamente se essi sono per loro natura tali\nda poter essere distinti e se sono distinti nell\u2019ambito del\ncontra\ue61do.\n Come eccezione, il Gruppo contabilizza come unica ob-\nbligazione di fare una serie di beni o servizi distinti che\n\nsono sostanzialmente uguali e che presentano le stesse\nmodalit\u00e0 di trasferimento al cliente nel corso del tempo.\n Nel valutare l\u2019esistenza e la natura delle obbligazioni di\nfare, il Gruppo considera tu\ue61di gli elementi del contra\ue61do\nmenzionati nello step 1.\n Per ciascun bene o servizio distinto, il Gruppo determi-\nna se agisce in qualit\u00e0 di \u201cprincipal\u201d o \u201cagent\u201d, a seconda\nche, rispe\ue61divamente, controlli o meno il bene o il servizio\npromesso prima che il controllo degli stessi sia trasferito\nal cliente. Quando il Gruppo agisce in qualit\u00e0 di \u201cagent\u201d,\ni ricavi sono rilevati su base ne\ue61da, corrispondenti agli\nonorari o alle commissioni cui si aspe\ue61da di avere diri\ue61do;\n\u2022 determinazione del prezzo dell\u2019operazione (step 3).\n Il prezzo dell\u2019operazione rappresenta l\u2019impo\ue61eo del cor-\nrispe\ue61divo cui si ritiene di avere diri\ue61do in cambio del tra-\nsferimento al cliente dei beni o servizi promessi, esclusi\ngli impo\ue61ei riscossi per conto terzi (per es., alcune impo-\nste sulle vendite e l\u2019imposta sul valore aggiunto).\n Il Gruppo determina il prezzo dell\u2019operazione all\u2019inizio\ndel contra\ue61do e lo re\ue61di\ue61cca in ciascun esercizio per tenere\nconto di eventuali cambiamenti delle circostanze.\n Nel determinare il prezzo dell\u2019operazione, il Gruppo\nconsidera se il prezzo dell\u2019operazione include corrispet-\ntivi variabili, corrispe\ue61divi non monetari ricevuti dal clien-\nte, corrispe\ue61divi da pagare al cliente e una componente\ndi \ue61cnanziamento signi\ue61ccativa;\n\u2022 ripa\ue61eizione del prezzo dell\u2019operazione (step 4).\n All\u2019inizio del contra\ue61do il Gruppo ripa\ue61eisce il prezzo\ndell\u2019operazione fra le diverse obbligazioni di fare indi-\nviduate, per ri\ue61be\ue61dere l\u2019impo\ue61eo del corrispe\ue61divo cui si\naspe\ue61da di avere diri\ue61do in cambio del trasferimento dei\nbeni o servizi promessi.\n Quando il contra\ue61do include un\u2019opzione per l\u2019acquisto di\nbeni o servizi aggiuntivi che rappresenta un diri\ue61do si-\ngni\ue61ccativo, il Gruppo alloca il prezzo dell\u2019operazione a\ntale obbligazione di fare (ossia, l\u2019opzione) e di\ue61aerisce i\nrelativi ricavi al momento in cui ha luogo il trasferimento\ndi tali beni o servizi futuri o la scadenza dell\u2019opzione.\n Il Gruppo, generalmente, ripa\ue61eisce il prezzo dell\u2019ope-\nrazione sulla base del prezzo di vendita a s\u00e9 stante di\nciascun bene o servizio promesso nel contra\ue61do (ovvero,\nil prezzo al quale il Gruppo venderebbe quel bene o ser-\nvizio separatamente al cliente);\n\u2022 rilevazione dei ricavi (step 5).\n Il Gruppo rileva i ricavi quando (o man mano che) cia-\nscuna obbligazione di fare \u00e8 soddisfa\ue61da con il trasferi-\nmento del bene o servizio promesso al cliente, ovvero\nquando il cliente ne acquisisce il controllo.\n A tal \ue61cne, come prima cosa, il Gruppo determina se uno\ndei criteri di adempimento dell\u2019obbligazione nel corso\ndel tempo \u00e8 soddisfa\ue61do. Per ogni obbligazione di fare\nadempiuta nel corso del tempo, il Gruppo rileva i rica-\nvi nel corso del tempo valutando i progressi verso l\u2019a-\ndempimento completo dell\u2019obbligazione utilizzando un\nmetodo basato sugli \u201coutput\u201d oppure sugli \u201cinput\u201d e ap-\nplicando un unico metodo di valutazione dei progressi\nrealizzati dall\u2019inizio del contra\ue61do \ue61cno al suo completo\nadempimento, in modo uniforme a obbligazioni di fare\nanaloghe e in circostanze analoghe.\n Nel caso in cui non sia in grado di valutare ragionevol-\nmente i progressi compiuti verso l\u2019adempimento com-\npleto dell\u2019obbligazione di fare, il Gruppo rileva i ricavi\nsolo nella misura dei costi sostenuti che sono conside-\nrati recuperabili.\n Se l\u2019obbligazione di fare non \u00e8 adempiuta nel corso del\ntempo, il Gruppo determina il momento in cui il cliente\nacquisisce il controllo del bene o servizio, considerando\nse gli indicatori di trasferimento del controllo colle\ue61diva-\nmente indicano che il cliente ha o\ue61denuto il controllo.\n Secondo il tipo di transazione, i criteri generali dell\u2019IFRS\n15 utilizzati sono riepilogati di seguito:\n \u2013 i ricavi delle vendite di beni sono rilevati nel momento \nin cui il cliente o\ue61diene il controllo dei beni, se il Grup-\npo considera che la vendita di tali beni \u00e8 adempiuta\nin un determinato momento;\n \u2013 i ricavi per le prestazioni di servizi sono rilevati sulla \nbase dei progressi verso il completo adempimen-\nto dell\u2019obbligazione di fare, valutati con un adeguato\nmetodo che meglio ri\ue61be\ue61de tali progressi, se il Gruppo\nconsidera che l\u2019obbligazione \u00e8 adempiuta nel corso\ndel tempo. Si ritiene che il metodo del costo sostenuto\n(cost-to-cost method) sia ada\ue61do a misurare i progres-\nsi, tranne nei casi in cui un\u2019analisi speci\ue61cca del con-\ntra\ue61do suggerisca l\u2019uso di un metodo alternativo, che\nri\ue61be\ue61da meglio l\u2019adempimento dell\u2019obbligazione di fare\ndel Gruppo alla data di riferimento del bilancio.\nSe l\u2019obbligazione di fare rientra in un contra\ue61do esistente la\ncui durata iniziale prevista non \u00e8 superiore a un anno o se\nil Gruppo rileva i ricavi generati dall\u2019adempimento dell\u2019ob-\nbligazione di fare per l\u2019impo\ue61eo che ha diri\ue61do a fa\ue61durare al\ncliente, non vengono fornite le informazioni relative alle ri-\nmanenti obbligazioni di fare.\nMaggiori de\ue61dagli riguardo l\u2019applicazione di tale modello\ndi rilevazione dei ricavi sono forniti nella nota 2.1 \u201cUso di\nstime e giudizi del management\u201d e nella nota 10.a \u201cRicavi\ndelle vendite e delle prestazioni\u201d.\nSe il Gruppo adempie l\u2019obbligazione di fare trasferendo\nbeni o servizi al cliente prima che quest\u2019ultimo paghi il cor-\nrispe\ue61divo o prima che il pagamento sia dovuto, il Gruppo\nrileva un\u2019a\ue61divit\u00e0 derivante da contra\ue61di con i clienti in rela-\nzione al diri\ue61do di o\ue61denere il corrispe\ue61divo in cambio dei beni\no servizi trasferiti al cliente.\nSe il cliente paga il corrispe\ue61divo prima che si veri\ue61cchi il tra-\nsferimento dei beni o servizi al cliente medesimo, il Gruppo\nrileva una passivit\u00e0 derivante da contra\ue61di con i clienti nel\nmomento in cui \u00e8 e\ue61ae\ue61duato il pagamento (o in cui il paga-\nmento \u00e8 dovuto); tale passivit\u00e0 sar\u00e0 rilevata come ricavo\nquando il Gruppo adempie l\u2019obbligazione di fare prevista\ndal contra\ue61do.\n\nAltri ricavi\nIl Gruppo rileva i ricavi diversi da quelli derivanti da con-\ntra\ue61di con i clienti principalmente con riferimento a:\n\u2022 ricavi derivanti dalla vendita di commodity energeti-\nche basati su contra\ue61di con consegna \ue61csica, che non si\nquali\ue61ccano per la \u201cown use exemption\u201d e sono quindi\nrilevati al FVTPL ai sensi dell\u2019IFRS 9;\n\u2022 variazioni del fair value di contra\ue61di chiusi per la vendita \ndi commodity energetiche con consegna \ue61csica, che \nnon si quali\ue61ccano per la \u201cown use exemption\u201d e quindi\nrilevati al FVTPL ai sensi dell\u2019IFRS 9;\n\u2022 ricavi da leasing operativi contabilizzati per compe-\ntenza in base alla sostanza del relativo accordo di le-\nasing.\nAltri proventi operativi\nGli altri proventi operativi riguardano principalmente le\nplusvalenze da alienazione di beni non derivanti dall\u2019a\ue61di-\nvit\u00e0 cara\ue61deristica del Gruppo e i contributi pubblici.\nI contributi pubblici, inclusi i contributi non monetari\nvalutati al fair value, sono rilevati quando esiste una ra-\ngionevole ce\ue61eezza che saranno ricevuti e che il Gruppo\nrispe\ue61der\u00e0 tu\ue61de le condizioni previste dal Governo, da enti\ngovernativi e analoghi enti locali, nazionali o internazio-\nnali per la loro erogazione.\nIl bene\ue61ccio di un \ue61cnanziamento pubblico a un tasso di in-\nteresse inferiore a quello di mercato \u00e8 tra\ue61dato come un\ncontributo pubblico. Il \ue61cnanziamento \u00e8 inizialmente rile-\nvato al fair value e il contributo pubblico \u00e8 misurato come \ndi\ue61aerenza tra il valore contabile iniziale e il corrispe\ue61divo \nricevuto. Il \ue61cnanziamento \u00e8 successivamente valutato\nconformemente alle disposizioni previste per le passivit\u00e0 \n\ue61cnanziarie.\nI contributi pubblici sono rilevati a Conto economico, con\nun criterio sistematico, negli esercizi in cui il Gruppo rile-\nva come costi le relative spese che i contributi intendono\ncompensare.\nQuando il Gruppo riceve contributi pubblici so\ue61do forma\ndi trasferimenti di a\ue61divit\u00e0 non monetarie destinate all\u2019uti-\nlizzo aziendale, rileva sia il contributo sia il bene al fair va-\nlue dell\u2019a\ue61divit\u00e0 non monetaria alla data del trasferimento.\nI contributi pubblici in conto impianti, inclusi quelli so\ue61do\nforma di trasferimenti di a\ue61divit\u00e0 non monetarie, ricevuti\nper l\u2019acquisto, la costruzione o l\u2019acquisizione di a\ue61divit\u00e0 \nimmobilizzate (per es., immobili, impianti e macchinari\no a\ue61divit\u00e0 immateriali), sono po\ue61eati a riduzione del valore\ncontabile del bene e rilevati a Conto economico durante\nla vita ammo\ue61eizzabile del bene come riduzione del costo\ndell\u2019ammo\ue61eamento. Nel caso non ci siano elementi per\nconsentirne un\u2019adeguata a\ue61dribuzione alle relative a\ue61divi-\nt\u00e0 immobilizzate cui si riferiscono, i contributi pubblici in \nconto impianti sono rilevati come risconti passivi, tra le\naltre passivit\u00e0, e accreditati a Conto economico su base\nsistematica lungo la vita utile del bene.\nProventi e oneri \ue61fnanziari da derivati\nI proventi e oneri \ue61cnanziari da derivati includono:\n\u2022 proventi e oneri da derivati valutati al fair value rilevato \na Conto economico sul rischio di tasso di interesse e\ntasso di cambio;\n\u2022 proventi e oneri da derivati di fair value hedge sul rischio \ndi tasso di interesse;\n\u2022 proventi e oneri da derivati di cash \ue61bow hedge sul ri-\nschio di tasso di interesse e tasso di cambio.\nAltri proventi e oneri \ue61fnanziari\nPer tu\ue61de le a\ue61divit\u00e0 e passivit\u00e0 \ue61cnanziarie valutate al costo\nammo\ue61eizzato e le a\ue61divit\u00e0 \ue61cnanziarie che maturano interes-\nsi classi\ue61ccate come al fair value rilevato a Conto econo-\nmico complessivo, gli interessi a\ue61divi e passivi sono rilevati\nutilizzando il metodo del tasso di interesse e\ue61ae\ue61divo.\nGli interessi a\ue61divi sono rilevati nella misura in cui \u00e8 proba-\nbile che i benef\u00edci economici a\ue618uiranno al Gruppo e il loro\nammontare possa essere a\ue61dendibilmente valutato.\nGli altri proventi e oneri \ue61cnanziari includono anche le varia-\nzioni di fair value di strumenti \ue61cnanziari diversi dai derivati.\nDividendi\nI dividendi sono rilevati quando \u00e8 stabilito il diri\ue61do incondi-\nzionato a riceverne il pagamento.\nI dividendi e gli acconti sui dividendi pagabili agli azioni-\nsti della Capogruppo e ai terzi sono rappresentati come\nmovimento del patrimonio ne\ue61do alla data in cui sono ap-\nprovati, rispe\ue61divamente, dall\u2019Assemblea degli azionisti e dal\nConsiglio di Amministrazione.\nImposte sul reddito\nImposte correnti sul reddito\nLe imposte correnti sul reddito dell\u2019esercizio, iscri\ue61de tra i\n\u201cdebiti per imposte sul reddito\u201d al ne\ue61do degli acconti ver-\nsati, ovvero nella voce \u201ccrediti per imposte sul reddito\u201d\nqualora il saldo ne\ue61do risulti a credito, sono determinate in\nbase alla stima del reddito imponibile e in conformit\u00e0 alle\ndisposizioni in vigore.\nTali debiti e crediti sono determinati applicando le aliquote\n\ue61cscali previste da provvedimenti promulgati o sostanzial-\nmente promulgati alla data di riferimento del bilancio.\nLe imposte correnti sono rilevate nel Conto economico,\na eccezione di quelle relative a voci rilevate al di fuori del\nConto economico che sono riconosciute dire\ue61damente a\npatrimonio ne\ue61do.\nImposte sul reddito di\ue61berite e anticipate\nLe passivit\u00e0 \ue61cscali di\ue61aerite e le a\ue61divit\u00e0 per imposte antici-\npate sono calcolate sulle di\ue61aerenze temporanee tra i valori\ncontabili delle passivit\u00e0 e delle a\ue61divit\u00e0 iscri\ue61de in bilancio e\ni corrispondenti valori riconosciuti ai \ue61cni \ue61cscali applicando\n\nl\u2019aliquota \ue61cscale in vigore alla data in cui la di\ue61aerenza tem-\nporanea si riverser\u00e0, determinata sulla base delle aliquote\n\ue61cscali previste da provvedimenti promulgati o sostanzial-\nmente promulgati alla data di riferimento del bilancio.\nLe passivit\u00e0 \ue61cscali di\ue61aerite sono rilevate in relazione alle dif-\nferenze temporanee imponibili, salvo che tali passivit\u00e0 deri-\nvino dalla rilevazione iniziale dell\u2019avviamento o in riferimento\na di\ue61aerenze temporanee imponibili riferibili a pa\ue61eecipazioni\nin societ\u00e0 controllate, collegate e joint venture, quando il\nGruppo \u00e8 in grado di controllare i tempi dell\u2019annullamento\ndelle di\ue61aerenze temporanee ed \u00e8 probabile che, nel preve-\ndibile futuro, la di\ue61aerenza temporanea non si annuller\u00e0.\nLe a\ue61divit\u00e0 per imposte anticipate si riferiscono a tu\ue61de le\ndi\ue61aerenze temporanee deducibili, nonch\u00e9 al ripo\ue61eo a nuo-\nvo di perdite \ue61cscali e di crediti d\u2019imposta non utilizzati. Per i\nde\ue61dagli riguardo alla recuperabilit\u00e0 di tali a\ue61divit\u00e0, si riman-\nda allo speci\ue61cco paragrafo nell\u2019ambito delle stime.\nLe imposte sul reddito di\ue61aerite e anticipate sono rilevate\nnel Conto economico, a eccezione di quelle relative a voci\nrilevate al di fuori del Conto economico che sono ricono-\nsciute dire\ue61damente a patrimonio ne\ue61do.\nLe a\ue61divit\u00e0 per imposte anticipate e le passivit\u00e0 \ue61cscali di\ue61ae-\nrite sono compensate solo se esiste un diri\ue61do legalmente\nesercitabile di compensare le a\ue61divit\u00e0 \ue61cscali correnti con le\npassivit\u00e0 \ue61cscali correnti e se sono relative a imposte sul red-\ndito applicate dalla medesima Autorit\u00e0 Fiscale sullo stesso\nsogge\ue61do passivo d\u2019imposta oppure su sogge\ue61di passivi d\u2019im-\nposta diversi che intendono regolare le passivit\u00e0 e le a\ue61divit\u00e0\n\ue61cscali correnti su base ne\ue61da, o realizzare le a\ue61divit\u00e0 e regolare\nle passivit\u00e0 contemporaneamente, in ciascun esercizio suc-\ncessivo nel quale si prevede che siano regolati o recuperati\nammontari signi\ue61ccativi di passivit\u00e0 o di a\ue61divit\u00e0 \ue61cscali di\ue61aerite.\nInce\ue61dezza sui tra\ue61eamenti ai \ue61fni dell\u2019imposta sul reddito\nNella de\ue61cnizione di ince\ue61eezza, andr\u00e0 considerato se un\ndato tra\ue61damento \ue61cscale risulter\u00e0 acce\ue61dabile per l\u2019Auto-\nrit\u00e0 Fiscale. Se si ritiene probabile che l\u2019Autorit\u00e0 Fiscale\nacce\ue61di il tra\ue61damento \ue61cscale (con il termine \u201cprobabile\u201d\ninteso come \u201cpi\u00f9 verosimile che non\u201d), allora il Gruppo ri-\nleva e valuta le proprie imposte correnti o di\ue61aerite a\ue61dive e \npassive applicando le disposizioni dello IAS 12.\nDi converso, se il Gruppo ritiene che non sia probabile \nche l\u2019Autorit\u00e0 Fiscale acce\ue61di il tra\ue61damento \ue61cscale ai \ue61cni \ndell\u2019imposta sul reddito, il Gruppo ri\ue61be\ue61de l\u2019e\ue61ae\ue61do di tale\nince\ue61eezza avvalendosi del metodo che meglio prevede la \nrisoluzione del tra\ue61damento \ue61cscale ince\ue61eo. Il Gruppo de-\ncide se prendere in considerazione ciascun tra\ue61damento\n\ue61cscale ince\ue61eo separatamente o congiuntamente a uno o\npi\u00f9 tra\ue61damenti \ue61cscali ince\ue61ei, scegliendo l\u2019approccio che\nmeglio prevede la soluzione dell\u2019ince\ue61eezza. Nel valutare\nse e in che modo l\u2019ince\ue61eezza incide sul tra\ue61damento \ue61c-\nscale, il Gruppo ipotizza che l\u2019Autorit\u00e0 Fiscale acce\ue61di o\nmeno un tra\ue61damento \ue61cscale ince\ue61eo presumendo che la\nstessa, in fase di veri\ue61cca, controller\u00e0 gli impo\ue61ei che ha il\ndiri\ue61do di esaminare e che sar\u00e0 a completa conoscenza\ndi tu\ue61de le relative informazioni. Il Gruppo ri\ue61be\ue61de l\u2019e\ue61ae\ue61do \ndell\u2019ince\ue61eezza nel determinare le imposte correnti e dif-\nferite, usando il metodo del valore a\ue61deso o dell\u2019impo\ue61eo \npi\u00f9 probabile, a seconda di quale metodo meglio prevede \nla soluzione dell\u2019ince\ue61eezza.\nPoich\u00e9 le posizioni \ue61cscali ince\ue61ee si riferiscono alla de\ue61cni-\nzione di imposte sul reddito, il Gruppo espone le a\ue61divit\u00e0/\npassivit\u00e0 \ue61cscali ince\ue61ee come imposte correnti o imposte \ndi\ue61aerite.\n\n2. Princ\u00edpi contabili\n2.1 Uso di stime e giudizi del management\nLa redazione del Bilancio consolidato, in applicazione de-\ngli IFRS-EU, richiede che il management prenda decisioni\ned e\ue61ae\ue61dui stime e assunzioni che possono aver e\ue61ae\ue61do sui \nvalori dei ricavi, dei costi, delle a\ue61divit\u00e0 e delle passivit\u00e0 e\nsulla relativa informativa, nonch\u00e9 sulle a\ue61divit\u00e0 e passivit\u00e0\npotenziali alla data di riferimento. Le stime e i giudizi del\nmanagement si basano sulle esperienze pregresse e su\naltri fa\ue61dori considerati ragionevoli nella fa\ue61dispecie; essi\nvengono ado\ue61dati quando il valore contabile delle a\ue61divit\u00e0 e\npassivit\u00e0 non \u00e8 facilmente desumibile da altre fonti. I risul-\ntati che si consuntiveranno, pe\ue61eanto, potrebbero di\ue61aerire\nda tali stime. Le stime e le assunzioni sono riviste periodi-\ncamente e gli e\ue61ae\ue61di di ogni variazione sono ri\ue61bessi a Conto\neconomico, qualora la revisione interessi solo quell\u2019eserci-\nzio; nel caso in cui, invece, la stessa interessi esercizi sia\ncorrenti sia futuri, la variazione \u00e8 rilevata nell\u2019esercizio in\ncui la revisione viene e\ue61ae\ue61duata e nei relativi periodi futuri.\nAl \ue61cne di una migliore comprensione del Bilancio, di se-\nguito sono indicate le principali voci di bilancio interessate\ndall\u2019uso di stime contabili e le fa\ue61dispecie che risentono di\nuna signi\ue61ccativa componente del giudizio del manage-\nment, evidenziando le principali assunzioni utilizzate nel\nloro processo di valutazione, nel rispe\ue61do dei sopra richia-\nmati IFRS-EU. La criticit\u00e0 insita in tali valutazioni \u00e8 deter-\nminata dal ricorso ad assunzioni e/o a giudizi professionali\nrelativi a tematiche per loro natura ince\ue61ee.\nLe modi\ue61cche delle condizioni alla base delle assunzioni e \ndei giudizi ado\ue61dati potrebbero determinare un impa\ue61do si-\ngni\ue61ccativo sui risultati successivi.\nLe informazioni incluse nel Bilancio consolidato sono se-\nlezionate sulla base di un\u2019analisi di materialit\u00e0 e\ue61ae\ue61duata in\nlinea con i requisiti previsti dal Practice Statement 2 \u201cMa-\nking Materiality Judgments\u201d, emesso dall\u2019International Ac-\ncounting Standards Board (IASB)\n(22)\n.\nInoltre, per quanto riguarda gli impa\ue61di della pandemia da\nCOVID-19, il perdurare dell\u2019instabilit\u00e0 legata alla pandemia\nstessa determina un\u2019ince\ue61eezza sulle previsioni in merito \nalla futura evoluzione del contesto macroeconomico, \ue61c-\nnanziario e di business in cui opera il Gruppo che si ri\ue61be\ue61de\nsulle valutazioni e sulle stime e\ue61ae\ue61duate dal management\nriguardo ai valori contabili delle a\ue61divit\u00e0 e delle passivit\u00e0\ninteressate da maggiore volatilit\u00e0. A tale riguardo, si ri-\nmanda alla nota 6 \u201cInformazioni relative al COVID-19\u201d per\nl\u2019indicazione delle aree di bilancio cara\ue61derizzate da stime\ne giudizi che risentono della pandemia da COVID-19, an-\nche sulla base delle informazioni disponibili al 31 dicembre\n2021 e considerando lo scenario in continua evoluzione.\nPer quanto riguarda gli e\ue61ae\ue61di delle tematiche legate al\ncambiamento climatico, il Gruppo ha ritenuto che il cam-\nbiamento climatico rappresenti un elemento implicito\nnell\u2019applicazione delle metodologie e dei modelli utilizzati\nper e\ue61ae\ue61duare stime nella valutazione e/o misurazione di al-\ncune voci contabili. Inoltre, il Gruppo ha anche tenuto conto\ndegli impa\ue61di del cambiamento climatico nei giudizi signi-\n\ue61ccativi fa\ue61di dal management. A tale riguardo, le principali\nvoci incluse nel Bilancio consolidato al 31 dicembre 2021\ninteressate dall\u2019utilizzo di stime e giudizi del management\nsi riferiscono all\u2019impairment delle a\ue61divit\u00e0 non \ue61cnanziarie, \nalle obbligazioni connesse alla transizione energetica, in-\ncluse quelle per lo smantellamento e il ripristino dei siti di\nalcuni impianti di generazione, e all\u2019adeguamento di valore\ndel magazzino relativo ad alcuni impianti a carbone. Per ul-\nteriori de\ue61dagli su tali voci, si rinvia alla nota 18 \u201cImmobili,\nimpianti e macchinari\u201d, alla nota 23 \u201cAvviamento\u201d, alla nota\n32 \u201cRimanenze\u201d e alla nota 39 \u201cFondi rischi e oneri\u201d.\n\n(22) \u201cUn\u2019informazione \u00e8 rilevante se la sua omissione, errata indicazione od occultamento potrebbe in\ue61buenzare le decisioni che gli utilizzatori principali dei bilanci \nprendono sulla base di questi bilanci, i quali forniscono informazioni \ue61cnanziarie circa una speci\ue61cca societ\u00e0\u201d.\n\n\u2022 si esplicita in una voce separata l\u2019e\ue61ae\ue61do cambio sulle \ndisponibilit\u00e0 liquide e mezzi equivalenti e si stornano,\nquindi, integralmente gli e\ue61ae\ue61di di Conto economico in\nmodo da neutralizzare il loro e\ue61ae\ue61do nel cash \ue61bow da at-\ntivit\u00e0 operativa.\nPer maggiori de\ue61dagli sui \ue61bussi di cassa del Rendiconto \ue61c-\nnanziario, si rimanda alla nota relativa ai \u201cFlussi \ue61cnanziari\u201d\ndella Relazione sulla gestione.\nIl Bilancio consolidato \u00e8 reda\ue61do nella prospe\ue61diva della conti-\nnuit\u00e0 aziendale applicando il metodo del costo storico, a ec-\ncezione delle voci di bilancio che secondo gli IFRS-EU sono\nrilevate al fair value, come indicato nei criteri di valutazione\ndelle singole voci, e delle a\ue61divit\u00e0 non correnti e dei gruppi in\ndismissione classi\ue61ccati come posseduti per la vendita che\nsono valutati al minore tra il valore contabile e il fair value al\nne\ue61do dei costi di vendita.\nLa valuta utilizzata dal Gruppo per la presentazione del Bi-\nlancio consolidato \u00e8 l\u2019euro, valuta funzionale della Capo-\ngruppo Enel SpA; tu\ue61di i valori sono espressi in milioni di euro,\ntranne quando diversamente indicato.\nIl Conto economico consolidato, lo Stato patrimoniale con-\nsolidato e il Rendiconto \ue61cnanziario consolidato ripo\ue61eano le\noperazioni con pa\ue61ei correlate, la cui de\ue61cnizione \u00e8 ripo\ue61eata\nnella nota 2.2 \u201cPrinc\u00edpi contabili signi\ue61ccativi\u201d.\nIl Bilancio consolidato fornisce informativa comparativa del\nprecedente esercizio.\n\n\n\nUso di stime\nRicavi provenienti da contra\ue61ei con clienti\nI ricavi delle vendite di energia ele\ue61drica e gas ai clienti \ue61cnali\nsono rilevati al momento della fornitura dell\u2019ele\ue61dricit\u00e0 o del\ngas e comprendono, oltre a quanto fa\ue61durato in base a let-\nture periodiche (e di competenza dell\u2019esercizio) oppure in\nbase ai volumi comunicati dai distributori e dai traspo\ue61eatori,\nuna stima dell\u2019energia ele\ue61drica e del gas erogati nell\u2019eser-\ncizio ma non ancora fa\ue61durati, quale di\ue61aerenza tra l\u2019energia\nele\ue61drica e gas immessi nella rete di distribuzione e quelli fat-\nturati nell\u2019esercizio, calcolata tenendo conto delle eventuali\nperdite di rete. I ricavi tra la data di ultima le\ue61dura e la \ue61cne\ndell\u2019esercizio si basano su stime del consumo giornaliero del\ncliente, principalmente fondate sul suo pro\ue61clo storico, re\ue61di-\n\ue61ccato per ri\ue61be\ue61dere le condizioni atmosferiche o altri fa\ue61dori\nche possono in\ue61buire sui consumi ogge\ue61do di stima.\nPer ulteriori de\ue61dagli su tali ricavi, si rimanda alla nota 10.a\n\u201cRicavi delle vendite e delle prestazioni\u201d.\nImpairment delle a\ue61eivit\u00e0 non \ue61fnanziarie\nA\ue61divit\u00e0 quali immobili, impianti e macchinari, investimenti\nimmobiliari, a\ue61divit\u00e0 immateriali, a\ue61divit\u00e0 consistenti nel dirit-\nto di utilizzo di un\u2019a\ue61divit\u00e0 so\ue61dostante, avviamento e pa\ue61ee-\ncipazioni in societ\u00e0 collegate/joint venture subiscono una\nriduzione di valore quando il loro valore contabile supera il\nvalore recuperabile, rappresentato dal maggiore fra il fair\nvalue, al ne\ue61do dei costi di dismissione, e il valore d\u2019uso.\nLe veri\ue61cche del valore recuperabile di tali a\ue61divit\u00e0 vengono\nsvolte secondo i criteri previsti dallo IAS 36 e pi\u00f9 de\ue61daglia-\ntamente descri\ue61di nella nota 23 \u201cAvviamento\u201d.\nNel determinare il valore recuperabile, il Gruppo applica\ngeneralmente il criterio del valore d\u2019uso. Per valore d\u2019uso\nsi intende il valore a\ue61duale dei \ue61bussi \ue61cnanziari futuri che si\nprevede abbiano origine dall\u2019a\ue61divit\u00e0 ogge\ue61do di valutazione,\na\ue61dualizzati utilizzando un tasso di sconto, al lordo delle im-\nposte, che ri\ue61be\ue61de le valutazioni correnti di mercato del va-\nlore temporale del denaro e dei rischi speci\ue61cci dell\u2019a\ue61divit\u00e0.\nI \ue61bussi \ue61cnanziari futuri a\ue61desi utilizzati per determinare il va-\nlore d\u2019uso si basano sul pi\u00f9 recente Piano Industriale, ap-\nprovato dal management, contenente le previsioni di volu-\nmi, ricavi, costi operativi e investimenti. Queste previsioni\ncoprono il periodo dei prossimi tre anni; per gli esercizi\nsuccessivi, si tiene conto:\n\u2022 delle ipotesi sull\u2019evoluzione di lungo termine delle prin-\ncipali variabili considerate nel calcolo dei \ue61bussi di cassa,\nnonch\u00e9 della vita media utile residua degli asset o della du-\nrata delle concessioni, in base alle speci\ue61ccit\u00e0 dei business;\n\u2022 di un tasso di crescita a lungo termine pari alla crescita \ndi lungo periodo della domanda ele\ue61drica e/o dell\u2019in\ue61ba-\nzione (in funzione del Paese e del business) e comunque\nnon eccedente il tasso medio di crescita nel lungo ter-\nmine del mercato di riferimento.\nIl valore recuperabile \u00e8 sensibile alle stime e alle assunzioni\nutilizzate per la determinazione dell\u2019ammontare dei \ue61bussi\ndi cassa e ai tassi di a\ue61dualizzazione applicati. Tu\ue61davia, pos-\nsibili variazioni negli assunti di base su cui si basano tali\ncalcoli potrebbero produrre di\ue61aerenti valori recuperabili.\nL\u2019analisi di ciascuno dei gruppi di a\ue61divit\u00e0 non \ue61cnanziarie\n\u00e8 unica e richiede alla direzione aziendale l\u2019uso di stime e\nipotesi considerate prudenti e ragionevoli in relazione alle\nspeci\ue61cche circostanze.\nNello scenario a\ue61duale, l\u2019analisi degli indicatori di riduzione\ndi valore \u00e8 diventata ancora pi\u00f9 impo\ue61eante in quanto si \u00e8\ncercato anche di valutare se l\u2019impa\ue61do della pandemia da\nCOVID-19 abbia potuto ridurre il valore contabile di alcune\na\ue61divit\u00e0 non \ue61cnanziarie al 31 dicembre 2021. Per questo mo-\ntivo, il Gruppo ha a\ue61dentamente considerato gli e\ue61ae\ue61di della\npandemia da COVID-19 nel determinare l\u2019esistenza di even-\ntuali indicazioni di impairment per le a\ue61divit\u00e0 non \ue61cnanziarie.\nInoltre, in linea con il suo modello di business e nel conte-\nsto dell\u2019accelerazione della de-carbonizzazione del mix di\ngenerazione e di guida del processo di transizione ener-\ngetica, il Gruppo ha anche a\ue61dentamente valutato se le\ntematiche legate al cambiamento climatico abbiano inci-\nso sulle ipotesi ragionevoli e sostenibili utilizzate per sti-\nmare le proiezioni dei \ue61bussi \ue61cnanziari. A tal riguardo, ove\nnecessario, il Gruppo ha tenuto conto anche degli impa\ue61di\nderivanti dal cambiamento climatico nel lungo periodo, in\npa\ue61eicolare considerando nella stima del valore terminale\nun tasso di crescita di lungo termine allineato alla variazio-\nne della domanda ele\ue61drica risultante dai modelli energetici\nper Paese.\nLe informazioni sulle principali assunzioni utilizzate per sti-\nmare il valore recuperabile delle a\ue61divit\u00e0 con riferimento agli\nimpa\ue61di relativi al cambiamento climatico nonch\u00e9 quelle re-\nlative alle variazioni di tali assunzioni sono fornite nella nota\n23 \u201cAvviamento\u201d.\nPerdite a\ue61eese su a\ue61eivit\u00e0 \ue61fnanziarie\nAlla \ue61cne di ciascuna data di riferimento del bilancio, il Grup-\npo rileva un fondo per le perdite a\ue61dese sui crediti commer-\nciali e altre a\ue61divit\u00e0 \ue61cnanziarie valutate al costo ammo\ue61eiz-\nzato, gli strumenti di debito valutati al fair value rilevato a\nConto economico complessivo, le a\ue61divit\u00e0 derivanti da con-\ntra\ue61di con i clienti e tu\ue61de le altre a\ue61divit\u00e0 rientranti nell\u2019ambi-\nto di applicazione dell\u2019impairment.\nI fondi per perdite a\ue61dese sulle a\ue61divit\u00e0 \ue61cnanziarie si basano\nsu assunzioni riguardanti il rischio di default e la misurazio-\nne delle perdite a\ue61dese. Nel formulare tali assunzioni e se-\nlezionare gli input per il calcolo della perdita a\ue61desa, il ma-\nnagement utilizza il proprio giudizio professionale, basato\nsulla esperienza pregressa del Gruppo, sulle condizioni di\nmercato a\ue61duali, oltre che su stime prospe\ue61diche alla \ue61cne di\nciascuna data di riferimento del bilancio.\nLa perdita a\ue61desa (Expected Credit Loss, ECL) \u2013 calcolata\nutilizzando la probabilit\u00e0 di default (PD), la perdita in caso\ndi default (LGD) e l\u2019esposizione al rischio in caso di default\n(EAD) \u2013 \u00e8 la di\ue61aerenza fra i \ue61bussi \ue61cnanziari dovuti in base \nal contra\ue61do e i \ue61bussi \ue61cnanziari a\ue61desi (comprensivi di tu\ue61di\n\ni mancati incassi) a\ue61dualizzati usando il tasso di interesse\ne\ue61ae\ue61divo originario (EIR).\nIn pa\ue61eicolare, per i crediti commerciali, le a\ue61divit\u00e0 deri-\nvanti da contra\ue61di con i clienti e i crediti per leasing, com-\npresi quelli con una componente \ue61cnanziaria signi\ue61ccativa,\nil Gruppo applica l\u2019approccio sempli\ue61ccato, calcolando le\nperdite a\ue61dese su un periodo corrispondente all\u2019intera vita\ndell\u2019a\ue61divit\u00e0, generalmente pari a 12 mesi. Sulla base dello\nspeci\ue61cco mercato di riferimento e del quadro normativo\napplicabile, nonch\u00e9 delle aspe\ue61dative di recupero oltre i 90\ngiorni, per tali crediti, ai \ue61cni del calcolo delle perdite a\ue61dese\nil Gruppo applica principalmente una de\ue61cnizione di default\npari a 180 giorni di scaduto, in quanto \u00e8 considerato quale\nindicatore maggiormente rappresentativo dell\u2019incremento\nsigni\ue61ccativo del rischio di credito. Di conseguenza, le a\ue61di-\nvit\u00e0 \ue61cnanziarie scadute da oltre 90 giorni non sono gene-\nralmente considerate in default, fa\ue61da eccezione per alcuni\nspeci\ue61cci se\ue61dori commerciali regolamentati.\nPer i crediti commerciali e le a\ue61divit\u00e0 derivanti da contrat-\nti con i clienti, il Gruppo applica prevalentemente un ap-\nproccio colle\ue61divo basato sul raggruppamento dei crediti\ncommerciali e a\ue61divit\u00e0 derivanti da contra\ue61di con i clienti in\ncluster, tenuto conto dello speci\ue61cco contesto regolatorio\ne di business di riferimento. Il Gruppo ado\ue61da un approccio\nanalitico solo per i crediti commerciali che il management\nconsidera singolarmente signi\ue61ccativi e in presenza di spe-\nci\ue61cche informazioni sull\u2019incremento signi\ue61ccativo del rischio\ndi credito.\nIn caso di valutazioni individuali, la PD \u00e8 o\ue61denuta prevalen-\ntemente da provider esterni.\nDiversamente, in caso di valutazioni su base colle\ue61diva, i\ncrediti commerciali sono raggruppati in base alle cara\ue61de-\nristiche di rischio di credito condivise e informazioni sullo\nscaduto, considerando una speci\ue61cca de\ue61cnizione di default.\nIn base a ciascun business e framework regolatorio loca-\nle, nonch\u00e9 alle di\ue61aerenze fra i po\ue61eafogli di clienti, anche\nin termini di cara\ue61deristiche di rischio, di tassi di default e\naspe\ue61dative di recupero, sono de\ue61cniti speci\ue61cci cluster.\nSi presuppone che le a\ue61divit\u00e0 derivanti da contra\ue61di con i\nclienti presentino sostanzialmente le stesse cara\ue61deristiche\ndi rischio dei crediti commerciali, a parit\u00e0 di tipologie con-\ntra\ue61duali.\nAl \ue61cne di misurare la ECL per i crediti commerciali su base\ncolle\ue61diva, nonch\u00e9 per le a\ue61divit\u00e0 derivanti da contra\ue61di con i\nclienti, il Gruppo considera le seguenti assunzioni riguardo\nai parametri ECL:\n\u2022 la PD, ipotizzata pari al tasso medio di default, \u00e8 calco-\nlata per cluster e considerando dati storici di almeno 24\nmesi;\n\u2022 la LGD \u00e8 funzione dei tassi di recupero di ciascun clu-\nster, a\ue61dualizzata in base al tasso di interesse e\ue61ae\ue61divo; e\n\u2022 l\u2019EAD \u00e8 stimata pari al valore contabile alla data di rife-\nrimento del bilancio al ne\ue61do dei depositi di cassa, com-\nprese le fa\ue61dure emesse ma non scadute e le fa\ue61dure da\neme\ue61dere.\nSulla base delle speci\ue61cche valutazioni del management,\nla re\ue61di\ue61cca forward looking potr\u00e0 essere applicata consi-\nderando informazioni qualitative e quantitative al \ue61cne di\nri\ue61be\ue61dere possibili eventi e scenari macroeconomici futuri,\nche potrebbero in\ue61buenzare il rischio del po\ue61eafoglio o dello\nstrumento \ue61cnanziario.\nI de\ue61dagli degli assunti chiave e degli input utilizzati sono\ncommentati nella nota 46 \u201cStrumenti \ue61cnanziari per cate-\ngoria\u201d.\nValore ammo\ue61dizzabile di alcuni elementi degli impianti\ndella \ue61fliera idroele\ue61erica italiana a seguito della legge n.\n134/2012\nLa legge 7 agosto 2012, n. 134 recante \u201cMisure urgenti\nper la crescita del Paese\u201d, pubblicata nella Gazze\ue61da U\ue619-\nciale in data 11 agosto 2012, ha profondamente innovato\nla disciplina delle concessioni idroele\ue61driche, prevedendo,\ntra l\u2019altro, che cinque anni prima dello scadere di una con-\ncessione di grande derivazione per uso idroele\ue61drico e nei\ncasi di decadenza, rinuncia e revoca, ove non sussista un\nprevalente interesse pubblico a un diverso uso delle acque\nincompatibile con il mantenimento dell\u2019uso a \ue61cne idroe-\nle\ue61drico, l\u2019amministrazione competente indica una gara, a\nevidenza pubblica, per l\u2019a\ue61dribuzione a titolo oneroso della\nconcessione per un periodo di durata da 20 anni \ue61cno a un\nmassimo di 30 anni.\nAl \ue61cne di garantire la continuit\u00e0 gestionale, la legge di cui\nsopra ha altres\u00ec de\ue61cnito le modalit\u00e0 di trasferimento dal\nconcessionario uscente al nuovo concessionario della ti-\ntolarit\u00e0 del ramo d\u2019azienda necessario per l\u2019esercizio della\nconcessione, comprensivo di tu\ue61di i rappo\ue61ei giuridici a\ue61ae-\nrenti alla concessione stessa, dietro il riconoscimento di\nun corrispe\ue61divo, da determinarsi in contradditorio tra il\nconcessionario uscente e l\u2019amministrazione concedente,\ntenuto conto dei seguenti elementi:\n\u2022 per le opere di raccolta, di regolazione e di condo\ue61de \nforzate e i canali di scarico, considerati gratuitamen-\nte devolvibili dal Testo unico delle disposizioni di legge\nsulle acque e impianti ele\ue61drici (a\ue61e. 25 del regio decreto\n11 dicembre 1933, n. 1775), sulla base del costo stori-\nco rivalutato, calcolato al ne\ue61do dei contributi pubblici in\nconto capitale, anch\u2019essi rivalutati, ricevuti dal conces-\nsionario per la realizzazione di tali opere, diminuito nella\nmisura della stima dell\u2019ordinario degrado;\n\u2022 per i beni materiali diversi dai precedenti, sulla base del \nvalore di mercato, inteso come valore di ricostruzione a\nnuovo diminuito nella misura dell\u2019ordinario degrado.\nPur riconoscendo che la nuova normativa introduce im-\npo\ue61eanti novit\u00e0 in materia di trasferimento della titolarit\u00e0\ndel ramo d\u2019azienda relativo all\u2019esercizio delle concessioni\nidroele\ue61driche, risultano evidenti tu\ue61de le di\ue619colt\u00e0 legate\nall\u2019applicazione pratica dei sudde\ue61di princ\u00edpi cui rimangono\n\nassociate delle ince\ue61eezze che non consentono di e\ue61ae\ue61dua-\nre una stima a\ue619dabile del valore che potr\u00e0 essere recu-\nperato al termine delle a\ue61duali concessioni (valore residuo).\nPe\ue61eanto, il management ha ritenuto di non poter proce-\ndere a una stima ragionevole e a\ue619dabile del valore residuo.\nDato che la norma in ogge\ue61do impone comunque al con-\ncessionario subentrante di riconoscere un corrispe\ue61divo al\nconcessionario uscente, il management ha riconsiderato il\nperiodo di ammo\ue61eamento dei beni de\ue61cniti come gratuita-\nmente devolvibili prima della legge n. 134/2012 (\ue61cno all\u2019e-\nsercizio chiuso al 31 dicembre 2011, stante la loro gratuita\ndevoluzione, il periodo di ammo\ue61eamento era commisurato\nal termine pi\u00f9 ravvicinato fra quello della concessione o\ndella vita utile del singolo bene), commisurandolo non pi\u00f9\nalla durata della concessione ma, se pi\u00f9 ampia, alla vita uti-\nle del singolo bene. Qualora si renderanno disponibili ele-\nmenti ulteriori per e\ue61ae\ue61duare una stima a\ue619dabile del valore\nresiduo, si proceder\u00e0 alla modi\ue61cca prospe\ue61dica dei valori\ncontabili delle a\ue61divit\u00e0 coinvolte.\nDeterminazione del fair value di strumenti \ue61fnanziari\nIl fair value degli strumenti \ue61cnanziari \u00e8 determinato sulla\nbase di prezzi dire\ue61damente osservabili sul mercato, ove\ndisponibili, o, per gli strumenti \ue61cnanziari non quotati, utiliz-\nzando speci\ue61cche tecniche di valutazione (principalmente\nbasate sul present value) che massimizzano l\u2019utilizzo di in-\nput osservabili sul mercato. Nelle rare circostanze ove ci\u00f2\nnon fosse possibile, gli input sono stimati dal management\ntenendo conto delle cara\ue61deristiche degli strumenti ogget-\nto di valutazione.\nPer ulteriori de\ue61dagli sugli strumenti \ue61cnanziari misurati al\nfair value, si rimanda alla nota 50 \u201cA\ue61divit\u00e0 e passivit\u00e0 misu-\nrate al fair value\u201d.\nIn conformit\u00e0 con l\u2019IFRS 13, il Gruppo include la misura del\nrischio di credito, sia della contropa\ue61ee (Credit Valuation\nAdjustment o CVA) sia proprio (Debit Valuation Adjustment\no DVA), al \ue61cne di poter e\ue61ae\ue61duare l\u2019aggiustamento del fair\nvalue degli strumenti \ue61cnanziari derivati per la corrispon-\ndente misura del rischio contropa\ue61ee, applicando la meto-\ndologia ripo\ue61eata alla nota 50 \u201cA\ue61divit\u00e0 e passivit\u00e0 misurate\nal fair value\u201d.\nVariazioni nelle assunzioni e\ue61ae\ue61duate nella stima dei dati di\ninput potrebbero avere e\ue61ae\ue61di sul fair value rilevato per tali\nstrumenti, sopra\ue61du\ue61do nel contesto a\ue61duale nel quale i mer-\ncati sono volatili e le prospe\ue61dive economiche altamente\nince\ue61ee e sogge\ue61de a rapidi cambiamenti.\nCosti di sviluppo\nAl \ue61cne di valutare la recuperabilit\u00e0 dei costi di sviluppo, il\nvalore recuperabile \u00e8 stimato in base ad assunzioni relative\nagli ulteriori esborsi \ue61cnanziari che si ritiene dovranno es-\nsere sostenuti a\ue619nch\u00e9 il bene diventi pronto all\u2019uso o alla\nvendita, ai tassi di sconto applicabili e al periodo di bene-\n\ue61ccio a\ue61deso.\nPiani pensionistici e altri piani per benef\u00edci post-\npensionamento\nUna pa\ue61ee dei dipendenti del Gruppo bene\ue61ccia di piani\npensionistici che o\ue61arono prestazioni previdenziali basate\nsulla storia retributiva e sui rispe\ue61divi anni di servizio. Alcuni\ndipendenti bene\ue61cciano, inoltre, della cope\ue61eura di altri piani\nper benef\u00edci post-pensionamento.\nI calcoli dei costi e delle passivit\u00e0 associate a tali piani sono\nbasati su stime e\ue61ae\ue61duate da consulenti a\ue61duariali, che utiliz-\nzano una combinazione di fa\ue61dori statistico-a\ue61duariali, tra cui\ndati statistici relativi agli anni passati e previsioni dei costi fu-\nturi. Sono inoltre considerati come componenti di stima gli\nindici di mo\ue61ealit\u00e0 e di pensionamento, le ipotesi relative all\u2019e-\nvoluzione futura dei tassi di sconto, dei tassi di crescita delle\nretribuzioni, dei tassi in\ue61bazionistici, nonch\u00e9 l\u2019analisi dell\u2019anda-\nmento tendenziale dei costi dell\u2019assistenza sanitaria.\nTali stime potranno di\ue61aerire sostanzialmente dai risultati\ne\ue61ae\ue61divi, per e\ue61ae\ue61do dell\u2019evoluzione delle condizioni econo-\nmiche e di mercato, di incrementi o riduzioni dei tassi di\npensionamento e della durata di vita dei pa\ue61eecipanti, oltre\nche di variazioni dei costi e\ue61ae\ue61divi dell\u2019assistenza sanitaria.\nTali di\ue61aerenze potranno avere un impa\ue61do signi\ue61ccativo sulla\nquanti\ue61ccazione della spesa previdenziale e degli altri oneri\na questa collegati.\nPer quanto riguarda la pandemia da COVID-19, il Gruppo\nha a\ue61dentamente analizzato i possibili impa\ue61di della crisi\neconomica generata dalla pandemia sulle ipotesi a\ue61duariali\nutilizzate nella valutazione delle passivit\u00e0 a\ue61duariali e delle\na\ue61divit\u00e0 a servizio dei piani.\nPer ulteriori de\ue61dagli sulle principali ipotesi a\ue61duariali ado\ue61da-\nte si rinvia alla nota 38.\nFondi rischi e oneri\nPer maggiori de\ue61dagli riguardo i fondi rischi e oneri, si rinvia\nalla nota 39 \u201cFondi rischi e oneri\u201d.\nLa nota 55 \u201cA\ue61divit\u00e0 e passivit\u00e0 potenziali\u201d fornisce anche\ninformazioni riguardo alle a\ue61divit\u00e0 e passivit\u00e0 potenziali\nmaggiormente signi\ue61ccative per il Gruppo a \ue61cne esercizio.\nContenziosi\nIl Gruppo \u00e8 pa\ue61ee in diversi procedimenti civili, amministra-\ntivi e \ue61cscali, collegati al normale svolgimento delle proprie\na\ue61divit\u00e0, che potrebbero generare passivit\u00e0 di impo\ue61eo si-\ngni\ue61ccativo, per i quali non \u00e8 sempre ogge\ue61divamente pos-\nsibile prevedere l\u2019esito \ue61cnale. La valutazione dei rischi legati\nai sudde\ue61di procedimenti \u00e8 basata su elementi complessi\nche per loro natura implicano il ricorso a giudizio degli Am-\nministratori, anche tenendo conto degli elementi acquisiti\nda pa\ue61ee di consulenti esterni che assistono il Gruppo, con\nriferimento alla loro classi\ue61ccazione tra le passivit\u00e0 poten-\nziali ovvero tra le passivit\u00e0.\nSono stati costituiti fondi destinati a coprire tu\ue61de le passi-\nvit\u00e0 signi\ue61ccative per i casi in cui i legali abbiano constatato\nla probabilit\u00e0 di un esito sfavorevole e una stima ragione-\nvole dell\u2019impo\ue61eo della spesa.\n\nObbligazioni connesse agli impianti di generazione, \nivi incluse quelle per smantellamento e ripristino siti\nL\u2019esercizio dell\u2019a\ue61divit\u00e0 di generazione pu\u00f2 compo\ue61eare ob-\nbligazioni da pa\ue61ee dell\u2019esercente con riferimento a inter-\nventi futuri che dovranno essere sostenuti alla conclusione\ndel periodo di funzionamento dell\u2019impianto.\nTali interventi possono a\ue61aerire alle a\ue61divit\u00e0 di smantellamen-\nto degli impianti e al ripristino in bonis dei siti sui quali essi\ninsistono ovvero a obbligazioni di natura diversa, le quali\ndiscendono naturalmente dalla tecnologia di generazione\nado\ue61data. La natura di tali obbligazioni incide fo\ue61eemente\nanche sul tra\ue61damento contabile al quale le stesse vengono\nassogge\ue61date.\nNel caso degli impianti nucleari, dove tali oneri a\ue61dengono\nsia ad a\ue61divit\u00e0 di smantellamento sia allo stoccaggio delle\nscorie o di altri sca\ue61ei di materiali radioa\ue61divi, la stima dei\ncosti futuri rappresenta un processo critico in considera-\nzione del fa\ue61do che si tra\ue61da di costi che verranno sostenuti\nin un arco temporale molto lungo, stimabile \ue61cno a 100 anni.\nL\u2019obbligazione, basata su ipotesi \ue61cnanziarie e ingegneristi-\nche, \u00e8 calcolata a\ue61dualizzando i futuri \ue61bussi di cassa a\ue61desi\nche il Gruppo ritiene di dover pagare a fronte delle diverse\nobbligazioni assunte.\nIl tasso di sconto impiegato per l\u2019a\ue61dualizzazione della pas-\nsivit\u00e0 \u00e8 quello cosidde\ue61do \u201cprivo di rischio\u201d, al lordo delle im-\nposte (risk free rate), e si basa sui parametri economici del\nPaese dove l\u2019impianto \u00e8 dislocato. Tale passivit\u00e0 \u00e8 quanti\ue61c-\ncata dal management sulla base della tecnologia esisten-\nte alla data di valutazione ed \u00e8 rivista, ogni anno, tenendo\nconto dello sviluppo nelle tecniche di stoccaggio, sman-\ntellamento e ripristino del sito, nonch\u00e9 della continua evo-\nluzione delle leggi esistenti in materia di protezione della\nsalute e della tutela ambientale.\nSuccessivamente il valore dell\u2019obbligazione \u00e8 adeguato\nper ri\ue61be\ue61dere il trascorrere del tempo e le eventuali varia-\nzioni di stima.\nContra\ue61ei onerosi\nAl \ue61cne di identi\ue61ccare un contra\ue61do oneroso, il Gruppo stima\ni costi non discrezionali necessari per l\u2019adempimento delle\nobbligazioni assunte (incluse le eventuali penali) nell\u2019ambi-\nto del contra\ue61do e i benef\u00edci economici che si suppone si\no\ue61derranno dallo stesso contra\ue61do.\nLeasing\nQuando il tasso di interesse implicito nel leasing non pu\u00f2\nessere determinato facilmente, il Gruppo utilizza il tasso\ndi \ue61cnanziamento marginale (Incremental Borrowing Rate\n- IBR) alla data di decorrenza del leasing per calcolare il\nvalore a\ue61duale dei pagamenti dovuti per il leasing. Tale tas-\nso corrisponde a quello che il locatario dovrebbe pagare\nper un prestito, con una durata e con garanzie simili, ne-\ncessario per o\ue61denere un\u2019a\ue61divit\u00e0 di valore simile all\u2019a\ue61divit\u00e0\nconsistente nel diri\ue61do di utilizzo in un contesto economico\nsimile. In assenza di input osservabili, il Gruppo stima l\u2019IBR\nsulla base di assunzioni che ri\ue61be\ue61dono la durata e le condi-\nzioni contra\ue61duali del leasing e su altre stime speci\ue61cche alla\nsociet\u00e0 locataria.\nL\u2019aspe\ue61do dell\u2019IFRS 16 che ha richiesto il maggior ricorso al\ngiudizio professionale da pa\ue61ee del Gruppo riguarda la de-\nterminazione dell\u2019IBR, per la stima del valore a\ue61duale dei pa-\ngamenti dovuti per il leasing da corrispondere al locatore.\nIn tale contesto, l\u2019approccio del Gruppo per la determina-\nzione dell\u2019IBR \u00e8 basato sulla valutazione delle tre seguenti\ncomponenti chiave:\n\u2022 il tasso privo di rischio, che considera i \ue61bussi contra\ue61duali \ndei pagamenti per il leasing in valuta, il contesto eco-\nnomico al momento della negoziazione del contra\ue61do di\nleasing e la sua durata;\n\u2022 l\u2019aggiustamento per il credit spread, al \ue61cne di calcolare \nun IBR speci\ue61cco per il locatario tenendo conto dell\u2019e-\nventuale garanzia della Capogruppo o di altre garanzie\nso\ue61dostanti;\n\u2022 le re\ue61di\ue61cche inerenti al contra\ue61do di leasing, per ri\ue61be\ue61dere \nnel calcolo dell\u2019IBR il fa\ue61do che il tasso di a\ue61dualizzazione\n\u00e8 dire\ue61damente collegato al tipo di a\ue61divit\u00e0 so\ue61dostante,\nanzich\u00e9 a un tasso di \ue61cnanziamento marginale generi-\nco. In pa\ue61eicolare, il rischio di insolvenza per il locatore \u00e8\nmitigato dal suo diri\ue61do a reclamare l\u2019a\ue61divit\u00e0 so\ue61dostante.\nPer ulteriori de\ue61dagli sulle passivit\u00e0 del leasing, si rinvia alla\nnota 46 \u201cStrumenti \ue61cnanziari per categoria\u201d.\nImposte sul reddito\nRecupero di imposte anticipate\nAl 31 dicembre 2021 il Bilancio consolidato comprende at-\ntivit\u00e0 per imposte anticipate, connesse alla rilevazione di\nperdite \ue61cscali o di crediti d\u2019imposta utilizzabili in esercizi\nsuccessivi e a componenti di reddito a deducibilit\u00e0 tributa-\nria di\ue61aerita, per un impo\ue61eo il cui futuro recupero \u00e8 ritenuto\ndagli Amministratori altamente probabile.\nLa recuperabilit\u00e0 delle sudde\ue61de imposte anticipate \u00e8 su-\nbordinata al conseguimento di redditi imponibili futuri suf-\n\ue61ccientemente capienti per l\u2019assorbimento delle prede\ue61de\nperdite \ue61cscali e per l\u2019utilizzo dei benef\u00edci delle altre a\ue61divit\u00e0\nper imposte anticipate.\nSigni\ue61ccativi giudizi del management sono richiesti per\nvalutare la probabilit\u00e0 della recuperabilit\u00e0 delle imposte\nanticipate, considerando tu\ue61de le evidenze possibili, sia\nnegative sia positive, e per determinarne l\u2019ammontare\nche pu\u00f2 essere rilevato in bilancio, in base alla tempisti-\nca e all\u2019ammontare dei redditi imponibili futuri, alle future\nstrategie di piani\ue61ccazione \ue61cscale nonch\u00e9 alle aliquote \ue61c-\nscali vigenti al momento del loro riversamento. Tu\ue61davia,\nnel momento in cui si dovesse constatare che il Gruppo\nnon sia in grado di recuperare negli esercizi futuri la to-\ntalit\u00e0 o una pa\ue61ee delle imposte anticipate rilevate, la con-\nseguente re\ue61di\ue61cca verr\u00e0 imputata al Conto economico\ndell\u2019esercizio in cui si veri\ue61cca tale circostanza.\nLa recuperabilit\u00e0 delle a\ue61divit\u00e0 per imposte anticipate \u00e8 rie-\n\nsaminata a ogni chiusura di periodo; le a\ue61divit\u00e0 per imposte\nanticipate non rilevate in bilancio sono nuovamente valuta-\nte a ogni data di riferimento del bilancio al \ue61cne di veri\ue61ccare\nle condizioni per la loro rilevazione.\nLaddove previsto, il Gruppo ha monitorato le tempistiche\ndi recuperabilit\u00e0 delle imposte anticipate nonch\u00e9 quelle\nrelative all\u2019annullamento delle di\ue61aerenze temporanee de-\nducibili, se presenti, come conseguenza della maggiore\nince\ue61eezza causata dalla pandemia da COVID-19.\nPer ulteriori de\ue61dagli sulle imposte anticipate rilevate o non\nrilevate, si rinvia alla nota 24 \u201cA\ue61divit\u00e0 per imposte anticipate\ne Passivit\u00e0 per imposte di\ue61aerite\u201d.\nGiudizi del management\nIdenti\ue61fcazione delle Cash Generating Units (CGU)\nAi \ue61cni della veri\ue61cca per riduzione di valore, quando non \u00e8\npossibile calcolare il valore recuperabile di una singola at-\ntivit\u00e0, il Gruppo identi\ue61cca il pi\u00f9 piccolo gruppo di a\ue61divit\u00e0\nche genera \ue61bussi \ue61cnanziari in entrata ampiamente indipen-\ndenti. Una CGU rappresenta il pi\u00f9 piccolo gruppo di a\ue61divit\u00e0\nche genera \ue61bussi \ue61cnanziari in entrata che sono ampiamen-\nte indipendenti da quelli derivanti da altre a\ue61divit\u00e0 o gruppi\ndi a\ue61divit\u00e0.\nIl processo di individuazione delle prede\ue61de CGU implica\ngiudizio da pa\ue61ee del management relativamente alla natu-\nra speci\ue61cca delle a\ue61divit\u00e0 e del business cui esse appa\ue61een-\ngono (area territoriale, aree di business, normativa di rife-\nrimento ecc.), e all\u2019evidenza che i \ue61bussi \ue61cnanziari in entrata\nderivanti dal gruppo di a\ue61divit\u00e0 siano ampiamente indipen-\ndenti da quelli derivanti da altre a\ue61divit\u00e0 (o gruppi di a\ue61divit\u00e0).\nLe a\ue61divit\u00e0 incluse in ogni CGU sono individuate anche sul-\nla base delle modalit\u00e0 a\ue61draverso le quali il management le\ngestisce e le monitora nell\u2019ambito del modello di business\nado\ue61dato. In pa\ue61eicolare, il numero e il perimetro delle CGU\nsono sistematicamente aggiornati per ri\ue61be\ue61dere gli e\ue61ae\ue61di di\nnuove operazioni di aggregazione e riorganizzazione rea-\nlizzate dal Gruppo, nonch\u00e9 per tener conto di quei fa\ue61dori\nesterni che potrebbero in\ue61buire sulla capacit\u00e0 da pa\ue61ee delle\na\ue61divit\u00e0 di generare \ue61bussi \ue61cnanziari in entrata indipendenti.\nIn pa\ue61eicolare, nel caso in cui talune speci\ue61cche e ben indivi-\nduate a\ue61divit\u00e0 possedute dal Gruppo subiscano sfavorevoli\ncondizioni economiche oppure operative che ne pregiudi-\ncano la capacit\u00e0 di contribuire alla realizzazione di \ue61bussi di\ncassa, esse possono essere isolate dal resto delle a\ue61divit\u00e0\ndella CGU, sogge\ue61de ad autonoma analisi di recuperabilit\u00e0\ned eventualmente svalutate.\nLe CGU identi\ue61ccate dal management e alle quali \u00e8 stato\nallocato l\u2019avviamento iscri\ue61do nel presente Bilancio consoli-\ndato e i criteri con cui sono state identi\ue61ccate tali CGU sono\nripo\ue61eati nella nota 23 \u201cAvviamento\u201d.\nDeterminazione della vita utile di a\ue61eivit\u00e0 non \ue61fnanziarie\nNel determinare la vita utile di immobili, impianti e macchi-\nnari e a\ue61divit\u00e0 immateriali aventi vita utile de\ue61cnita, il Gruppo\nconsidera non solo i benef\u00edci economici futuri \u2013 contenuti\nnelle a\ue61divit\u00e0 \u2013 fruiti tramite il loro utilizzo, ma anche mol-\nti altri fa\ue61dori, quali il deterioramento \ue61csico, l\u2019obsolescenza\ndel prodo\ue61do o servizio forniti dal bene (per es., tecnica,\ntecnologica o commerciale), restrizioni legali o altri vincoli\nsimilari (per es., sicurezza, ambientali ecc.) nell\u2019utilizzo del\nbene, se la vita utile del bene dipende dalla vita utile di altri\nbeni.\nInoltre, nella stima delle vite utili delle a\ue61divit\u00e0 interessate, il\nGruppo ha tenuto conto del proprio impegno nell\u2019ambito\ndell\u2019Accordo di Parigi. Per maggiori de\ue61dagli su tale aspe\ue61do,\nsi rimanda alla nota 18 \u201cImmobili, impianti e macchinari\u201d.\nValutazione dell\u2019esistenza dei requisiti del controllo\nSecondo le previsioni dell\u2019IFRS 10, il controllo \u00e8 o\ue61denuto\nquando il Gruppo \u00e8 esposto a rendimenti variabili, o detie-\nne diri\ue61di su tali rendimenti, derivanti dal rappo\ue61eo con la so-\nciet\u00e0 pa\ue61eecipata e ha la capacit\u00e0 di incidere su tali rendi-\nmenti, a\ue61draverso l\u2019esercizio del proprio potere sulla societ\u00e0\npa\ue61eecipata. Il potere \u00e8 de\ue61cnito come la capacit\u00e0 a\ue61duale di\ndirigere le a\ue61divit\u00e0 rilevanti della societ\u00e0 pa\ue61eecipata in vi\ue61e\u00f9\ndi diri\ue61di sostanziali esistenti.\nL\u2019esistenza del controllo non dipende esclusivamente dal\npossesso della maggioranza dei diri\ue61di di voto, ma, piu\ue61do-\nsto, dai diri\ue61di sostanziali di ciascun investitore sulla societ\u00e0\npa\ue61eecipata. Conseguentemente, \u00e8 richiesto il giudizio del\nmanagement per valutare speci\ue61cche situazioni che deter-\nminino diri\ue61di sostanziali che a\ue61dribuiscono al Gruppo il po-\ntere di dirigere le a\ue61divit\u00e0 rilevanti della societ\u00e0 pa\ue61eecipata\nin modo da in\ue61buenzarne i rendimenti.\nAi \ue61cni dell\u2019assessment sul requisito del controllo, il mana-\ngement analizza tu\ue61di i fa\ue61di e le circostanze, inclusi even-\ntuali accordi con gli altri investitori, i diri\ue61di derivanti da altri\naccordi contra\ue61duali e i diri\ue61di di voto potenziali (call option,\nwarrant, put option assegnate ad azionisti minoritari ecc.).\nTali altri fa\ue61di e circostanze possono risultare pa\ue61eicolar-\nmente rilevanti nell\u2019ambito di tale valutazione sopra\ue61du\ue61do\nnei casi in cui il Gruppo detiene meno della maggioranza\ndei diri\ue61di di voto, o diri\ue61di similari, della societ\u00e0 pa\ue61eecipata.\nA seguito dell\u2019analisi circa l\u2019esistenza del requisito del con-\ntrollo, in applicazione dell\u2019IFRS 10, il Gruppo ha consolidato\nintegralmente talune societ\u00e0 (Emgesa e Codensa) pur non\ndetenendone la maggioranza dei diri\ue61di di voto, valutando\nquindi l\u2019esistenza di requisiti che hanno po\ue61eato al riscontro\ndi situazioni di controllo de facto.\nInoltre, anche se detiene pi\u00f9 della met\u00e0 dei diri\ue61di di voto\ndi un\u2019altra societ\u00e0, il Gruppo considera tu\ue61di i fa\ue61di e le cir-\ncostanze rilevanti nel valutare se controlla la societ\u00e0 par-\ntecipata.\nIl Gruppo riesamina l\u2019esistenza delle condizioni di con-\ntrollo su una societ\u00e0 pa\ue61eecipata quando i fa\ue61di e le circo-\nstanze indichino che ci sia stata una variazione di uno o\npi\u00f9 elementi considerati per la veri\ue61cca dell\u2019esistenza del\ncontrollo.\n\nValutazione dell\u2019esistenza del controllo congiunto e del\ntipo di accordo a controllo congiunto\nSecondo l\u2019IFRS 11, un accordo a controllo congiunto \u00e8 un\naccordo nel quale due o pi\u00f9 pa\ue61ei detengono il controllo\ncongiunto. Si ha il controllo congiunto unicamente quan-\ndo per le decisioni relative alle a\ue61divit\u00e0 rilevanti \u00e8 richiesto il\nconsenso unanime delle pa\ue61ei che condividono il controllo.\nUn accordo a controllo congiunto si pu\u00f2 con\ue61cgurare come\nuna joint venture o una joint operation. Una joint venture\n\u00e8 un accordo a controllo congiunto nel quale le pa\ue61ei che\ndetengono il controllo congiunto vantano diri\ue61di sulle a\ue61di-\nvit\u00e0 ne\ue61de dell\u2019accordo. Per contro, una joint operation \u00e8 un\naccordo a controllo congiunto nel quale le pa\ue61ei che de-\ntengono il controllo congiunto hanno diri\ue61di sulle a\ue61divit\u00e0 e\nobbligazioni per le passivit\u00e0 relative all\u2019accordo.\nAl \ue61cne di determinare l\u2019esistenza del controllo congiunto e\nil tipo di accordo a controllo congiunto, \u00e8 richiesto il giudi-\nzio del management, che deve valutare i diri\ue61di e gli obblighi\nderivanti dall\u2019accordo. A tal \ue61cne il management considera la\nstru\ue61dura e la forma legale dell\u2019accordo, i termini concorda-\nti tra le pa\ue61ei nell\u2019accordo contra\ue61duale e, quando rilevanti,\naltri fa\ue61di e circostanze.\nA seguito di tale analisi il Gruppo ha considerato come joint\noperation gli accordi per la pa\ue61eecipazione in Asociaci\u00f3n\nNuclear Asc\u00f3-Vandell\u00f3s II.\nIl Gruppo riesamina l\u2019esistenza del controllo congiunto\nquando i fa\ue61di e le circostanze indicano che c\u2019\u00e8 stata una\nvariazione di uno o pi\u00f9 elementi considerati per la veri\ue61cca\ndell\u2019esistenza del controllo congiunto e del tipo di accordo\na controllo congiunto.\nPer ulteriori de\ue61dagli sulle pa\ue61eecipazioni del Gruppo in joint\nventure, si rinvia alla nota 25 \u201cPa\ue61eecipazioni valutate con il\nmetodo del patrimonio ne\ue61do\u201d.\nValutazione dell\u2019esistenza dell\u2019in\ue61cuenza notevole su una\nsociet\u00e0 collegata\nLe societ\u00e0 collegate sono quelle in cui il Gruppo esercita\nun\u2019in\ue61buenza notevole, ossia il potere di pa\ue61eecipare alla deter-\nminazione delle decisioni circa le politiche \ue61cnanziarie e ge-\nstionali della societ\u00e0 pa\ue61eecipata senza esercitare il controllo\no il controllo congiunto su queste politiche. In linea generale,\nsi presume che il Gruppo abbia un\u2019in\ue61buenza notevole quando\nlo stesso detiene una pa\ue61eecipazione di almeno il 20%.\nAl \ue61cne di determinare l\u2019esistenza dell\u2019in\ue61buenza notevole \u00e8\nrichiesto il giudizio del management che deve valutare tu\ue61di\ni fa\ue61di e le circostanze.\nIl Gruppo riesamina l\u2019esistenza dell\u2019in\ue61buenza notevole\nquando i fa\ue61di e le circostanze indicano che c\u2019\u00e8 stata una\nvariazione di uno o pi\u00f9 elementi considerati per la veri\ue61cca\ndell\u2019esistenza di tale in\ue61buenza notevole.\nPer ulteriori de\ue61dagli sulle pa\ue61eecipazioni del Gruppo in so-\nciet\u00e0 collegate, si rinvia alla nota 25 \u201cPa\ue61eecipazioni valutate\ncon il metodo del patrimonio ne\ue61do\u201d.\nApplicazione dell\u2019\u201cIFRIC 12 - Accordi per servizi in\nconcessione\u201d alle concessioni\nL\u2019IFRIC 12 si applica agli accordi per servizi in concessio-\nne da \u201cpubblico a privato\u201d, i quali possono essere de\ue61cniti\ncome contra\ue61di che obbligano un concessionario a fornire\nservizi pubblici, ossia a dare accesso ai principali servizi\neconomici e sociali, per un determinato periodo di tempo\nper conto dell\u2019Autorit\u00e0 pubblica (ossia, il concedente). In\nquesti contra\ue61di, il concedente trasferisce al concessiona-\nrio il diri\ue61do di gestire le infrastru\ue61dure utilizzate per fornire\ntali servizi pubblici.\nIn pa\ue61eicolare, l\u2019IFRIC 12 fornisce linee guida per la rilevazio-\nne contabile, da pa\ue61ee del concessionario, degli accordi per\nservizi in concessione da \u201cpubblico a privato\u201d se:\n\u2022 il concedente controlla o regolamenta quali servizi il \nconcessionario deve fornire con l\u2019infrastru\ue61dura, a chi li\ndeve fornire e a quale prezzo; e\n\u2022 il concedente controlla, tramite la propriet\u00e0, titolo a be-\nnef\u00edci o in un altro modo, qualsiasi interessenza residua\nsigni\ue61ccativa nell\u2019infrastru\ue61dura alla scadenza dell\u2019accordo.\nAl \ue61cne di valutare l\u2019applicabilit\u00e0 di tali disposizioni per il\nGruppo in qualit\u00e0 di concessionario, il management ha\nprovveduto a e\ue61ae\ue61duare un\u2019a\ue61denta analisi delle concessioni\nesistenti.\nSulla base di tali analisi, l\u2019IFRIC 12 \u00e8 risultato applicabile ad\nalcune infrastru\ue61dure utilizzate in accordi per servizi in con-\ncessione da pa\ue61ee di talune societ\u00e0 operanti principalmen-\nte in Brasile.\nPer ulteriori de\ue61dagli sulle infrastru\ue61dure utilizzate negli ac-\ncordi per servizi in concessione rientranti nell\u2019ambito di\napplicazione dell\u2019IFRIC 12, si rinvia alla nota 19 \u201cInfrastrut-\nture comprese nell\u2019\u2018IFRIC 12 - Accordi per servizi in con-\ncessione\u2019\u201d.\nRicavi provenienti da contra\ue61ei con clienti\nL\u2019applicazione dell\u2019IFRS 15 ha richiesto al Gruppo i seguenti\ngiudizi professionali (per ulteriori de\ue61dagli riguardo agli ef-\nfe\ue61di pi\u00f9 signi\ue61ccativi sui ricavi del Gruppo, si rimanda alla\nnota 10.a \u201cRicavi delle vendite e delle prestazioni\u201d).\nInoltre, nel corso dell\u2019esercizio, il Gruppo ha a\ue61dentamente\nmonitorato gli e\ue61ae\ue61di delle ince\ue61eezze legate alla pandemia\nda COVID-19 sulla rilevazione dei propri ricavi, in pa\ue61eico-\nlare per quanto riguarda le principali aree impa\ue61date da si-\ngni\ue61ccativi giudizi.\nIndividuazione del contra\ue61eo\nIl Gruppo analizza con cura le condizioni e i termini con-\ntra\ue61duali a livello di giurisdizione locale al \ue61cne di determi-\nnare se un contra\ue61do esiste e se crea diri\ue61di e obbligazioni\nesigibili, cos\u00ec da applicare l\u2019IFRS 15 solo a tali contra\ue61di.\nIndividuazione e adempimento delle obbligazioni di fare\nQualora un contra\ue61do preveda una molteplicit\u00e0 di beni e\nservizi promessi, il Gruppo valuta se questi devono essere\nrilevati separatamente o congiuntamente, considerando\n\nsia le cara\ue61deristiche individuali dei beni/servizi, sia la natu-\nra della promessa nel contesto contra\ue61duale, anche tenu-\nto conto di tu\ue61di i fa\ue61di e le circostanze relative al contra\ue61do\nspeci\ue61cco nel relativo contesto legale e regolamentare.\nPer valutare quando un\u2019obbligazione di fare \u00e8 soddisfa\ue61da, il\nGruppo valuta il momento in cui il controllo dei beni o ser-\nvizi \u00e8 trasferito al cliente, considerato principalmente dal\npunto di vista del cliente stesso.\nDeterminazione del prezzo dell\u2019operazione\nPer determinare se un contra\ue61do comprende un corrispet-\ntivo variabile (ovvero, un corrispe\ue61divo che pu\u00f2 variare o di-\npende dal veri\ue61ccarsi o meno di un evento futuro), il Gruppo\nfa riferimento a tu\ue61di i fa\ue61di e circostanze applicabili. Nella\nstima del corrispe\ue61divo variabile, il Gruppo utilizza il metodo\nche consente di prevedere meglio l\u2019impo\ue61eo del corrispet-\ntivo al quale avr\u00e0 diri\ue61do, applicandolo in modo uniforme\nper tu\ue61da la durata del contra\ue61do e a contra\ue61di simili, anche\nutilizzando tu\ue61de le informazioni a sua disposizione, e ag-\ngiornando tale stima \ue61cno a che non sia risolta l\u2019ince\ue61eezza.\nIl Gruppo include i corrispe\ue61divi variabili stimati nel prezzo\ndell\u2019operazione solo nella misura in cui \u00e8 altamente proba-\nbile che quando successivamente sar\u00e0 risolta l\u2019ince\ue61eezza\nassociata al corrispe\ue61divo variabile non si veri\ue61cchi un signi-\n\ue61ccativo aggiustamento al ribasso dell\u2019impo\ue61eo dei ricavi cu-\nmulati rilevati.\nValutazione \u201cprincipal/agent\u201d\nIl Gruppo considera di agire in qualit\u00e0 di \u201cagent\u201d in taluni\ncontra\ue61di in cui non ha la responsabilit\u00e0 principale per l\u2019a-\ndempimento del contra\ue61do e pe\ue61eanto non controlla i beni e\nservizi prima del loro trasferimento ai clienti. Per esempio,\nil Gruppo agisce in qualit\u00e0 di \u201cagent\u201d in taluni contra\ue61di re-\nlativi a servizi di connessione alla rete dell\u2019energia ele\ue61drica/\ngas e ad altre a\ue61divit\u00e0 collegate in funzione dell\u2019asse\ue61do re-\ngolamentare o normativo locale.\nRipa\ue61dizione del prezzo dell\u2019operazione\nNei contra\ue61di che prevedono pi\u00f9 di un\u2019obbligazione di fare\n(per es., contra\ue61di di vendita \u201cbundled\u201d), in generale il Grup-\npo ripa\ue61eisce il prezzo dell\u2019operazione fra le diverse ob-\nbligazioni di fare in proporzione al prezzo di vendita a s\u00e9\nstante dei beni o servizi distinti inclusi in ciascuna obbli-\ngazione di fare. Il Gruppo determina i prezzi di vendita a\ns\u00e9 stanti tenendo conto di tu\ue61de le informazioni e usando\ni prezzi osservabili quando sono disponibili sul mercato o,\nin mancanza di ci\u00f2, avvalendosi di un metodo di stima che\nmassimizza l\u2019utilizzo di input osservabili e applicandolo in\nmodo uniforme in circostanze analoghe.\nSe il Gruppo valuta che un contra\ue61do comprende un\u2019op-\nzione per beni o servizi aggiuntivi (per es., programmi di\n\ue61cdelizzazione della clientela od opzioni di rinnovo) che ri-\nconosce al cliente un diri\ue61do signi\ue61ccativo, il prezzo dell\u2019ope-\nrazione \u00e8 allocato a tale opzione considerando che questa\nrappresenti un\u2019obbligazione di fare aggiuntiva.\nCosti del contra\ue61eo\nIl Gruppo valuta la recuperabilit\u00e0 dei costi incrementali per\nl\u2019o\ue61denimento di un contra\ue61do sia a livello di singolo contrat-\nto sia per gruppo di contra\ue61di, se tali costi sono associati a\nun gruppo di contra\ue61di.\nIl Gruppo suppo\ue61ea la recuperabilit\u00e0 di tali costi in base alla\npropria esperienza con altre operazioni simili e valutando\nfa\ue61dori diversi, tra cui potenziali rinnovi, modi\ue61cche e con-\ntra\ue61di successivi con lo stesso cliente.\nIl Gruppo ammo\ue61eizza tali costi sulla durata media del rap-\npo\ue61eo con il cliente. Al \ue61cne di determinare tale periodo at-\nteso di o\ue61denimento di benef\u00edci derivanti dal contra\ue61do, il\nGruppo si avvale della sua esperienza pregressa (per es.,\nil \u201ctasso di abbandono\u201d), di indicazioni previsionali desumi-\nbili da contra\ue61di simili e di informazioni disponibili sull\u2019anda-\nmento del mercato.\nClassi\ue61fcazione e valutazione delle a\ue61eivit\u00e0 \ue61fnanziarie\nAlla data di rilevazione iniziale, al \ue61cne di classi\ue61ccare le a\ue61divit\u00e0\n\ue61cnanziarie, come a\ue61divit\u00e0 \ue61cnanziarie al costo ammo\ue61eizzato,\nal fair value rilevato tra le altre componenti di Conto eco-\nnomico complessivo e al fair value rilevato a Conto econo-\nmico, il management valuta le cara\ue61deristiche contra\ue61duali\ndei \ue61bussi di cassa dello strumento unitamente al modello\ndi business ado\ue61dato per gestire le a\ue61divit\u00e0 \ue61cnanziarie al \ue61cne\ndi generare \ue61bussi di cassa.\nPer valutare le cara\ue61deristiche dei \ue61bussi di cassa contrat-\ntuali dello strumento, il management e\ue61ae\ue61dua l\u2019\u201cSPPI test\u201d\na livello di singolo strumento per determinare se lo stesso\ngeneri \ue61bussi di cassa che rappresentano solamente paga-\nmento di capitale e interessi, e\ue61ae\ue61duando speci\ue61cche valu-\ntazioni sulle clausole contra\ue61duali degli strumenti \ue61cnanziari\ncos\u00ec come analisi quantitative, qualora necessarie.\nIl modello di business determina se i \ue61bussi di cassa deri-\nveranno dall\u2019incasso degli stessi in base al contra\ue61do, dalla\nvendita delle a\ue61divit\u00e0 \ue61cnanziarie o da entrambi.\nPer maggiori de\ue61dagli, si rinvia alla nota 46 \u201cStrumenti \ue61c-\nnanziari per categoria\u201d.\nHedge accounting\nL\u2019hedge accounting \u00e8 applicato ai derivati al \ue61cne di ri\ue61be\ue61de-\nre in bilancio gli e\ue61ae\ue61di delle strategie di risk management.\nA tale scopo, il Gruppo documenta all\u2019inception della tran-\nsazione la relazione tra lo strumento di cope\ue61eura e l\u2019ele-\nmento cope\ue61eo, cos\u00ec come gli obie\ue61divi e la strategia di risk\nmanagement. Inoltre, il Gruppo valuta, sia all\u2019inception della\nrelazione sia su base sistematica, se gli strumenti di coper-\ntura sono altamente e\ue619caci nel compensare le variazioni\nnel fair value o nei \ue61bussi di cassa degli elementi cope\ue61ei.\nSulla base del giudizio degli Amministratori, la valutazione\ndell\u2019e\ue619cacia basata sull\u2019esistenza di una relazione econo-\nmica tra gli strumenti di cope\ue61eura e gli elementi cope\ue61ei, la\ndominanza del rischio di credito nelle variazioni di valore\ne l\u2019hedge ratio, cos\u00ec come la misurazione dell\u2019ine\ue619cacia,\nsono valutate mediante un assessment qualitativo o un\n\ncalcolo quantitativo, a seconda degli speci\ue61cci fa\ue61di e circo-\nstanze e delle cara\ue61deristiche degli strumenti di cope\ue61eura\ne degli elementi cope\ue61ei.\nIn relazione alle cope\ue61eure dei \ue61bussi di cassa di transazioni\nfuture, il management valuta e documenta che le stesse\nsono altamente probabili e presentano una esposizione\nalle variazioni dei \ue61bussi di cassa che impa\ue61da il Conto eco-\nnomico.\nInoltre, nel corso dell\u2019esercizio, il Gruppo ha a\ue61dentamente\nmonitorato gli eventuali e\ue61ae\ue61di delle ince\ue61eezze legate alla\npandemia da COVID-19 sulle proprie relazioni di cope\ue61eura.\nPer maggiori de\ue61dagli circa le assunzioni chiave sulla va-\nlutazione dell\u2019e\ue619cacia e la misurazione dell\u2019ine\ue619cacia, si\nrinvia alla nota 49.1 \u201cDerivati designati come strumenti di\ncope\ue61eura\u201d.\nLeasing\nConsiderata la complessit\u00e0 richiesta per la valutazione dei\ncontra\ue61di di leasing, unita alla loro durata a lungo termine,\nl\u2019applicazione dell\u2019IFRS 16 impone un signi\ue61ccativo ricorso\nal giudizio professionale. In pa\ue61eicolare, ci\u00f2 \u00e8 stato neces-\nsario per:\n\u2022 applicare la de\ue61cnizione di leasing a fa\ue61dispecie tipiche \ndei se\ue61dori in cui opera il Gruppo;\n\u2022 identi\ue61ccare la componente di servizio nell\u2019ambito dei \ncontra\ue61di di leasing;\n\u2022 valutare eventuali opzioni di rinnovo e di risoluzione \npreviste nei contra\ue61di al \ue61cne di determinare la durata dei\ncontra\ue61di, esaminando congiuntamente la probabilit\u00e0 di\nesercizio di tali opzioni e qualsiasi signi\ue61ccativa miglioria\nsulle a\ue61divit\u00e0 so\ue61dostanti, anche in considerazione delle\nrecenti interpretazioni dell\u2019IFRS Interpretation Commit-\ntee;\n\u2022 identi\ue61ccare eventuali pagamenti variabili che dipendono \nda indici o tassi per determinare se le variazioni di que-\nsti ultimi possano avere un impa\ue61do sui futuri pagamenti\nper il leasing nonch\u00e9 sull\u2019ammontare dell\u2019a\ue61divit\u00e0 consi-\nstente nel diri\ue61do di utilizzo;\n\u2022 stimare il tasso di a\ue61dualizzazione per calcolare il valore \na\ue61duale dei pagamenti dovuti per il leasing; per ulteriori\nde\ue61dagli sulle ipotesi usate per la stima di questo tasso si\nrinvia al so\ue61doparagrafo \u201cUso di stime\u201d.\nPer maggiori de\ue61dagli riguardo i contra\ue61di di leasing, si rinvia\nalla nota 20 \u201cLeasing\u201d.\nInce\ue61dezza sui tra\ue61eamenti ai \ue61fni dell\u2019imposta sul reddito\nIl Gruppo determina se prendere in considerazione cia-\nscun tra\ue61damento \ue61cscale ince\ue61eo separatamente o con-\ngiuntamente a uno o pi\u00f9 tra\ue61damenti \ue61cscali ince\ue61ei,\n non-\nch\u00e9 se ripo\ue61eare l\u2019e\ue61ae\ue61do dell\u2019ince\ue61eezza usando il metodo\ndell\u2019impo\ue61eo pi\u00f9 probabile o il metodo del valore a\ue61deso,\nscegliendo quello che, secondo le sue proiezioni, meglio\nprevede la soluzione dell\u2019ince\ue61eezza, tenuto conto delle\nnormative \ue61cscali locali.\nIl Gruppo e\ue61ae\ue61dua un signi\ue61ccativo ricorso al giudizio pro-\nfessionale nell\u2019identi\ue61ccare le ince\ue61eezze sui tra\ue61damenti ai\n\ue61cni delle imposte sul reddito e riesamina i giudizi e le sti-\nme e\ue61ae\ue61duate in presenza di un cambiamento dei fa\ue61di e\ndelle circostanze che potrebbe modi\ue61ccare la conclusione\nsull\u2019acce\ue61dabilit\u00e0 di un determinato tra\ue61damento \ue61cscale op-\npure sulla stima degli e\ue61ae\ue61di dell\u2019ince\ue61eezza, o entrambi.\nPer ulteriori de\ue61dagli circa le imposte sul reddito, si rinvia\nalla nota 16 \u201cImposte\u201d.\n2.2 Princ\u00edpi contabili signi\ue61fcativi\nPa\ue61di correlate\nPer pa\ue61ei correlate si intendono principalmente quelle che\ncondividono con Enel SpA il medesimo sogge\ue61do control-\nlante, le societ\u00e0 che dire\ue61damente o indire\ue61damente sono\ncontrollate da Enel SpA, le societ\u00e0 collegate o joint ven-\nture (comprese le loro controllate) di Enel SpA, o le societ\u00e0\ncollegate o joint venture (comprese le loro controllate) di\nqualsiasi societ\u00e0 del Gruppo. Nella de\ue61cnizione di pa\ue61ei cor-\nrelate rientrano, inoltre, quelle entit\u00e0 che gestiscono piani\ndi benef\u00edci post-pensionistici per i dipendenti di Enel SpA\no di sue societ\u00e0 correlate (nello speci\ue61cco, i fondi pensio-\nne FOPEN e FONDENEL), nonch\u00e9 i Sindaci e i loro stre\ue61di\nfamiliari, i dirigenti con responsabilit\u00e0 strategiche e i loro\nstre\ue61di familiari, di Enel SpA e di societ\u00e0 da questa control-\nlate. I dirigenti con responsabilit\u00e0 strategiche sono coloro\nche hanno il potere e la responsabilit\u00e0, dire\ue61da o indire\ue61da,\ndella piani\ue61ccazione, della direzione, del controllo delle a\ue61di-\nvit\u00e0 della Societ\u00e0 e comprendono i relativi Amministratori\n(esecutivi o meno).\nSociet\u00e0 controllate\nLe societ\u00e0 controllate sono le societ\u00e0 su cui il Gruppo\ndetiene il controllo. Il Gruppo controlla una societ\u00e0, indi-\npendentemente dalla natura della loro relazione formale,\nquando \u00e8 esposto a rendimenti variabili, o detiene diri\ue61di su\ntali rendimenti, derivanti dal proprio rappo\ue61eo con la stessa\ne ha la capacit\u00e0 di incidere su tali rendimenti, esercitando il\nproprio potere su tale societ\u00e0.\nI valori delle societ\u00e0 controllate sono consolidati integral-\nmente linea per linea nei conti consolidati a pa\ue61eire dalla\ndata in cui il Gruppo ne acquisisce il controllo e sino alla\ndata in cui tale controllo cessa di esistere.\nProcedure di consolidamento\nI bilanci delle societ\u00e0 controllate utilizzati ai \ue61cni della pre-\ndisposizione del Bilancio consolidato al 31 dicembre 2021\nsono elaborati in accordo con i princ\u00edpi contabili ado\ue61dati\ndal Gruppo.\nSe una societ\u00e0 controllata utilizza princ\u00edpi contabili diversi\nda quelli ado\ue61dati nella predisposizione del Bilancio con-\n\nsolidato per operazioni e fa\ue61di simili in circostanze similari,\nvengono e\ue61ae\ue61duate oppo\ue61eune re\ue61di\ue61cche per garantire la\nconformit\u00e0 ai princ\u00edpi contabili di Gruppo.\nLe a\ue61divit\u00e0, le passivit\u00e0, i proventi e i costi di societ\u00e0 control-\nlate acquisite o dismesse durante l\u2019esercizio sono inclusi o\nesclusi dal Bilancio consolidato, rispe\ue61divamente, dalla data\nin cui il Gruppo o\ue61diene o perde il controllo della societ\u00e0\ncontrollata.\nIl risultato dell\u2019esercizio e le altre componenti di Conto\neconomico complessivo sono a\ue61dribuiti agli azionisti della\nCapogruppo e ai terzi anche se i risultati a\ue61dribuiti a questi\nultimi presentano una perdita.\nLe a\ue61divit\u00e0, le passivit\u00e0, gli elementi del patrimonio ne\ue61do, gli\nutili, le perdite e i \ue61bussi di cassa relativi a transazioni infra-\ngruppo sono completamente eliminati.\nLe variazioni nella quota di possesso in pa\ue61eecipazioni in\nsociet\u00e0 controllate che non implicano la perdita del con-\ntrollo sono rilevate come operazioni sul capitale re\ue61di\ue61ccan-\ndo la quota a\ue61dribuibile agli azionisti della Capogruppo e\nquella ai terzi per ri\ue61be\ue61dere le variazioni nelle loro relative\nquote di possesso. L\u2019eventuale di\ue61aerenza tra l\u2019ammontare\nal quale vengono re\ue61di\ue61ccate le pa\ue61eecipazioni di minoranza\ne il fair value del corrispe\ue61divo pagato o ricevuto viene rile-\nvata dire\ue61damente nel patrimonio ne\ue61do consolidato.\nQuando il Gruppo perde il controllo su una societ\u00e0 control-\nlata, l\u2019eventuale pa\ue61eecipazione residua nella societ\u00e0 pre-\ncedentemente controllata viene rimisurata al fair value alla\ndata in cui si perde il controllo, rilevando l\u2019eventuale utile o\nperdita derivante dalla perdita del controllo a Conto eco-\nnomico. Inoltre, la quota delle OCI riferita alla controllata di\ncui si perde il controllo \u00e8 tra\ue61data contabilmente come se il\nGruppo avesse dire\ue61damente dismesso le relative a\ue61divit\u00e0 o\npassivit\u00e0.\nPa\ue61decipazioni in societ\u00e0 collegate e joint\narrangement\nLe societ\u00e0 collegate sono quelle in cui il Gruppo esercita\nun\u2019in\ue61buenza notevole, ossia il potere di pa\ue61eecipare alla de-\nterminazione delle decisioni circa le politiche \ue61cnanziarie e\ngestionali della societ\u00e0 pa\ue61eecipata senza esercitare il con-\ntrollo o il controllo congiunto su queste politiche.\nUna joint venture \u00e8 un accordo a controllo congiunto nel\nquale il Gruppo detiene il controllo congiunto e vanta di-\nri\ue61di sulle a\ue61divit\u00e0 ne\ue61de dell\u2019accordo. Per controllo congiunto\nsi intende la condivisione del controllo di un accordo, che\nesiste unicamente quando per le decisioni riguardanti le\na\ue61divit\u00e0 rilevanti \u00e8 richiesto il consenso unanime di tu\ue61de le\npa\ue61ei che condividono il controllo.\nLe pa\ue61eecipazioni in societ\u00e0 collegate e in joint venture\nsono contabilizzate con il metodo del patrimonio ne\ue61do\n(equity method).\nCon l\u2019applicazione del metodo del patrimonio ne\ue61do, tali\npa\ue61eecipazioni sono rilevate inizialmente al costo allocan-\ndo nel valore contabile delle stesse l\u2019eventuale avviamento\nemergente dalla di\ue61aerenza tra il costo della pa\ue61eecipazione\ne la quota di interessenza del Gruppo nel fair value ne\ue61do\ndelle a\ue61divit\u00e0 e delle passivit\u00e0 identi\ue61ccabili della societ\u00e0 par-\ntecipata alla data di acquisizione.\nSuccessivamente alla data di acquisizione, il valore conta-\nbile della pa\ue61eecipazione \u00e8 re\ue61di\ue61ccato per rilevare la quota\ndi pe\ue61einenza del Gruppo dell\u2019utile (perdita) della societ\u00e0\ncollegata o joint venture con e\ue61ae\ue61do sul Conto economico\ndel Gruppo. Re\ue61di\ue61cche del valore contabile possono essere\nnecessarie anche a seguito di variazioni della quota di per-\ntinenza del Gruppo nella societ\u00e0 collegata o joint venture,\nderivanti da variazioni nelle voci del prospe\ue61do delle altre\ncomponenti di Conto economico complessivo della pa\ue61ee-\ncipata. La quota di pe\ue61einenza del Gruppo di tali variazioni \u00e8\nrilevata tra le altre componenti di Conto economico com-\nplessivo del Gruppo.\nI dividendi ricevuti da pa\ue61eecipazioni in societ\u00e0 collegate e\njoint venture sono contabilizzati a re\ue61di\ue61cca del valore con-\ntabile della pa\ue61eecipazione.\nGli utili e le perdite derivanti da transazioni tra il Gruppo e\nuna societ\u00e0 collegata o joint venture sono rilevati nel Bilan-\ncio consolidato soltanto limitatamente alla quota di inte-\nressenza di terzi nella collegata o nella joint venture.\nI bilanci delle societ\u00e0 collegate e delle joint venture sono\npreparati per lo stesso periodo contabile del Gruppo, ap-\npo\ue61eando, se necessario, le eventuali re\ue61di\ue61cche per garanti-\nre la conformit\u00e0 ai princ\u00edpi contabili di Gruppo.\nSuccessivamente all\u2019applicazione del metodo del patrimo-\nnio ne\ue61do, il Gruppo valuta se \u00e8 necessario rilevare un im-\npairment relativo alla pa\ue61eecipazione nella societ\u00e0 collegata\no joint venture. Se vi \u00e8 una evidenza obie\ue61diva di riduzione di\nvalore, l\u2019intero valore contabile della pa\ue61eecipazione \u00e8 sot-\ntoposto a veri\ue61cca per riduzione di valore in conformit\u00e0 allo\nIAS 36 come un\u2019unica a\ue61divit\u00e0. Per maggiori de\ue61dagli circa\nl\u2019impairment, si rinvia al paragrafo \u201cImpairment delle a\ue61divi-\nt\u00e0 non \ue61cnanziarie\u201d all\u2019interno della nota 2.1 \u201cUso di stime e\ngiudizi del management\u201d.\nQuando un\u2019interessenza pa\ue61eecipativa cessa di essere una\nsociet\u00e0 collegata o una joint venture, il Gruppo rileva l\u2019e-\nventuale pa\ue61eecipazione residua nella societ\u00e0 al fair value\n(con contropa\ue61eita il Conto economico); tu\ue61di gli impo\ue61ei\nprecedentemente rilevati nelle OCI relativi a tali investi-\nmenti sono contabilizzati come se le pa\ue61eecipate avessero\ndire\ue61damente dismesso le relative a\ue61divit\u00e0 o passivit\u00e0.\nIn caso di riduzione di una quota di pa\ue61eecipazione in una\nsociet\u00e0 collegata o joint venture che non implica la perdita\ndi in\ue61buenza notevole o del controllo congiunto, il Gruppo\ncontinua ad applicare il metodo del patrimonio ne\ue61do e la\nquota degli utili e delle perdite precedentemente rilevati\nnell\u2019ambito delle OCI, relativa a tale riduzione, \u00e8 contabi-\nlizzata come se il Gruppo avesse dire\ue61damente dismesso le\nrelative a\ue61divit\u00e0 o passivit\u00e0.\nQuando una quota di una pa\ue61eecipazione in societ\u00e0 colle-\n\ngate o joint venture soddisfa le condizioni per essere clas-\nsi\ue61ccata come detenuta per la vendita, la pa\ue61ee residua di\ntale pa\ue61eecipazione che non \u00e8 stata classi\ue61ccata come pos-\nseduta per la vendita \u00e8 contabilizzata con il metodo del pa-\ntrimonio ne\ue61do \ue61cno alla dismissione della pa\ue61ee classi\ue61ccata\ncome posseduta per la vendita.\nUna joint operation \u00e8 un accordo a controllo congiunto nel\nquale il Gruppo, che detiene il controllo congiunto, ha diri\ue61di\nsulle a\ue61divit\u00e0 e obbligazioni per le passivit\u00e0 relative all\u2019ac-\ncordo. Per ogni joint operation il Gruppo rileva a\ue61divit\u00e0, pas-\nsivit\u00e0, costi e ricavi sulla base dei termini dell\u2019accordo e non\nin base all\u2019interessenza pa\ue61eecipativa detenuta.\nNel caso in cui vi sia un incremento dell\u2019interessenza in\nun\u2019a\ue61divit\u00e0 a controllo congiunto, che soddisfa la de\ue61cnizione\ndi a\ue61divit\u00e0 aziendale:\n\u2022 se il Gruppo acquisisce il controllo, e aveva diri\ue61di sulle \na\ue61divit\u00e0 e obbligazioni per le passivit\u00e0 relative all\u2019a\ue61divi-\nt\u00e0 a controllo congiunto immediatamente prima della\ndata di acquisizione, allora l\u2019operazione rappresen-\nta un\u2019aggregazione aziendale realizzata in pi\u00f9 fasi. Di\nconseguenza, il Gruppo applica i requisiti previsti per\nun\u2019aggregazione aziendale realizzata in pi\u00f9 fasi, incluso\nil ricalcolo dell\u2019interessenza che deteneva in precedenza\nnell\u2019a\ue61divit\u00e0 a controllo congiunto al fair value alla data di\nacquisizione;\n\u2022 se il Gruppo o\ue61diene il controllo congiunto (ossia, aveva \ngi\u00e0 una interessenza in un\u2019a\ue61divit\u00e0 a controllo congiunto\nsenza detenerne il controllo congiunto), l\u2019interessenza\nprecedentemente detenuta nell\u2019a\ue61divit\u00e0 a controllo con-\ngiunto non deve essere rimisurata.\nPer ulteriori de\ue61dagli sulle pa\ue61eecipazioni del Gruppo in so-\nciet\u00e0 collegate e joint venture, si rinvia alla nota 25 \u201cPa\ue61eeci-\npazioni valutate con il metodo del patrimonio ne\ue61do\u201d.\nConversione delle poste in valuta\nLe transazioni in valute diverse dalla valuta funzionale sono\ncontabilizzate, al momento della rilevazione iniziale, al tas-\nso di cambio a pronti in essere alla data dell\u2019operazione.\nSuccessivamente, le a\ue61divit\u00e0 e le passivit\u00e0 monetarie deno-\nminate in valuta diversa dalla valuta funzionale sono con-\nve\ue61eite usando il tasso di cambio di chiusura (ossia, il tasso\ndi cambio a pronti alla data di riferimento del bilancio).\nLe a\ue61divit\u00e0 e le passivit\u00e0 non monetarie denominate in valu-\nta estera, iscri\ue61de al costo storico, sono conve\ue61eite usando\nil tasso di cambio in essere alla data di iniziale rilevazio-\nne dell\u2019operazione. Le a\ue61divit\u00e0 e le passivit\u00e0 non monetarie\ndenominate in valuta, iscri\ue61de al fair value, sono conve\ue61eite\nutilizzando il tasso di cambio alla data di determinazione\ndel fair value.\nLe di\ue61aerenze di cambio eventualmente emergenti sono ri-\nlevate a Conto economico.\nNel determinare il tasso di cambio a pronti da utilizzare per\nla rilevazione iniziale dell\u2019a\ue61divit\u00e0, del costo o del ricavo (o\npa\ue61ee di essi) connessi all\u2019eliminazione contabile di un\u2019at-\ntivit\u00e0 o passivit\u00e0 non monetaria derivante dal pagamento\no dal ricevimento di un anticipo in valuta estera, la data\ndell\u2019operazione \u00e8 quella in cui il Gruppo rileva inizialmente\nl\u2019a\ue61divit\u00e0 o la passivit\u00e0 non monetaria relativa all\u2019anticipo.\nQualora vi siano pi\u00f9 anticipi versati o ricevuti, il Gruppo de-\ntermina la data dell\u2019operazione per ciascun anticipo versa-\nto o ricevuto.\nConversione dei bilanci in valuta\nNel Bilancio consolidato i proventi, i costi, le a\ue61divit\u00e0 e le\npassivit\u00e0 sono espressi in euro, che rappresenta la valuta di\npresentazione della Capogruppo.\nAi \ue61cni della predisposizione del Bilancio consolidato, i bi-\nlanci delle societ\u00e0 consolidate con valuta funzionale di-\nversa da quella di presentazione del Bilancio consolidato,\nsono conve\ue61eiti in euro applicando alle a\ue61divit\u00e0 e passivit\u00e0,\ninclusi l\u2019avviamento e le re\ue61di\ue61cche e\ue61ae\ue61duate in sede di con-\nsolidamento, il tasso di cambio in essere alla data di chiu-\nsura dell\u2019esercizio e alle voci di Conto economico il cambio\nmedio dell\u2019esercizio a condizione che approssimi i tassi di\ncambio in essere alla data delle rispe\ue61dive operazioni.\nLe relative di\ue61aerenze cambio sono rilevate dire\ue61damente a\npatrimonio ne\ue61do e sono esposte separatamente in un\u2019ap-\nposita riserva dello stesso; tale riserva \u00e8 riversata propor-\nzionalmente a Conto economico al momento della cessio-\nne (parziale o totale) della pa\ue61eecipazione.\nQuando la valuta funzionale di una societ\u00e0 consolidata \u00e8 la\nvaluta di un\u2019economia iperin\ue61bazionata, il Gruppo riespone\nil bilancio secondo quanto previsto dallo IAS 29 prima di\napplicare lo speci\ue61cco metodo di conversione esposto di\nseguito.\nAl \ue61cne di considerare l\u2019impa\ue61do dell\u2019iperin\ue61bazione sul tasso\ndi cambio della moneta locale, la situazione patrimonia-\nle-\ue61cnanziaria e il risultato economico (ossia a\ue61divit\u00e0, passi-\nvit\u00e0, voci di patrimonio ne\ue61do, ricavi e costi) di una societ\u00e0\nla cui valuta funzionale \u00e8 la valuta di un\u2019economia iperin\ue61ba-\nzionata sono conve\ue61eiti nella moneta di presentazione del\nGruppo (euro) utilizzando il tasso di cambio in essere alla\ndata di chiusura dell\u2019esercizio, ecce\ue61do per gli impo\ue61ei com-\nparativi presentati nel bilancio dell\u2019anno precedente che\nnon sono re\ue61di\ue61ccati per variazioni successive nel livello di\nprezzo o variazioni successive nei tassi di cambio.\nAggregazioni aziendali\nLe aggregazioni aziendali antecedenti al 1\u00b0 gennaio 2010 e\nconcluse entro il prede\ue61do esercizio, sono state rilevate in\nbase a quanto previsto dall\u2019IFRS 3 (2004).\nDe\ue61de aggregazioni sono state rilevate utilizzando il meto-\ndo dell\u2019acquisto (purchase method), ove il costo di acquisto\n\u00e8 pari al fair value alla data di scambio delle a\ue61divit\u00e0 cedute,\ne delle passivit\u00e0 sostenute o assunte, pi\u00f9 i costi dire\ue61da-\nmente a\ue61dribuibili all\u2019acquisizione. Tale costo \u00e8 stato alloca-\nto rilevando le a\ue61divit\u00e0, le passivit\u00e0 e le passivit\u00e0 potenziali\n\nidenti\ue61ccabili dell\u2019acquisita ai relativi fair value. L\u2019eventuale\neccedenza positiva del costo di acquisto rispe\ue61do al fair va-\nlue della quota delle a\ue61divit\u00e0 ne\ue61de acquisite di pe\ue61einenza\ndel Gruppo \u00e8 stata contabilizzata come avviamento o, se\nnegativa, rilevata a Conto economico. Il valore dell\u2019interes-\nsenza di terzi \u00e8 stato determinato in proporzione alla quota\ndi pa\ue61eecipazione detenuta dai terzi nelle a\ue61divit\u00e0 ne\ue61de. Nel-\nle aggregazioni aziendali realizzate in pi\u00f9 fasi, al momento\ndell\u2019acquisizione del controllo, le re\ue61di\ue61cche ai fair value re-\nlative agli a\ue61divi ne\ue61di precedentemente acquisiti sono state\nri\ue61besse a patrimonio ne\ue61do; l\u2019ammontare dell\u2019avviamento \u00e8\nstato determinato separatamente per ogni singola transa-\nzione sulla base del fair value delle a\ue61divit\u00e0 ne\ue61de acquisite\nalla data di ogni singola transazione.\nLe aggregazioni aziendali successive al 1\u00b0 gennaio 2010\nsono rilevate in base a quanto previsto dall\u2019IFRS 3 (2008),\nnel prosieguo IFRS 3 Revised.\nIn pa\ue61eicolare, queste aggregazioni aziendali sono rile-\nvate utilizzando il metodo dell\u2019acquisizione (acquisition\nmethod), ove il costo di acquisto (corrispe\ue61divo trasferito)\n\u00e8 pari al fair value, alla data di acquisizione, delle a\ue61divit\u00e0\nacquisite, delle passivit\u00e0 sostenute o assunte, nonch\u00e9 de-\ngli eventuali strumenti di capitale emessi dall\u2019acquirente. Il\ncosto di acquisto include il fair value delle eventuali a\ue61divit\u00e0\ne passivit\u00e0 per corrispe\ue61divi potenziali.\nI costi dire\ue61damente a\ue61dribuibili all\u2019acquisizione sono rilevati\na Conto economico.\nIl corrispe\ue61divo trasferito \u00e8 allocato rilevando le a\ue61divit\u00e0, le\npassivit\u00e0 e le passivit\u00e0 potenziali identi\ue61ccabili della societ\u00e0\nacquisita ai relativi fair value alla data di acquisizione. L\u2019even-\ntuale eccedenza tra la sommatoria del corrispe\ue61divo trasfe-\nrito, valutato al fair value alla data di acquisizione, l\u2019impo\ue61eo di\nqualsiasi pa\ue61eecipazione di minoranza e qualsiasi interessen-\nza nell\u2019acquisita precedentemente detenuta dal Gruppo (in \nuna aggregazione aziendale realizzata in pi\u00f9 fasi), rispe\ue61do al\nvalore ne\ue61do degli impo\ue61ei delle a\ue61divit\u00e0 identi\ue61ccabili acquisite\ne delle passivit\u00e0 sostenute o assunte, valutate al fair value, \u00e8\nrilevata come avviamento. In caso la di\ue61aerenza sia negativa, \nil Gruppo veri\ue61cca di aver corre\ue61damente identi\ue61ccato tu\ue61de le \na\ue61divit\u00e0 acquisite e le passivit\u00e0 assunte e rivede le procedure\nutilizzate per determinare gli impo\ue61ei da rilevare alla data di\nacquisizione. Se al termine di tale veri\ue61cca si conferma una\neccedenza del fair value delle a\ue61divit\u00e0 ne\ue61de acquisite rispet-\nto al corrispe\ue61divo totale trasferito, tale eccedenza rappre-\nsenta l\u2019utile derivante da un acquisto a condizioni favorevoli\ne viene rilevata a Conto economico.\nIl valore contabile delle interessenze di terzi \u00e8 determinato\nin proporzione alle quote di pa\ue61eecipazione detenute dai\nterzi nelle a\ue61divit\u00e0 ne\ue61de identi\ue61ccabili dell\u2019acquisita, ovvero al\nloro fair value alla data di acquisizione.\nQualora l\u2019aggregazione aziendale fosse realizzata in pi\u00f9\nfasi, al momento dell\u2019acquisizione del controllo, le quote\npa\ue61eecipative detenute precedentemente nella societ\u00e0 ac-\nquisita, sono rimisurate al fair value e l\u2019eventuale di\ue61aerenza\n(positiva o negativa) \u00e8 rilevata a Conto economico.\nL\u2019eventuale corrispe\ue61divo potenziale \u00e8 rilevato al fair value\nalla data di acquisizione. Le variazioni successive del fair\nvalue del corrispe\ue61divo potenziale, classi\ue61ccato come un\u2019at-\ntivit\u00e0 o una passivit\u00e0, ossia come uno strumento \ue61cnanzia-\nrio ai sensi dell\u2019IFRS 9, sono rilevate a Conto economico.\nIl corrispe\ue61divo potenziale che non rientra nell\u2019ambito di\napplicazione dell\u2019IFRS 9 \u00e8 valutato in base allo speci\ue61cco\nIFRS/IAS di riferimento. Il corrispe\ue61divo potenziale che \u00e8\nclassi\ue61ccato come strumento di capitale non \u00e8 rimisurato,\ne, conseguentemente il suo regolamento \u00e8 contabilizzato\nnell\u2019ambito del patrimonio ne\ue61do.\nNel caso in cui i fair value delle a\ue61divit\u00e0, delle passivit\u00e0 e\ndelle passivit\u00e0 potenziali possano determinarsi solo prov-\nvisoriamente, l\u2019aggregazione aziendale \u00e8 rilevata utilizzan-\ndo tali valori provvisori. Le eventuali re\ue61di\ue61cche, derivanti dal\ncompletamento del processo di valutazione, sono rilevate\nentro 12 mesi a pa\ue61eire dalla data di acquisizione, ridetermi-\nnando i dati comparativi.\nMisurazione del fair value\nPer tu\ue61de le valutazioni al fair value e per la relativa infor-\nmativa integrativa, cos\u00ec come richiesto o consentito dai\nprinc\u00edpi contabili internazionali, il Gruppo applica l\u2019IFRS 13.\nIl fair value rappresenta il prezzo che si percepirebbe per\nla vendita di un\u2019a\ue61divit\u00e0 ovvero che si pagherebbe per il tra-\nsferimento di una passivit\u00e0 nell\u2019ambito di una transazione\nordinaria posta in essere tra operatori di mercato, alla data\ndi valutazione (c.d. \u201cexit price\u201d).\nLa valutazione al fair value suppone che l\u2019operazione di\nvendita dell\u2019a\ue61divit\u00e0 o di trasferimento della passivit\u00e0 abbia\nluogo nel mercato principale, ossia nel mercato in cui ha\nluogo il maggior volume e livello di transazioni per l\u2019a\ue61di-\nvit\u00e0 o la passivit\u00e0. In assenza di un mercato principale, si\nsuppone che la transazione abbia luogo nel mercato pi\u00f9\nvantaggioso al quale il Gruppo ha accesso, vale a dire il\nmercato susce\ue61dibile di massimizzare i risultati della tran-\nsazione di vendita dell\u2019a\ue61divit\u00e0 o di minimizzare l\u2019ammontare\nda pagare per trasferire la passivit\u00e0.\nIl fair value di un\u2019a\ue61divit\u00e0 o di una passivit\u00e0 \u00e8 determinato\nutilizzando le assunzioni che gli operatori di mercato pren-\nderebbero in considerazione per de\ue61cnire il prezzo dell\u2019at-\ntivit\u00e0 o della passivit\u00e0, assumendo che gli stessi agiscano\nsecondo il loro migliore interesse economico. Gli operatori\ndi mercato sono acquirenti e venditori indipendenti, infor-\nmati, in grado di concludere una transazione per l\u2019a\ue61divit\u00e0\no la passivit\u00e0 e motivati, ma non obbligati o diversamente\nindo\ue61di a pe\ue61fezionare la transazione.\nNella misurazione del fair value, il Gruppo considera le carat-\nteristiche delle speci\ue61cche a\ue61divit\u00e0 o passivit\u00e0, in pa\ue61eicolare:\n\u2022 per le a\ue61divit\u00e0 non \ue61cnanziarie considera la capacit\u00e0 di un \noperatore di mercato di generare benef\u00edci economici\nimpiegando l\u2019a\ue61divit\u00e0 nel suo massimo e migliore utilizzo\no vendendola a un altro operatore di mercato capace di\n\nimpiegarla nel suo massimo e migliore utilizzo;\n\u2022 per le passivit\u00e0 e gli strumenti rappresentativi di capi-\ntale proprio, il fair value include l\u2019e\ue61ae\ue61do del cosidde\ue61do\n\u201cnon-pe\ue61formance risk\u201d, ossia il rischio che il Gruppo\nnon sia in grado di adempiere alle proprie obbligazioni,\ncompreso tra l\u2019altro anche il rischio di credito proprio\ndel Gruppo;\n\u2022 nel caso di gruppi di a\ue61divit\u00e0 e passivit\u00e0 \ue61cnanziarie gestiti \nsulla base della propria esposizione ne\ue61da ai rischi di mer-\ncato o al rischio di credito, \u00e8 ammessa la misurazione del \nfair value su base ne\ue61da.\nNella misurazione del fair value delle a\ue61divit\u00e0 e delle passivi-\nt\u00e0, il Gruppo utilizza tecniche di valutazione adeguate alle\ncircostanze e per le quali sono disponibili dati su\ue619cienti\nper valutare il fair value stesso, massimizzando l\u2019utilizzo di\ninput osservabili e riducendo al minimo l\u2019utilizzo di input\nnon osservabili.\nImmobili, impianti e macchinari\nGli immobili, impianti e macchinari sono iscri\ue61di al costo, al\nne\ue61do del fondo ammo\ue61eamento e di qualsiasi perdita per\nriduzione di valore accumulata. Tale costo \u00e8 comprensivo\ndei costi accessori dire\ue61damente a\ue61dribuibili per po\ue61eare il\nbene nel luogo e nelle condizioni necessarie alla sua messa\nin funzione e per l\u2019uso per cui \u00e8 stato acquistato.\nIl costo \u00e8 inoltre incrementato, in presenza di obbligazioni\nlegali o implicite, del valore a\ue61duale del costo stimato per\nlo smantellamento del bene e/o ripristino del sito su cui\ninsiste. La corrispondente passivit\u00e0 \u00e8 rilevata in un fondo\ndel passivo nell\u2019ambito dei fondi per rischi e oneri. Il tra\ue61da-\nmento contabile delle revisioni di stima di questi costi, del\ntrascorrere del tempo e del tasso di a\ue61dualizzazione sono\nindicati nella nota 39 \u201cFondi rischi e oneri\u201d.\nGli immobili, impianti e macchinari trasferiti dai clienti a\nfronte della prestazione di servizi di connessione alla rete\nele\ue61drica e/o della fornitura di altri servizi correlati sono rile-\nvati al fair value alla data in cui il controllo \u00e8 o\ue61denuto.\nGli oneri \ue61cnanziari dire\ue61damente a\ue61dribuibili all\u2019acquisto, co-\nstruzione o produzione di beni che richiedono un rilevante\nperiodo prima di essere pronti per l\u2019uso o la vendita (c.d.\n\u201cqualifying asset\u201d), sono capitalizzati come pa\ue61ee del costo\ndei beni stessi. Gli oneri \ue61cnanziari connessi all\u2019acquisto/\ncostruzione di beni che non presentano tali cara\ue61deristiche\nvengono rilevati a Conto economico nell\u2019esercizio di com-\npetenza.\nAlcuni beni, ogge\ue61do di rivalutazione alla data di transizione\nagli IFRS-EU o in periodi precedenti, sono stati rilevati sulla\nbase del loro fair value, considerato come valore sostituti-\nvo del costo (deemed cost) alla data di rivalutazione.\nQualora pa\ue61ei signi\ue61ccative di singoli immobili, impianti e\nmacchinari abbiano di\ue61aerenti vite utili, le componenti iden-\nti\ue61ccate sono rilevate e ammo\ue61eizzate separatamente.\nI costi sostenuti successivamente all\u2019acquisto sono rilevati\na incremento del valore contabile dell\u2019elemento cui si riferi-\nscono, qualora sia probabile che i futuri benef\u00edci associati al\ncosto sostenuto per sostituire una pa\ue61ee del bene a\ue618uisca-\nno al Gruppo e il costo dell\u2019elemento possa essere deter-\nminato a\ue61dendibilmente. Tu\ue61di gli altri costi sono rilevati nel\nConto economico nell\u2019esercizio in cui sono sostenuti.\nI costi di sostituzione di un intero cespite o di pa\ue61ee di esso\nsono rilevati come incremento del valore contabile del bene\ncui fanno riferimento e sono ammo\ue61eizzati lungo la loro vita \nutile; il valore ne\ue61do contabile dell\u2019unit\u00e0 sostituita \u00e8 eliminato\ncontabilmente con imputazione a Conto economico.\nGli immobili, impianti e macchinari, al ne\ue61do del valore re-\nsiduo, sono ammo\ue61eizzati a quote costanti in base alla vita\nutile stimata del bene, che \u00e8 riesaminata con periodicit\u00e0\nannuale; eventuali cambiamenti dei criteri di ammo\ue61ea-\nmento sono applicati prospe\ue61dicamente. Per maggiori det-\ntagli circa la stima della vita utile, si rimanda alla nota 2.1\n\u201cUso di stime e giudizi del management\u201d.\nL\u2019ammo\ue61eamento ha inizio quando il bene \u00e8 disponibile\nall\u2019uso.\nLa vita utile stimata dei principali immobili, impianti e mac-\nchinari \u00e8 la seguente:\nFabbricati civili 10-70 anni\nFabbricati e opere civili inclusi in impianti 10-100 anni\nCentrali idroele\ue61driche:\n- condo\ue61de forzate 7-85 anni\n- macchinario meccanico ed ele\ue61drico 5-60 anni\n- altre opere idrauliche \ue61csse 5-100 anni\nCentrali termoele\ue61driche:\n- caldaie e componenti ausiliari 3-53 anni\n- componenti turbogas 3-53 anni\n- macchinario meccanico ed ele\ue61drico 3-53 anni\n- altre opere idrauliche \ue61csse 3-53 anni\nCentrali nucleari 50 anni\nCentrali geotermoele\ue61driche:\n- torri refrigeranti 20-25 anni\n- turbine e generatori 25-30 anni\n- pa\ue61ei turbina a conta\ue61do con il \ue61buido 10-25 anni\n- macchinario meccanico ed ele\ue61drico 20-40 anni\nImpianti di produzione da fonte eolica:\n- torri 20-30 anni\n- turbine e generatori 20-30 anni\n- macchinario meccanico ed ele\ue61drico 15-30 anni\nImpianti di produzione da fonte solare:\n- macchinario meccanico ed ele\ue61drico 20-30 anni\nImpianti di illuminazione pubblica e a\ue61eistica:\n- impianti di illuminazione pubblica 10-20 anni\n- impianti di illuminazione a\ue61eistica 20 anni\nLinee di traspo\ue61eo 12-50 anni\nStazioni di trasformazione 20-55 anni\nImpianti di distribuzione:\n- linee di alta tensione 10-60 anni\n- cabine primarie 5-55 anni\n- reti di media e bassa tensione 5-50 anni\nContatori:\n- contatori ele\ue61dromeccanici 3-34 anni\n- gruppi di misura bilancio energia 3-30 anni\n- contatori ele\ue61dronici 6-35 anni\n",
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"value": "\n3. Nuovi princ\u00edpi contabili, modi\ue61fche e interpretazioni\nIl Gruppo ha ado\ue61dato le seguenti modi\ue61cche ai princ\u00edpi esi-\nstenti con data di e\ue619cacia dal 1\u00b0 gennaio 2021.\n\u2022 \u201cAmendments to IFRS 9, IAS 39, IFRS 7, and IFRS 16 - \nInterest Rate Benchmark Reform - Phase 2\u201d, emesso ad \nagosto 2020. Le modi\ue61cche integrano quelle emesse nel\n2019 (Riforma degli indici di riferimento per la determi-\nnazione dei tassi di interesse - Fase 1) e a\ue61arontano temi \nche potrebbero in\ue61buire sull\u2019informativa \ue61cnanziaria dopo\nche un indice di riferimento \u00e8 stato riformato o sosti-\ntuito con un tasso di riferimento alternativo per e\ue61aet-\nto della riforma. Gli obie\ue61divi delle modi\ue61cche della Fase\n2 sono di assistere le societ\u00e0: (i) nell\u2019applicare gli IFRS\nquando vengono appo\ue61eate modi\ue61cche ai \ue61bussi \ue61cnanzia-\nri contra\ue61duali o alle relazioni di cope\ue61eura a causa della\nriforma degli indici di riferimento per la determinazione\ndei tassi di interesse; e (ii) nel fornire informazioni utili\nagli utilizzatori del bilancio.\nInoltre, quando le esenzioni della Fase 1 cessano di es-\nsere applicabili, le societ\u00e0 sono tenute a modi\ue61ccare la\ndocumentazione della relazione di cope\ue61eura per ri\ue61bet-\ntere i cambiamenti richiesti dalla riforma IBOR entro la\n\ue61cne dell\u2019esercizio durante il quale vengono appo\ue61eate le\nmodi\ue61cche (tali modi\ue61cche non costituiscono una cessa-\nzione della relazione di cope\ue61eura). Gli impo\ue61ei accumu-\nlati nella riserva di cash \ue61bow hedge, quando si modi\ue61cca\nla descrizione di un elemento cope\ue61eo nella documen-\ntazione della relazione di cope\ue61eura, si ritengono basati\nsul tasso di riferimento alternativo in base al quale sono\ndeterminati i \ue61bussi \ue61cnanziari futuri cope\ue61ei.\nLe modi\ue61cche richiederanno di fornire informazioni ag-\ngiuntive circa l\u2019esposizione della societ\u00e0 ai rischi deri-\nvanti dalla Riforma degli indici di riferimento per la de-\nterminazione dei tassi di interesse e sulle relative a\ue61divit\u00e0 \ndi gestione del rischio.\n\u2022 \u201cAmendment to IFRS 16: COVID 19-related rent conces-\nsions beyond 30 June 2021\u201d, emesso il 28 maggio 2020 \nal \ue61cne di consentire ai locatari di non contabilizzare con-\n\ncessioni sui canoni (sospensione dei canoni, dilazioni dei\npagamenti dovuti per il leasing, riduzioni di canoni per un\nperiodo di tempo, eventualmente seguite da aumenti dei\ncanoni di locazione in periodi futuri) come modi\ue61cche del\nleasing se sono una dire\ue61da conseguenza della pandemia\nda COVID-19 e soddisfano determinate condizioni. Se-\ncondo l\u2019IFRS 16, una modi\ue61cca del leasing \u00e8 una modi\ue61cca\ndell\u2019ogge\ue61do o del corrispe\ue61divo di un leasing non prevista\nnei termini e nelle condizioni contra\ue61duali originarie del\nleasing; pe\ue61eanto, le concessioni sui canoni sarebbero\nmodi\ue61cche del leasing, a meno che non fossero previste\nnel contra\ue61do originale del leasing. La modi\ue61cca si applica\nsolo ai locatari, mentre i locatori sono tenuti ad applicare\nle disposizioni a\ue61duali dell\u2019IFRS 16.\nLa modi\ue61cca doveva essere applicata \ue61cno al 30 giugno\n2021 ma, in considerazione del persistere degli impa\ue61di\ndella pandemia da COVID-19, il 31 marzo 2021 lo IASB\nha prorogato il periodo di applicazione dell\u2019espediente\npratico al 30 giugno 2022.\nL\u2019applicazione di queste modi\ue61cche non ha compo\ue61eato im-\npa\ue61di signi\ue61ccativi nel presente Bilancio consolidato.\n",
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:DisclosureOfChangesInAccountingPoliciesExplanatory",
"language": "it",
"entity": "scheme:WOCMU6HCI0OJWNPRZS33",
"period": "2021-01-01T00:00:00/2022-01-01T00:00:00"
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"Tag3": {
"value": "\n4. Argentina - Economia iperin\ue61cazionata: \nimpa\ue61ei per l\u2019applicazione dello IAS 29\nA pa\ue61eire dal 1\u00b0 luglio 2018 l\u2019economia argentina \u00e8 considerata \niperin\ue61bazionata in base ai criteri stabiliti dallo \u201cIAS 29 - Ren-\ndicontazione contabile in economie iperin\ue61bazionate\u201d. Ci\u00f2 a \nseguito della valutazione di una serie di elementi qualitativi e \nquantitativi, tra i quali la presenza di un tasso di in\ue61bazione cu-\nmulato maggiore del 100% nell\u2019arco dei tre anni precedenti.\nAi \ue61cni della predisposizione del presente Bilancio consolidato\nal 31 dicembre 2021 e in accordo con quanto disposto dallo\nIAS 29, talune voci delle situazioni patrimoniali delle societ\u00e0\npa\ue61eecipate in Argentina sono state rimisurate applicando\nl\u2019indice generale dei prezzi al consumo ai dati storici, al \ue61cne di\nri\ue61be\ue61dere le modi\ue61cche al potere di acquisto del peso argentino \nalla data di chiusura dei bilanci delle stesse.\nTenendo presente che il Gruppo Enel ha acquisito il controllo\ndelle societ\u00e0 argentine il 25 giugno 2009, la rimisurazione dei\ndati patrimoniali non monetari dei bilanci di tali societ\u00e0 \u00e8 stata \ne\ue61ae\ue61duata applicando gli indici di in\ue61bazione a pa\ue61eire da tale\ndata. Gli e\ue61ae\ue61di contabili di tale adeguamento, oltre a essere\ngi\u00e0 ri\ue61bessi nella situazione patrimoniale di ape\ue61eura, recepi-\nscono le variazioni del periodo. In pa\ue61eicolare, l\u2019e\ue61ae\ue61do relati-\nvo alla rimisurazione delle a\ue61divit\u00e0 e passivit\u00e0 non monetarie,\ndelle poste di patrimonio ne\ue61do, nonch\u00e9 delle componenti di\nConto economico rilevate nel 2021 \u00e8 stato rilevato in contro-\npa\ue61eita di una apposita voce di Conto economico tra i proventi\ne oneri \ue61cnanziari. Il relativo e\ue61ae\ue61do \ue61cscale \u00e8 stato rilevato tra le \nimposte del periodo.\nPer tener poi conto dell\u2019impa\ue61do dell\u2019iperin\ue61bazione anche sul\ncorso monetario della valuta locale, i saldi dei Conti economi-\nci espressi in valuta iperin\ue61bazionata sono stati conve\ue61eiti nella\nvaluta di presentazione del Gruppo applicando, come preve-\nde lo IAS 21, il tasso di cambio \ue61cnale anzich\u00e9 quello medio\ndel periodo con la \ue61cnalit\u00e0 di ripo\ue61eare tali ammontari ai valori\ncorrenti.\nDi seguito si ripo\ue61eano i livelli cumulati degli indici generali dei\nprezzi al consumo rispe\ue61divamente alla data del 31 dicembre \n2018, del 31 dicembre 2019, del 31 dicembre 2020 e del 31\ndicembre 2021:\nPeriodi\nIndici generali dei prezzi\nal consumo cumulati\nDal 1\u00b0 luglio 2009 al 31 dicembre 2018 346,30%\nDal 1\u00b0 gennaio 2019 al 31 dicembre 2019 54,46%\nDal 1\u00b0 gennaio 2020 al 31 dicembre 2020 35,41%\nDal 1\u00b0 gennaio 2021 al 31 dicembre 2021 49,73%\nNel 2021 l\u2019applicazione dello IAS 29 ha compo\ue61eato la rile-\nvazione di un provento \ue61cnanziario ne\ue61do (al lordo delle im-\nposte) pari a 20 milioni di euro.\nDi seguito si ripo\ue61eano gli e\ue61ae\ue61di dello IAS 29 sullo Stato\npatrimoniale al 31 dicembre 2021 e gli impa\ue61di dell\u2019iperin-\n\ue61bazione sulle principali voci di Conto economico del 2021,\ndi\ue61aerenziando quanto a\ue61aerente alla rivalutazione in base\nagli indici generali dei prezzi al consumo e quanto a\ue61aeren-\nte all\u2019applicazione del tasso di cambio \ue61cnale anzich\u00e9 del\ntasso di cambio medio del periodo, per quanto previsto\ndallo IAS 21 per economie iperin\ue61bazionate.\nMilioni di euro\nE\ue61fe\ue61eo iperin\ue61cazione\ncumulato al 31.12.2020\nE\ue61fe\ue61eo iperin\ue61cazione del\nperiodo Di\ue61ferenza cambio\nE\ue61fe\ue61eo iperin\ue61cazione\ncumulato al 31.12.2021\nTotale a\ue61divit\u00e0 962 594 (190) 1.366\nTotale passivit\u00e0 192 173 (19) 346\nPatrimonio ne\ue61do 770 421\n(1)\n(171) 1.020\n(1) Il dato include il risultato ne\ue61do negativo dell\u2019esercizio pari a 122 milioni di euro.\n\nMilioni di euro\nE\ue61fe\ue61eo IAS 29 E\ue61fe\ue61eo IAS 21 Totale e\ue61fe\ue61eo al 31.12.2021\nRicavi 143 (26) 117\nCosti 182\n(1)\n(25)\n(2)\n157\nRisultato operativo (39) (1) (40)\nProventi/(Oneri) \ue61cnanziari ne\ue61di (13) - (13)\nProventi/(Oneri) ne\ue61di da iperin\ue61bazione 20 - 20\nRisultato prima delle imposte (32) (1) (33)\nImposte 90 (3) 87\nRisultato ne\ue61eo dell\u2019esercizio (Gruppo e terzi) (122) 2 (120)\nQuota di interessenza del Gruppo (80) 27 (53)\nQuota di interessenza di terzi (42) (25) (67)\n(1) Il dato include l\u2019e\ue61ae\ue61do su ammo\ue61eamenti e impairment per 62 milioni di euro.\n(2) Il dato include l\u2019e\ue61ae\ue61do su ammo\ue61eamenti e impairment per (2) milioni di euro.\n",
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:DisclosureOfHyperinflationaryReportingExplanatory",
"language": "it",
"entity": "scheme:WOCMU6HCI0OJWNPRZS33",
"period": "2021-01-01T00:00:00/2022-01-01T00:00:00"
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"Tag4": {
"value": "\n5. Informativa relativa al cambiamento climatico\n(23) \u201cE\ue61aects of climate-related ma\ue61ders on \ue61cnancial statements\u201d che completa un a\ue61eicolo che Nick Anderson, membro dell\u2019International Accounting Standards \nBoard, ha scri\ue61do sull\u2019argomento a novembre 2019.\nIl cammino verso \u201cNet Zero\u201d \u00e8 in corso a livello mondiale e i\nprocessi di decarbonizzazione e di ele\ue61dri\ue61ccazione dell\u2019eco-\nnomia globale sono cruciali per evitare le gravi conseguenze\ndi un aumento delle temperature superiore a 1,5 \u00b0C.\nIn tale prospe\ue61diva il Gruppo ha \ue61cssato come segue le pro-\nprie linee guida strategiche: \n\u2022 allocare capitale a suppo\ue61eo di una fornitura di ele\ue61dricit\u00e0 \ndecarbonizzata;\n\u2022 abilitare l\u2019ele\ue61dri\ue61ccazione della domanda di energia dei \nclienti;\n\u2022 fare leva sulla creazione di valore lungo tu\ue61da la value \nchain;\n\u2022 anticipare gli obie\ue61divi di \u201cNet Zero\u201d sostenibile al 2040.\nIl Gruppo ha considerato i rischi relativi al cambiamento\nclimatico e gli impegni stabiliti dagli accordi di Parigi nella\nredazione del presente Bilancio consolidato al 31 dicembre\n2021, che appropriatamente ri\ue61be\ue61de gli e\ue61ae\ue61di del raggiun-\ngimento degli obie\ue61divi di carbon neutrality nelle a\ue61divit\u00e0,\npassivit\u00e0 e Conto economico evidenziandone gli impa\ue61di\nsigni\ue61ccativi e prevedibili come richiesto dal Conceptual Fra-\nmework dei princ\u00edpi contabili internazionali.\nA tal proposito, in accordo con quanto previsto dal do-\ncumento pubblicato dall\u2019IFRS Foundation il 20 novembre \n2020\n(23)\n, il Gruppo fornisce informazioni esplicite nelle Note\ndi commento al presente Bilancio consolidato riguardo a\ncome il cambiamento climatico viene ri\ue61besso nei conti.\nPer una comunicazione pi\u00f9 e\ue619cace e organica in relazio-\nne all\u2019informativa sul cambiamento climatico predisposta\nnell\u2019ambito delle Note di commento al presente Bilancio\nconsolidato, si espone di seguito una mappatura di tale in-\nformativa con il rimando ai diversi capitoli dove si a\ue61arontano\ntematiche relative al cambiamento climatico.\nArgomento Nota Contenuto\nStime e giudizi relativi\nal cambiamento\nclimatico\nNota 2.1 \u201cUso di stime e giudizi del\nmanagement\u201d\n\u2022 Riferimento all\u2019uso da pa\ue61ee del management delle principali stime e giudizi \nrelativi al cambiamento climatico (tenendo conto della loro materialit\u00e0\nnell\u2019ambito dell\u2019informativa \ue61cnanziaria).\n\u2022 Focus sulla stima dei \ue61bussi di cassa a\ue61desi in relazione a speci\ue61cche a\ue61divit\u00e0/\nCGU (paragrafo \"Impairment delle a\ue61divit\u00e0 non \ue61cnanziarie\").\n\u2022 Focus sugli e\ue61ae\ue61di derivanti dagli impegni presi dal Gruppo in base agli \naccordi di Parigi sulla stima delle vite utili delle a\ue61divit\u00e0 coinvolte (paragrafo\n\u201cDeterminazione della vita utile di a\ue61divit\u00e0 non \ue61cnanziarie\u201d).\nInvestimenti sostenibili Nota 18 \u201cImmobili, impianti e macchinari\u201d\nNota 22 \u201cA\ue61divit\u00e0 immateriali\u201d\n\u2022 Focus sulle a\ue61divit\u00e0 relative alla generazione rinnovabile, sulle infrastru\ue61dure \nconnesse allo sviluppo delle reti e sugli investimenti per lo sviluppo di\ne-Mobility, e-City, e-Industries, e del business e-Home.\n\u2022 Focus sullo sviluppo di propriet\u00e0 intelle\ue61duali funzionali al raggiungimento di \nobie\ue61divi strategici quali la decarbonizzazione, l\u2019ele\ue61dri\ue61ccazione e lo sviluppo\ndi modelli a pia\ue61daforma.\nValutazione di a\ue61divit\u00e0\nnon \ue61cnanziarie\nNota 11.e \u201cAmmo\ue61eamenti e altri\nimpairment\u201d\nNota 18 \u201cImmobili, impianti e macchinari\u201d\nNota 23 \u201cAvviamento\u201d\n\u2022 Focus sugli e\ue61ae\ue61di connessi agli impegni assunti dal Gruppo in linea \ncon gli accordi di Parigi sulle valutazioni delle a\ue61divit\u00e0 non \ue61cnanziarie\ncon pa\ue61eicolare riferimento alla residua vita utile di talune a\ue61divit\u00e0 e agli\nimpairment test.\nFondi rischi Nota 39 \u201cFondi rischi e oneri\u201d\n\u2022 Focus sugli impa\ue61di del cambiamento climatico relativo ai fondi rischi e oneri \nconnessi con gli impianti di generazione, inclusi quelli per lo smantellamento e\nil ripristino dei siti, e gli accantonamenti per i piani di ristru\ue61durazione legati alla\ntransizione energetica (che includono la decarbonizzazione e la digitalizzazione).\n\nArgomento Nota Contenuto\nFinanza sostenibile Nota 46.3 \u201cFinanziamenti\u201d\nNota 57 \u201cFa\ue61di di rilievo intervenuti dopo la\nchiusura dell\u2019esercizio\u201d\nFocus su:\n\u2022 emissioni di \u201csustainability-linked\u201d bond collegati al raggiungimento di \nobie\ue61divi sostenibili in linea con gli SDG emanati dall\u2019ONU;\n\u2022 green bond utilizzati per \ue61cnanziare speci\ue61cci proge\ue61di e iniziative sostenibili \ndel Gruppo;\n\u2022 sustainable loan collegati al raggiungimento di Obie\ue61divi di Sviluppo \nSostenibile (SDG).\nPagamenti basati su\nazioni\nNota 51 \u201cPagamenti basati su azioni\u201d\n\u2022 Descrizione dei piani di incentivazione di lungo termine (LTI) ancorati al \nraggiungimento di speci\ue61cci obie\ue61divi relativi al clima.\nCompliance ambientale Nota 11.f \u201cAltri costi operativi\u201d\n\u2022 Descrizione degli oneri relativi alla compliance ambientale previsti dalle \nnormative nazionali e internazionali (in pa\ue61eicolare, quote di emissioni di\nCO\n2\n, i ce\ue61ei\ue61ccati verdi e i titoli di e\ue619cienza energetica).\nNota 39 \u201cFondi rischi e oneri\u201d\n\u2022 Descrizione degli oneri legati al de\ue61ccit di ce\ue61ei\ue61ccati ambientali rispe\ue61do a \nquanto previsto dalla normativa per la compliance ambientale.\nNota 2.2 \u201cPrinc\u00edpi contabili signi\ue61ccativi\u201d\n\u2022 Descrizione del tra\ue61damento contabile applicato ai ce\ue61ei\ue61ccati ambientali \n(paragra\ue61c \u201cCe\ue61ei\ue61ccati ambientali\u201d e \u201cRimanenze\u201d).\n",
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"concept": "enel:DisclosureOfClimateChange",
"language": "it",
"entity": "scheme:WOCMU6HCI0OJWNPRZS33",
"period": "2021-01-01T00:00:00/2022-01-01T00:00:00"
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"Tag5": {
"value": "\n6. Informazioni relative al COVID-19\nData la complessit\u00e0 dell\u2019a\ue61duale contesto, il Gruppo ha mo-\nnitorato a\ue61dentamente l\u2019evoluzione della pandemia da CO-\nVID-19 riguardo alle principali aree di interesse e nei prin-\ncipali Paesi in cui opera, in linea con le raccomandazioni\ndell\u2019ESMA, contenute principalmente nei public statemen-\nts\n(24)\npubblicati nei mesi di marzo, maggio, luglio e o\ue61dobre\n2020, e della CONSOB, di cui ai \u201cRichiami di a\ue61denzione\u201d n.\n6/2020 del 9 aprile 2020, n. 8/2020 del 16 luglio 2020 e n.\n1/2021 del 16 febbraio 2021.\nIn pa\ue61eicolare, il Gruppo ha analizzato gli impa\ue61di della pan-\ndemia da COVID-19 sulle a\ue61divit\u00e0 di business, sulla situa-\nzione patrimoniale e \ue61cnanziaria nonch\u00e9 sulla pe\ue61formance\neconomica, identi\ue61ccando altres\u00ec i principali rischi e incer-\ntezze cui risulta esposto.\nSi precisa inoltre che, per e\ue61ae\ue61do del perdurare dell\u2019incer-\ntezza relativamente alla futura evoluzione del contesto\nmacroeconomico, \ue61cnanziario e di business in cui opera il\nGruppo, gli impa\ue61di della pandemia da COVID-19 ai \ue61cni della\nRelazione \ue61cnanziaria annuale consolidata al 31 dicembre\n2021 sono ri\ue61bessi nelle diverse valutazioni e stime e\ue61ae\ue61dua-\nte dal management riguardo ai valori contabili delle voci di\nConto economico, delle a\ue61divit\u00e0 e delle passivit\u00e0 interessate\nda maggiore volatilit\u00e0 (in pa\ue61eicolare, ricavi e costi, immobili,\nimpianti e macchinari, avviamento, benef\u00edci ai dipendenti e\nstrumenti \ue61cnanziari).\n",
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"concept": "enel:DisclosureOfNonFinancialInformationExplanatory",
"language": "it",
"entity": "scheme:WOCMU6HCI0OJWNPRZS33",
"period": "2021-01-01T00:00:00/2022-01-01T00:00:00"
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"Tag6": {
"value": "\n(24) ESMA 71-99-1290 dell\u201911 marzo 2020; ESMA 32-63-951 del 25 marzo 2020; ESMA 31-67-742 del 27 marzo 2020; ESMA 32-63-972 del 20 maggio 2020; \nESMA 32-61-417 del 21 luglio 2020 ed ESMA 32-63-1041 del 28 o\ue61dobre 2020.\n7. Rideterminazione dei dati comparativi\nRiclassi\ue61fca relativa ai contra\ue61ei \ndi commodity con consegna \ue61fsica\nAl \ue61cne di migliorare la rappresentazione dei contra\ue61di sti-\npulati per l\u2019acquisto o la vendita di commodity con con-\nsegna \ue61csica (che non si quali\ue61ccano per l\u2019\u201cown use exemp-\ntion\u201d) misurati al fair value a Conto economico (nell\u2019ambito\ndi applicazione dell\u2019IFRS 9), il Gruppo ha modi\ue61ccato la loro\npresentazione nel Bilancio consolidato nel corso del 2021.\nIn pa\ue61eicolare, nel 2020:\n\u2022 i risultati non realizzati delle variazioni di fair value dei \ncontra\ue61di di vendita di commodity energetiche ancora in\nessere alla data di riferimento del bilancio erano presen-\ntati nella voce \u201cRicavi delle vendite e delle prestazioni\u201d;\n\u2022 i risultati non realizzati delle variazioni di fair value dei \ncontra\ue61di di acquisto di commodity energetiche ancora\nin essere alla data di riferimento del bilancio erano pre-\nsentati nelle voci \u201cEnergia ele\ue61drica, gas e combustibile\u201d\ne \u201cServizi e altri materiali\u201d.\nNel 2021 i risultati non realizzati delle variazioni di fair value\ndei contra\ue61di di acquisto o vendita di commodity energe-\ntiche ancora in essere alla data di riferimento del bilancio\nsono rilevati su base ne\ue61da nella voce \u201cRisultati ne\ue61di da con-\ntra\ue61di su commodity\u201d.\nLa nuova modalit\u00e0 di rappresentazione costituisce un\ncambio di policy contabile, in accordo con lo \u201cIAS 8 - Prin-\nc\u00edpi contabili, cambiamenti nelle stime contabili ed errori\u201d.\nPe\ue61eanto, si \u00e8 reso necessario e\ue61ae\ue61duare la ripresentazione\nai soli \ue61cni comparativi dei saldi economici riferiti ai periodi\nprecedenti, senza impa\ue61di n\u00e9 sul risultato ne\ue61do n\u00e9 sul pa-\ntrimonio ne\ue61do.\n\nRiclassi\ue61fca della rimisurazione al fair value\ndelle a\ue61eivit\u00e0 in concessione (IFRIC 12) \nin Brasile\nPer una migliore rappresentazione della componente eco-\nnomica relativa alla rimisurazione al fair value delle a\ue61divi-\nt\u00e0 \ue61cnanziarie connesse a servizi in concessione rientranti\nnell\u2019ambito applicativo dell\u2019IFRIC 12 in Brasile, nel corso del\n2021 \u00e8 stata riclassi\ue61ccata dai proventi \ue61cnanziari ai ricavi da\ncontra\ue61di con i clienti (IFRS 15) dal momento che si riferisce\nalla rimisurazione al fair value di asset contra\ue61duali.\nTu\ue61do ci\u00f2 premesso, di seguito si ripo\ue61eano le riclassi\ue61cche ef-\nfe\ue61duate sui costi, sui ricavi, sui risultati ne\ue61di da contra\ue61di su\ncommodity e sui proventi \ue61cnanziari per la rideterminazione\ndei dati comparativi con riferimento al 31 dicembre 2020.\nImpa\ue61ei sul Conto economico\nMilioni di euro Note\n2020\nE\ue61fe\ue61eo riclassi\ue61dca dei\ncontra\ue61ei di commodity\nenergetiche con\nconsegna \ue61dsica IFRS 9\nE\ue61fe\ue61eo riclassi\ue61dca della\nrimisurazione al fair value \ndelle a\ue61eivit\u00e0 \ue61dnanziarie\nin concessione rientranti\nnell\u2019ambito IFRIC 12 in Brasile\n2020\nrestated\nRicavi\nRicavi delle vendite e delle prestazioni 10.a 62.623 932 87 63.642\nAltri proventi 10.b 2.362 2.362\n[Subtotale] 64.985 932 87 66.004\nCosti\nEnergia ele\ue61drica, gas e combustibile 11.a 25.049 977 26.026\nServizi e altri materiali 11.b 18.298 68 18.366\nCosto del personale 11.c 4.793 4.793\nImpairment/(Ripristini di valore) ne\ue61di di crediti commerciali \n \ne di altri crediti\n11.d 1.285 1.285\nAmmo\ue61eamenti e altri impairment 11.e 7. 163 7. 163\nAltri costi operativi 11.f 2.202 2.202\nCosti per lavori interni capitalizzati 11.g (2.385) (2.385)\n[Subtotale] 56.405 1.045 57.45 0\nRisultati ne\ue61ei da contra\ue61ei su commodity 12 (212) 113 (99)\nRisultato operativo 8.368 87 8.455\nProventi \ue61cnanziari da contra\ue61di derivati 13 1.315 1.315\nAltri proventi \ue61cnanziari 14 2.763 (87) 2.676\nOneri \ue61cnanziari da contra\ue61di derivati 13 2.256 2.256\nAltri oneri \ue61cnanziari 14 4.485 4.485\nProventi/(Oneri) ne\ue61di da iperin\ue61bazione 57 57\nQuota dei proventi/(oneri) derivanti da pa\ue61eecipazioni valutate\ncon il metodo del patrimonio ne\ue61do\n15 (299) (299)\nRisultato prima delle imposte 5.463 5.463\nImposte 16 1.841 1.841\nRisultato delle continuing operations 3.622 3.622\nRisultato delle discontinued operations - -\nRisultato ne\ue61eo dell\u2019esercizio (Gruppo e terzi) 3.622 3.622\nQuota di interessenza del Gruppo 2.610 2.610\nQuota di interessenza di terzi 1.012 1.012\nRisultato ne\ue61eo per azione\nRisultato ne\ue61fo base per azione\nRisultato ne\ue61eo base per azione 0,26 0,26\nRisultato ne\ue61eo base per azione delle continuing operations 0,26 0,26\nRisultato ne\ue61eo base per azione delle discontinued operations - - \nRisultato ne\ue61fo diluito per azione\nRisultato ne\ue61eo diluito per azione 0,26 0,26\nRisultato ne\ue61eo diluito per azione delle continuing operations 0,26 0,26\nRisultato ne\ue61eo diluito per azione delle discontinued operations - - \nI dati presentati nei commenti e nelle tabelle delle note al\npresente Bilancio consolidato al 31 dicembre 2021 sono\nomogenei e confrontabili tra di loro.\n",
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"concept": "ifrs-full:DisclosureOfReclassificationsOrChangesInPresentationExplanatory",
"language": "it",
"entity": "scheme:WOCMU6HCI0OJWNPRZS33",
"period": "2021-01-01T00:00:00/2022-01-01T00:00:00"
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"Tag7": {
"value": "\n8. Principali acquisizioni e cessioni \ndel periodo\nNei due esercizi in analisi l\u2019area di consolidamento ha\nsub\u00edto alcune modi\ue61cche a seguito delle seguenti principali\noperazioni:\n2020\n\u2022 Nel corso del mese di gennaio 2020 \u00e8 stata ceduta la \nsociet\u00e0 di proge\ue61do Wild Plains detenuta al 100% da Tra-\ndewind. Dalla cessione non sono emersi impa\ue61di contabili \nnel Conto economico.\n\u2022 In data 11 maggio 2020, Endesa Energ\u00eda ha venduto l\u201980% \ndi Endesa Soluciones per un ammontare di 21 milioni di \neuro. Tale pa\ue61eecipazione, precedentemente consolidata\nintegralmente, \u00e8 stata valutata con il metodo del patrimo-\nnio ne\ue61do.\n\u2022 In data 7 luglio 2020, Enel Green Power Espa\u00f1a ha acquisito \nil 100% di Parque E\u00f3lico Tico SLU, Tico Solar 1 SLU e Tico \nSolar 2 SLU per un valore complessivo di 40 milioni di euro.\n\u2022 In data 14 se\ue61dembre Endesa Generaci\u00f3n Po\ue61eugal ha ac-\nquisito il 100% di Suggestion Power (Unipessoal) Ltda per\nun valore complessivo di 6 milioni di euro.\n\u2022 In data 17 se\ue61dembre 2020 Enel X International ha acqui-\nstato il 60% di Viva Labs AS per un valore complessivo di 3\nmilioni di euro.\n\u2022 Enel Green Power Panama ha acquistato nel corso del \n2020 il 100% di Jaguito Solar e Progreso Solar per un valore\ncomplessivo di 2 milioni di euro.\nIn aggiunta alle sudde\ue61de variazioni nell\u2019area di consolidamen-\nto, si segnalano, nel corso del 2020, anche le seguenti ope-\nrazioni che, pur non cara\ue61derizzandosi come operazioni che\nhanno determinato l\u2019acquisizione o la perdita di controllo,\nhanno comunque compo\ue61eato una variazione nell\u2019interessen-\nza detenuta dal Gruppo nelle relative pa\ue61eecipate o collegate:\n\u2022 cessione di alcune joint venture detenute al 50%, incluse \nnel po\ue61eafoglio idroele\ue61drico di Enel No\ue61eh America. L\u2019intero\npo\ue61eafoglio era stato classi\ue61ccato gi\u00e0 a dicembre 2019 come\nposseduto per la vendita in accordo all\u2019IFRS 5. La plusva-\nlenza riconosciuta a Conto economico \u00e8 stata pari a 2 mi-\nlioni di euro;\n\u2022 Enel SpA ha incrementato la propria quota di interessenza \nin Enel Am\u00e9ricas del 5,03% in base a quanto previsto dai \ncontra\ue61di di share swap stipulati con un istituto \ue61cnanziario.\nIl Gruppo ha quindi raggiunto una quota di pa\ue61eecipazione\npari al 65% nel 2020;\n\u2022 Enel SpA ha aumentato la propria quota di interessenza \nin Enel Chile del 2,89% in base a quanto previsto dai due\ncontra\ue61di di share swap stipulati con un istituto \ue61cnanziario. Il\nGruppo nel 2020 ha quindi raggiunto una quota di pa\ue61eeci-\npazione pari al 64,93%.\n2021\n\u2022 In data 8 gennaio 2021 \u00e8 stata \ue61cnalizzata la cessione del \n100% di Tynemouth Energy Storage per un corrispe\ue61divo\npari a 1 milione di euro. Dalla cessione non sono emersi\nimpa\ue61di contabili signi\ue61ccativi nel Conto economico.\n\u2022 In data 20 gennaio 2021 \u00e8 stata \ue61cnalizzata la cessione del \n100% di Enel Green Power Bulgaria per un corrispe\ue61divo \npari a 35 milioni di euro. Dalla cessione non sono emersi\nimpa\ue61di contabili signi\ue61ccativi nel Conto economico.\n\u2022 In data 10 marzo 2021 Enel Green Power Italia ha acquisito \nil 100% della societ\u00e0 e-Solar Srl, titolare di un proge\ue61do fo-\ntovoltaico con una potenza autorizzata di 170,11 MW, per\nun corrispe\ue61divo pari a 2,7 milioni di euro.\n\u2022 In data 29 marzo 2021 Enel X Srl ha acquisito il 100% di \nCityPoste Payment SpA, societ\u00e0 italiana che o\ue61are ai con-\nsumatori un accesso di\ue61auso ai servizi di pagamento, su\ncanale sia \ue61csico sia digitale, e consente di e\ue61ae\ue61duare nu-\nmerose tipologie di transazioni verso i privati e le pubbli-\nche amministrazioni.\n\u2022 Nel primo trimestre 2021 si registra la variazione di peri-\nmetro per il consolidamento globale delle societ\u00e0 rinno-\nvabili australiane precedentemente valutate con il metodo\ndel patrimonio ne\ue61do per e\ue61ae\ue61do della modi\ue61cca della gover-\nnance nelle societ\u00e0 e senza l\u2019acquisizione di ulteriori quo-\nte. Il processo di Purchase Price Allocation si \u00e8 completa-\nto a dicembre 2021 e sostanzialmente conferma il valore \ncontabile delle a\ue61divit\u00e0 ne\ue61de acquisite, successivamente a \nun adeguamento di valore di circa 9 milioni di euro.\n\u2022 In data 13 maggio 2021 \u00e8 stata \ue61cnalizzata la cessione di \nEGP Solar 1 LLC per un corrispe\ue61divo pari a circa 4 milioni\ndi euro.\n\u2022 Nei primi nove mesi del 2021 Enel Green Power Espa\u00f1a \nha acquisito il 100% di 30 societ\u00e0 rinnovabili per un valore\ncomplessivo di 86 milioni di euro.\n\u2022 In data 8 se\ue61dembre 2021 \u00e8 stata \ue61cnalizzata da pa\ue61ee di Enel \nX No\ue61eh America la cessione di Genability per un corrispet-\ntivo di circa 6 milioni di euro.\n\u2022 Nel mese di se\ue61dembre \u00e8 stato completato il processo di \nPurchase Price Allocation della societ\u00e0 Viva Labs AS, ac-\nquisita in data 17 se\ue61dembre 2020 da Enel X International,\na seguito del quale sono stati confermati i valori contabili \nrilevati alla data di acquisizione.\n\nAcquisizioni societ\u00e0 rinnovabili in Spagna\nNei primi nove mesi del 2021 Enel Green Power Espa\u00f1a\nha acquisito il 100% di 30 societ\u00e0 rinnovabili per un valore\ncomplessivo di 86 milioni di euro per lo sviluppo e la co-\nstruzione di impianti fotovoltaici ed eolici in Spagna.\nDeterminazione avviamento\nMilioni di euro \nA\ue61eivit\u00e0 ne\ue61ee acquisite 86\nCosto dell\u2019acquisizione 86\n(di cui versati per cassa) 75 \nAvviamento/(Negative goodwill) -\nIl prezzo complessivo dell\u2019operazione ammonta a 103 mi-\nlioni di euro in quanto include il ripagamento di debiti de-\ntenuti dalle societ\u00e0 acquisite verso i precedenti soci per\ncomplessivi 17 milioni di euro.\nAltre variazioni\nIn aggiunta alle sudde\ue61de variazioni nell\u2019area di consolida-\nmento si segnalano anche le seguenti operazioni che, pur\nnon cara\ue61derizzandosi come operazioni che hanno deter-\nminato l\u2019acquisizione o la perdita di controllo, hanno co-\nmunque compo\ue61eato una variazione nell\u2019interessenza de-\ntenuta dal Gruppo nelle relative pa\ue61eecipate o collegate:\n\u2022 Enel SpA il 15 marzo ha lanciato un\u2019o\ue61ae\ue61ea pubblica di \nacquisto volontaria parziale sulle azioni di Enel Am\u00e9ric-\nas, \ue61cno a un massimo di 7.608.631.104 azioni, pari al 10%\ndel capitale sociale a quella data. Il periodo d\u2019o\ue61ae\ue61ea ha\navuto inizio il 15 marzo e si \u00e8 concluso il 13 aprile 2021.\nL\u2019OPA era condizionata all\u2019e\ue619cacia della fusione per\nincorporazione di EGP Am\u00e9ricas SpA in Enel Am\u00e9ricas\nSA, che si \u00e8 realizzata il 1\u00b0 aprile 2021. Il corrispe\ue61divo\ncomplessivo \u00e8 stato pari a 1.271 milioni di euro. A segui-\nto del completamento dell\u2019o\ue61ae\ue61ea pubblica di acquisto\nparziale volontaria e del pe\ue61fezionamento della fusione\ndi EGP Am\u00e9ricas, Enel possiede circa l\u201982,3% del capitale\nsociale a\ue61dualmente in circolazione di Enel Am\u00e9ricas;\n\u2022 in data 24 novembre la societ\u00e0 Enel Green Power RSA 2 \n(Pty) Ltd ha ceduto una quota delle pa\ue61eecipazioni dete-\nnute nelle societ\u00e0 Oyster Bay Wind Farm, Garob Wind\nFarm, Aced Renewables Hidden Valley e Soetwater\nWind Farm per un corrispe\ue61divo totale di 340 milioni di\nZAR corrispondenti a circa 19 milioni di euro. A seguito\ndell\u2019operazione l\u2019interessenza del Gruppo nelle sudde\ue61de\nsociet\u00e0 \u00e8 passata dal 60% al 55%;\n\u2022 in data 3 dicembre Enel SpA ha pe\ue61fezionato la cessione \ndell\u2019intera pa\ue61eecipazione detenuta in Open Fiber SpA,\npari al 50% del capitale sociale, in favore di Macquarie\nAsset Management e di CDP Equity SpA, per un corri-\nspe\ue61divo complessivo di circa 2.733 milioni di euro. La\nplusvalenza su base consolidata realizzata dal Gruppo \u00e8\nstata di circa 1.763 milioni di euro.\nAcquisizione di CityPoste Payment\nIn data 29 marzo 2021 Enel X Srl ha acquisito il 100% Ci-\ntyPoste Payment SpA, istituto di pagamento autorizzato a\noperare da Banca d\u2019Italia per la prestazione di servizi di pa-\ngamento, sia a\ue61draverso il canale digitale (tramite una piat-\ntaforma proprietaria) sia tramite il canale \ue61csico (a\ue61draverso\nil suo network di punti vendita).\nA dicembre 2021 \u00e8 stata completata l\u2019a\ue61divit\u00e0 di identi\ue61cca-\nzione del fair value delle a\ue61divit\u00e0 acquisite e delle passivit\u00e0,\na seguito della quale si \u00e8 rilevato un negative goodwill di\ncirca 1 milione di euro.\nMilioni di euro\nValori contabili ante \n29 marzo 2021\nRe\ue61ei\ue61dche per allocazione prezzo\nacquisto\nValori rilevati al\n29 marzo 2021\nA\ue61eivit\u00e0 ne\ue61ee acquisite 2 20 22\nCosto dell\u2019acquisizione 21 21\nAvviamento/(Negative goodwill) 19 (1)\n\nCessione Open Fiber\nIn data 3 dicembre 2021 Enel SpA ha pe\ue61fezionato la ces-\nsione dell\u2019intera pa\ue61eecipazione detenuta in Open Fiber\nSpA, pari al 50% del capitale sociale, in favore di Macquarie\nAsset Management e di CDP Equity SpA, per un corrispet-\ntivo complessivo di circa 2.733 milioni di euro. La plusva-\nlenza su base consolidata realizzata dal Gruppo \u00e8 stata di\ncirca 1.763 milioni di euro.\nL\u2019impo\ue61eo dell\u2019operazione \u00e8 stato interamente incassato.\nMilioni di euro \nValore dell\u2019operazione 2.733,3\nValore della pa\ue61eecipazione al 2 dicembre 2021 (614,5)\nEstinzione anticipata credito \ue61cnanziario verso Open Fiber e proventi accessori (310,6)\nRiversamento riserva OCI (45,1)\nPlusvalenza consolidata 1.763,1\n",
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"Tag8": {
"value": "\n9. Dati economici e patrimoniali per Linea di Business \ne per Area Geogra\ue61fca\nLa rappresentazione dei risultati economici e patrimoniali\nper Linea di Business e per Area Geogra\ue61cca di a\ue61divit\u00e0 \u00e8\ne\ue61ae\ue61duata in base all\u2019approccio utilizzato dal management\nper monitorare le pe\ue61formance del Gruppo nei due esercizi\nmessi a confronto.\n\nDati economici per Linea di Business\nRisultati 2021\n(1)\nMilioni di euro\nGenerazione\nTermoele\ue61erica\ne Trading\nEnel Green\nPower\nInfrastru\ue61eure\ne Reti\nMercati\n\ue61dnali Enel X Servizi\nHolding\ne Altro\nTotale\nrepo\ue61bing\nsegment\nElisioni e\nre\ue61ei\ue61dche Totale\nRicavi e altri\nproventi verso\nterzi\n22.883 7. 24 4 17. 16 4 37.396 1.513 20 1.786 88.006 - 88.006\nRicavi e altri\nproventi\ninterse\ue61doriali\n10.272 2.282 3.492 1.312 28 1.977 148 19.511 (19.511) -\nTotale ricavi 33.155 9.526 20.656 38.708 1.541 1.997 1.934 107.517 (19.511) 88.006\nTotale costi 32.791 4.710 13.446 37.762 1.258 2.083 422 92.472 (19.511) 72.961\nRisultati ne\ue61di\nda contra\ue61di su\ncommodity\n535 (55) - 2.044 - - (2) 2.522 - 2.522\nAmmo\ue61eamenti 929 1.297 2.692 410 222 188 36 5.774 - 5.774\nImpairment 2.568 392 205 1.126 37 51 2 4.381 - 4.381\nRipristini di valore (12) (10) (35) (203) (6) (2) - (268) - (268)\nRisultato\noperativo\n(2.586) 3.082 4.348 1.657 30 (323) 1.472 7.680 - 7.680\nInvestimenti 822 5.662\n(2)\n5.296 643 367 139 68 12.997 - 12.997\n(1) I ricavi di se\ue61dore comprendono sia i ricavi verso terzi sia i ricavi interse\ue61doriali realizzati da ciascun se\ue61dore nei confronti degli altri.\n(2) Il dato non include 111 milioni di euro riferiti al perimetro classi\ue61ccato come \u201cposseduto per la vendita\u201d.\nRisultati 2020\n(1) (2) (3) (4)\nMilioni di euro\nGenerazione\nTermoele\ue61erica\ne Trading\nEnel Green\nPower\nInfrastru\ue61eure\ne Reti\nMercati\n\ue61dnali Enel X Servizi\nHolding\ne Altro\nTotale\nrepo\ue61bing\nsegment\nElisioni e\nre\ue61ei\ue61dche Totale\nRicavi e altri\nproventi verso\nterzi\n14.332 5.852 15.919 28.793 1.097 2 9 66.004 - 66.004\nRicavi e altri\nproventi\ninterse\ue61doriali\n7.404 1.840 3.510 715 24 1.868 145 15.506 (15.506) -\nTotale ricavi 21.736 7.692 19.429 29.508 1.121 1.870 154 81.510 (15.506) 66.004\nTotale costi 19.615 3.113 11.909 26.651 969 1.911 340 64.508 (15.506) 49.002\nRisultati ne\ue61di\nda contra\ue61di su\ncommodity\n(421) 68 - 264 - (6) (4) (99) - (99)\nAmmo\ue61eamenti 778 1.252 2.597 366 150 172 28 5.343 - 5.343\nImpairment 950 728 621 1.079 18 11 1 3.408 - 3.408\nRipristini di valore (43) (67) (47) (141) - (4) (1) (303) - (303)\nRisultato\noperativo\n15 2.734 4.349 1.817 (16) (226) (218) 8.455 - 8.455\nInvestimenti 694 4.629 3.937 460 303 103 71 10.197 - 10.197\n(1) I ricavi di se\ue61dore comprendono sia i ricavi verso terzi sia i ricavi interse\ue61doriali realizzati da ciascun se\ue61dore nei confronti degli altri.\n(2) I dati relativi ai ricavi terzi e interse\ue61doriali tengono conto di una pi\u00f9 puntuale determinazione.\n(3) I dati relativi all\u2019esercizio 2020 sono stati adeguati, ai soli \ue61cni comparativi, per tener conto degli e\ue61ae\ue61di della diversa classi\ue61ccazione derivante dalla valutazione\nal fair value, alla \ue61cne del periodo, dei contra\ue61di outstanding per compravendita di commodity regolate con consegna \ue61csica; tale diversa classi\ue61ccazione non\nha compo\ue61eato e\ue61ae\ue61di sul risultato operativo. Per maggiori de\ue61dagli si rimanda alla nota 7 del presente Bilancio consolidato.\n(4) Ai soli \ue61cni comparativi si \u00e8 proceduto a e\ue61ae\ue61duare una riclassi\ue61cca da proventi \ue61cnanziari a ricavi, per un impo\ue61eo di 87 milioni di euro nel 2020, della componen-\nte rilevata a Conto economico legata alla rimisurazione al fair value delle a\ue61divit\u00e0 \ue61cnanziarie connesse ai servizi in concessione delle a\ue61divit\u00e0 di distribuzione in\nBrasile rientranti nell\u2019ambito di applicazione dell\u2019IFRIC 12. Tale ultima classi\ue61ccazione ha compo\ue61eato e\ue61ae\ue61di di pari impo\ue61eo sul risultato operativo. Per maggiori\nde\ue61dagli si rimanda alla nota 7 del presente Bilancio consolidato.\n\nRisultati per Area Geogra\ue61fca di a\ue61eivit\u00e0\n\nRisultati 2021\n(1)\nMilioni di euro Italia Iberia America Latina Europa Nord America\nAfrica, Asia e\nOceania\nAltro, elisioni e\nre\ue61ei\ue61dche Totale\nRicavi e altri proventi\nverso terzi\n44.282 20.800 16.956 2.335 1.479 240 1.914 88.006 \nRicavi e altri proventi\ninterse\ue61doriali\n1.135 252 1 13 34 1 (1.436) -\nTotale ricavi 45.417 21.052 16.957 2.348 1.513 241 478 88.006 \nTotale costi 40.751 17.412 12.867 2.063 748 135 (1.015) 72.961 \nRisultati ne\ue61di\nda contra\ue61di su\ncommodity\n1.967 543 53 38 (81) 4 (2) 2.522\nAmmo\ue61eamenti 2.107 1.754 1.177 186 356 65 129 5.774\nImpairment 1.747 1.797 536 87 161 32 21 4.381\nRipristini di valore (22) (170) (9) (65) - - (2) (268)\nRisultato operativo 2.801 802 2.439 115 167 13 1.343 7.680\nInvestimenti 3.842 2.203 3.722 455 2.293 217\n(2)\n265 12.997 \n(1) I ricavi di se\ue61dore comprendono sia i ricavi verso terzi sia i ricavi interse\ue61doriali realizzati da ciascun se\ue61dore nei confronti degli altri.\n(2) Il dato non include 111 milioni di euro riferiti al perimetro classi\ue61ccato come \u201cposseduto per la vendita\u201d.\nRisultati 2020\n(1) (2) (3)\nMilioni di euro Italia Iberia America Latina Europa Nord America\nAfrica, Asia e\nOceania\nAltro, elisioni e\nre\ue61ei\ue61dche Totale\nRicavi e altri proventi\nverso terzi\n31.418 17.006 13.897 2.074 1.333 152 124 66.004\nRicavi e altri proventi\ninterse\ue61doriali\n785 164 6 11 34 1 (1.001) -\nTotale ricavi 32.203 17.170 13.903 2.085 1.367 153 (877) 66.004\nTotale costi 24.205 13.480 9.713 1.576 622 98 (692) 49.002\nRisultati ne\ue61di\nda contra\ue61di su\ncommodity\n(174) 85 (40) - 33 - (3) (99)\nAmmo\ue61eamenti 1.835 1.640 1.230 185 306 36 111 5.343\nImpairment 1.209 268 1.225 136 536 31 3 3.408\nRipristini di valore (10) (160) (3) (126) (3) - (1) (303)\nRisultato operativo 4.790 2.027 1.698 314 (61) (12) (301) 8.455\nInvestimenti 2.842 1.638 2.860 411 1.816 417 213 10.197\n(1) I ricavi di se\ue61dore comprendono sia i ricavi verso terzi sia i ricavi interse\ue61doriali realizzati da ciascun se\ue61dore nei confronti degli altri.\n(2) I dati relativi all\u2019esercizio 2020 sono stati adeguati, ai soli \ue61cni comparativi, per tener conto degli e\ue61ae\ue61di della diversa classi\ue61ccazione derivante dalla valutazione\nal fair value, alla \ue61cne del periodo, dei contra\ue61di outstanding per compravendita di commodity regolate con consegna \ue61csica; tale diversa classi\ue61ccazione non\nha compo\ue61eato e\ue61ae\ue61di sul risultato operativo. Per maggiori de\ue61dagli si rimanda alla nota 7 del presente Bilancio consolidato.\n(3) Ai soli \ue61cni comparativi si \u00e8 proceduto a e\ue61ae\ue61duare una riclassi\ue61cca da proventi \ue61cnanziari a ricavi, per un impo\ue61eo di 87 milioni di euro nel 2020, della componen-\nte rilevata a Conto economico legata alla rimisurazione al fair value delle a\ue61divit\u00e0 \ue61cnanziarie connesse ai servizi in concessione delle a\ue61divit\u00e0 di distribuzione in\nBrasile rientranti nell\u2019ambito di applicazione dell\u2019IFRIC 12. Tale ultima classi\ue61ccazione ha compo\ue61eato e\ue61ae\ue61di di pari impo\ue61eo sul risultato operativo. Per maggiori\nde\ue61dagli si rimanda alla nota 7 del presente Bilancio consolidato.\n\n\nDati patrimoniali per Linea di Business\nAl 31 dicembre 2021\nMilioni di euro\nGenerazione\nTermoele\ue61erica \ne Trading\nEnel Green\nPower\nInfrastru\ue61eure\ne Reti\nMercati\n\ue61dnali Enel X Servizi\nHolding e\nAltro\nTotale\nrepo\ue61bing\nsegment\nElisioni e\nre\ue61ei\ue61dche Totale\nImmobili, impianti e\nmacchinari\n9.384 36.205 38.635 49 600 587 12 85.472 - 85.472\nA\ue61divit\u00e0 immateriali 216 5.016 21.473 4.030 788 370 143 32.036 - 32.036\nA\ue61divit\u00e0 da contra\ue61di\ncon i clienti non\ncorrenti e correnti\n1 1 525 - 77 4 - 608 43 651\nCrediti commerciali 4.814 2.601 6.731 6.533 547 882 435 22.543 (6.451) 16.092\nAltro 4.319 826 2.614 3.812 383 635 1.614 14.203 (6.107) 8.096\nA\ue61eivit\u00e0 operative 18.734\n(1)\n44.649\n(2)\n 69.978 14.424 2.395\n(3)\n2.478 2.204 154.862 (12.515) 142.347\nDebiti commerciali 5.730 3.701 4.390 7. 12 9 726 982 169 22.827 (5.843) 16.984\nPassivit\u00e0 da\ncontra\ue61di con i\nclienti non correnti\ne correnti\n102 216 7.316 62 13 13 - 7.722 (75) 7.6 47\nFondi diversi 4.586 936 3.810 466 58 671 620 11.147 (89) 11.058\nAltro 4.125 1.901 8.104 4.575 148 1.070 2.582 22.505 (6.245) 16.260\nPassivit\u00e0 operative 14.543 6.754\n(4)\n23.620 12.232 945\n(5)\n2.736 3.371 64.201 (12.252) 51.949\n(1) Di cui 2 milioni di euro riferiti al perimetro classi\ue61ccato come \u201cposseduto per la vendita\u201d.\n(2) Di cui 999 milioni di euro riferiti al perimetro classi\ue61ccato come \u201cposseduto per la vendita\u201d.\n(3) Di cui 136 milioni di euro riferiti al perimetro classi\ue61ccato come \u201cposseduto per la vendita\u201d.\n(4) Di cui 28 milioni di euro riferiti al perimetro classi\ue61ccato come \u201cposseduto per la vendita\u201d.\n(5) Di cui 57 milioni di euro riferiti al perimetro classi\ue61ccato come \u201cposseduto per la vendita\u201d.\nAl 31 dicembre 2020\n(1)\nMilioni di euro\nGenerazione\nTermoele\ue61erica \ne Trading\nEnel Green\nPower\nInfrastru\ue61eure\ne Reti\nMercati\n\ue61dnali Enel X Servizi\nHolding e\nAltro\nTotale \nrepo\ue61bing\nsegment\nElisioni e\nre\ue61ei\ue61dche Totale\nImmobili, impianti e\nmacchinari\n10.747 30.655 36.718 154 516 699 9 79.498 1 79.499\nA\ue61divit\u00e0 immateriali\n(1)\n184 4.883 21.490 3.775 676 383 114 31.505 - 31.505\nA\ue61divit\u00e0 da contra\ue61di\ncon i clienti non\ncorrenti e correnti\n4 1 340 - 42 14 - 401 79 480\nCrediti commerciali 2.670 2.053 6.493 4.034 358 755 368 16.731 (4.679) 12.052\nAltro 1.433 1.095 2 .674 756 297 769 1.327 8.351 (2.139) 6.212\nA\ue61eivit\u00e0 operative\n(1)\n15.038\n(2)\n38.687\n(3)\n67.715 8.719 1.889\n(4)\n2.620 1.818 136.486 (6.738) 129.748\nDebiti commerciali 2.816 2.751 5.405 4.678 426 868 99 17.043 (4.160) 12.883\nPassivit\u00e0 da contra\ue61di\ncon i clienti non\ncorrenti e correnti\n147 152 7. 172 42 5 8 - 7.526 (60) 7.466\nFondi diversi 3.528 947 3.794 400 46 603 587 9.905 (108) 9.797\nAltro 1.133 1.434 7.856 2.245 179 1.101 2.607 16.555 (2.323) 14.232\nPassivit\u00e0 operative 7.624 5.284\n(5)\n24.227 7. 3 65 656 2.580 3.293 51.029 (6.651) 44.378\n(1) I dati del 2020 sono stati adeguati per tener conto di una migliore a\ue61dribuzione.\n(2) Di cui 3 milioni di euro riferiti al perimetro classi\ue61ccato come \u201cposseduto per la vendita\u201d.\n(3) Di cui 855 milioni di euro riferiti al perimetro classi\ue61ccato come \u201cposseduto per la vendita\u201d.\n(4) Di cui 11 milioni di euro riferiti al perimetro classi\ue61ccato come \u201cposseduto per la vendita\u201d.\n(5) Di cui 35 milioni di euro riferiti al perimetro classi\ue61ccato come \u201cposseduto per la vendita\u201d.\n\nDati patrimoniali per Area Geogra\ue61fca di a\ue61eivit\u00e0\nAl 31 dicembre 2021\nMilioni di euro Italia Iberia\nAmerica\nLatina Europa\nNord\n \nAmerica\nAfrica, Asia e\nOceania\nAltro, elisioni e\nre\ue61ei\ue61dche Totale\nImmobili, impianti e\nmacchinari\n27.335 23.075 18.671 3.440 10.853 1.948 150 85.472\nA\ue61divit\u00e0 immateriali 2.313 16.071 11.414 772 557 179 730 32.036\nA\ue61divit\u00e0 da contra\ue61di con\ni clienti non correnti e\ncorrenti\n94 5 517 - 18 13 4 651\nCrediti commerciali 7.372 3.886 4.414 583 215 51 (429) 16.092\nAltro 4.555 2 .474 1.398 217 259 140 (947) 8.096\nA\ue61eivit\u00e0 operative 41.669\n(1)\n45.511 36.414 5.012 11.902 2.331\n(2)\n(492)\n(3)\n142.347\nDebiti commerciali 9.684 2.509 4.333 481 1.208 136 (1.367) 16.984\nPassivit\u00e0 da contra\ue61di\ncon i clienti non\ncorrenti e correnti\n4.109 3.109 30 438 - - (39) 7.6 47\nFondi diversi 3.395 4.211 2.426 130 120 32 744 11.058\nAltro 5.749 3.945 4.509 328 1.482 64 183 16.260\nPassivit\u00e0 operative 22.937\n(4)\n13.774 11.298 1.377 2.810 232\n(5)\n(479)\n(6)\n51.949\n(1) Di cui 2 milioni di euro riferiti al perimetro classi\ue61ccato come \u201cposseduto per la vendita\u201d.\n(2) Di cui 999 milioni di euro riferiti al perimetro classi\ue61ccato come \u201cposseduto per la vendita\u201d.\n(3) Di cui 136 milioni di euro riferiti al perimetro classi\ue61ccato come \u201cposseduto per la vendita\u201d.\n(4) Di cui 6 milioni di euro riferiti al perimetro classi\ue61ccato come \u201cposseduto per la vendita\u201d.\n(5) Di cui 22 milioni di euro riferiti al perimetro classi\ue61ccato come \u201cposseduto per la vendita\u201d.\n(6) Di cui 57 milioni di euro riferiti al perimetro classi\ue61ccato come \u201cposseduto per la vendita\u201d.\nAl 31 dicembre 2020\nMilioni di euro Italia Iberia\nAmerica\nLatina Europa\nNord \nAmerica\nAfrica, Asia e\nOceania\nAltro, elisioni e\nre\ue61ei\ue61dche Totale\nImmobili, impianti e\nmacchinari\n26.762 23.355 16.492 3.255 8.134 1.345 156 79.499\nA\ue61divit\u00e0 immateriali 2.047 15.919 11.612 787 483 169 488 31.505\nA\ue61divit\u00e0 da contra\ue61di con\ni clienti non correnti e\ncorrenti\n105 10 297 1 16 2 49 480\nCrediti commerciali 5.948 2.166 3.686 436 181 48 (413) 12.052\nAltro 2.624 1.804 1.368 178 253 55 (70) 6.212\nA\ue61eivit\u00e0 operative 37.486\n(1)\n43.254 33.455\n(2)\n4.657\n(3)\n9.067 1.619\n(4)\n210 129.748\nDebiti commerciali 6.881 2 . 274 3.387 318 1.076 105 (1.158) 12.883\nPassivit\u00e0 da contra\ue61di\ncon i clienti non\ncorrenti e correnti\n4.060 3.006 17 425 - - (42) 7.466\nFondi diversi 2.468 3.910 2.542 100 128 24 625 9.797\nAltro 5.033 3.033 3.420 330 1.289 79 1.048 14.232\nPassivit\u00e0 operative 18.442 12.223 9.366 1.173\n(5)\n2.493 208\n(6)\n473 44.378\n(1) Di cui 5 milioni di euro riferiti al perimetro classi\ue61ccato come \u201cposseduto per la vendita\u201d.\n(2) Di cui 2 milioni di euro riferiti al perimetro classi\ue61ccato come \u201cposseduto per la vendita\u201d.\n(3) Di cui 46 milioni di euro riferiti al perimetro classi\ue61ccato come \u201cposseduto per la vendita\u201d.\n(4) Di cui 816 milioni di euro riferiti al perimetro classi\ue61ccato come \u201cposseduto per la vendita\u201d.\n(5) Di cui 2 milioni di euro riferiti al perimetro classi\ue61ccato come \u201cposseduto per la vendita\u201d.\n(6) Di cui 33 milioni di euro riferiti al perimetro classi\ue61ccato come \u201cposseduto per la vendita\u201d.\n\nLa seguente tabella presenta la riconciliazione tra le a\ue61divit\u00e0 e\npassivit\u00e0 di se\ue61dore e quelle consolidate.\nMilioni di euro\nal 31.12.2021 al 31.12.2020\nTotale a\ue61eivit\u00e0 206.940 163.453\nPa\ue61eecipazioni valutate con il metodo del patrimonio ne\ue61do 704 861\nDerivati \ue61cnanziari a\ue61divi non correnti 2.772 1.236\nAltre a\ue61divit\u00e0 \ue61cnanziarie non correnti 5.704 5.159\nCrediti tributari a lungo inclusi in \u201cAltre a\ue61divit\u00e0 non correnti\u201d 2.286 1.539\nAltre a\ue61divit\u00e0 \ue61cnanziarie correnti 8.645 5.113\nDerivati \ue61cnanziari a\ue61divi correnti 22.791 3.471\nDisponibilit\u00e0 liquide e mezzi equivalenti 8.858 5.906\nA\ue61divit\u00e0 per imposte anticipate 11.034 8.578\nCrediti tributari 1.694 1.294\nA\ue61divit\u00e0 \ue61cnanziarie e \ue61cscali di \u201cA\ue61divit\u00e0 possedute per la vendita\u201d 105 548\nA\ue61eivit\u00e0 di se\ue61eore 142.347 129.748\nTotale passivit\u00e0 164.598 121.096\nFinanziamenti a lungo termine 54.500 49.519\nDerivati \ue61cnanziari passivi non correnti 3.339 3.606\nAltre passivit\u00e0 \ue61cnanziarie non correnti 120 -\nFinanziamenti a breve termine 13.306 6.345\nQuote correnti dei \ue61cnanziamenti a lungo termine 4.031 3.168\nAltre passivit\u00e0 \ue61cnanziarie correnti 625 622\nDerivati \ue61cnanziari passivi correnti 24.607 3.531\nPassivit\u00e0 di imposte di\ue61aerite 9.259 7.797\nDebiti per imposte sul reddito 712 471\nDebiti tributari diversi 1.274 886\nPassivit\u00e0 \ue61cnanziarie e \ue61cscali di \u201cPassivit\u00e0 possedute per la vendita\u201d 876 773\nPassivit\u00e0 di se\ue61eore 51.949 44.378\n",
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"value": "\nRicavi\n10.a Ricavi delle vendite e delle prestazioni - Euro 84.104 milioni\nMilioni di euro\n2021 2020 2021-2020\nVendite energia ele\ue61drica 46.963 34.745 12.218 35,2%\nTraspo\ue61eo energia ele\ue61drica 10.732 10.710 22 0,2%\nCorrispe\ue61divi da gestori di rete 800 932 (132) -14, 2%\nContributi da operatori istituzionali di mercato 833 1.395 (562) -40,3%\nVendite gas 4.823 2.718 2.105 7 7,4 %\nTraspo\ue61eo gas 599 611 (12) -2,0%\nVendite di combustibili 1.791 602 1.189 -\nContributi di allacciamento alle reti ele\ue61driche e del gas 787 759 28 3,7%\nRicavi per lavori e servizi su ordinazione\n(1)\n1.268 819 449 54,8%\nVendite ce\ue61ei\ue61ccati ambientali 107 35 72 -\nVendite relative al business dei servizi a valore aggiunto 1.093 862 231 26,8%\nAltre vendite e prestazioni 855 764 91 11,9%\nTotale ricavi IFRS 15\n(1)\n70.651 54.952 15.699 28,6%\nVendite di commodity da contra\ue61di con consegna \ue61csica 24.314 7.513 16.801 -\nRisultati da valutazione dei contra\ue61di di vendita di commodity con consegna \ue61csica chiusi nel periodo\n(2)\n(10.893) 1.156 (12.049) -\nAltri ricavi diversi 32 21 11 52,4%\nTotale ricavi delle vendite e delle prestazioni\n(1) (2)\n84.104 63.642 20.462 32,2%\n(1) Ai soli \ue61cni comparativi si \u00e8 proceduto a e\ue61ae\ue61duare una riclassi\ue61cca da proventi \ue61cnanziari a ricavi, per un impo\ue61eo di 87 milioni di euro nel 2020, della componen-\nte rilevata a Conto economico legata alla rimisurazione al fair value delle a\ue61divit\u00e0 \ue61cnanziarie connesse ai servizi in concessione delle a\ue61divit\u00e0 di distribuzione in\nBrasile rientranti nell\u2019ambito di applicazione dell\u2019IFRIC 12. Tale ultima classi\ue61ccazione ha compo\ue61eato e\ue61ae\ue61di di pari impo\ue61eo sul risultato operativo. Per maggiori\nde\ue61dagli si rimanda alla nota 7 del presente Bilancio consolidato.\n(2) I dati relativi all\u2019esercizio 2020 sono stati adeguati, ai soli \ue61cni comparativi, per tener conto degli e\ue61ae\ue61di della diversa classi\ue61ccazione derivante dalla valutazione\nal fair value alla \ue61cne del periodo dei contra\ue61di outstanding per compravendita di commodity regolate con consegna \ue61csica. Per maggiori de\ue61dagli si rimanda\nalla nota 7 del presente Bilancio consolidato.\nI ricavi da \u201cVendite di energia ele\ue61drica\u201d si a\ue61destano a\n46.963 milioni di euro, in aumento di 12.218 milioni di euro\nrispe\ue61do all\u2019esercizio precedente (+35,2%). Tale incremen-\nto \u00e8 dovuto principalmente ai maggiori volumi e prezzi di\nvendita prevalentemente in Italia (7.367 milioni di euro), in\nBrasile (2.037 milioni di euro) e in Spagna (2.058 milioni di\neuro), dove la variazione positiva \u00e8 anche dovuta alla ri-\nlevazione di un indennizzo riconosciuto a Endesa (pari a\n186 milioni di euro) in relazione ai diri\ue61di di emissione di CO\n2\n \ngratuitamente assegnati dal \u201cPlan Nacional de Asignaci\u00f3n \nde Derechos de Emisi\u00f3n\u201d (PNA).\n \nI \u201cContributi da operatori istituzionali di mercato\u201d sono in di-\nminuzione di 562 milioni di euro rispe\ue61do all\u2019esercizio prece-\ndente prevalentemente per le minori compensazioni extra-\npeninsulari in Spagna a seguito dell\u2019incremento dei prezzi.\nI ricavi per \u201cVendite di gas\u201d nel 2021 sono pari a 4.823 mi-\nlioni di euro (2.718 milioni di euro nel 2020), con un incre-\nmento di 2.105 milioni di euro rispe\ue61do all\u2019esercizio prece-\ndente. Tale incremento \u00e8 riconducibile prevalentemente\nalle maggiori quantit\u00e0 vendute in Spagna.\nI ricavi per \u201cVendite di combustibili\u201d si incrementano di\n1.189 milioni di euro sopra\ue61du\ue61do in Enel Global Trading per\nil rialzo dei prezzi del gas.\nLa variazione positiva delle \u201cVendite di commodity da con-\ntra\ue61di con consegna \ue61csica\u201d (16.801 milioni di euro) \u00e8 riferita\nprevalentemente alle vendite di gas. Tale e\ue61ae\ue61do positivo \u00e8\nstato in pa\ue61ee compensato dai minori risultati delle valuta-\nzioni dei contra\ue61di chiusi nel 2021 (-12.049 milioni di euro)\nprevalentemente in riferimento alla commodity gas.\nLa tabella seguente espone i risultati ne\ue61di relativi ai con-\ntra\ue61di di vendita e acquisto di commodity con consegna\n\ue61csica misurati al fair value a Conto economico nello scope\ndell\u2019IFRS 9.\n\nMilioni di euro\n2021 2020 2021-2020\nRisultati di contra\ue61ei di commodity energetiche con consegna \ue61dsica\n(IFRS 9) chiusi nel periodo\nContra\ue61ei di vendita\nVendite di energia ele\ue61drica 4.368 2.478 1.890 76,3%\nRisultati da valutazione dei contra\ue61di chiusi (1.705) 353 (2.058) -\nTotale energia 2.663 2.831 (168) -5,9%\nVendite di gas 19.576 4.723 14.853 -\nRisultati da valutazione dei contra\ue61di chiusi (9.335) 791 (10.126) -\nTotale gas 10.241 5.514 4.727 85,7%\nVendite di ce\ue61ei\ue61ccati ambientali 370 312 58 18,6%\nRisultati da valutazione dei contra\ue61di chiusi 147 12 135 -\nTotale ce\ue61bi\ue61dcati ambientali 517 324 193 59,6%\nTotale ricavi 13.421 8.669 4.752 54,8%\nContra\ue61ei di acquisto\nAcquisti di energia ele\ue61drica 3.677 2.828 849 30,0%\nRisultati da valutazione dei contra\ue61di chiusi (1.220) (47) (1.173) -\nTotale energia 2.457 2.781 (324) -11,7%\nAcquisti di gas 19.951 4.661 15.290 -\nRisultati da valutazione dei contra\ue61di chiusi (8.057) 684 (8.741) -\nTotale gas 11.894 5.345 6.549 -\nAcquisti di ce\ue61ei\ue61ccati ambientali 810 92 718 -\nRisultati da valutazione dei contra\ue61di chiusi 145 139 6 4,3%\nTotale ce\ue61bi\ue61dcati ambientali 955 231 724 -\nTotale costi 15.306 8.357 6.949 83,2%\nRicavi/(Costi) ne\ue61ei di contra\ue61ei di commodity energetiche con consegna \ue61dsica\n(IFRS 9) chiusi nel periodo\n(1.885) 312 (2.197) -\nRisultati da valutazione di contra\ue61ei outstanding di commodity energetiche con\nconsegna \ue61dsica (IFRS 9)\nContra\ue61ei di vendita\nEnergia (1.606) (197) (1.409) -\nGas (16.285) (668) (15.617) -\nCe\ue61ei\ue61ccati ambientali (495) (67) (428) -\nTotale (18.386) (932) (17.454) -\nContra\ue61ei di acquisto\nEnergia (2.169) (108) (2.061) -\nGas (13.801) (869) (12.932) -\nCe\ue61ei\ue61ccati ambientali (508) (68) (440) -\nTotale (16.478) (1.045) (15.433) -\nRisultati ne\ue61ei da valutazione di contra\ue61ei outstanding di commodity energetiche con\nconsegna \ue61dsica (IFRS 9)\n(1.908) 113 (2.021) -\nTOTALE RICAVI/(COSTI) NETTI DA CONTRATTI CON CONSEGNA FISICA (IFRS 9) (3.793) 425 (4.218) -\n\nI ricavi da contra\ue61di con clienti (IFRS 15) sono ripa\ue61eiti tra\n\u201cpoint in time\u201d e \u201cover time\u201d cos\u00ec come esposto nella tabella\nseguente.\nMilioni di euro 2021\nItalia Iberia America Latina Europa\nNord \nAmerica\nAfrica, Asia e\nOceania\nAltro, elisioni e\nre\ue61ei\ue61dche Totale\nOver\ntime\nPoint in\ntime\nOver\ntime\nPoint in\ntime\nOver\ntime\nPoint in\ntime\nOver\ntime\nPoint in\ntime\nOver\ntime\nPoint in\ntime\nOver\ntime\nPoint in\ntime\nOver\ntime\nPoint in\ntime\nOver\ntime\nPoint in\ntime\nTotale ricavi IFRS 15 29.187 1.178 19.707 402 16.525 245 1.598 654 805 17 194 26 - 113 68.016 2.635\n2020\nItalia Iberia America Latina Europa\nNord \nAmerica\nAfrica, Asia e\nOceania\nAltro, elisioni e\nre\ue61ei\ue61dche Totale\nOver\ntime\nPoint in\ntime\nOver\ntime\nPoint in\ntime\nOver\ntime\n(1)\nPoint in\ntime\nOver\ntime\nPoint in\ntime\nOver\ntime\nPoint in\ntime\nOver\ntime\nPoint in\ntime\nOver\ntime\nPoint in\ntime\nOver\ntime\nPoint in\ntime\nTotale ricavi IFRS 15 21.107 441 16.355 460 13.520 200 1.418 580 586 51 67 79 16 72 53.069 1.883\n(1) Ai soli \ue61cni comparativi si \u00e8 proceduto a e\ue61ae\ue61duare una riclassi\ue61cca da proventi \ue61cnanziari a ricavi, per un impo\ue61eo di 87 milioni di euro nel 2020, della componen-\nte rilevata a Conto economico legata alla rimisurazione al fair value delle a\ue61divit\u00e0 \ue61cnanziarie connesse ai servizi in concessione delle a\ue61divit\u00e0 di distribuzione in\nBrasile rientranti nell\u2019ambito di applicazione dell\u2019IFRIC 12. Tale ultima classi\ue61ccazione ha compo\ue61eato e\ue61ae\ue61di di pari impo\ue61eo sul risultato operativo. Per maggiori\nde\ue61dagli si rimanda alla nota 7 del presente Bilancio consolidato.\n\nCon riferimento al riversamento a Conto economico per\nclasse temporale delle \u201cobbligazioni di fare\u201d si rimanda alla\nnota 27 \u201cA\ue61divit\u00e0/(Passivit\u00e0) non correnti/correnti derivanti\nda contra\ue61di con i clienti\u201d.\nNella seguente tabella \u00e8 evidenziata la composizione dei\nricavi delle vendite e delle prestazioni per area geogra\ue61cca.\nMilioni di euro\n2021 2020\n(1)\nItalia 33.304 24.904\nEuropa\nIberia 18.896 16.169\nFrancia 970 503\nSvizzera 2.918 99\nGermania 1.085 1.860\nAustria 245 66\nSlovenia 195 2\nRomania 1.534 1.322\nGrecia 121 110\nBulgaria - 9\nBelgio 522 18\nRepubblica Ceca 435 33\nUngheria 12 165\nRussia 552 533\nOlanda 96 2.743\nRegno Unito 3.736 399\nAltri Paesi europei 1.160 73\nAmerica\nStati Uniti 601 502\nCanada 33 25\nMessico\n(2)\n202 152\nBrasile\n(3)\n9.381 6.753\nCile 3.151 2.811\nPer\u00f9 1.111 1.118\nColombia 2.188 2.022\nArgentina 887 816\nPanama 150 136\nCosta Rica 14 22\nGuatemala 67 44\nAltri\nAfrica 114 84\nAsia 371 129\nOceania 53 20\nTotale 84.104 63.642\n(1) I dati relativi all\u2019esercizio 2020 sono stati adeguati, ai soli \ue61cni comparativi, per tener conto degli e\ue61ae\ue61di della diversa classi\ue61ccazione derivante dalla valutazione\nal fair value alla \ue61cne del periodo dei contra\ue61di outstanding per compravendita di commodity regolate con consegna \ue61csica. Per maggiori de\ue61dagli si rimanda\nalla nota 7 del presente Bilancio consolidato.\n(2) I dati del 2020 sono stati ria\ue61dribuiti in maniera pi\u00f9 puntale tra Messico, Costa Rica e Guatemala.\n(3) Ai soli \ue61cni comparativi si \u00e8 proceduto a e\ue61ae\ue61duare una riclassi\ue61cca da proventi \ue61cnanziari a ricavi, per un impo\ue61eo di 87 milioni di euro nel 2020, della componen-\nte rilevata a Conto economico legata alla rimisurazione al fair value delle a\ue61divit\u00e0 \ue61cnanziarie connesse ai servizi in concessione delle a\ue61divit\u00e0 di distribuzione in\nBrasile rientranti nell\u2019ambito di applicazione dell\u2019IFRIC 12. Tale ultima classi\ue61ccazione ha compo\ue61eato e\ue61ae\ue61di di pari impo\ue61eo sul risultato operativo. Per maggiori\nde\ue61dagli di rimanda alla nota 7 del presente Bilancio consolidato.\n\nObbligazioni di fare\nLa seguente tabella fornisce informazioni circa le obbliga-\nzioni di fare del Gruppo relativamente alle principali tipolo-\ngie di ricavo, riassumendo i giudizi professionali espressi e\ni connessi princ\u00edpi contabili di rilevazione dei ricavi.\nPer informazioni sull\u2019utilizzo di stime sui ricavi derivanti da\ncontra\ue61di con i clienti si rimanda alla nota 2.1 \u201cUso di stime\ne giudizi del management\u201d.\nTipo di prodo\ue61eo/\nservizio\nNatura e tempistica della soddisfazione\ndell\u2019obbligazione di fare\nPrinc\u00edpi\ncontabili\nVendita/traspo\ue61eo\ndi energia\nele\ue61drica/gas ai\nclienti \ue61cnali\nUn contra\ue61do di vendita di energia ele\ue61drica/gas stipulato con un cliente\n\ue61cnale prevede un\u2019unica obbligazione di fare (vendita e traspo\ue61eo della\ncommodity), in quanto il Gruppo ha valutato che il contra\ue61do non fornisce\nbeni/servizi distinti e che la promessa \u00e8 soddisfa\ue61da con il trasferimento\ndel controllo della commodity al cliente nel momento in cui la stessa\n\u00e8 erogata al punto di consegna. Al \ue61cne di determinare la natura della\npromessa contenuta in tali contra\ue61di, il Gruppo analizza con a\ue61denzione i\nfa\ue61di e le circostanze applicabili a ciascun contra\ue61do e commodity.\nIn ogni caso, il Gruppo considera che l\u2019obbligazione di fare prevista da\nun contra\ue61do di servizio continuativo, quale un contra\ue61do di fornitura\no traspo\ue61eo di energia ele\ue61drica/gas a clienti \ue61cnali, sia tipicamente\nadempiuta nel corso del tempo (perch\u00e9 il cliente riceve e consuma\nsimultaneamente i benef\u00edci della commodity man mano che quest\u2019ultima\ngli \u00e8 consegnata) quale pa\ue61ee di una serie di beni/servizi distinti (ossia,\nciascuna unit\u00e0 di commodity) che sono sostanzialmente gli stessi e\nhanno la stessa modalit\u00e0 di trasferimento al cliente. In tali casi, per la\nrilevazione dei ricavi, il Gruppo applica un metodo di valutazione basato\nsugli output, cos\u00ec da rilevare ricavi per un impo\ue61eo pari a quello che ha il\ndiri\ue61do di fa\ue61durare al cliente se tale impo\ue61eo corrisponde esa\ue61damente al\nvalore, per il cliente, dell\u2019obbligazione completata alla data di rilevazione.\nI ricavi da traspo\ue61eo e vendita di energia\nele\ue61drica/gas ai clienti \ue61cnali sono rilevati quando\nle commodity sono erogate al cliente e si\nriferiscono ai quantitativi forniti nell\u2019esercizio,\nancorch\u00e9 non fa\ue61durati, e sono determinati\nutilizzando oppo\ue61eune stime oltre che le\ue61dure\nperiodiche. Ove applicabile, tali ricavi si basano\nsulle tari\ue61ae e i relativi vincoli \ue61cssati per legge o\ndall\u2019Autorit\u00e0 di Regolazione per Energia Reti e\nAmbiente e da analoghi organismi esteri, in vigore\nnel periodo di riferimento.\nServizi di\nconnessione alla\nrete \nI contributi ricevuti da clienti per la connessione alla rete di distribuzione\ndi energia ele\ue61drica o gas richiedono una valutazione speci\ue61cca da pa\ue61ee\ndel Gruppo che prenda in considerazione tu\ue61di i termini e le condizioni\ndel contra\ue61do.\nTale valutazione \u00e8 \ue61cnalizzata a valutare se il contra\ue61do include altri beni o\nservizi distinti, quali per esempio il diri\ue61do a o\ue61denere l\u2019accesso continuato\nall\u2019infrastru\ue61dura per la fornitura della commodity o, in presenza di\nun contributo di connessione con \u201cpagamento anticipato e non\nrimborsabile\u201d corrisposto all\u2019inizio del contra\ue61do o a una data vicina, un\ndiri\ue61do signi\ue61ccativo che dia origine a un\u2019obbligazione di fare.\nIn pa\ue61eicolare, in alcuni Paesi in cui opera, il Gruppo valuta che la natura\ndel corrispe\ue61divo ricevuto rappresenta un \u201cpagamento anticipato e non\nrimborsabile\u201d il cui esborso riconosce al cliente un diri\ue61do signi\ue61ccativo.\nAl \ue61cne di determinare se il periodo sul quale rilevare tale diri\ue61do\nsigni\ue61ccativo debba essere esteso oltre la durata contra\ue61duale iniziale,\nil Gruppo prende in considerazione il quadro legale e regolamentare\nlocale, comunque applicabile al contra\ue61do e che interessa le pa\ue61ei. In tali\ncasi, laddove esistano un\u2019a\ue61dribuzione implicita del diri\ue61do signi\ue61ccativo\nal cliente e un\u2019obbligazione che si trasferisce dal cliente iniziale a\nun nuovo cliente, il Gruppo rileva il contributo di connessione lungo\nun periodo di tempo che si estende oltre la relazione con il cliente\niniziale, considerando la durata della concessione come il periodo\ndurante il quale il cliente iniziale e qualsiasi altro cliente futuro possano\nbene\ue61cciare dell\u2019accesso continuativo al servizio senza corrispondere\nulteriori contributi di connessione aggiuntivi. Conseguentemente,\nil contributo \u00e8 rilevato lungo il periodo in cui il pagamento crea per\nil Gruppo un\u2019obbligazione di fare a prezzi inferiori rispe\ue61do a quelli\ndisponibili ai futuri clienti (ovvero il periodo in cui si prevede che il cliente\npossa bene\ue61cciare dell\u2019accesso continuativo al servizio senza dover\ncorrispondere al rinnovo un ulteriore pagamento anticipato).\nI ricavi per contributi di connessione alla rete\ndi distribuzione di energia ele\ue61drica e del gas,\nsia monetari sia in natura, sono rilevati in base\nall\u2019adempimento delle obbligazioni di fare\npreviste dal contra\ue61do. L\u2019identi\ue61ccazione di beni\no servizi distinti richiede un\u2019a\ue61denta analisi dei\ntermini e condizioni dei contra\ue61di di connessione\nche possono variare da Paese a Paese, in base al\ncontesto, alla normativa e alle regolamentazioni\nlocali. Per \ue61cnalizzare tale valutazione, il Gruppo\nconsidera non solo le cara\ue61deristiche dei beni/\nservizi stessi (ossia il bene o servizio \u00e8 per sua\nnatura tale da poter essere distinto), ma anche\nle promesse implicite per le quali il cliente ha\nuna valida aspe\ue61dativa poich\u00e9 le considera pa\ue61ee\nintegrante dell\u2019accordo contra\ue61duale, ossia i beni/\nservizi che il cliente si aspe\ue61da di ricevere e per i\nquali ha pagato (ovvero la promessa di trasferire\nal cliente il bene o servizio pu\u00f2 essere distinta da\naltre promesse contenute nel contra\ue61do).\nInoltre, il Gruppo agisce in qualit\u00e0 di \u201cagent\u201d in\ntaluni contra\ue61di relativi a servizi di connessione\nalla rete dell\u2019energia ele\ue61drica/gas e altre a\ue61divit\u00e0\ncollegate, in funzione dell\u2019asse\ue61do regolamentare\no normativo locale; in questi casi, i ricavi sono\nrilevati su base ne\ue61da, corrispondenti agli onorari o\nalle commissioni cui si aspe\ue61da di avere diri\ue61do.\nLavori su\nordinazione\nI lavori su ordinazione di norma comprendono un\u2019obbligazione di fare\nche viene adempiuta nel corso del tempo; per tali contra\ue61di, il Gruppo\ngeneralmente considera adeguato l\u2019uso di un metodo di valutazione\ndei progressi nell\u2019adempimento dell\u2019obbligazione di fare basato sugli\ninput, a meno che un\u2019analisi speci\ue61cca del contra\ue61do suggerisca l\u2019uso di\nun metodo diverso, che meglio rappresenti l\u2019obbligazione di fare del\nGruppo soddisfa\ue61da alla data di riferimento del bilancio.\nPer i lavori su ordinazione che includono\nun\u2019obbligazione di fare soddisfa\ue61da nel corso\ndel tempo, il Gruppo rileva i ricavi nel corso del\ntempo misurando il progresso verso il completo\nadempimento di tale obbligazione.\nSi ritiene che il metodo del costo sostenuto (cost-\nto-cost method) sia generalmente considerato\nil miglior metodo per misurare i progressi verso\nl\u2019adempimento dell\u2019obbligazione di fare del\nGruppo alla data di riferimento del bilancio.\nL\u2019ammontare dovuto dai commi\ue61denti per lavori\nsu ordinazione \u00e8 presentato come un\u2019a\ue61divit\u00e0\nderivante da contra\ue61di con i clienti; l\u2019ammontare\ndovuto ai commi\ue61denti per lavori su ordinazione\n\u00e8 presentato come una passivit\u00e0 derivante da\ncontra\ue61di con i clienti.\n\n10.b Altri proventi - Euro 3.902 milioni\nMilioni di euro\n2021 2020 2021-2020\nContributi in conto esercizio 33 12 21 -\nContributi per ce\ue61ei\ue61ccati ambientali 291 342 (51) -14,9%\nContributi in conto impianti (business ele\ue61drico e gas) 26 24 2 8,3%\nRimborsi vari 305 371 (66) -17,8%\nPlusvalenze da alienazione di controllate, collegate, joint venture, joint\noperation e a\ue61divit\u00e0 non correnti possedute per la vendita\n1.781 15 1.766 -\nPlusvalenze da alienazione di a\ue61divit\u00e0 materiali e immateriali 66 58 8 13,8%\nPremi per continuit\u00e0 del servizio 48 40 8 20,0%\nAltri proventi 1.352 1.500 (148) -9,9%\nTotale 3.902 2.362 1.540 65,2%\nI \u201cRimborsi vari\u201d ammontano a 305 milioni di euro e si ridu-\ncono di 66 milioni di euro rispe\ue61do all\u2019esercizio precedente\nprevalentemente in Italia per minori penali e rimborsi per\ndanni registrati in e-distribuzione e in Enel Energia.\nLa voce relativa alle plusvalenze da alienazione di societ\u00e0 am-\nmonta a 1.781 milioni di euro nel 2021 e si incrementa di 1.766\nmilioni di euro principalmente per la rilevazione nel 2021 della\nplusvalenza relativa alla cessione della pa\ue61eecipazione dete-\nnuta da Enel SpA in Open Fiber (1.763 milioni di euro).\nNegli \u201cAltri proventi\u201d si registra un decremento di 148 mi-\nlioni di euro dovuto prevalentemente alla riduzione in e-di-\nstribuzione degli altri proventi connessi al business ele\ue61dri-\nco (288 milioni di euro) principalmente legati al reintegro\ndegli oneri di sistema e dei corrispe\ue61divi di rete.\nTale e\ue61ae\ue61do negativo \u00e8 stato in pa\ue61ee compensato dall\u2019in-\ncremento in Enel Green Power No\ue61eh America dei proventi\nper tax pa\ue61enership (44 milioni di euro) e dai maggiori pro-\nventi per l\u2019ecobonus relativo alla riquali\ue61ccazione energeti-\nca e sismica in Enel X Italia (84 milioni di euro).\nNelle tabelle seguenti \u00e8 rappresentata una disaggregazio-\nne del totale \u201cRicavi\u201d per Linea di Business in base all\u2019ap-\nproccio utilizzato dal management per monitorare le per-\nformance del Gruppo nei due esercizi a confronto.\nMilioni di euro 2021\nGenerazione\nTermoele\ue61erica\ne Trading\nEnel\nGreen\nPower\nInfrastru\ue61eure\ne Reti\nMercati\n\ue61dnali Enel X Servizi\nHolding\ne Altro\nTotale\nrepo\ue61bing\nsegment\nElisioni e\nre\ue61ei\ue61dche Totale\nTotale ricavi IFRS 15 17. 2 13 8.843 20.078 38.238 1.394 1.972 138 87.876 (17.225) 70.651\nVendite di commodity\nda contra\ue61di con\nconsegna \ue61csica\n26.691 - - 14 - - - 26.705 (2.391) 24.314\nRisultati da valutazione\ndei contra\ue61di di vendita\ndi commodity con\nconsegna \ue61csica chiusi\nnel periodo\n(10.895) - - 1 - - - (10.894) 1 (10.893)\nAltri ricavi diversi 5 6 15 - 3 14 17 60 (28) 32\nTotale ricavi delle\nvendite e delle\nprestazioni\n33.014 8.849 20.093 38.253 1.397 1.986 155 103.747 (19.643) 84.104\nAltri proventi 141 677 563 455 144 11 1.779 3.770 132 3.902\nTOTALE RICAVI 33.155 9.526 20.656 38.708 1.541 1.997 1.934 107.517 (19.511) 88.006\n\nMilioni di euro 2020\nGenerazione\nTermoele\ue61erica\ne Trading\nEnel\nGreen\nPower\nInfrastru\ue61eure\ne Reti\nMercati\n\ue61dnali Enel X Servizi\nHolding\ne Altro\nTotale\nrepo\ue61bing\nsegment\nElisioni e\nre\ue61ei\ue61dche Totale\nTotale ricavi IFRS 15\n(1)\n9.812 7. 143 18.462 29.143 1.022 1.835 136 67.553 (12.601) 54.952\nVendite di commodity da\ncontra\ue61di con consegna\n\ue61csica\n10.192 - - 15 - - - 10.207 (2.694) 7.513\nRisultati da valutazione\ndei contra\ue61di di vendita\ndi commodity con\nconsegna \ue61csica chiusi\nnel periodo\n(2)\n1.164 - - (7) - - - 1.157 (1) 1.156\nAltri ricavi diversi 6 7 6 - 4 6 3 32 (11) 21\nTotale ricavi delle\nvendite e delle\nprestazioni\n21.174 7. 15 0 18.468 29.151 1.026 1.841 139 78.949 (15.307) 63.642\nAltri proventi 562 542 961 357 95 29 15 2.561 (199) 2.362\nTOTALE RICAVI\n(1) (2)\n21.736 7.692 19.429 29.508 1.121 1.870 154 81.510 (15.506) 66.004\n(1) Ai soli \ue61cni comparativi si \u00e8 proceduto a e\ue61ae\ue61duare una riclassi\ue61cca da proventi \ue61cnanziari a ricavi, per un impo\ue61eo di 87 milioni di euro nel 2020, della componen-\nte rilevata a Conto economico legata alla rimisurazione al fair value delle a\ue61divit\u00e0 \ue61cnanziarie connesse ai servizi in concessione delle a\ue61divit\u00e0 di distribuzione in\nBrasile rientranti nell\u2019ambito di applicazione dell\u2019IFRIC 12. Tale ultima classi\ue61ccazione ha compo\ue61eato e\ue61ae\ue61di di pari impo\ue61eo sul risultato operativo. Per maggiori\nde\ue61dagli si rimanda alla nota 7 del presente Bilancio consolidato.\n(2) I dati relativi all\u2019esercizio 2020 sono stati adeguati, ai soli \ue61cni comparativi, per tener conto degli e\ue61ae\ue61di della diversa classi\ue61ccazione derivante dalla valutazione\nal fair value, alla \ue61cne del periodo, dei contra\ue61di outstanding per compravendita di commodity regolate con consegna \ue61csica; tale diversa classi\ue61ccazione non\nha compo\ue61eato e\ue61ae\ue61di sul risultato operativo. Per maggiori de\ue61dagli si rimanda alla nota 7 del presente Bilancio consolidato.\n",
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"value": "\nCosti\n11.a Energia ele\ue61erica, gas e combustibile - Euro 49.093 milioni\nMilioni di euro\n2021 2020 2021-2020\nEnergia ele\ue61drica 29.579 16.158 13.421 83,1%\nGas 27.046 7. 952 19.094 -\nRisultati da valutazione dei contra\ue61di di acquisto di energia ele\ue61drica e gas\ncon consegna \ue61csica chiusi nel periodo\n(1)\n(9.277) 637 (9.914) -\nCombustibile nucleare 107 117 (10) -8,5%\nAltri combustibili 1.638 1.162 476 41,0%\nTotale\n(1)\n49.093 26.026 23.067 88,6%\n(1) I dati relativi all\u2019esercizio 2020 sono stati adeguati, ai soli \ue61cni comparativi, per tener conto degli e\ue61ae\ue61di della diversa classi\ue61ccazione derivante dalla valutazione\nal fair value, alla \ue61cne del periodo, dei contra\ue61di outstanding per compravendita di commodity regolate con consegna \ue61csica; tale diversa classi\ue61ccazione non\nha compo\ue61eato e\ue61ae\ue61di sul risultato operativo. Per maggiori de\ue61dagli si rimanda alla nota 7 del presente Bilancio consolidato.\nI costi per l\u2019acquisto di \u201cEnergia ele\ue61drica\u201d si incrementano\nprevalentemente per e\ue61ae\ue61do dei maggiori volumi acquista-\nti a prezzi medi crescenti rispe\ue61do al precedente esercizio,\nprincipalmente in Italia (8.098 milioni di euro), in Spagna\n(2.564 milioni di euro) e in America Latina (2.428 milioni di\neuro).\nL\u2019incremento dei costi per l\u2019acquisto di \u201cGas\u201d ri\ue61be\ue61de l\u2019in-\ncremento delle quantit\u00e0 intermediate, principalmente per\nmaggiori volumi di produzione, nonch\u00e9 l\u2019aumento dei costi\ndi acquisto del gas da terzi.\nI risultati da valutazione al fair value dei contra\ue61di con con-\nsegna \ue61csica chiusi registrano una riduzione di 9.914 milioni\ndi euro rispe\ue61do all\u2019analogo periodo dell\u2019esercizio prece-\ndente, di cui 8.741 milioni di euro riconducibili alla commo-\ndity gas e 1.173 milioni di euro riconducibili alla commodity\nele\ue61dricit\u00e0.\nL\u2019incremento nella voce \u201cAltri combustibili\u201d \u00e8 principalmen-\nte dovuto ai maggiori volumi di produzione e all\u2019incremen-\nto del prezzo delle commodity.\n\n11.b Servizi e altri materiali - Euro 19.609 milioni\nMilioni di euro\n2021 2020 2021-2020\nVe\ue61doriamenti passivi 9.023 9.619 (596) -6,2%\nManutenzioni e riparazioni 1.410 1.127 283 25,1%\nTelefonici e postali 180 172 8 4,7%\nServizi di comunicazione 127 116 11 9,5%\nServizi informatici 967 823 144 17,5%\nGodimento beni di terzi 126 396 (270) -68,2%\nAltri servizi 4.246 3.648 598 16,4%\nAcquisto di ce\ue61ei\ue61ccati ambientali 1.279 673 606 90,0%\nRisultati da valutazione dei contra\ue61di di acquisto di ce\ue61ei\ue61ccati ambientali con\nconsegna \ue61csica chiusi nel periodo\n(1)\n145 139 6 4,3%\nAltri materiali 2.106 1.653 453 27,4 %\nTotale\n(1)\n19.609 18.366 1.243 6,8%\n(1) I dati relativi all\u2019esercizio 2020 sono stati adeguati, ai soli \ue61cni comparativi, per tener conto degli e\ue61ae\ue61di della diversa classi\ue61ccazione derivante dalla valutazione\nal fair value, alla \ue61cne del periodo, dei contra\ue61di outstanding per compravendita di commodity regolate con consegna \ue61csica; tale diversa classi\ue61ccazione non\nha compo\ue61eato e\ue61ae\ue61di sul risultato operativo. Per maggiori de\ue61dagli si rimanda alla nota 7 del presente Bilancio consolidato.\nI costi per servizi e altri materiali, pari a 19.609 milioni di\neuro nel 2021, registrano un incremento di 1.243 milioni\ndi euro rispe\ue61do all\u2019esercizio 2020. Tale variazione risente\nessenzialmente:\n\u2022 dei minori costi per ve\ue61doriamenti passivi, principalmen-\nte in Spagna, connessi al minor prezzo medio applicato;\n\u2022 degli oneri futuri connessi alla riconversione degli im-\npianti operata in Italia ai \ue61cni della transizione energetica;\nin pa\ue61eicolare, tali oneri si riferiscono agli accantona-\nmenti legati all\u2019accelerazione nel processo di transizio-\nne energetica, che hanno interessato la quasi totalit\u00e0\ndegli impianti di Enel Produzione con il proge\ue61do Nex-\ntGen (426 milioni di euro). La societ\u00e0, infa\ue61di, in applica-\nzione della strategia del Gruppo di velocizzare l\u2019elimi-\nnazione dell\u2019utilizzo di combustibili fossili dal processo\nprodu\ue61divo dell\u2019energia ele\ue61drica e di aumentare la pro-\npria capacit\u00e0 green, si \u00e8 impegnata ad avviare un radi-\ncale processo volto a smantellare e me\ue61dere in sicurezza\ni siti industriali italiani alimentati da fonti energetiche\ntradizionali non pi\u00f9 in linea con gli standard europei, in\nvista di una loro riconversione in siti alimentati da fonti\nenergetiche rinnovabili, ovvero l\u2019installazione di sistemi\ndi accumulo e altre iniziative di economia circolare;\n\u2022 dei maggiori costi di assistenza sistemistica, manuten-\nzione di elaboratori e sviluppo informatico, principal-\nmente in Italia;\n\u2022 dei minori costi per godimento beni di terzi riferiti prin-\ncipalmente alla chiusura di un contenzioso in Spagna\nche ha compo\ue61eato il rilascio di quanto accantonato in\nprecedenza per un ammontare pari a circa 300 milioni\ndi euro;\n\u2022 dell\u2019incremento dei costi per l\u2019acquisto di ce\ue61ei\ue61ccati am-\nbientali dovuto alla signi\ue61ccativa crescita dei prezzi della\ncommodity CO\n2\n, all\u2019incremento dei volumi di produzio-\nne degli impianti termoele\ue61drici e alla maggiore operati-\nvit\u00e0 dei diri\ue61di di emissione con \ue61cnalit\u00e0 di trading;\n\u2022 dell\u2019incremento degli \u201cAltri servizi\u201d pari a 598 milioni di \neuro dovuto essenzialmente all\u2019aumento dei costi per\nservizi connessi al business dell\u2019energia ele\ue61drica e del\ngas (154 milioni di euro), di quelli legati al business dei\nservizi a valore aggiunto (150 milioni di euro) e delle spe-\nse per servizi professionali e tecnici (147 milioni di euro).\n11.c Costo del personale - Euro 5.281 milioni\nMilioni di euro\n2021 2020 2021-2020\nSalari e stipendi 3.238 3.133 105 3,4%\nOneri sociali 853 824 29 3,5%\nTra\ue61damento di \ue61cne rappo\ue61eo 104 103 1 1,0%\nBenef\u00edci successivi al rappo\ue61eo di lavoro e altri benef\u00edci a lungo termine 85 (485) 570 -\nIncentivi all\u2019esodo 10 152 (142) -93,4%\nIncentivi all\u2019esodo derivanti da accordi di ristru\ue61durazione 806 882 (76) -8,6%\nAltri costi 185 184 1 0,5%\nTotale 5.281 4.793 488 10,2%\n\nIl costo del personale dell\u2019esercizio 2021, pari a 5.281 mi-\nlioni di euro, registra un incremento di 488 milioni di euro.\nL\u2019organico del Gruppo diminuisce di 438 risorse, a seguito\ndel saldo negativo tra le assunzioni e le cessazioni (-461\nrisorse), dovuto alle politiche di incentivazione all\u2019esodo, e\ndelle variazioni di perimetro (+23 risorse), sostanzialmente\nriferite:\n\u2022 alla cessione della societ\u00e0 Enel Green Power Bulgaria;\n\u2022 all\u2019acquisizione della societ\u00e0 CityPoste Payment SpA in \nItalia.\nL\u2019aumento dei \u201cSalari e stipendi\u201d \u00e8 principalmente dovuto\nal costo sostenuto per le nuove assunzioni delle societ\u00e0\nItaliane, negli Stati Uniti e in Argentina.\nL\u2019incremento dei \u201cBenef\u00edci successivi al rappo\ue61eo di lavo-\nro e altri benef\u00edci a lungo termine\u201d per 570 milioni di euro\n\u00e8 principalmente riconducibile alla modi\ue61cca avvenuta nel\n2020, in Spagna, del bene\ue61ccio dello sconto energia ai di-\npendenti conseguente al rinnovo contra\ue61duale e all\u2019entrata\nin vigore del V Convenio Colectivo Marco de Endesa, che \nha po\ue61eato al rilascio del relativo fondo per 515 milioni di\neuro.\nGli oneri per \u201cIncentivi all\u2019esodo\u201d nel 2021 ammontano a\n816 milioni di euro, in diminuzione di 218 milioni di euro,\nprincipalmente in Spagna per 732 milioni di euro per l\u2019ac-\ncantonamento registrato nel 2020 al fondo Plan de Sali-\nda, per la soppressione dell\u2019opzione estintiva dell\u2019accordo \nindividuale relativamente alla sospensione del rappo\ue61eo di\nlavoro per determinati contra\ue61di individuali conseguente\nalla \ue61crma del nuovo contra\ue61do colle\ue61divo gi\u00e0 citato in pre-\ncedenza, solo parzialmente compensati dai maggiori costi\nper incentivi all\u2019esodo registrati in Italia, per 480 milioni di\neuro, derivanti da programmi di ristru\ue61durazione aziendale.\nNel prospe\ue61do che segue \u00e8 evidenziata la consistenza me-\ndia dei dipendenti per categoria di appa\ue61eenenza, confron-\ntata con quella dell\u2019esercizio precedente, nonch\u00e9 la consi-\nstenza e\ue61ae\ue61diva al 31 dicembre 2021.\nN. Consistenza media\n(1)\nConsistenza\n(1)\n2021 2020 al 31.12.2021\nManager 1.386 1.397 1.377\nMiddle manager 11.797 11.258 12.242\nWhite collar 35.449 36.027 35.556\nBlue collar 17.344 18.396 17. 10 4\nTotale 65.976 67.07 8 66.279\n(1) Per le societ\u00e0 consolidate con il metodo proporzionale la consistenza corrisponde alla quota di competenza Enel.\n11.d Impairment/(Ripristini di valore) ne\ue61ei di crediti commerciali e di altri crediti - \nEuro 1.196 milioni\nMilioni di euro\n2021 2020 2021-2020\nImpairment di crediti commerciali 1.361 1.505 (144) -9,6%\nImpairment di altri crediti 94 46 48 -\nTotale impairment di crediti commerciali e di altri crediti 1.455 1.551 (96) -6,2%\nRipristini di valore di crediti commerciali (258) (194) (64) -33,0%\nRipristini di valore di altri crediti (1) (72) 71 98,6%\nTotale ripristini di crediti commerciali e di altri crediti (259) (266) 7 2,6%\nTOTALE IMPAIRMENT/(RIPRISTINI DI VALORE) NETTI DI CREDITI\nCOMMERCIALI E DI ALTRI CREDITI\n1.196 1.285 (89) -6,9%\nLa voce, pari a 1.196 milioni di euro, include gli impairment\ne i ripristini di valore dei crediti commerciali e degli altri\ncrediti. Le svalutazioni dei crediti commerciali al ne\ue61do dei\nripristini si decrementano complessivamente di 208 milio-\nni di euro, essenzialmente per l\u2019e\ue61ae\ue61do dell\u2019iscrizione, nell\u2019e-\nsercizio 2020, di maggiori svalutazioni di crediti commer-\nciali verso trader.\n\n11.e Ammo\ue61damenti e altri impairment - Euro 8.691 milioni\nMilioni di euro\n2021 2020 2021-2020\nAmmo\ue61eamento immobili, impianti e macchinari 4.414 4.118 296 7, 2 %\nAmmo\ue61eamento investimenti immobiliari 3 2 1 50,0%\nAmmo\ue61eamento a\ue61divit\u00e0 immateriali 1.357 1.223 134 11,0%\nImpairment di a\ue61divit\u00e0 immobilizzate 2.926 1.857 1.069 57,6%\nRipristini di valore (9) (37) 28 75,7%\nTotale 8.691 7. 163 1.528 21,3%\nL\u2019incremento della voce \u201cAmmo\ue61eamenti e altri impairment\u201d\nnel 2021 risente essenzialmente:\n\u2022 dei maggiori ammo\ue61eamenti rilevati in Italia (102 milio-\nni di euro) per e\ue61ae\ue61do di un\u2019accelerazione delle aliquo-\nte di ammo\ue61eamento dei contatori ele\ue61dronici di prima\ngenerazione, cosidde\ue61di \u201c1G\u201d, al \ue61cne di tener conto delle\ntempistiche di installazione dei contatori 2G previste nel\npiano Open Meter;\n\u2022 dei maggiori ammo\ue61eamenti in Spagna per nuovi im-\npianti passati in esercizio (72 milioni di euro);\n\u2022 delle svalutazioni e\ue61ae\ue61duate nel 2021 su taluni impianti \nspeci\ue61cci o talune CGU in Italia (989 milioni di euro), Spa-\ngna (1.488 milioni di euro), Messico (155 milioni di euro)\nCile (32 milioni di euro) e Australia (30 milioni di euro);\n\u2022 dell\u2019adeguamento di valore della sede centrale del \nGruppo a Roma (45 milioni);\n\u2022 delle svalutazioni a\ue61duate in Costa Rica (126 milioni di \neuro) sull\u2019impianto idroele\ue61drico in concessione di PH\nChucas.\nTali e\ue61ae\ue61di sono stati in pa\ue61ee compensati:\n\u2022 dalle perdite di valore rilevate nel 2020 relative all\u2019im-\npianto di Bocamina II in Cile (per 737 milioni di euro);\n\u2022 dagli adeguamenti di valore, rilevati nel 2020, delle CGU \ndi Messico, Argentina e Australia per un impo\ue61eo com-\nplessivo di 750 milioni di euro.\n11.f Altri costi operativi - Euro 2.095 milioni\nMilioni di euro\n2021 2020 2021-2020\nOneri di sistema - Quote di emissioni inquinanti 41 90 (49) -54,4%\nOneri per Titoli di E\ue619cienza Energetica 239 277 (38) -13,7%\nOneri per acquisto di ce\ue61ei\ue61ccati verdi 64 61 3 4,9%\nMinusvalenze da alienazione di a\ue61divit\u00e0 materiali e immateriali 75 65 10 15,4%\nImposte e tasse 1.132 1.130 2 0,2%\nAltri 544 579 (35) -6,0%\nTotale 2.095 2.202 (107) -4,9%\nGli altri costi operativi si riducono di 107 milioni di euro ri-\nspe\ue61do all\u2019esercizio precedente prevalentemente per i mi-\nnori oneri di compliance ambientale e per i minori contri-\nbuti e quote associative in Italia.\n11.g Costi per lavori interni capitalizzati - Euro (3.117) milioni\nMilioni di euro\n2021 2020 2021-2020\nPersonale (1.022) (836) (186) -22,2%\nMateriali (1.120) (846) (274) -32,4%\nAltri (975) (703) (272) -38,7%\nTotale (3.117) (2.385) (732) -30,7%\nGli oneri capitalizzati si incrementano di 732 milioni di euro\nprincipalmente per e\ue61ae\ue61do dei maggiori investimenti sugli\nimpianti di distribuzio ne in America Latina e sulle reti di di-\nstribuzione per lo sviluppo del proge\ue61do Grid Blue Sky e per\nl\u2019installazione dei contatori di nuova generazione in Italia,\ne\ue61ae\ue61duati del corso del 2021.\n",
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"value": "\n12. Risultati ne\ue61ei da contra\ue61ei su commodity - Euro 2.522 milioni\nMilioni di euro\n2021 2020 2021-2020\nDerivati su commodity\n- proventi su derivati chiusi nel periodo 11.456 4.346 7. 110 -\n- oneri su derivati chiusi nel periodo 9.331 4.912 4.419 90,0%\nProventi/(Oneri) ne\ue61ei su derivati su commodity chiusi nel periodo 2.125 (566) 2.691 -\n- proventi su derivati outstanding 4.572 634 3.938 -\n- oneri su derivati outstanding 2.267 280 1.987 -\nProventi/(Oneri) ne\ue61ei su derivati su commodity outstanding 2.305 354 1.951 -\nContra\ue61ei outstanding di commodity energetiche con consegna \ue61dsica\n- risultati da valutazione di contra\ue61di outstanding di vendita di commodity\nenergetiche con consegna \ue61csica\n(1)\n(18.386) (932) (17.454) -\n- risultati da valutazione di contra\ue61di outstanding di acquisto di commodity\nenergetiche con consegna \ue61csica\n(1)\n16.478 1.045 15.433 -\nRisultati ne\ue61ei da valutazione di contra\ue61ei outstanding di commodity\nenergetiche con consegna \ue61dsica\n(1)\n(1.908) 113 (2.021) -\nRISULTATI NETTI DA CONTRATTI SU COMMODITY\n(1)\n2.522 (99) 2.621 -\n(1) I dati del 2020 sono stati adeguati, ai soli \ue61cni comparativi, per tener conto degli e\ue61ae\ue61di della diversa classi\ue61ccazione derivante dalla valutazione al fair value dei\ncontra\ue61di outstanding alla \ue61cne del periodo per compravendita di commodity regolate con consegna \ue61csica. Tale diversa classi\ue61ccazione non ha compo\ue61eato\ne\ue61ae\ue61di sul risultato operativo. Per maggiori de\ue61dagli si rimanda alla nota 7 del presente Bilancio consolidato.\nI risultati ne\ue61di da contra\ue61di su commodity ammontano a\n2.522 milioni di euro nel 2021 (risultati ne\ue61di negativi per 99\nmilioni di euro nel 2020), e sono cos\u00ec composti:\n\u2022 proventi ne\ue61di su derivati su commodity pari comples-\nsivamente a 4.430 milioni di euro (oneri ne\ue61di per 212\nmilioni di euro nel 2020), che si riferiscono a derivati\ndesignati di cash \ue61bow hedge e a derivati al fair value a\nConto economico. In pa\ue61eicolare, sono stati rilevati pro-\nventi ne\ue61di su derivati chiusi nel periodo per 2.125 milioni\ndi euro (oneri ne\ue61di per 566 milioni di euro nel 2020) e\nproventi ne\ue61di da valutazione su derivati outstanding per\n2.305 milioni di euro (proventi ne\ue61di per 354 milioni di\neuro nel 2020);\n\u2022 risultati negativi da valutazione al fair value a Conto \neconomico dei contra\ue61di di commodity energetiche con\nconsegna \ue61csica ancora in essere alla data di riferimento\ndel bilancio per 1.908 milioni di euro (risultati ne\ue61di posi-\ntivi per 113 milioni di euro nel 2020).\nPer maggiori de\ue61dagli sui derivati, si prega di far riferimento\nalla nota 49 \u201cDerivati ed hedge accounting\u201d.\n",
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"value": "\n13. Proventi/(Oneri) \ue61fnanziari ne\ue61ei da contra\ue61ei derivati - Euro 1.461 milioni\nMilioni di euro\n2021 2020 2021-2020\nProventi:\n- proventi da derivati designati come strumenti di cope\ue61eura 2.097 639 1.458 -\n- proventi da derivati al fair value rilevato a Conto economico 621 676 (55) -8,1%\nTotale proventi 2.718 1.315 1.403 -\nOneri:\n- oneri da derivati designati come strumenti di cope\ue61eura (599) (1.945) 1.346 69,2%\n- oneri da derivati al fair value rilevato a Conto economico (658) (311) (347) -\nTotale oneri (1.257) (2.256) 999 44,3%\nPROVENTI/(ONERI) FINANZIARI DA CONTRATTI DERIVATI 1.461 (941) 2.402 -\nI contra\ue61di derivati su tassi e cambi hanno registrato pro-\nventi ne\ue61di per 1.461 milioni di euro nel 2021 (oneri ne\ue61di per\n941 milioni di euro nel 2020) e sono cos\u00ec composti:\n\u2022 proventi ne\ue61di derivanti dalla gestione dei derivati desi-\ngnati come strumenti di cope\ue61eura per 1.498 milioni di\neuro (oneri ne\ue61di per 1.306 milioni di euro nel 2020) che\nsi riferiscono sopra\ue61du\ue61do a relazioni di cope\ue61eura di cash\n\ue61bow hedge;\n\u2022 oneri ne\ue61di relativi a derivati al fair value a Conto econo-\nmico per 37 milioni di euro (proventi ne\ue61di 365 milioni di\neuro nel 2020).\nI risultati ne\ue61di, rilevati nel 2021 e nell\u2019esercizio precedente,\nsu derivati sia di cope\ue61eura sia al fair value a Conto economi-\nco, si riferiscono prevalentemente alla cope\ue61eura del rischio\ndi cambio. Per maggiori de\ue61dagli sui derivati, si prega di far\nriferimento alla nota 49 \u201cDerivati ed hedge accounting\u201d.\n\n14. Altri proventi/(oneri) \ue61fnanziari ne\ue61ei - Euro (4.212) milioni\nAltri proventi \ue61fnanziari\nMilioni di euro\n2021 2020 2021-2020\nInteressi da a\ue61eivit\u00e0 \ue61dnanziarie \n(correnti e non correnti):\n- interessi a\ue61divi al tasso e\ue61ae\ue61divo su titoli e crediti non correnti 116 110 6 5,5%\n- interessi a\ue61divi al tasso e\ue61ae\ue61divo su investimenti \ue61cnanziari a breve 89 69 20 29,0%\nTotale interessi a\ue61eivi al tasso e\ue61fe\ue61eivo 205 179 26 14,5%\nDi\ue61ferenze positive di cambio 1.219 2.182 (963) -44,1%\nProventi da pa\ue61becipazioni 6 23 (17) -73,9%\nProventi da iperin\ue61cazione 824 529 295 55,8%\nAltri proventi\n(1)\n452 292 160 54,8%\nTOTALE ALTRI PROVENTI FINANZIARI 2.706 3.205 (499) -15,6%\n(1) Ai soli \ue61cni comparativi si \u00e8 proceduto a e\ue61ae\ue61duare una riclassi\ue61cca da proventi \ue61cnanziari a ricavi, per un impo\ue61eo di 87 milioni di euro nel 2020, della componen-\nte rilevata a Conto economico legata alla rimisurazione al fair value delle a\ue61divit\u00e0 \ue61cnanziarie connesse ai servizi in concessione delle a\ue61divit\u00e0 di distribuzione in\nBrasile rientranti nell\u2019ambito di applicazione dell\u2019IFRIC 12. Tale ultima classi\ue61ccazione ha compo\ue61eato e\ue61ae\ue61di di pari impo\ue61eo sul risultato operativo. Per maggiori\nde\ue61dagli si rimanda alla nota 7 del presente Bilancio consolidato.\nGli altri proventi \ue61cnanziari, pari a 2.706 milioni di euro, regi-\nstrano un decremento di 499 milioni di euro rispe\ue61do all\u2019eser-\ncizio precedente. Tale decremento si riferisce principalmen-\nte alla diminuzione dei proventi relativi alle di\ue61aerenze positive\ndi cambio per 963 milioni di euro, che risente essenzialmen-\nte dell\u2019andamento dei tassi di cambio associati all\u2019indebita-\nmento \ue61cnanziario ne\ue61do espresso in valuta diversa dall\u2019euro.\nTale e\ue61ae\ue61do \u00e8 stato parzialmente compensato dai seguenti\nfenomeni:\n\u2022 dall\u2019incremento dei proventi da iperin\ue61bazione per 295 \nmilioni di euro, rilevati nelle societ\u00e0 argentine in relazio-\nne all\u2019applicazione dello IAS 29, relativo alla rendiconta-\nzione in economie iperin\ue61bazionate; per maggiori appro-\nfondimenti si rimanda alla nota 4 del presente Bilancio\nconsolidato;\n\u2022 alla rilevazione di proventi \ue61cnanziari per 73 milioni di \neuro in Spagna essenzialmente per gli interessi di mora\nmaturati in relazione al diri\ue61do di Endesa a essere inden-\nnizzata per la riduzione della remunerazione conseguita\nin passato, con riferimento all\u2019assegnazione dei diri\ue61di di\nemissione di CO\n2\n del \u201cPlan Nacional de Asignaci\u00f3n de \nDerechos de Emisi\u00f3n\u201d (PNA);\n\u2022 all\u2019aumento di proventi relativi all\u2019adeguamento di valore \ndi passivit\u00e0 ogge\ue61do di cope\ue61eura in relazioni di fair value\nhedge, per 57 milioni di euro;\n\u2022 all\u2019aumento degli interessi a\ue61divi al tasso e\ue61ae\ue61divo, per 26 \nmilioni di euro, principalmente relativo a investimenti \ue61c-\nnanziari a breve.\nAltri oneri \ue61fnanziari\nMilioni di euro\n2021 2020 2021-2020\nInteressi su debiti \ue61dnanziari\n(correnti e non correnti):\n- interessi passivi su debiti verso banche 346 291 55 18,9%\n- interessi passivi su prestiti obbligazionari 1.881 1.887 (6) -0,3%\n- interessi passivi su altri \ue61cnanziamenti non bancari 137 149 (12) -8,1%\nTotale interessi passivi 2.364 2.327 37 1,6%\nOneri \ue61dnanziari su operazioni di gestione del debito 702 - 702 -\nDi\ue61ferenze negative di cambio 2.559 1.245 1.314 -\nA\ue61eualizzazione TFR e altri benef\u00edci ai dipendenti 107 109 (2) -1,8%\nA\ue61eualizzazione altri fondi 129 150 (21) -14,0%\nOneri da pa\ue61becipazioni - 1 (1) -\nOneri da iperin\ue61cazione 804 472 332 70,3%\nAltri oneri 253 653 (400) -61,3%\nTOTALE ALTRI ONERI FINANZIARI 6.918 4.957 1.961 39,6%\n\nGli altri oneri \ue61cnanziari, pari a 6.918 milioni di euro, eviden-\nziano un incremento complessivo di 1.961 milioni di euro\nrispe\ue61do al 2020 dovuto essenzialmente ai seguenti feno-\nmeni:\n\u2022 alla rilevazione degli oneri su operazioni di gestione del \ndebito riferiti a:\n \u2013 Enel Finance International per 634 milioni di euro \nper la rilevazione di oneri \ue61cnanziari relativi alla cash\nconsideration pagata in relazione all\u2019o\ue61ae\ue61ea volonta-\nria non vincolante (\u201ctender o\ue61aer\u201d) volta al riacquisto,\ne alla successiva cancellazione, di alcune serie di ob-\nbligazioni convenzionali in circolazione;\n \u2013 Enel SpA per 68 milioni di euro per la rilevazione di \noneri \ue61cnanziari relativi all\u2019operazione di consent soli-\ncitation e\ue61ae\ue61duata su un prestito obbligazionario non\nconve\ue61eibile subordinato ibrido conve\ue61eito in ibrido\nperpetuo. Tali oneri si riferiscono alla di\ue61aerenza tra il\nfair value dello strumento ibrido e il valore contabile\ndel prestito obbligazionario.\n Inoltre, si precisa che, in relazione alle operazioni di\ntender o\ue61aer e di consent solicitation \u00e8 stata rilasciata a\nConto economico l\u2019impo\ue61eo della re\ue61di\ue61cca del costo am-\nmo\ue61eizzato relativa ai prestiti obbligazionari ogge\ue61do di\ntali operazioni, che ha determinato un incremento degli\noneri per interessi passivi rispe\ue61do al 2020; tu\ue61davia oc-\ncorre evidenziare che le sudde\ue61de operazioni di gestione\ndel debito, insieme alle nuove emissioni obbligazionarie\n\u201csustainability linked\u201d, hanno consentito una riduzione\ndel costo dell\u2019indebitamento del Gruppo, fornendo cos\u00ec\nun impo\ue61eante strumento di protezione da potenziali ri-\nalzi dei tassi di interesse;\n\u2022 all\u2019incremento delle di\ue61aerenze negative di cambio per \n1.314 milioni di euro, che risente sopra\ue61du\ue61do dell\u2019anda-\nmento dei tassi di cambio associati all\u2019indebitamento\n\ue61cnanziario ne\ue61do espresso in valuta diversa dall\u2019euro;\n\u2022 all\u2019incremento degli oneri da iperin\ue61bazione per 332 mi-\nlioni di euro, rilevati nelle societ\u00e0 argentine in relazione\nall\u2019applicazione dello IAS 29, relativo alla rendicontazio-\nne in economie iperin\ue61bazionate; per maggiori appro-\nfondimenti si rimanda alla nota 4 del presente Bilancio\nconsolidato.\nTali e\ue61ae\ue61di sono sostanzialmente compensati dalla riduzio-\nne degli oneri \ue61cnanziari relativi all\u2019adeguamento di valore \ndel credito \ue61cnanziario relativo alla cessione di Slovak Power\nHolding per 472 milioni di euro.\n",
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"Tag13": {
"value": "\n15. Quota dei proventi/(oneri) derivanti da pa\ue61decipazioni valutate \ncon il metodo del patrimonio ne\ue61eo - Euro 571 milioni\nMilioni di euro\n2021 2020 2021-2020\nProventi da pa\ue61eecipazione in societ\u00e0 collegate 624 131 493 -\nOneri da pa\ue61eecipazioni in societ\u00e0 collegate (53) (430) 377 87,7%\nTotale 571 (299) 870 -\nLa quota di proventi ne\ue61di derivanti da pa\ue61eecipazioni va-\nlutate con il metodo del patrimonio ne\ue61do si incrementa,\nrispe\ue61do all\u2019anno precedente, di 870 milioni di euro. Tale\nvariazione \u00e8 da riferire prevalentemente all\u2019adeguamento\ndi valore della pa\ue61eecipazione di Slovak Power Holding per\n908 milioni di euro, parzialmente compensata dalla varia-\nzione dei risultati pro quota di pe\ue61einenza del Gruppo re-\nlativi principalmente alla societ\u00e0 po\ue61eoghese Tejo Energia\nProdu\u00e7\u00e3o e Distribui\u00e7\u00e3o de Energia El\u00e9ctrica (14 milioni di\neuro).\n",
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"Tag14": {
"value": "\n16. Imposte - Euro 1.643 milioni\nMilioni di euro\n2021 2020 2021-2020\nImposte correnti 2.023 1.898 125 6,6%\nRe\ue61di\ue61cche per imposte sul reddito relative a esercizi precedenti 145 (168) 313 -\nTotale imposte correnti 2.168 1.730 438 25,3%\nImposte di\ue61aerite 313 180 133 73,9%\nImposte anticipate (838) (69) (769) -\nTOTALE 1.643 1.841 (198) -10,8%\n\nL\u2019incidenza delle imposte sul risultato ante imposte del 2021 \n\u00e8 del 30%, a fronte di un\u2019incidenza del 34% nel 2020. Tale \nminore incidenza risente essenzialmente dell\u2019e\ue61ae\ue61do combi-\nnato delle seguenti di\ue61aerenze permanenti:\n\u2022 il minore impa\ue61do \ue61cscale delle pa\ue61eite straordinarie rispet-\nto all\u2019esercizio precedente (431 milioni di euro) tenuto\nconto della \ue61cscalit\u00e0 associata alla rivalutazione delle a\ue61di-\nvit\u00e0 in Slovensk\u00e9 elektr\u00e1rne;\n\u2022 l\u2019applicazione del regime agevolato \u201cpa\ue61eicipation exemp-\ntion\u201d sulla plusvalenza realizzata sulla cessione della par-\ntecipazione in Open Fiber (401 milioni di euro);\n\u2022 gli adeguamenti della \ue61cscalit\u00e0 di\ue61aerita e corrente a segui-\nto delle riforme \ue61cscali approvate dal Governo argentino e \nda quello colombiano che hanno compo\ue61eato l\u2019incremen-\nto dell\u2019aliquota \ue61cscale rispe\ue61divamente dal 25% al 35% in\nArgentina e dal 30% al 35% in Colombia;\n\u2022 l\u2019adeguamento del credito \ue61cscale posseduto da Enel Ibe-\nria (211 milioni di euro);\n\u2022 l\u2019e\ue61ae\ue61do \ue61cscale derivante dall\u2019applicazione dell\u2019iperin\ue61ba-\nzione in Argentina (49 milioni di euro);\n\u2022 la mancata rilevazione di una pa\ue61ee della \ue61cscalit\u00e0 di\ue61aerita \na\ue61diva associata alle svalutazioni di PH Chucas per l\u2019incer-\ntezza circa la sua futura recuperabilit\u00e0 (27 milioni di euro);\n\u2022 il riversamento di un credi to \ue61cscale di Enel Green Power \nSpA (25 milioni di euro) a seguito dell\u2019operazione di rior-\nganizzazione della Linea di Business Enel Green Power\nin America Latina che si \u00e8 completata nel mese di aprile\n2021.\nPer la movimentazione delle imposte anticipate e di\ue61aerite si\nrimanda alla nota 24.\nDi seguito la riconciliazione tra aliquota \ue61cscale teorica ed\ne\ue61ae\ue61diva.\n\n\nMilioni di euro\n2021 2020\nRisultato prima delle imposte 5.500 5.463\nImposte teoriche 1.320 24% 1.311 24%\nDelta e\ue61ae\ue61do \ue61cscale su perdite di valore, plusvalenze e negative goodwill (229) 202\nE\ue61ae\ue61do ne\ue61do su \ue61cscalit\u00e0 di\ue61aerita rilevata con sfasamento temporale 70 16\nRiforme \ue61cscali Argentina e Colombia 166 -\nAdeguamento del credito \ue61cscale di Enel Iberia 211 -\nRegime \ue61cscale agevolato su plusvalenza Open Fiber (401) -\nImposte anticipate non iscri\ue61de su perdite \ue61cscali 75 -\nE\ue61ae\ue61di \ue61cscali vari relativi all\u2019economia iperin\ue61bazionata argentina 49 -\nReversal tax credit per l\u2019operazione Astrid 25 -\nIRAP 276 249\nAltre di\ue61aerenze, e\ue61ae\ue61do delle diverse aliquote estere rispe\ue61do a quella teorica\nitaliana e pa\ue61eite minori\n81 63\nTotale 1.643 1.841\n\n\nMilioni di euro\n2021 2020\nRisultato prima delle imposte 5.500 5.463\nImposte teoriche 1.320 24% 1.311 24%\nDelta e\ue61ae\ue61do \ue61cscale su perdite di valore, plusvalenze e negative goodwill (229) 202\nE\ue61ae\ue61do ne\ue61do su \ue61cscalit\u00e0 di\ue61aerita rilevata con sfasamento temporale 70 16\nRiforme \ue61cscali Argentina e Colombia 166 -\nAdeguamento del credito \ue61cscale di Enel Iberia 211 -\nRegime \ue61cscale agevolato su plusvalenza Open Fiber (401) -\nImposte anticipate non iscri\ue61de su perdite \ue61cscali 75 -\nE\ue61ae\ue61di \ue61cscali vari relativi all\u2019economia iperin\ue61bazionata argentina 49 -\nReversal tax credit per l\u2019operazione Astrid 25 -\nIRAP 276 249\nAltre di\ue61aerenze, e\ue61ae\ue61do delle diverse aliquote estere rispe\ue61do a quella teorica\nitaliana e pa\ue61eite minori\n81 63\nTotale 1.643 1.841\n",
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"Tag15": {
"value": "\n17. Risultato e risultato diluito per azione\nEntrambi gli indici sono calcolati sulla consistenza media\ndelle azioni ordinarie dell\u2019esercizio pari a 10.166.679.946\nazioni, re\ue61di\ue61ccata della media delle azioni proprie detenute.\nIl numero puntuale delle azioni proprie detenute al 31 di-\ncembre 2021 \u00e8 pari a 4.889.152 del valore nominale di 1\neuro (3.269.152 al 31 dicembre 2020).\nMilioni di euro\n2021 2020\nRisultato ne\ue61eo di pe\ue61binenza del Gruppo (base) 3.189 2.610 \ndi cui:\n- continuing operations 3.189 2.610 \n- discontinued operations - -\nE\ue61ae\ue61do di diri\ue61di preferenziali sui dividendi (per es., azioni privilegiate) - -\nDividendi su strumenti di capitale (per es., obbligazioni ibride) (71) -\nAltro - -\nRisultato ne\ue61eo di pe\ue61binenza del Gruppo a\ue61eribuibile agli azionisti ordinari\n(base)\n3.118 2.610 \ndi cui:\n- continuing operations 3.118 2.610 \n- discontinued operations - -\nNumero di azioni (unit\u00e0)\nNumero di azioni ordinarie emesse al 1\u00b0 gennaio 10.166.679.946 10.166.679.946\nE\ue61ae\ue61do delle azioni proprie detenute (4.111.452) (2.067.594)\nE\ue61ae\ue61do delle opzioni su azioni esercitate - -\nAltro - -\nNumero medio ponderato di azioni ordinarie in circolazione (totale) per il\nrisultato base per azione\n10.162.568.494 10.164.612.352 \nRisultato ne\ue61eo di pe\ue61binenza del Gruppo a\ue61eribuibile agli azionisti ordinari\n(base)\n3.118 2.610 \nE\ue61ae\ue61do diluitivo:\n- interessi su obbligazioni conve\ue61eibili - -\n- altro - -\nRisultato ne\ue61eo di pe\ue61binenza del Gruppo a\ue61eribuibile agli azionisti ordinari\n(diluito)\n3.118 2.610 \ndi cui:\n- continuing operations 3.118 2.610 \n- discontinued operations - -\nNumero di azioni (unit\u00e0)\nNumero medio ponderato di azioni ordinarie in circolazione (totale) per il\nrisultato base per azione\n10.162.568.494 10.164.612.352 \nE\ue61ae\ue61do della conversione dei titoli conve\ue61eibili - -\nAltro - -\nNumero medio ponderato di azioni ordinarie in circolazione (totale) per il\nrisultato diluito per azione\n10.162.568.494 10.164.612.352 \nRisultato ne\ue61eo base per azione\nRisultato ne\ue61do base per azione 0,31 0,26\nRisultato ne\ue61do base per azione delle continuing operations 0,31 0,26\nRisultato ne\ue61do base per azione delle disconitnued operations - -\nRisultato ne\ue61eo diluito per azione\nRisultato ne\ue61do diluito per azione 0,31 0,26\nRisultato ne\ue61do diluito per azione delle continuing operations 0,31 0,26\nRisultato ne\ue61do diluito per azione delle disconitnued operations - -\n",
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"Tag58": {
"value": "\n18. Immobili, impianti e macchinari - Euro 84.572 milioni\nIl de\ue61daglio e la movimentazione delle a\ue61divit\u00e0 materiali rela-\ntivi all\u2019esercizio 2021 sono di seguito ripo\ue61eati.\nMilioni di euro Terreni Fabbricati\nImpianti e\nmacchinari\nA\ue61erezzature\nindustriali e\ncommerciali Altri beni\nBeni in\nleasing\nMigliorie\nsu immobili\ndi terzi\nImmob. \nin corso\ne acconti Totale\nCosto storico al ne\ue61do degli\nimpairment cumulati\n637 10.263 159.411 523 1.487 2.994 443 8.896 184.654\nFondo ammo\ue61eamento - 5.456 97.807 380 1.155 819 319 - 105.936\nConsistenza al 31.12.2020 637 4.807 61.604 143 332 2.175 124 8.896 78.718\nInvestimenti 3 39 1.883 22 73 1 9 8.404 10.434\nPassaggi in esercizio 28 884 4.741 8 55 8 15 (5.739) -\nDi\ue61aerenze di cambio (16) 113 (2) 1 (7) 35 1 103 228\nVariazioni perimetro di\nconsolidamento\n- - 129 - (2) 8 - 147 282\nDismissioni (1) (3) (110) (1) (11) (19) - (15) (160)\nAmmo\ue61eamenti - (190) (3.766) (22) (88) (304) (30) - (4.400)\nImpairment (8) (191) (2.425) (1) - (4) - (155) (2.784)\nRipristini di valore - - 8 - - - - - 8\nAltri movimenti - 6 1.312 1 12 731 9 178 2.249\nRiclassi\ue61cca da/ad \u201cA\ue61divit\u00e0\nclassi\ue61ccate come\npossedute per la vendita\u201d\n- - - - (1) (2) - - (3)\nTotale variazioni 6 658 1.770 8 31 454 4 2.923 5.854\nCosto storico al ne\ue61do degli\nimpairment cumulati\n643 11.115 163.443 547 1.551 3.722 482 11.819 193.322\nFondo ammo\ue61eamento - 5.650 100.069 396 1.188 1.093 354 - 108.750\nConsistenza al 31.12.2021 643 5.465 63.374 151 363 2.629 128 11.819 84.572\nGli \u201cImpianti e macchinari\u201d includono beni gratuitamen-\nte devolvibili per un valore netto di libro di 7.946 milioni\ndi euro al 31 dicembre 2021 (8.083 milioni di euro al 31\ndicembre 2020), sostanzialmente riferibili a impianti di\nproduzione di energia elettrica in Iberia e America Lati-\nna per 3.672 milioni di euro al 31 dicembre 2021 (3.808\nmilioni di euro al 31 dicembre 2020) e alla rete di distri-\nbuzione di energia elettrica in America Latina per 3.506\nmilioni di euro al 31 dicembre 2021 (3.626 milioni di euro\nal 31 dicembre 2020).\nPer i \u201cBeni in leasing\u201d si rinvia alla successiva nota 20.\nNel seguito vengono sintetizzati gli investimenti e\ue61ae\ue61duati\nnel corso del 2021 per classe omogenea di cespite inclu-\ndendo le diverse tipologie inserite negli \u201cImmobili, impianti e \nmacchinari\u201d e nelle \u201cImmobilizzazioni immateriali\u201d, compre-\nsa la quota classi\ue61ccata come posseduta per la vendita. Tali \ninvestimenti, complessivamente pari a 12.201 milioni di euro\nal 31 dicembre 2021, registrano un incremento rispe\ue61do al\n31 dicembre 2020 di 2.653 milioni di euro, pa\ue61eicolarmente\nconcentrato negli impianti di generazione solare.\n\nMilioni di euro\n2021 2020 2021-2020\nImpianti di produzione:\n- termoele\ue61drici 550 452 98 21,7%\n- idroele\ue61drici 402 332 70 21,1%\n- geotermoele\ue61drici 120 145 (25) -17, 2%\n- nucleari 157 137 20 14,6%\n- con fonti energetiche alternative 4.947 4.007 940 23,5%\nTotale impianti di produzione 6.176 5.073 1.103 21,7%\nReti di distribuzione di energia ele\ue61drica\n(1)\n4.389 3.288 1.101 33,5%\nEnel X (e-Mobility, e-City, e-Industries, e-Home) 367 303 64 21,1%\nCustomer Retail 643 460 183 39,8%\nAltro 626 424 202 47,6 %\nTOTALE\n(2)\n12.201 9.548 2.653 27,8 %\n(1) I valori del 2021 non considerano 907 milioni di euro riferiti a investimenti in infrastru\ue61dure comprese nell\u2019IFRIC 12 (649 milioni di euro nel 2020).\n(2) Il dato del 2021 include 111 milioni di euro riferiti al perimetro classi\ue61ccato come \u201cposseduto per la vendita\u201d.\nIl Gruppo Enel, in linea con gli accordi di Parigi in termini\ndi riduzione delle emissioni di CO\n2\n, guidato da obie\ue61divi \ndi e\ue619cienza energetica e di transizione energetica, ha\ninvestito sopra\ue61du\ue61do in impianti di generazione da fon-\nti energetiche alternative. Gli investimenti in impianti di \nproduzione si riferiscono infa\ue61di principalmente a impianti\nsolari ed eolici negli Stati Uniti, in Colombia, Iberia, Italia, \nIndia, Cile e Russia. \nAl \ue61cne di rispondere agli eventi climatici esterni sempre\npi\u00f9 mutevoli e quindi investire sulla resilienza delle reti, il\nGruppo ha continuato a investire nella Linea di Business\ndella Distribuzione (4.389 milioni di euro). L\u2019incremento di\n1.101 milioni di euro \u00e8 riconducibile sopra\ue61du\ue61do ai maggio-\nri investimenti in Italia, Brasile e Iberia per il proge\ue61do Grid\nBlue Sky (un nuovo modello operativo a pia\ue61daforma che\nprevede il ridisegno di sistemi, processi e organizzazione\ndel lavoro per una maggiore valorizzazione degli asset an-\nche a\ue61draverso l\u2019uso dell\u2019intelligenza a\ue61ei\ue61cciale) e per a\ue61divit\u00e0\ndi Quality e Remote Control.\nEnel X, in Italia, a seguito dell\u2019introduzione di misure di ri-\nlancio dell\u2019economia e con l\u2019obie\ue61divo di incentivare inter-\nventi volti alla riquali\ue61ccazione energetica e messa in sicu-\nrezza sismica, ha sostenuto maggiori investimenti per lo\nsviluppo del business e-home associato all\u2019iniziativa Vivi\nMeglio, mentre in Spagna l\u2019e-Home registra un incremento\na seguito del maggior volume di vendite rispe\ue61do al 2020 e\nin Nord America e Corea si sono sostenuti maggiori inve-\nstimenti nell\u2019a\ue61divit\u00e0 di storage.\nL\u2019impa\ue61do positivo dei cambi \u00e8 di 228 milioni di euro.\nLe \u201cVariazioni del perimetro di consolidamento\u201d dell\u2019eser-\ncizio 2021 si riferiscono principalmente al consolidamento\nglobale delle societ\u00e0 rinnovabili australiane precedente-\nmente valutate con il metodo del patrimonio ne\ue61do per ef-\nfe\ue61do della modi\ue61cca della loro governance e senza l\u2019acquisi-\nzione di ulteriori quote, nonch\u00e9 all\u2019acquisizione da pa\ue61ee di\nEnel Green Power Espa\u00f1a di 30 societ\u00e0 rinnovabili.\nGli impairment risultano pari a 2.784 milioni di euro e sono\nriconducibili prevalentemente al processo di transizione\nenergetica avviato nel Gruppo, che ha po\ue61eato alla svalu-\ntazione, nel corso del 2021, di alcuni asset delle centrali\ntermoele\ue61driche italiane di Torrevaldaliga Nord, Fusina, La\nSpezia e Brindisi, degli impianti di produzione in Spagna di\nBaleares, Canarias, Ceuta e Melilla, e della centrale di Bo-\ncamina II in Cile.\nTale voce, inoltre, ha risentito anche delle svalutazioni degli\nasset e\ue61ae\ue61duate in Australia e in Messico.\nLa \u201cRiclassi\ue61cca da/ad \u2018A\ue61divit\u00e0 possedute per la vendita\u2019\u201d\n\u00e8 da riferirsi principalmente agli immobili e ad altre a\ue61di-\nvit\u00e0 materiali delle societ\u00e0 italiane Enel X Paytipper SpA,\nPaytipper Network Srl e CityPoste Payment SpA.\nGli \u201cAltri movimenti\u201d includono l\u2019accantonamento degli\noneri smantellamento e ripristino impianti per 861 milioni\ndi euro principalmente in Spagna e in Italia, i nuovi contra\ue61di\ndi leasing per 723 milioni di euro, l\u2019adeguamento dei valori\ndelle a\ue61divit\u00e0 materiali delle societ\u00e0 argentine che operano\nin una economia iperin\ue61bazionata per 576 milioni di euro\nnonch\u00e9 l\u2019e\ue61ae\ue61do della capitalizzazione degli interessi su \ue61c-\nnanziamenti speci\ue61ccamente dedicati a investimenti e\ue61aet-\ntuati su immobili, impianti e macchinari per 182 milioni di\neuro (154 milioni di euro nel 2020). Di seguito gli ammontari\ndegli oneri \ue61cnanziari capitalizzati su \u201cImmobili, impianti e\nmacchinari\u201d e nelle \u201cImmobilizzazioni immateriali\u201d, inclusa\nla quota classi\ue61ccata come posseduta per la vendita, e sulle\naltre a\ue61divit\u00e0 non correnti.\n\nMilioni di euro\n2021 Tasso % 2020 Tasso % 2021-2020\nEnel Green Power - - - - -\nEnel Green Power Brazil - 12 2,4% (12) -\nEnel Green Power No\ue61eh America 17 0,2% 10 0,2% 7 70,0%\nEnel Green Power M\u00e9xico 10 4,3% 23 4,1% (13) -56,5%\nEnel Green Power South Africa 61 6,3% 47 6,3% 14 29,8%\nGruppo Enel Am\u00e9ricas 23 3,7% 7 5,8% 16 -\nGruppo Enel Chile 80 7,0% 21 7, 2 % 59 -\nGruppo Endesa\n(1)\n4 1,5% 3 1,7% 1 33,3%\nGruppo Enel Russia 18 8,5% 10 7, 2% 8 80,0%\nGruppo EGP India 8 8,3% 1 7,5% 7 -\nGruppo EGP Australia 1 0,2% 1 3,4% - -\nEnel Green Power Colombia - 2 1,3% (2) -\nEnel Produzione 2 2,1% 4 4,3% (2) -50,0%\nNuove Energie 1 0,5% 1 0,5% - -\nEnel Green Power Italia 5 3,3% 1 3,3% 4 -\nEnel Green Power Chile - 4 4,6% (4) -\nEnel Finance International 12 1,8% 15 1,8% (3) -20,0%\nTotale\n(2)\n242 162 80 49,4%\n(1) Il valore del Gruppo EGP Spagna \u00e8 incluso nel Gruppo Endesa.\n(2) Il valore totale del 2021 include anche -5 milioni di euro di oneri \ue61cnanziari capitalizzati relativi a immobilizzazioni immateriali (7 milioni di euro nel 2020), 4\nmilioni di euro riferiti ad altre a\ue61divit\u00e0 non correnti (1 milione di euro nel 2020) e 61 milioni di euro riferiti ad a\ue61divit\u00e0 possedute per la vendita.\nAl 31 dicembre 2021, l\u2019ammontare degli impegni contrat-\ntuali in essere per l\u2019acquisto di immobili, impianti e macchi-\nnari \u00e8 pari a 1.437 milioni di euro.\n",
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"Tag16": {
"value": "\n19. Infrastru\ue61eure comprese nell\u2019\u201cIFRIC 12 - Accordi per servizi in concessione\u201d\nGli accordi per servizi in concessione, rilevati in base all\u2019I-\nFRIC 12, si riferiscono a talune infrastru\ue61dure asservite alle\nconcessioni del servizio di distribuzione di energia ele\ue61drica\nin Brasile, Costa Rica e Colombia.\nNella seguente tabella si riepilogano gli elementi rilevanti di\ntali concessioni.\nMilioni di euro\nConcedente A\ue61eivit\u00e0 Paese\nPeriodo della\nconcessione\nPeriodo\nresiduo della\nconcessione\nOpzione \ndi rinnovo\nTotale\nriconosciuto\ntra le a\ue61eivit\u00e0\nda contra\ue61ei\ncon clienti al\n31.12.2021\nTotale\nriconosciuto\ntra le a\ue61eivit\u00e0\n\ue61dnanziarie al\n31.12.2021\nTotale\nriconosciuto\ntra le a\ue61eivit\u00e0\nimmateriali al\n31.12.2021\nEnel Distribui\u00e7\u00e3o\nRio de Janeiro\nStato \nbrasiliano\nDistribuzione\ndi energia\nele\ue61drica\nBrasile 1997-2026 5 anni S\u00ec 112 838 404\nEnel Distribui\u00e7\u00e3o\nCear\u00e1\nStato \nbrasiliano\nDistribuzione\ndi energia\nele\ue61drica\nBrasile 1998-2028 7 anni S\u00ec 63 620 395\nEnel Green Power\nMour\u00e3o\nStato \nbrasiliano\nProduzione\ndi energia\nele\ue61drica\nBrasile 2016-2046 25 anni No - 5 -\nEnel Green Power\nParanapanema\nStato \nbrasiliano\nProduzione\ndi energia\nele\ue61drica\nBrasile 2016-2046 25 anni No - 23 -\nEnel Distribui\u00e7\u00e3o\nGoi\u00e1s\nStato \nbrasiliano\nDistribuzione\ndi energia\nele\ue61drica\nBrasile 2015 - 2045 24 anni No 252 69 643\nEnel Green Power\nVolta Grande\nStato \nbrasiliano\nGenerazione\ndi energia\nele\ue61drica\nBrasile 2017 - 2047 26 anni No - 243 -\nEnel Distribui\u00e7\u00e3o\nS\u00e3o Paulo\nStato \nbrasiliano\nDistribuzione\ndi energia\nele\ue61drica\nBrasile 1998-2028 7 anni No 91 1.001 609\nPH Chucas\nIstituto\nCostaricense\ndell\u2019Ele\ue61dricit\u00e0\nImpianto\nidroele\ue61drico\nCosta \nRica\n2012-2031 10 anni No - 101 47\nUSME \nZE SAS\nEmpresa de\nTranspo\ue61ee del\nTercer Milenio\n- Transmilenio\nSA\ne-Mobility Colombia 2021-2035 16 anni No - 6 -\nFontibon \nZE SAS\nEmpresa de\nTranspo\ue61ee del\nTercer Milenio\n- Transmilenio\nSA\ne-Mobility Colombia 2021-2035 16 anni No - 47 -\nTotale 518 2.953 2.098\nIl valore dei beni al termine della concessione, classi\ue61ccati\ntra le a\ue61divit\u00e0 \ue61cnanziarie, \u00e8 valutato al fair value.\nPer maggiori de\ue61dagli si rimanda alla nota 50 \u201cA\ue61divit\u00e0 e pas-\nsivit\u00e0 misurate al fair value\u201d.\n",
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"Tag17": {
"value": "\n20. Leasing\nNella seguente tabella viene esposta la movimentazione\ndel diri\ue61do d\u2019uso nel corso del 2021.\n \nMilioni di euro\nTerreni in\nleasing\nFabbricati in\nleasing\nImpianti in\nleasing\nAltri beni in\nleasing Totale\nTotale al 31.12.2020 707 551 479 438 2.175\nIncrementi 442 86 1 203 732\nDi\ue61aerenza cambi 37 1 (2) (1) 35\nAmmo\ue61eamento (38) (114) (34) (118) (304)\nAltri movimenti (1) (7) (3) 2 (9)\nTotale al 31.12.2021 1.147 517 441 524 2.629\n\nLe passivit\u00e0 di leasing e i loro movimenti durante l\u2019anno\nsono ripo\ue61eati nella tabella che segue.\nMilioni di euro\nTotale al 31.12.2020 2.068\nIncrementi 526\nPagamenti (165)\nAltri movimenti 118\nTotale al 31.12.2021 2.547\ndi cui a medio-lungo termine 2.288\ndi cui a breve termine 259\nViene precisato che nel corso del 2021, nonostante gli ef-\nfe\ue61di della pandemia, non sono state appo\ue61eate modi\ue61cche\no rinegoziazioni alle clausole contenute nei contra\ue61di di le-\nasing.\nMilioni di euro\n2021\nAmmo\ue61eamento delle a\ue61divit\u00e0 consistenti nel diri\ue61do di utilizzo 304\nInteressi passivi sulle passivit\u00e0 del leasing 72\nCosti relativi a leasing a breve termine (inclusi nei costi per servizi e altri materiali) 46\nCosti relativi a leasing di a\ue61divit\u00e0 di modesto valore (inclusi nei costi per servizi e altri materiali) -\nCosti relativi ai pagamenti variabili dovuti per leasing (inclusi nei costi per servizi e altri materiali) 22\nTotale 444\n",
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"Tag18": {
"value": "\n21. Investimenti immobiliari - Euro 91 milioni\nMilioni di euro\n2021\nCosto storico al ne\ue61do degli impairment cumulati 159\nFondo ammo\ue61eamento 56\nConsistenza al 31.12.2020 103\nDi\ue61aerenze di cambio (1)\nAmmo\ue61eamenti (3)\nImpairment (4)\nAltri movimenti (4)\nTotale variazioni (12)\nCosto storico al ne\ue61do degli impairment cumulati 129\nFondo ammo\ue61eamento 38\nConsistenza al 31.12.2021 91\nGli investimenti immobiliari al 31 dicembre 2021 ammonta-\nno a 91 milioni di euro e presentano un decremento pari a\n12 milioni di euro rispe\ue61do all\u2019anno precedente.\nGli investimenti immobiliari del Gruppo sono rappresentati\nda immobili siti in Italia, Spagna, Brasile e Cile, sui quali non\nsussistono restrizioni sulla realizzabilit\u00e0 degli investimenti\no sulla rimessa dei proventi e incassi connessi alla dismis-\nsione. Inoltre, si precisa che il Gruppo non ha obbligazioni\ncontra\ue61duali per l\u2019acquisizione, la costruzione o lo sviluppo\ndegli investimenti immobiliari o per riparazioni, manuten-\nzioni o migliorie.\nLa variazione dell\u2019esercizio \u00e8 prevalentemente dovuta alle\nperdite di valore di alcuni asset in Italia e Spagna.\nPer maggiori de\ue61dagli sulla valutazione degli investimenti\nimmobiliari si rimanda alle note 50 \u201cA\ue61divit\u00e0 e passivit\u00e0 mi-\nsurate al fair value\u201d e 50.2 \u201cA\ue61divit\u00e0 non misurate al fair value\nnello Stato patrimoniale\u201d.\n",
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"Tag217": {
"value": "\n22. A\ue61eivit\u00e0 immateriali - Euro 18.070 milioni\nIl de\ue61daglio e la movimentazione delle a\ue61divit\u00e0 immateriali\nrelativa all\u2019esercizio 2021 sono di seguito ripo\ue61eati.\nMilioni di euro\nCosti di\nsviluppo\nDiri\ue61ei di\nbrev. ind.\ne di utilizz.\nopere ing.\nConcessioni,\nlicenze,\nmarchi e\ndiri\ue61ei simili\nAccordi per\nservizi in\nconcessione Altre\nMigliorie\nsu a\ue61eivit\u00e0\nimmater. di\nterzi\nImmobil.\nin corso e\nacconti\nContract\ncost Totale\nCosto storico al ne\ue61do degli\nimpairment cumulati\n44 2.985 12.988 5.452 4.821 10 1.337 1.581 29.218\nFondo ammo\ue61eamento 23 2.418 1.568 3.344 3.326 4 - 867 11.550\nConsistenza al 31.12.2020 21 567 11.420 2.108 1.495 6 1.337 714 17.668\nInvestimenti 4 91 92 - 117 - 874 478 1.656\nPassaggi in esercizio (1) 335 10 - 202 - (547) 1 -\nDi\ue61aerenze di cambio (1) (9) (238) 23 12 - (6) 1 (218)\nVariazioni perimetro di\nconsolidamento\n- - 1 - 27 - 85 - 113\nDismissioni - - (4) (8) 1 - (1) - (12)\nAmmo\ue61eamenti (2) (289) (162) (305) (369) - - (248) (1.375)\nImpairment (1) (1) - (126) (10) - - - (138)\nRipristini di valore - 1 - - - - - - 1\nAltri movimenti 1 49 2 406 (7) (6) 18 1 464\nRiclassi\ue61cca da/ad \u201cA\ue61divit\u00e0\nclassi\ue61ccate come\npossedute per la vendita\u201d\n(1) (3) - - (84) - - (1) (89)\nTotale variazioni (1) 174 (299) (10) (111) (6) 423 232 402\nCosto storico al ne\ue61do degli\nimpairment cumulati\n43 3.512 12.842 5.781 5.092 - 1.760 2.063 31.093\nFondo ammo\ue61eamento 23 2.771 1.721 3.683 3.708 - - 1.117 13.023\nConsistenza al 31.12.2021 20 741 11.121 2.098 1.384 - 1.760 946 18.070\nIl po\ue61eafoglio di propriet\u00e0 intelle\ue61duale (anche de\ue61cnita \u201cIP\u201d)\ndi Enel enuclea un complesso di informazioni critiche fun-\nzionali a una crescita sostenibile. L\u2019ecosistema di Open In-\nnovability\u00ae genera innovazione a\ue61draverso la creazione e la\ncondivisione di soluzioni interne ed esterne che danno vita\na un \ue61busso di idee bisognose di adeguate forme di tutela.\nLa IP garantisce un doppio presidio: da un lato, consente il\ncontrollo delle soluzioni inventive, delle tecnologie e delle\nconoscenze che provengono sia dall\u2019azienda sia dagli eco-\nsistemi di innovazione di cui Enel \u00e8 pa\ue61ee e nei quali sono\ncoinvolti universit\u00e0, enti di ricerca, fornitori, programmatori\ne consulenti; d\u2019altro canto, \u00e8 sempre la IP che consente di\npropagare in maniera sicura e sostenibile le soluzioni tec-\nnologiche mediante le quali si a\ue61duano i programmi di elet-\ntri\ue61ccazione, platformization e stewardship.\nAl 31 dicembre 2021 il Gruppo dispone, complessivamen-\nte, di 892 titoli per breve\ue61di di invenzione appa\ue61eenenti a 146\nfamiglie tecnologiche; di questi, 749 sono titoli concessi e\n143 domande pendenti. Si tra\ue61da di un po\ue61eafoglio che as-\nsicura protezione su tu\ue61di i mercati in cui il Gruppo \u00e8 pre-\nsente. Il po\ue61eafoglio di Enel comprende anche 15 modelli di\nutilit\u00e0 e 170 registrazioni di design. Unitamente ai brevet-\nti, ai modelli di utilit\u00e0 e ai design \ue61cgurano tra i diri\ue61di di IP\nanche segreti industriali di natura sia tecnica sia commer-\nciale che vengono costantemente codi\ue61ccati e manutenuti\nin linea con quanto previsto dalla procedura organizzativa\ndi Trade Secrets Management (v. infra). Per quanto riguar-\nda i marchi, il Gruppo \u00e8 titolare di 1.576 titoli, di cui 1.455\nregistrazioni gi\u00e0 concesse e 121 domande di registrazioni\npendenti.\nNella Linea di Business Globale Enel Green Power and\nThermal Generation si segnala, in pa\ue61eicolare, lo sviluppo\ndi soluzioni tecniche innovative nell\u2019ambito della produ-\nzione di energia da fonte rinnovabile solare che puntano\nad (i) aumentare la produzione fotovoltaica degli impianti\nincrementando a livello micro- e nanometrico i mecca-\nnismi di trasferimento delle cariche in corrispondenza di\ndiversi strati sia in celle singole a eterogiunzione sia in si-\nstemi tandem e (ii) realizzare un innovativo sistema d\u2019instal-\nlazione rapida e automatizzabile dei pannelli fotovoltaici su\npredeterminate stru\ue61dure di sostegno, consentendo un\nsigni\ue61ccativo risparmio in termini di tempi di installazione,\nun incremento della precisione dell\u2019operazione, della sua\nscalabilit\u00e0 e quindi della competitivit\u00e0 dell\u2019azienda a livello\ninternazionale. Con riferimento a si\ue61aa\ue61de soluzioni si a\ue61de-\nstano complessivamente 11 famiglie breve\ue61duali compren-\n\ndenti a\ue61dualmente 28 domande di breve\ue61do nazionali e in-\nternazionali pendenti e 7 breve\ue61di nazionali concessi e in\ncorso di validit\u00e0.\nNell\u2019ambito della Global Infrastructure and Networks il pa-\ntrimonio breve\ue61duale contribuisce in maniera signi\ue61ccativa\nalla strategia di creazione di pia\ue61daforme e sfru\ue61damento di\nesternalit\u00e0 di rete nel mercato dei servizi, nonch\u00e9 all\u2019auto-\nmazione della gestione delle utenze. Il proge\ue61do Grid Blue\nSky, del cui lancio gi\u00e0 si era data informativa nel documen-\nto dello scorso esercizio, sta contribuendo alla realizzazio-\nne di una nuova pia\ue61daforma operativa globale per le reti\ndel Gruppo. In considerazione dell\u2019elevata intensit\u00e0 di IP\ngenerata, sul proge\ue61do sono stati condo\ue61di ulteriori appro-\nfondimenti che saranno pi\u00f9 de\ue61dagliatamente illustrati nel\nprosieguo della presente sezione.\nNella Linea di Business Globale Enel X lo sviluppo di solu-\nzioni con ri\ue61besso sul patrimonio IP ha riguardato essen-\nzialmente applicazioni del business della telemedicina e\npia\ue61daforme in ambito di vivibilit\u00e0 urbana. Nel primo ambi-\nto, \u00e8 pa\ue61eicolarmente rilevante l\u2019app Sma\ue61e Axistance eWell,\npercorso di salute studiato e gestito dagli specialisti della\nFondazione Policlinico Gemelli e reso disponibile a\ue61draver-\nso una pia\ue61daforma di telemedicina e una app, entrambi\nrealizzati da Enel X e tutelati da copyright. Nel secondo\nambito, si segnala il 15 Minutes City Index, indicatore di\npiani\ue61ccazione urbana, sviluppato in collaborazione con l\u2019U-\nniversit\u00e0 di Firenze, su cui Enel X \u00e8 rispe\ue61divamente titolare\ndi un segreto commerciale e di una domanda di breve\ue61do\nitaliana. A\ue61draverso il ricorso agli open data, il 15 Minutes\nCity Index valuta i servizi essenziali (traspo\ue61eo pubblico,\nospedali, scuole, et similia), evidenziando per ogni comu-\nne e singolo micro-distre\ue61do le aree geogra\ue61cche meno\nservite (rispe\ue61do alla densit\u00e0 della popolazione), e suppor-\nta cos\u00ec la piani\ue61ccazione urbanistica. Per quanto a\ue61diene al\nbusiness della mobilit\u00e0 ele\ue61drica, il po\ue61eafoglio IP presenta\nuna diversi\ue61ccata composizione di forme di protezione, che\ncomprende breve\ue61di per invenzioni, design, trade secret,\nmodelli di utilit\u00e0 e copyright a contenuto tecnologico. In\npa\ue61eicolare, si segnalano: (i) la famiglia breve\ue61duale relativa\nalle infrastru\ue61dure di ricarica bidirezionali ad alta potenza\nper la quale \u00e8 stato inizialmente eseguito un deposito negli\nStati Uniti e, successivamente, avviata la procedura a livel-\nlo internazionale; (ii) i trade secret inerenti alle pia\ue61daforme\nstrategiche della mobilit\u00e0; (iii) il copyright sulla app Juice\nPass; (iv) il design comunitario a tutela della forma estetica\ndel Juice Media, prodo\ue61do innovativo che consente di o\ue61ari-\nre contemporaneamente la ricarica ele\ue61drica e i servizi di\nadve\ue61eising multimediali; e (v) i design della Juice Pole Mini\nprote\ue61di sia in Europa sia in India, Cile, Norvegia, Stati Uniti,\nCanada e Regno Unito.\nIl Gruppo sta, inoltre, investendo risorse nello sviluppo di\nsoluzioni innovative a elevata densit\u00e0 di IP, principalmente\nnelle forme di protezione autoriale e di segreto commer-\nciale, concernenti modelli climatici e modelli quantitativi\navanzati per l\u2019analisi dei sistemi energetici volti a suppo\ue61ea-\nre i processi di decarbonizzazione ed ele\ue61dri\ue61ccazione nelle\nprincipali geogra\ue61ce di interesse, con una visione integrata\ne rivolta al futuro.\nA livello organizzativo e di comunicazione, nel corso del\n2021 Enel ha dato seguito a due \ue61cloni di azioni \ue61cnalizzate a\nconseguire una gestione strategica, responsabile e soste-\nnibile della IP. Da una pa\ue61ee, \u00e8 stata ado\ue61data, a livello Grup-\npo, una nuova procedura di Intellectual Prope\ue61ey Manage-\nment. Dall\u2019altra, sul solco della ricostruzione del po\ue61eafoglio\nIP del Gruppo, compiuta nel corso del 2020, \u00e8 proseguito\nil proge\ue61do di stru\ue61durazione di una repo\ue61eistica relativa alla\npropriet\u00e0 intelle\ue61duale, da inquadrarsi nel pi\u00f9 ampio ambito\ndella repo\ue61eistica non \ue61cnanziaria del Gruppo Enel.\nNella tabella che segue sono esposti gli accordi per servizi\nin concessione non ricompresi nell\u2019applicazione dell\u2019IFRIC\n12 che presentano un saldo di bilancio al 31 dicembre 2021.\nMilioni di euro\nConcedente A\ue61eivit\u00e0 Paese\nPeriodo\ndella conc.\nPeriodo\nresiduo\ndella conc.\nOpz. di\nrinnovo\nal\n31.12.2021\nFair value\niniziale\nEndesa Distribuci\u00f3n\nEl\u00e9ctrica\n-\nDistribuzione\ndi energia\nele\ue61drica\nSpagna Inde\ue61cnito Inde\ue61cnito - 5.678 5.673\nCodensa\nRepubblica\ndella Colombia\nDistribuzione\ndi energia\nele\ue61drica\nColombia Inde\ue61cnito Inde\ue61cnito - 1.176 1.839\nEnel Distribuci\u00f3n Chile\n(ex Chilectra)\nRepubblica\ndel Cile\nDistribuzione\ndi energia\nele\ue61drica\nCile Inde\ue61cnito Inde\ue61cnito - 1.254 1.667\nEnel Distribuci\u00f3n Per\u00fa\n(ex Empresa de Distribuci\u00f3n\nEl\u00e9ctrica de Lima No\ue61ee)\nRepubblica\ndel Per\u00f9\nDistribuzione\ndi energia\nele\ue61drica\nPer\u00f9 Inde\ue61cnito Inde\ue61cnito - 525 548\nE-Distribu\u0163ie Muntenia\nMinistero\ndell\u2019Economia\nrumeno\nDistribuzione\ndi energia\nele\ue61drica\nRomania 2005-2054 33 anni S\u00ec 119 191\n\nI beni a vita utile inde\ue61cnita hanno un valore complessivo di\n8.633 milioni di euro (8.892 milioni di euro al 31 dicembre\n2020) riferibili essenzialmente alle concessioni per l\u2019a\ue61divit\u00e0\ndi distribuzione in Spagna (5.678 milioni di euro), Colom-\nbia (1.176 milioni di euro), Cile (1.254 milioni di euro) e Per\u00f9\n(525 milioni di euro), per le quali non \u00e8 normativamente\nprevista n\u00e9 prevedibile a oggi una data di scadenza all\u2019e-\nsercizio del servizio; sulla base delle previsioni formulate, i\n\ue61bussi di cassa a\ue61dribuibili a ciascuna CGU, alla quale appar-\ntengono le varie concessioni, sono su\ue619cienti a recuperare\nil valore di iscrizione in bilancio. La variazione dell\u2019anno \u00e8\nriferita principalmente alla variazione del tasso di cambio.\nPer maggiori de\ue61dagli sulla voce \u201cAccordi per servizi in con-\ncessione\u201d si rimanda alla nota 19.\nLe \u201cVariazioni del perimetro di consolidamento\u201d dell\u2019eser-\ncizio 2021 si riferiscono principalmente all\u2019acquisizione, in\nSpagna, da pa\ue61ee di Enel Green Power Espa\u00f1a del 100% di\n30 societ\u00e0 operanti nel se\ue61dore delle rinnovabili.\nGli \u201cImpairment\u201d ammontano nel 2021 a 138 milioni di euro\ne sono principalmente riferiti alla svalutazione relativa alla\ncentrale idroele\ue61drica di PH Chucas; per ulteriori de\ue61dagli si\nrinvia alla nota 11.e.\nGli \u201cAltri movimenti\u201d accolgono i costi di proge\ue61dazione\nconnessi all\u2019acquisizione di talune societ\u00e0 veicolo brasi-\nliane.\n",
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"value": "\n(1) Include anche Tynemouth e Viva Labs.\n(2) Include Enel Energia.\n23. Avviamento - Euro 13.821 milioni\nMilioni di euro al 31.12.2020\nVariazioni\nperimetro\nDi\ue61ferenze\ncambio Impairment\nO\ue61fse\ue61eing\ncosto\nstorico\ncon fondo\nimpairment\nAltri\nmovimenti al 31.12.2021\nCosto\nstorico\nImpairment\ncumulati\nValore\nne\ue61eo\nCosto\nstorico\nImpairment\ncumulati\nValore\nne\ue61eo\nIberia Penisola 11.177 (2.392) 8.785 - - - - - 11.177 (2.392) 8.785\nCile 1.205 - 1.205 2 2 - - - 1.209 - 1.209\nArgentina 275 (253) 22 - - - - - 275 (253) 22\nPer\u00f9 564 - 564 - 2 - - - 566 - 566\nColombia 530 - 530 - (3) - - - 527 - 527\nBrasile 1.273 - 1.273 - 30 - - - 1.303 - 1.303\nCentro\nAmerica\n25 - 25 (1) 1 - - - 25 - 25\nMessico 18 (18) - - - - - - 18 (18) -\nNord America\nEnel Green\nPower\n70 - 70 - - - - - 70 - 70\nNord America\nEnel X\n184 - 184 - 15 - - - 199 - 199\nAsia Paci\ue61cco\nEnel X\n84 - 84 - - - - - 84 - 84\nResto d\u2019Europa\nEnel X\n(1)\n46 (3) 43 - - - - - 46 (3) 43\nItalia Enel X - - - - - - - - - - -\nItalia Mercato\n(2)\n580 - 580 - - - - - 580 - 580\nItalia Enel\nGreen Power\n20 - 20 - - - - 1 21 - 21\nRomania 407 (13) 394 - (7) - - - 400 (13) 387\nTotale\n16.458 (2.679) 13.779 1 40 - - 1 16.500 (2.679) 13.821\n\nMatrice avviamento al 31.12.2021\nMilioni di euro\nGenerazione\nTermoele\ue61erica\ne Trading\nEnel Green\nPower\nInfrastru\ue61eure\ne Reti Mercati \ue61dnali Enel X Servizi Altro Totale\nItalia Enel Green Power - 21 - - - - - 21\nItalia Mercato\n(1)\n- - - 580 - - - 580\nIberia Penisola - 1.190 5.788 1.807 - - - 8.785\nArgentina - 3 19 - - - - 22\nBrasile - 423 880 - - - - 1.303\nCile - 996 213 - - - - 1.209\nColombia - 304 223 - - - - 527\nPer\u00f9 44 202 320 - - - - 566\nCentro America - 25 - - - - - 25\nRomania - - 330 57 - - - 387\nNord America Enel\nGreen Power\n- 70 - - - - - 70\nNord America Enel X - - - - 199 - - 199\nAsia Paci\ue61cco Enel X - - - - 84 - - 84\nResto d\u2019Europa Enel X\n(2)\n- - - - 43 - - 43\nTotale 44 3.234 7.7 73 2.444 326 - - 13.821\n(1) Include Enel Energia.\n(2) Include anche Tynemouth e Viva Labs.\nMatrice avviamento al 31.12.2020\nMilioni di euro\nGenerazione\nTermoele\ue61erica\ne Trading\nEnel Green\nPower\nInfrastru\ue61eure\ne Reti Mercati \ue61dnali Enel X Servizi Altro Totale\nItalia Enel Green Power - 20 - - - - - 20\nItalia Mercato\n(1)\n- - - 580 - - - 580\nIberia - 1.190 5.788 1.807 - - - 8.785\nArgentina - 3 19 - - - - 22\nBrasile - 397 876 - - - - 1.273\nCile - 992 213 - - - - 1.205\nColombia - 307 223 - - - - 530\nPer\u00f9 43 201 320 - - - - 564\nCentro America - 25 - - - - - 25\nRomania - - 336 58 - - - 394\nNord America Enel\nGreen Power\n- 70 - - - - - 70\nNord America Enel X - - - - 184 - - 184\nAsia Paci\ue61cco Enel X - - - - 84 - - 84\nResto d\u2019Europa Enel X\n(2)\n- - - - 43 - - 43\nTotale 43 3.205 7.775 2.445 311 - - 13.779\n(1) Include Enel Energia.\n(2) Include anche Viva Labs.\nL\u2019incremento di 42 milioni di euro dell\u2019avviamento \u00e8 a\ue61dribu-\nibile maggiormente alla voce \u201cDi\ue61aerenze cambio\u201d pari a 40\nmilioni di euro e le variazioni principali sono da ricondursi\nprincipalmente al Brasile e agli Stati Uniti.\nI criteri ado\ue61dati per l\u2019identi\ue61ccazione delle Cash Generating\nUnit (CGU) sono basati sulla revenue separation, ritenu-\nto il criterio prevalente in considerazione della natura del\nbusiness di riferimento tenendo anche conto delle rego-\nle di funzionamento e delle normative dei mercati in cui\noperano, e dell\u2019organizzazione aziendale. Ai \ue61cni dei test di\nimpairment relativi all\u2019avviamento, le CGU identi\ue61ccate ven-\ngono raggruppate tenendo in considerazione le sinergie\na\ue61dese, coerentemente con la visione strategica e opera-\ntiva del management, entro il limite dei se\ue61dori operativi\nidenti\ue61ccati ai \ue61cni dell\u2019informativa di se\ue61dore. \n\nViene inoltre precisato che nel 2021 le CGU esistenti sono\nstate ogge\ue61do di analisi approfondite, \ue61cnalizzate alla valu-\ntazione circa l\u2019eventuale presenza di cambiamenti signi\ue61c-\ncativi ai sensi dello IAS 36 paragrafo 72.\nTale analisi ha compo\ue61eato una modi\ue61cca delle CGU esi-\nstenti, solo per la Spagna, dove nel Territorio Peninsulare\nle cara\ue61deristiche del mercato nonch\u00e9 i livelli di program-\nmazione e di gestione di taluni impianti hanno consentito \nla piena a\ue61duazione della strategia di integrazione della\ngenerazione e dei po\ue61eafogli commerciali, facendo leva\nsull\u2019intera catena del valore.\nDiversa \u00e8 la situazione per gli asset dei Territori Non Pe-\nninsulari (TNP), assogge\ue61dati a speci\ue61cca regolamentazione\nin vi\ue61e\u00f9 delle peculiarit\u00e0 del mercato di riferimento. Se-\ncondo la normativa locale, infa\ue61di, la remunerazione del-\nle societ\u00e0 produ\ue61drici di energia ele\ue61drica, relativamente\nall\u2019a\ue61divit\u00e0 svolta su tali territori, deve avvenire a tari\ue61ae re-\ngolate sulla base di parametri stabiliti dal regolatore.\nData quindi la peculiarit\u00e0 della regolamentazione locale\nrispe\ue61do a quella della penisola iberica ove la strategia di\ngestione del parco impianti \u00e8 pienamente a servizio del-\nle o\ue61ae\ue61ee commerciali, risulta evidente che nel 2021 per la\nSpagna, ai sensi dello IAS 36 paragrafo 72, si \u00e8 reso neces-\nsario e\ue61ae\ue61duare una modi\ue61cca della CGU esistente. In pa\ue61ei-\ncolare, sono state individuate distinte CGU relativamente:\n\u2022 alla penisola iberica (denominata Iberia Penisola), a ec-\ncezione dei Territori Non Peninsulari;\n\u2022 al perimetro dei Territori Non Peninsulari (denominata \nIberia TNP) per i quali i relativi \ue61bussi di cassa sono am-\npiamente indipendenti rispe\ue61do a quelli generati dalla\nzona peninsulare in vi\ue61e\u00f9 della regolamentazione del\nmercato di riferimento.\nPe\ue61eanto, al 31 dicembre 2021, le CGU sono state assog-\nge\ue61date a impairment test in maniera autonoma e, con\nriferimento agli impianti relativi al perimetro dei Territori\nNon Peninsulari, \u00e8 stata rilevata una perdita di valore pari\na 1.488 milioni di euro.\nLa stima del valore recuperabile degli avviamenti iscri\ue61di in\nbilancio \u00e8 stata e\ue61ae\ue61duata determinando il valore d\u2019uso del-\nle CGU in esame mediante l\u2019utilizzo di modelli discounted\ncash \ue61bow, che prevedono la stima dei \ue61bussi di cassa a\ue61desi\ne l\u2019applicazione di un appropriato tasso di a\ue61dualizzazione,\ndeterminato utilizzando input di mercato quali tassi ri-\nsk-free, beta e market risk premium.\nI \ue61bussi di cassa sono stati determinati sulla base delle mi-\ngliori informazioni disponibili al momento della stima, te-\nnuto anche conto dei rischi speci\ue61cci delle singole CGU, e\ndesumibili:\n\u2022 per il periodo esplicito dal Piano Industriale approva-\nto dal Consiglio di Amministrazione della Capogruppo\nin data 22 novembre 2021, contenente le previsioni in\nordine ai volumi, ai ricavi, ai costi operativi, agli inve-\nstimenti, agli asse\ue61di industriali e commerciali, nonch\u00e9\nall\u2019andamento delle principali variabili macroecono-\nmiche (in\ue61bazione, tassi di interesse nominali e tassi di\ncambio) e delle commodity. Si segnala che il periodo\nesplicito dei \ue61bussi di cassa preso in considerazione per\nl\u2019impairment test \u00e8 pari a tre anni;\n\u2022 per gli anni successivi, tenendo in considerazione le \nipotesi sull\u2019evoluzione di lungo termine delle principali\nvariabili che determinano i \ue61bussi di cassa, la vita media\nutile residua degli asset o la durata delle concessioni.\nIn pa\ue61eicolare, il valore terminale \u00e8 stimato in base alle spe-\nci\ue61ccit\u00e0 dei business relativi alle diverse CGU so\ue61doposte alla\nprocedura di impairment:\n\u2022 perpetuity, in riferimento ai business di generazione \ncon tecnologia Large Hydro (LH) e distribuzione, in cui\nlicenze e concessioni presentano scadenze a lungo ter-\nmine e facilmente rinnovabili, e per i business Enel X, in\nquanto cara\ue61derizzati dallo sviluppo di know-how speci-\n\ue61cci sostenibili nel lungo termine;\n\u2022 rendita annua, nel caso di CGU cara\ue61derizzata preva-\nlentemente dal business retail, la cui vita utile residua\n\u00e8 pe\ue61eanto sostanzialmente correlata alla durata media\ndei rappo\ue61ei con i clienti, e per i business di generazione\ntermica convenzionale (Generation and Trading). Tale\nmetodo \u00e8 utilizzato, inoltre, in riferimento ai business da\nfonti rinnovabili (Enel Green Power) per tenere conto (i)\ndel valore derivante dalla vita utile residua degli impianti\ne (ii) del valore residuo, nell\u2019ipotesi di dismissione degli\nimpianti, associato ai diri\ue61di di concessione, alla compe-\ntitivit\u00e0 dei siti produ\ue61divi (in termini di risorsa naturale) e\nalle interconnessioni di rete.\nIl tasso di crescita nominale considerato (g-rate) \u00e8 pari\nalla crescita di lungo periodo della domanda ele\ue61drica e/o\ndell\u2019in\ue61bazione (in funzione del Paese di appa\ue61eenenza e del\nbusiness) e comunque non eccedente il tasso medio di\ncrescita nel lungo termine del mercato di riferimento.\n\nL\u2019analisi dell\u2019impa\ue61do dei cambiamenti climatici sui fenome-\nni rilevanti per il business \u00e8 un\u2019a\ue61divit\u00e0 complessa che ri-\nchiede la costruzione di un framework di scenario e analisi\ncoerenti sulle diverse dimensioni, per i quali si rimanda al\nparagrafo in calce alla presente nota denominato \u201cAnalisi\ndegli scenari di transizione energetica e degli impa\ue61di dei\ncambiamenti climatici utilizzati nei modelli valutativi\u201d.\nIl Gruppo ha confermato le dire\ue61drici strategiche fondate \nsui trend legati alla transizione energetica. L\u2019impiego di\ncapitali \u00e8 stato infa\ue61di incentrato sulla decarbonizzazio-\nne, a\ue61draverso lo sviluppo degli asset di generazione da\nfonte rinnovabile, sulle infrastru\ue61dure abilitanti legate allo \nsviluppo delle reti e sull\u2019implementazione dei modelli a\npia\ue61daforma, sfru\ue61dando al meglio l\u2019evoluzione tecnologica\ne digitale, che favoriranno l\u2019ele\ue61dri\ue61ccazione dei consumi,\nnonch\u00e9 lo sviluppo di nuovi servizi per i clienti \ue61cnali. In\npa\ue61eicolare, nel 2021 la roadmap di decarbonizzazione di\nEnel \u00e8 stata aggiornata per cogliere l\u2019accelerazione sullo\nsviluppo delle rinnovabili e sulla riduzione della capacit\u00e0 \ntermica prevista nel nuovo Piano Strategico 2022-2024 e\nnelle ambizioni 2030 presentate nel Capital Markets Day \n2021, \ue61cssando i seguenti obie\ue61divi in linea con l\u2019Accordo \ndi Parigi:\nOrizzonte temporale Obie\ue61eivo di riduzione di gas serra (GHG)\nBreve termine 2024 \u2022 Emissioni dire\ue61de Scope 1 a 140 gCO\n2eq\n/kWh \n(-36% rispe\ue61do al 2021)\nMedio-lungo termine 2030\n\u2022 Emissioni dire\ue61de Scope 1 a 82 gCO\n2eq\n/kWh (-80% rispe\ue61do al\n2017, coerente con un percorso 1,5 \u00b0C ce\ue61ei\ue61ccato SBTi)\n\u2022 Riduzione del 55% delle emissioni indire\ue61de Scope 3 associate al \nconsumo di gas da pa\ue61ee dei clienti \ue61cnali rispe\ue61do al 2017\nLungo termine 2040\n\u2022 Piena decarbonizzazione del proprio mix energetico\nSi evidenzia inoltre che il Gruppo ha tenuto conto anche\ndegli impa\ue61di derivanti dal cambiamento climatico nel lun-\ngo periodo; in pa\ue61eicolare:\n\u2022 considerando nella stima del valore terminale un tas-\nso di crescita di lungo termine allineato alla variazione\ndella domanda ele\ue61drica 2022-2050 in base alle spe-\nci\ue61ccit\u00e0 dei business interessati, tenendo in considera-\nzione assunzioni relative all\u2019aumento della temperatura \ndovuto al cambiamento climatico e ai trend legati alla\ntransizione energetica;\n\u2022 il sostenimento dei costi accantonati per la dismissio-\nne degli impianti di generazione di ele\ue61dricit\u00e0 da fonti\nfossili coerentemente con l\u2019obie\ue61divo di zero emissioni\ndire\ue61de (Scope 1) e indire\ue61de da a\ue61divit\u00e0 retail (Scope 3);\n\u2022 e\ue61ae\ue61duando analisi di sensitivit\u00e0 con riferimento alla \nstima del tasso di crescita di lungo termine, come me-\nglio de\ue61dagliato di seguito.\nIl valore d\u2019uso determinato secondo le modalit\u00e0 sopra de-\nscri\ue61de \u00e8 risultato superiore a quello iscri\ue61do in bilancio per\ntu\ue61de le CGU a eccezione di quanto indicato successiva-\nmente.\nAl \ue61cne di veri\ue61ccare la robustezza del valore d\u2019uso delle\nCGU, sono state condo\ue61de analisi di sensitivit\u00e0 sui princi-\npali driver di valore, in pa\ue61eicolare WACC, tasso di crescita\ndi lungo periodo e margini, le cui risultanze suppo\ue61eano\nintegralmente tale valore.\nDi seguito vengono ripo\ue61eati la composizione del saldo dei\nprincipali avviamenti per societ\u00e0 cui la CGU appa\ue61eiene, i\ntassi di sconto ado\ue61dati e l\u2019orizzonte temporale nel quale i \n\ue61bussi previsti vengono a\ue61dualizzati.\n\nMilioni di euro Impo\ue61bo\nTasso di\ncrescita\n(1)\nTasso di\nsconto\nWACC\npre-tax\n(2)\nPeriodo\nesplicito\n\ue61cussi di\ncassa\nTerminal\nvalue\n(3)\nImpo\ue61bo\nTasso di\ncrescita\n(1)\nTasso di\nsconto\nWACC\npre-tax\n(2)\nPeriodo\nesplicito\n\ue61cussi di\ncassa\nTerminal \nvalue\n(3)\nal 31.12.2021 al 31.12.2020\nIberia Penisola 8.785 1,64% 3,93% 3 anni\nPerpetuit\u00e0/25\nanni EGP/14\nanni G&T\n8.785 1,65% 4,06% 3 anni\nPerpetuit\u00e0/24\nanni EGP/11\nanni G&T\nCile 1.209 2,02% 6,58% 3 anni\nPerpetuit\u00e0/25\nanni EGP/6\nanni G&T\n1.205 1,97% 6,95% 3 anni\nPerpetuit\u00e0/25\nanni EGP/7\nanni G&T\nArgentina 22 24,11% 46,75% 3 anni\nPerpetuit\u00e0/8\nanni G&T\n275 11,79% 41,61% 3 anni\nPerpetuit\u00e0/1\nanno G&T/5\nanni LH\nPer\u00f9 566 2,31% 6,64% 3 anni\nPerpetuit\u00e0/23\nanni EGP/9\nanni G&T\n564 2,30% 6,73% 3 anni\nPerpetuit\u00e0/24\nanni EGP/10\nanni G&T\nColombia 527 3,11% 8,82% 3 anni\nPerpetuit\u00e0/28\nanni EGP/16\nanni G&T\n530 3,04% 8,54% 3 anni\nPerpetuit\u00e0/28\nanni EGP/17\nanni G&T\nBrasile 1.303 3,30% 9,09% 3 anni\nPerpetuit\u00e0/26\nanni EGP/7\nanni G&T\n1.273 3,25% 9,35% 3 anni\nPerpetuit\u00e0/26\nanni EGP/8\nanni G&T\nCentro America 25 2,03% 7,85% 3 anni 19 anni 25 1,97% 8,15% 3 anni 22 anni\nNord America Enel\nGreen Power\n70 2,03% 5,01% 3 anni 26 anni 70 1,97% 5,49% 3 anni 25 anni\nNord America Enel X 199 2,03% 7,6 2 % 3 anni Perpetuit\u00e0 184 1,97% 8,25% 3 anni Perpetuit\u00e0\nAsia Paci\ue61cco Enel X 84 2,03% 8,81% 3 anni Perpetuit\u00e0 84 2,02% 9,07% 3 anni Perpetuit\u00e0\nResto d\u2019Europa Enel X 43 2,03% 8,24% 3 anni Perpetuit\u00e0 39 2,02% 8,70% 3 anni Perpetuit\u00e0\nItalia Enel Green\nPower\n21 1,52% 4,94% 3 anni\nPerpetuit\u00e0/23\nanni\n20 1,38% 5,44% 3 anni\nPerpetuit\u00e0/24\nanni\nItalia Mercato 580 1,48% 9,14% 3 anni 15 anni 580 1,30% 9,98% 3 anni 15 anni\nRomania 387 2,06% 7,56% 3 anni\nPerpetuit\u00e0/25\nanni\n394 2,35% 7,98% 3 anni\nPerpetuit\u00e0/26\nanni\nCGU senza\navviamento iscri\ue61do\nma ogge\ue61do di test\ndi impairment in\npresenza di appositi\nindicatori previsti da\nIAS 36\nIberia - TNP (Territori\nNon Peninsulari)\n(4)\n- - 3,42% 5 anni 5 anni n.a. n.a. n.a. n.a. n.a.\nAustralia\n(5)\n- 0,91% 5,50% 3 anni 25 anni - 1,35% 4,42% 3 anni 26 anni\nMessico\n(6)\n- 3,36% 8,77% 3 anni 24 anni 18 1,43% 8,83% 3 anni 25 anni\n(1) Tasso di crescita perpetua del \ue61busso di cassa dopo il periodo esplicito.\n(2) Il WACC pre-tax calcolato con il metodo iterativo: il tasso di sconto che perme\ue61de che il valore d\u2019uso calcolato con i \ue61bussi pre-tax sia equivalente a quello\ncalcolato con \ue61bussi post-tax scontati al WACC post-tax.\n(3) Il valore del terminal value \u00e8 stato stimato a\ue61draverso una rendita perpetua o una rendita a\ue61desa annua a rendimento crescente per gli anni indicati in colonna.\n(G&T = Generation and Trading, EGP = Enel Green Power, LH = Large Hydro).\n(4) Iberia - TNP: si \u00e8 reso necessario e\ue61ae\ue61duare il test in seguito al peggioramento delle condizioni di mercato e regolatorie.\n(5) Australia: si \u00e8 reso necessario e\ue61ae\ue61duare il test in seguito al peggioramento delle condizioni di scenario macroeconomico.\n(6) Messico: si \u00e8 reso necessario e\ue61ae\ue61duare il test in seguito al peggioramento delle pe\ue61formance industriali e commerciali.\nAl 31 dicembre 2021 dagli impairment test e\ue61ae\ue61duati sulle\nCGU senza avviamento iscri\ue61do \u00e8 emersa una perdita di va-\nlore, al ne\ue61do dell\u2019e\ue61ae\ue61do \ue61cscale, di 1.116 milioni di euro sulla\nCGU Iberia - TNP, di 113 milioni di euro sulla CGU Messico e\ndi 21 milioni di euro sulla CGU Australia.\n\nAnalisi degli scenari di transizione energetica\ne degli impa\ue61ei dei cambiamenti climatici\nutilizzati nei modelli valutativi\nL\u2019analisi dell\u2019impa\ue61do dei cambiamenti climatici sui fenome-\nni rilevanti per il business \u00e8 un\u2019a\ue61divit\u00e0 complessa che ri-\nchiede la costruzione di un framework di scenario e analisi\ncoerenti sulle diverse dimensioni.\nIn pa\ue61eicolare, gli scenari di transizione descrivono le pos-\nsibili con\ue61cgurazioni industriali e tecnologiche in speci\ue61cci\ncontesti di evoluzione sociale, economica e di policy, cui\ncorrispondono anche diversi trend di emissione di gas\nserra (GHG), mentre gli scenari \ue61csici descrivono i possibili\ntrend futuri delle variabili.\nNel 2021 Enel ha rivisto gli scenari di transizione energetica\ndi medio-lungo termine, nell\u2019ambito del framework com-\nplessivo che ne assicura la coerenza con gli scenari clima-\ntici, de\ue61cnendo tre narrative di scenario alternative.\n\u2022 Scenario Paris - Prevede il raggiungimento degli obiet-\ntivi dell\u2019Accordo di Parigi, quindi un livello di ambizione\nclimatica signi\ue61ccativamente pi\u00f9 elevato del business as\nusual. L\u2019incremento di ambizione \u00e8 suppo\ue61eato da una\nmaggiore ele\ue61dri\ue61ccazione dei consumi e da un crescen-\nte sviluppo delle rinnovabili.\n\u2022 Scenario Slow Transition - Scenario cara\ue61derizzato da \nuna transizione energetica pi\u00f9 lenta, che non consente\ndi raggiungere gli obie\ue61divi dell\u2019Accordo di Parigi. Questo\nscenario compo\ue61ea un incremento minore delle rinnova-\nbili e un processo di ele\ue61dri\ue61ccazione meno sostenuto ri-\nspe\ue61do allo scenario Paris, sopra\ue61du\ue61do nel breve termine\n(ritardo nell\u2019a\ue61duazione della transizione).\n\u2022 Scenario Best Place - \u00c8 costruito per testare ipotesi mi-\ngliorative rispe\ue61do allo scenario Paris. Anche in questo\nscenario gli obie\ue61divi dell\u2019Accordo di Parigi sono rag-\ngiunti, ma si considera un ventaglio pi\u00f9 ampio di opzioni\ntecnologiche: per esempio, una maggiore penetrazione\ndell\u2019idrogeno verde, ovvero prodo\ue61do tramite ele\ue61drici-\nt\u00e0 rinnovabile, usato in maniera pi\u00f9 di\ue61ausa nei se\ue61dori\nhard-to-abate, facilitando il processo di decarbonizza-\nzione verso emissioni ne\ue61de zero.\nEnel ha scelto come riferimento per la piani\ue61ccazione di\n(25) Al 28 dicembre 2021.\nlungo termine lo scenario Paris, che prevede il raggiungi-\nmento degli obie\ue61divi dell\u2019Accordo di Parigi, diversamente\ndallo scorso anno in cui lo scenario di riferimento era a po-\nlitiche correnti. Ci\u00f2 nella convinzione che, a livello globale,\nGoverni, imprese, organizzazioni e ci\ue61dadini pa\ue61eeciperanno\ne\ue619cacemente al comune sforzo di mitigazione delle emis-\nsioni di gas serra. L\u2019aumento degli impegni \u201cNet Zero\u201d degli\nStati nel corso del 2021, che a\ue61dualmente coprono l\u201988%\ndelle emissioni globali\n(25)\n, e il risultato della COP26 sup-\npo\ue61eano la scelta di eleggere come riferimento di lungo\ntermine per Enel uno scenario che raggiunga gli obie\ue61divi\ndi Parigi. Rispe\ue61do alla possibilit\u00e0 di assumere come sce-\nnario di riferimento per la piani\ue61ccazione di lungo termine\nil raggiungimento dell\u2019obie\ue61divo pi\u00f9 s\ue61cdante dell\u2019Accordo di\nParigi, ovvero di stabilizzare la temperatura media globale\nentro +1,5 \u00b0C, permane evidentemente l\u2019ince\ue61eezza che al-\ncuni Paesi potrebbero mantenersi su traie\ue61dorie inerziali, ri-\ntardando il processo di decarbonizzazione verso emissioni\nne\ue61de zero entro il 2050.\nData questa premessa rispe\ue61do al contesto esterno, il\nGruppo Enel opera un modello di business di per s\u00e9 in linea\ncon il massimo dell\u2019ambizione degli obie\ue61divi dell\u2019Accordo\ndi Parigi, ovvero coerente con un aumento della tempe-\nratura media globale di 1,5 \u00b0C al 2100. Enel ha \ue61cssato un\nobie\ue61divo a lungo termine per raggiungere zero emissioni\ndire\ue61de (Scope 1), con una generazione di ele\ue61dricit\u00e0 total-\nmente rinnovabile, e zero emissioni collegate all\u2019a\ue61divit\u00e0 di\nvendita al de\ue61daglio di energia (Scope 3).\nLe assunzioni sugli andamenti dei prezzi delle commodity\nin input allo scenario Paris sono coerenti con gli scenari \nesterni che raggiungono gli obie\ue61divi dell\u2019Accordo di Parigi.\nIn pa\ue61eicolare, si considera al 2030 una crescita sostenuta\ndel prezzo della CO\n2\n, causata dalla progressiva riduzione\ndell\u2019o\ue61ae\ue61ea di permessi a fronte di una crescente doman-\nda, e una stabilizzazione dei prezzi del carbone, dovuta alla\ndomanda in decrescita. Per quanto riguarda il gas, si ritiene\nche le tensioni sul prezzo si allenteranno nei prossimi anni\nalla luce di un riallineamento tra domanda e o\ue61ae\ue61ea a livello\nglobale. In\ue61cne, si prevede una progressiva stabilizzazione\ndel prezzo del petrolio, di cui stimiamo il picco di domanda\nintorno al 2030.\n\nDi seguito, i valori indicati come \u201cScenario Enel\u201d rappresen-\ntano le assunzioni dello scenario di riferimento del Gruppo,\n(26) Climate Action Tracker Thermometer, stime di riscaldamento globale al 2100 considerando le a\ue61duali \u201cpolicies & actions\u201d e \u201c2030 targets only\u201d (aggiorna-\nmento novembre 2021).\nutili per diverse applicazioni, quali quelle relative ad a\ue61divit\u00e0\ndi piani\ue61ccazione e valutazioni di impairment.\n(1) Fonte: IEA, Sustainable Development Scenario e Net Zero Scenario; BNEF; IHS green case scenario; Enerdata green scenario. N.B. Gli scenari utilizzati come\nbenchmark sono stati pubblicati in diversi momenti dell\u2019anno e potrebbero non essere aggiornati con le ultime dinamiche di mercato.\n(2) Consuntivo.\nI due scenari alternativi Slow Transition e Best Place ven-\ngono utilizzati per gli stress test strategici, la valutazione\ndei rischi e l\u2019identi\ue61ccazione di oppo\ue61eunit\u00e0 di business.\nTra le proiezioni climatiche sviluppate dall\u2019Intergovern-\nmental Panel on Climate Change (IPCC) su scala globale, il\nGruppo ne ha selezionate tre:\n\u2022 SSP1-RCP 2.6: compatibile con un range di riscalda-\nmento globale al diso\ue61do dei 2 \u00b0C, rispe\ue61do ai livelli prein-\ndustriali (1850-1900), entro il 2100. Nelle analisi che con-\nsiderano sia variabili \ue61csiche sia variabili di transizione,\nil Gruppo associa questo scenario agli scenari Paris e \nBest Place;\n\u2022 SSP2-RCP 4.5: compatibile con uno scenario interme-\ndio, in cui si prevede un aumento medio di temperatura\ndi circa 2,7 \u00b0C entro il 2100, rispe\ue61do al periodo 1850-\n1900. Tale scenario proie\ue61da un riscaldamento globa-\nle coerente con l\u2019intorno delle stime di incremento di\ntemperatura che considerano le policy correnti a livello\nglobale\n(26)\n; nelle analisi che considerano sia variabili \ue61csi-\nche sia variabili di transizione, il Gruppo associa questo\nscenario allo scenario Slow Transition.\n\u2022 SSP5-RCP 8.5: compatibile con uno scenario dove non \nsi a\ue61duano pa\ue61eicolari misure di contrasto al cambiamen-\nto climatico. In tale scenario si stima un aumento della\ntemperatura globale di circa +4,4 \u00b0C, rispe\ue61do ai livelli\npreindustriali entro il 2100.\nDi seguito vengono descri\ue61di gli e\ue61ae\ue61di complessivi degli\nscenari di transizione e degli scenari \ue61csici sulla domanda\nele\ue61drica nei principali Paesi in cui opera il Gruppo\nBenchmark\nmedio\n(1)\nBenchmark\nmassimo\nBenchmark\nminimo\nScenario Enel\n2030 2030\n43,2\n50,3\n~68\n~72\n~62\n~67\n~70\n~73\n~45\n~65\n2020\n(2)\n9,3\n~21\n~20\n~42\n~13\n2030\n24,7\n~95\n~87\n~53\n2020\n(2)\n20202030\n(2)\nCO\n2\n EU - ETS (\u20ac/t) TTF (\u20ac/MWh)\nBrent ($/bbl) API2 ($/t)\n\n-2,1%\n0,8%\n19%\nItalia\nItalia e Spagna\nTramite l\u2019utilizzo di modelli di sistema energetico integrati\n\u00e8 possibile quanti\ue61ccare le singole domande di servizio di\nun Paese. Tale livello di de\ue61daglio consente quindi di discri-\nminare gli speci\ue61cci e\ue61ae\ue61di che un cambiamento della tem-\nperatura pu\u00f2 avere sul fabbisogno energetico.\nIn maniera analoga a quanto evidenziato lo scorso anno,\nla velocit\u00e0 della transizione energetica ha un impa\ue61do sul\nlivello di domanda ele\ue61drica ben maggiore rispe\ue61do agli ef-\nfe\ue61di dell\u2019incremento della temperatura derivanti dal cam-\nbiamento climatico: le politiche di decarbonizzazione,\ninsieme all\u2019innovazione tecnologica, alla responsabilit\u00e0 so-\nciale e al conseguente mutamento del compo\ue61eamento dei\nconsumatori avranno un ruolo a\ue61divo nell\u2019evoluzione della\ndomanda ele\ue61drica e del mix energetico in generale. In ogni\ncaso, per\u00f2, dall\u2019analisi risulta evidente come un aumento\ndella temperatura derivante dal cambiamento climatico\ndetermini un incremento della domanda ele\ue61drica, seppur\n(27) Heating Degree Days (HDD); Cooling Degree Days (CDD).\ncontenuto nel range del punto percentuale sia per l\u2019Italia\nsia per la Spagna.\nConsiderando la vista integrata, l\u2019e\ue61ae\ue61do potenziale di sce-\nnari di transizione pi\u00f9 ambiziosi ha un impa\ue61do pi\u00f9 signi-\n\ue61ccativo sulla domanda ele\ue61drica rispe\ue61do all\u2019incremento di\ntemperatura conseguente al cambiamento climatico.\nSe da un lato i trend relativi ai gradi giorno (HDD e CDD)\n(27)\n \nnei vari scenari climatici sono simili tra i due Paesi, per\nquanto riguarda la domanda ele\ue61drica le di\ue61aerenze percen-\ntuali della Spagna tra i tre scenari sono inferiori rispe\ue61do\nall\u2019Italia. La di\ue61aerenza sostanziale riguarda il sistema ener-\ngetico al 2030: per la Spagna, infa\ue61di, il piano energetico\nnazionale gi\u00e0 in essere risulta molto ambizioso e in linea\ncon un pathway climatico RCP 2.6, pe\ue61eanto lo scenario\ndi transizione lenta risulta pi\u00f9 vicino allo scenario Paris. Di\nconseguenza, ci si a\ue61dende meno variabilit\u00e0 in termini di\nevoluzione del sistema energetico e quindi di domanda\nele\ue61drica nel periodo 2031-2050.\nItalia - E\ue61be\ue61eo medio sulla domanda ele\ue61erica (2031-2050) dei tre scenari di transizione accoppiati\nai relativi RCP 2.6 e 4.5\nDa Paris RCP 2.6 a Slow Transition RCP 4.5 Da Paris RCP 2.6 a Best Place RCP 2.6\nBaseline RCP\n2.6 Paris\nBaseline RCP\n2.6 Paris\n-1,3%\n19%\nE\ue61be\ue61eo\ntemperatura\nE\ue61be\ue61eo\ntemperatura\nE\ue61be\ue61eo\ntransizione\nE\ue61be\ue61eo\ntransizione\nBaseline RCP\n4.5 Slow \nTransition\nBaseline RCP\n2.6 Best \nPlace\n\n-1,6%\n0,5%\n15%\nSpagna\nSpagna - E\ue61be\ue61eo medio sulla domanda ele\ue61erica (2031-2050) dei tre scenari di transizione\naccoppiati ai relativi RCP 2.6 e 4.5\nDa Paris RCP 2.6 a Slow Transition RCP 4.5 Da Paris RCP 2.6 a Best Place RCP 2.6\nCon lo scopo di indagare ulteriormente quale sia l\u2019e\ue61ae\ue61do\ndella temperatura sugli scenari di transizione e allo stesso\ntempo espandere il ventaglio delle assunzioni riguardanti il\ncambiamento climatico, \u00e8 stata condo\ue61da un\u2019analisi di sen-\nsitivit\u00e0 associando lo scenario Slow Transition all\u2019RCP 8.5, \noltre che all\u2019RCP 4.5. Assumere un tale ulteriore incremen-\nto della temperatura, a parit\u00e0 di transizione energetica,\npo\ue61ea a una variazione pi\u00f9 contenuta della domanda pari a\n-0,8% per l\u2019Italia e -0,6% per la Spagna.\nE\ue61be\ue61eo della temperatura e della transizione sulla domanda ele\ue61erica, media sul periodo speci\ue61fcato dei contributi di\ntemperatura e transizione per le diverse combinazioni di scenari di transizione e pathway climatici\nParis vs Slow Transition RCP 4.5 Paris vs Slow Transition RCP 8.5 Paris vs Best Place\nE\ue61fe\ue61eo\ntransizione\nE\ue61fe\ue61eo\ntemperatura\nda RCP 2.6 a\nRCP 4.5\nImpa\ue61eo\ntotale\nE\ue61fe\ue61eo\ntransizione\nE\ue61fe\ue61eo\ntemperatura\nda RCP 2.6 a\nRCP 8.5\nImpa\ue61eo\ntotale\nE\ue61fe\ue61eo\ntransizione\nE\ue61fe\ue61eo\ntemperatura\nda RCP 2.6 a\nRCP 2.6\nImpa\ue61eo\ntotale\nItalia\n2022-2030\n2031-2050\n-1,3%\n-2,1%\n0,0%\n0,8%\n-1,3%\n-1,3%\n-1,3%\n-2.1%\n0%\n1,3%\n-1,3%\n-0,8%\n2,7%\n19,0%\n0,0%\n0,0%\n2,7%\n19,0%\nSpagna\n2022-2030\n2031-2050\n-0,9%\n-1,6%\n0,0%\n0,5%\n-0,9%\n-1,1%\n-0,9%\n-1,6%\n0,0%\n0,9%\n-0,9%\n-0,6%\n3,1%\n15,2%\n0,0%\n0,0%\n3,1%\n15,2%\nCome considerazione \ue61cnale \u00e8 tu\ue61davia doveroso evidenzia-\nre che, negli anni futuri, un\u2019ele\ue61dri\ue61ccazione del servizio di\nriscaldamento sul se\ue61dore residenziale superiore a quella\nstimata potrebbe cambiare in entrambi i Paesi sia il segno\nsia la dimensione dell\u2019e\ue61ae\ue61do relativo alle temperature. Da\nci\u00f2, la necessit\u00e0 di monitorare in sede di revisione annua-\nle l\u2019evoluzione temporale della quota di ele\ue61dri\ue61ccazione del\nservizio di riscaldamento.\nBaseline RCP\n2.6 Paris\nBaseline RCP\n2.6 Paris\n-1,1%\n15%\nE\ue61be\ue61eo\ntemperatura\nE\ue61be\ue61eo\ntemperatura\nE\ue61be\ue61eo\ntransizione\nE\ue61be\ue61eo\ntransizione\nBaseline RCP\n4.5 Slow \nTransition\nBaseline RCP\n2.6 Best \nPlace\n\nAmerica Latina\nNei Paesi dell\u2019America Latina l\u2019impa\ue61do dell\u2019andamento delle\ntemperature, quanti\ue61ccato a\ue61draverso la metrica degli Hea-\nting Degree Days (HDD) e dei Cooling Degree Days (CDD), \u00e8\nstato stimato a\ue61draverso modelli econometrici di previsione\nbasati sull\u2019elasticit\u00e0 storica.\nDalle analisi e\ue61ae\ue61duate si evince che il Brasile potrebbe ri-\nscontrare un aumento della domanda signi\ue61ccativo a cau-\nsa dell\u2019incremento della temperatura, aumento stimato\ntra lo 0,8% e l\u20191,5% della domanda prospe\ue61dica (calcolata\ncome media delle previsioni di domanda nel periodo 2030-\n2050). Il fa\ue61dore trainante sarebbe la maggior domanda per\nra\ue61arescamento prevista nel Paese; tale variazione viene\nconfermata anche utilizzando un approccio modellistico di\nsistema. Tali stime sono comunque sogge\ue61de a un rilevante\ngrado di ince\ue61eezza data la volatilit\u00e0 della crescita econo-\nmica brasiliana.\nAnche in Argentina rileviamo un possibile aumento della\ndomanda legato a un aumento della temperatura, stimato\ntra lo 0,3% e lo 0,6% della domanda prospe\ue61dica; analoga-\nmente al Brasile, tale stima \u00e8 ampiamente dipendente dalla\ncomponente macroeconomica di questo Paese in termini\ndi domanda ele\ue61drica.\nStesse considerazioni possono essere estese anche agli\naltri Paesi di presenza del Gruppo. In pa\ue61eicolare, nel resto\ndel Sud America, dove analogamente osserviamo un\u2019ela-\nsticit\u00e0 positiva della domanda ele\ue61drica alle temperature,\nl\u2019a\ue61deso innalzamento delle temperature risulterebbe co-\nmunque meno impa\ue61dante rispe\ue61do alle dinamiche legate\nalla crescita economica. In Cile e Colombia, infa\ue61di, le evi-\ndenze storiche mostrano ancora un fo\ue61ee coupling tra la\ncrescita della domanda ele\ue61drica e la crescita del PIL, con la\ndomanda del se\ue61dore industriale che arriva a pesare circa il\n50% sui consumi ele\ue61drici. Inoltre, la variabilit\u00e0 del contesto\nmacroeconomico potrebbe avere ripercussioni sull\u2019ele\ue61dri-\n\ue61ccazione dei se\ue61dori residenziali e terziario, che rappresen-\ntano i driver pi\u00f9 immediati dell\u2019incremento della domanda\nele\ue61drica in caso di aumento delle temperature.\nRipo\ue61eiamo di seguito una tabella di sintesi con i range dei\nprincipali e\ue61ae\ue61di di temperatura per i Paesi del Sud America\no\ue61denuti applicando un intervallo di con\ue61cdenza del 95% al\nnostro caso base.\nLimite\nsuperiore\nPaese\nE\ue61fe\ue61eo di temperatura (medio annuo)\nDa RCP 2.6 a RCP 4.5 Da RCP 2.6 a RCP 8.5\nTWh % TWh %\nArgentina 0,68 0,3 1,37 0,6\nBrasile 7,92 0,8 15,83 1,5\nCile 0,05 0,0 0,10 0,1\nColombia 0,08 0,1 0,17 0,1\nLimite\ninferiore\nPaese\nE\ue61fe\ue61eo di temperatura (medio annuo)\nDa RCP 2.6 a RCP 4.5 Da RCP 2.6 a RCP 8.5\nTWh % TWh %\nArgentina 0,57 0,3 1,15 0,5\nBrasile 2,48 0 4,96 0\nCile 0,01 0,0 0,01 0,0\nColombia 0,02 0,0 0,05 0,0\nE\ue61ae\ue61do della variazione delle temperature sulla domanda ele\ue61drica di Paesi del Gruppo in America Latina (media 2030-2050).\n",
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"Tag21": {
"value": "\n24. A\ue61eivit\u00e0 per imposte anticipate e Passivit\u00e0 per imposte di\ue61berite - \nEuro 11.034 milioni ed euro 9.259 milioni\nDi seguito vengono de\ue61dagliati i movimenti delle \u201cA\ue61divi-\nt\u00e0 per imposte anticipate\u201d e delle \u201cPassivit\u00e0 per imposte\ndi\ue61aerite\u201d per tipologia di di\ue61aerenze temporali, determinati\nsulla base delle aliquote \ue61cscali previste dai provvedimen-\nti in vigore, nonch\u00e9 l\u2019ammontare delle a\ue61divit\u00e0 per imposte\nanticipate compensabili, ove consentito, con le passivit\u00e0\nper imposte di\ue61aerite.\nMilioni di euro\nIncr./ \n(Decr.) con \nimputazione\na Conto\neconomico\nIncr./ \n(Decr.) con \nimputazione\na patrimonio\nne\ue61eo\nVariazioni\nperimetro di\nconsolidamento\nDi\ue61ferenze\ncambio\nAltri\nmovimenti\nRiclassi\ue61dca\n\u201cA\ue61eivit\u00e0\npossedute\nper \nla vendita\u201d\nal 31.12.2020 al 31.12.2021\nA\ue61eivit\u00e0 per imposte\nanticipate:\n- di\ue61aerenze di valore su\nimmobilizzazioni\nmateriali e immateriali\n2.123 342 - - (7) 11 - 2.469\n- accantonamenti\nper rischi e oneri\ne impairment con\ndeducibilit\u00e0 \ue61cscale\ndi\ue61aerita\n1.725 340 1 - (4) (27) - 2.035\n- perdite \ue61cscalmente\nripo\ue61eabili\n508 249 - - 10 18 - 785\n- valutazione strumenti\n\ue61cnanziari\n561 53 1.622 - 5 7 - 2.248\n- benef\u00edci al personale 898 (16) (9) - 2 (4) - 871\n- altre pa\ue61eite 2.763 (133) (6) - 13 (8) (3) 2.626\nTotale 8.578 835 1.608 - 19 (3) (3) 11.034\nPassivit\u00e0 per imposte\ndi\ue61ferite:\n- di\ue61aerenze su\nimmobilizzazioni e\na\ue61divit\u00e0 \ue61cnanziarie\n5.442 141 3 - (83) 54 (19) 5.538\n- valutazione strumenti\n\ue61cnanziari\n470 (107) 1.150 - 7 7 - 1.527\n- altre pa\ue61eite 1.885 275 10 10 19 4 (9) 2.194\nTotale 7.797 309 1.163 10 (57) 65 (28) 9.259\nA\ue61eivit\u00e0 per imposte\nanticipate non\ncompensabili\n6.346\nPassivit\u00e0 per\nimposte di\ue61ferite non\ncompensabili\n4.230\nPassivit\u00e0 per imposte\ndi\ue61ferite ne\ue61ee\ncompensabili\n341\nLe \u201cA\ue61divit\u00e0 per imposte anticipate\u201d iscri\ue61de in bilancio al 31\ndicembre 2021, in quanto sussiste la ragionevole ce\ue61eezza\ndella loro recuperabilit\u00e0, sono pari a 11.034 milioni di euro\n(8.578 milioni di euro al 31 dicembre 2020).\nLe imposte anticipate nel corso dell\u2019anno si incrementano\ndi 2.456 milioni di euro, sostanzialmente per la rilevazione\ndi maggiori imposte anticipate associate ai seguenti feno-\nmeni:\n\u2022 gli impairment principalmente in Italia e Spagna;\n\u2022 l\u2019andamento del fair value dei derivati di cash \ue61bow he-\ndge;\n\u2022 gli accantonamenti per smantellamento, ristru\ue61durazio-\nne e digitalizzazione principalmente in Italia.\nSi fa presente che non sono state acce\ue61eate imposte anti-\ncipate (per 187 milioni di euro) su perdite \ue61cscali pregresse\ne del periodo complessivamente pari a 754 milioni di euro,\nin quanto sulla base delle a\ue61duali stime sui futuri imponibili\n\ue61cscali non si ritiene probabile la loro recuperabilit\u00e0.\nLe \u201cPassivit\u00e0 per imposte di\ue61aerite\u201d, pari a 9.259 milioni di\neuro al 31 dicembre 2021 (7.797 milioni di euro al 31 dicem-\nbre 2020) accolgono essenzialmente la determinazione\n\ndegli e\ue61ae\ue61di \ue61cscali sugli adeguamenti di valore delle a\ue61divit\u00e0\nacquisite in sede di allocazione de\ue61cnitiva del costo delle\nacquisizioni e\ue61ae\ue61duate nei vari esercizi e la \ue61cscalit\u00e0 di\ue61aerita\nsulle di\ue61aerenze tra gli ammo\ue61eamenti calcolati in base alle\naliquote \ue61cscali, inclusi gli ammo\ue61eamenti anticipati, e quelli\ndeterminati in base alla vita utile dei beni.\nLe imposte di\ue61aerite aumentano complessivamente di\n1.462 milioni di euro, in pa\ue61eicolare per e\ue61ae\ue61do:\n\u2022 dell\u2019andamento del fair value dei derivati di cash \ue61bow \nhedge;\n\u2022 delle riforme \ue61cscali in Argentina e Colombia.\nTali e\ue61ae\ue61di sono stati parzialmente compensati dai river-\nsamenti di imposte di\ue61aerite a seguito di ammo\ue61eamento e\nimpairment dei valori allocati in passato sulle a\ue61divit\u00e0 mate-\nriali e immateriali al momento dell\u2019acquisizione del control-\nlo per e\ue61ae\ue61do delle Purchase Price Allocation.\n",
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"Tag22": {
"value": "\n25. Pa\ue61decipazioni valutate con il metodo del patrimonio ne\ue61eo - Euro 704 milioni\nNella seguente tabella \u00e8 esposta la movimentazione delle\nprincipali pa\ue61eecipazioni in imprese a controllo congiunto e\ncollegate valutate con il metodo del patrimonio ne\ue61do.\nMilioni di euro Quota %\nImpa\ue61eo\na Conto\neconomico\nVariazioni\nperimetro Dividendi\nRiclassi\ue61dca da/\nad \u201cA\ue61eivit\u00e0\nclassi\ue61dcate\ncome possedute\nper la vendita\u201d\nAltri\nmovimenti Quota %\nal 31.12.2020 al 31.12.2021\nSociet\u00e0 a controllo\ncongiunto\nSlovak Power Holding 104 50,0% 523 - - - (627) - 50,0%\nEGPNA Renewable Energy\nPa\ue61eners\n115 20,0% 8 - - - (2) 121 20,0%\nZacapa Topco S\u00e0rl 115 20,6% (1) - - (2) 2 114 20,6%\nSociet\u00e0 proge\ue61do Kino 40 20,0% (19) - - - - 21 20,0%\nTejo Energia Produ\u00e7\u00e3o e\nDistribui\u00e7\u00e3o de Energia\nEl\u00e9ctrica\n46 43,8% (17) - (16) - (1) 12 43,8%\nRocky Caney Holding 45 20,0% 5 - - - - 50 20,0%\nDrift Sand Wind Project 35 50,0% 3 - - - 2 40 50,0%\nFront Mar\u00edtim del Bes\u00f2s 33 61,4% - - - - - 33 61,4%\nEnel Green Power Bungala 31 51,0% - (31) - - - - 100,0%\nRusenergosbyt 46 49,5% 44 - (42) - 3 51 49,5%\nEnergie Electrique de\nTahadda\ue61e\n22 32,0% 1 - (2) - (3) 18 32,0%\nTransmisora El\u00e9ctrica de\nQuillota\n9 50,0% - - (6) - (3) - -\nPowerCrop 2 50,0% 4 - (2) (1) (3) - 50,0%\nSociet\u00e0 collegate\nCESI 60 42,7% - - - - (1) 59 42,7%\nTecnatom 28 45,0% (2) - - - 1 27 45,0%\nSuministradora El\u00e9ctrica\nde C\u00e1diz\n12 33,5% 3 - (5) - - 10 33,5%\nCompa\u00f1\u00eda E\u00f3lica Tierras\nAltas\n8 37,5% 1 - (1) - - 8 37,5 %\nCogenio Srl 12 20,0% 2 - (1) - (1) 12 20,0%\nAltre minori 98 16 4 (16) (1) 27 128\nTotale 861 571 (27) (91) (4) (606) 704\n\nLa pa\ue61eecipazione in Slovak Power Holding viene valutata \ncon il metodo del patrimonio ne\ue61do. In considerazione di\nspeci\ue61cci accordi tale valore pu\u00f2 essere adeguato al minor\nvalore derivante dall\u2019applicazione di una \u201cformula prez-\nzo\u201d che regola la possibile cessione della pa\ue61eecipazione\nstessa e che soggiace a molteplici condizioni da valutare\nin base alla probabilit\u00e0 di accadimento di diversi scenari.\nAl 31 dicembre 2020 il valore di fair value calcolato in base\nalla sopracitata formula prezzo era pi\u00f9 basso del valore\no\ue61denuto a\ue61draverso il metodo del patrimonio ne\ue61do e ne \n\ue61cssava il valore a 104 milioni di euro. Nel corso del 2021,\nper e\ue61ae\ue61do della rilevazione di una signi\ue61ccativa riduzione\ndelle riserve OCI relativa ai derivati di cope\ue61eura pari a 687\nmilioni di euro e del riconoscimento a Conto economico\ndei risultati del periodo e di quelli pregressi non rilevati in \nprecedenza (per e\ue61ae\ue61do degli adeguamenti al minor va-\nlor del fair value) pari a 555 milioni di euro, il valore della\npa\ue61eecipazione si \u00e8 completamente azzerato. Addizional-\nmente \u00e8 stato costituito un fondo svalutazione pa\ue61eecipa-\nzioni pari a 28 milioni di euro.\nA pa\ue61ee quanto gi\u00e0 commentato, la variazione delle par-\ntecipazioni valutate con il metodo del patrimonio ne\ue61do \u00e8\nprevalentemente riconducibile:\n\u2022 ai dividendi distribuiti nel periodo per 91 milioni di euro \nprincipalmente da Rusenergosbyt e da Tejo Energia\nProdu\u00e7\u00e3o e Distribui\u00e7\u00e3o de Energia El\u00e9ctrica;\n\u2022 agli e\ue61ae\ue61di delle variazioni di perimetro, relativi princi-\npalmente al consolidamento delle societ\u00e0 appa\ue61eenen-\nti al Grup po Enel Green Power Bungala, precedente-\nmente valutate con il metodo del patrimonio ne\ue61do per\n31 milioni di euro.\nTali e\ue61ae\ue61di negativi sono stati compensati dall\u2019\u201cImpa\ue61do a\nConto economico\u201d, che include i risultati positivi e negativi\nrilevati dalle societ\u00e0, in proporzione alla quota di interes-\nsenza del Gruppo Enel nelle stesse, e si riferisce princi-\npalmente al contributo positivo di Rusenergosbyt per 44\nmilioni di euro. Le seguenti tabelle illustrano le informazioni\n\ue61cnanziarie delle principali societ\u00e0 a controllo congiunto e\ncollegate per il Gruppo, non classi\ue61ccate come possedute\nper la vendita secondo quanto previsto dall\u2019IFRS 5.\n\nMilioni di euro A\ue61eivit\u00e0 non correnti A\ue61eivit\u00e0 correnti Totale a\ue61eivo Passivit\u00e0 non correnti Passivit\u00e0 correnti Totale passivo Patrimonio ne\ue61eo\nal 31.12.2021 al 31.12.2020 al 31.12.2021 al 31.12.2020 al 31.12.2021 al 31.12.2020 al 31.12.2021 al 31.12.2020 al 31.12.2021 al 31.12.2020 al 31.12.2021 al 31.12.2020 al 31.12.2021 al 31.12.2020\nSociet\u00e0 a controllo\ncongiunto\nSlovak Power Holding 12.194 10.813 1.854 676 14.048 11.489\n6.762 6.922 5.369 802 12.131 7.724 1.917 3.765\nZacapa Topco S\u00e0rl 1.393 1.253 176 117 1.569 1.370 871 729 143 90 1.014 819 555 551\nRusenergosbyt 3 2 141 120 144 122 - - 120 106 120 106 24 16\nTejo Energia Produ\u00e7\u00e3o e\nDistribui\u00e7\u00e3o de Energia\nEl\u00e9ctrica\n34 82 107 128 141 210 25 21 14 33 39 54 102 156\nEnergie Electrique de\nTahadda\ue61e\n49 62 22 18 71 80 4 5 10 6 14 11 57 69\nSociet\u00e0 collegate\nCESI 198 202 28 25 226 227\n25 17 - - 25 17 201 210\nTecnatom 61 60 58 58 119 118 24 23 26 33 50 56 69 62\nSuministradora El\u00e9ctrica\nde C\u00e1diz\n64 67 36 32 100 99 23 18 48 45 71 63 29 36\nCompa\u00f1\u00eda E\u00f3lica Tierras\nAltas\n19 21 6 3 25 24 2 2 3 2 5 4 20 20\nMilioni di euro Totale ricavi Risultato prima delle imposte\nRisultato ne\ue61eo \ndelle continuing operations\nal 31.12.2021 al 31.12.2020 al 31.12.2021 al 31.12.2020 al 31.12.2021 al 31.12.2020\nSociet\u00e0 a controllo\ncongiunto\nSlovak Power Holding 3.417 2.954 190 163 137 120\nZacapa Topco S\u00e0rl 267 221 15 7 (4) (3)\nRusenergosbyt 2.288 2.198 112 112 90 90\nTejo Energia Produ\u00e7\u00e3o e\nDistribui\u00e7\u00e3o de Energia\nEl\u00e9ctrica\n126 114 (7) 17 (16) 8\nEnergie Electrique de\nTahadda\ue61e\n36 33 7 5 4 3\nSociet\u00e0 collegate\nCESI 140 122 (7) (14) (8) (16)\nTecnatom 97 78 7 (5) 7 (5)\nSuministradora El\u00e9ctrica\nde C\u00e1diz\n14 25 10 21 8 14\nCompa\u00f1\u00eda E\u00f3lica Tierras\nAltas\n13 8 4 - 3 -\n\nMilioni di euro A\ue61eivit\u00e0 non correnti A\ue61eivit\u00e0 correnti Totale a\ue61eivo Passivit\u00e0 non correnti Passivit\u00e0 correnti Totale passivo Patrimonio ne\ue61eo\nal 31.12.2021 al 31.12.2020 al 31.12.2021 al 31.12.2020 al 31.12.2021 al 31.12.2020 al 31.12.2021 al 31.12.2020 al 31.12.2021 al 31.12.2020 al 31.12.2021 al 31.12.2020 al 31.12.2021 al 31.12.2020\nSociet\u00e0 a controllo\ncongiunto\nSlovak Power Holding 12.194 10.813 1.854 676 14.048 11.489\n6.762 6.922 5.369 802 12.131 7.724 1.917 3.765\nZacapa Topco S\u00e0rl 1.393 1.253 176 117 1.569 1.370 871 729 143 90 1.014 819 555 551\nRusenergosbyt 3 2 141 120 144 122 - - 120 106 120 106 24 16\nTejo Energia Produ\u00e7\u00e3o e\nDistribui\u00e7\u00e3o de Energia\nEl\u00e9ctrica\n34 82 107 128 141 210 25 21 14 33 39 54 102 156\nEnergie Electrique de\nTahadda\ue61e\n49 62 22 18 71 80 4 5 10 6 14 11 57 69\nSociet\u00e0 collegate\nCESI 198 202 28 25 226 227\n25 17 - - 25 17 201 210\nTecnatom 61 60 58 58 119 118 24 23 26 33 50 56 69 62\nSuministradora El\u00e9ctrica\nde C\u00e1diz\n64 67 36 32 100 99 23 18 48 45 71 63 29 36\nCompa\u00f1\u00eda E\u00f3lica Tierras\nAltas\n19 21 6 3 25 24 2 2 3 2 5 4 20 20\n",
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"value": "\n26. Derivati\nMilioni di euro Non corrente Corrente\nal 31.12.2021 al 31.12.2020 al 31.12.2021 al 31.12.2020\nContra\ue61di derivati a\ue61divi 2.772 1.236 22.791 3.471\nContra\ue61di derivati passivi 3.339 3.606 24.607 3.531\nCon riferimento ai contra\ue61di derivati classi\ue61ccati tra le a\ue61divit\u00e0\n\ue61cnanziarie non correnti, si rimanda a quanto commentato\nnella nota 49 rispe\ue61divamente per i derivati di cope\ue61eura e i\nderivati di trading.\n",
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"value": "\n27. A\ue61eivit\u00e0/(Passivit\u00e0) non correnti/correnti derivanti da contra\ue61ei con i clienti\nMilioni di euro Non corrente Corrente\nal 31.12.2021 al 31.12.2020 al 31.12.2021 al 31.12.2020\nA\ue61divit\u00e0 derivanti da contra\ue61di con i clienti 530 304 121 176\nPassivit\u00e0 derivanti da contra\ue61di con i clienti 6.214 6.191 1.433 1.275\nLe a\ue61divit\u00e0 non correnti derivanti da contra\ue61di con i clienti si\nriferiscono principalmente alle a\ue61divit\u00e0 in fase di realizza-\nzione derivanti da accordi per servizi pubblici in conces-\nsione \u201cpublic-to-private\u201d rilevati secondo quanto previsto\ndall\u2019IFRIC 12, con scadenza oltre i 12 mesi (517 milioni di\neuro). Tale casistica ricorre nei casi in cui il concessiona-\nrio non abbia ancora maturato pienamente il diri\ue61do a farsi\nriconoscere tali a\ue61divit\u00e0 dal concedente in quanto contrat-\ntualmente sussiste tu\ue61davia un\u2019obbligazione di fare perch\u00e9 il\nbene venga completato e possa essere remunerato a\ue61dra-\nverso la tari\ue61aa. Si precisa che il valore al 31 dicembre 2021\ncomprende investimenti del periodo per un ammontare\npari a 907 milioni di euro.\nLe a\ue61divit\u00e0 correnti derivanti da contra\ue61di con i clienti accol-\ngono principalmente le a\ue61divit\u00e0 per lavori e servizi in corso\nsu ordinazione (98 milioni di euro) relative a commesse per\nlavori ancora da fa\ue61durare il cui corrispe\ue61divo \u00e8 subordinato\nall\u2019adempimento di una prestazione contra\ue61duale.\nIl valore al 31 dicembre 2021 delle passivit\u00e0 non corren-\nti derivanti da contra\ue61di con i clienti \u00e8 da a\ue61dribuire princi-\npalmente alla distribuzione in Italia (3.252 milioni di euro),\nSpagna (2.521 milioni di euro) e Romania (438 milioni di\neuro) con riferimento alle modalit\u00e0 di rilevazione contabile\ndei ricavi legati agli allacci di nuovi utenti che vengono ri-\nscontati lungo la durata media dei contra\ue61di.\nLe passivit\u00e0 correnti derivanti da contra\ue61di con i clienti accol-\ngono le passivit\u00e0 relative ai ricavi da servizi di connessione alla\nrete ele\ue61drica con scadenza entro i 12 mesi per 1.016 milioni di\neuro rilevate principalmente in Italia e Spagna, nonch\u00e9 le pas-\nsivit\u00e0 per lavori in corso su ordinazione (392 milioni di euro).\nCome richiesto dall\u2019 IFRS 15 si ripo\ue61ea di seguito il riversa-\nmento a Conto economico per classe temporale delle pas-\nsivit\u00e0 derivanti da contra\ue61di con i clienti.\nMilioni di euro\nal 31.12.2021 al 31.12.2020\nEntro 1 anno 1.433 1.275\nEntro 2 anni 498 481\nEntro 3 anni 480 461\nEntro 4 anni 479 460\nEntro 5 anni 477 459\nOltre 5 anni 4.280 4.330\nTotale 7.647 7.466\n",
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"Tag25": {
"value": "\n28. Altre a\ue61eivit\u00e0 \ue61fnanziarie non correnti - Euro 5.704 milioni\nMilioni di euro\nal 31.12.2021 al 31.12.2020 2021-2020\nPa\ue61eecipazioni in altre imprese valutate al fair value 72 70 2 2,9%\nCrediti e titoli inclusi nell\u2019indebitamento \ue61cnanziario ne\ue61do (vedi nota 28.1) 2.692 2.745 (53) -1,9%\nAccordi per servizi in concessione 2.890 2.300 590 25,7%\nRisconti a\ue61divi \ue61cnanziari non correnti 50 44 6 13,6%\nTotale 5.704 5.159 545 10,6%\nLe \u201cAltre a\ue61divit\u00e0 \ue61cnanziarie non correnti\u201d si incrementano\ndi 545 milioni di euro principalmente per e\ue61ae\ue61do dell\u2019au-\nmento delle a\ue61divit\u00e0 \ue61cnanziarie relative agli accordi per ser-\nvizi in concessione in Brasile e Costa Rica. Tale e\ue61ae\ue61do \u00e8\nparzialmente compensato dal decremento dei crediti in-\nclusi nell\u2019indebitamento \ue61cnanziario ne\ue61do, come de\ue61dagliato\nnella nota 28.1.\nDi seguito il de\ue61daglio della voce \u201cPa\ue61eecipazioni in altre im-\nprese valutate al fair value\u201d.\nMilioni di euro\nal 31.12.2021 Quota % al 31.12.2020 Quota % 2021-2020\nEmpresa Propietaria de la Red SA 5 11,1% 5 11,1% -\nEuropean Energy Exchange 13 2,4% 13 2,4% -\nAthonet Srl 7 16,0% 7 16,0% -\nKorea Line Corporation 1 0,3% 1 0,3% -\nHubject GmbH 10 12,5% 10 12,5% -\nTermoel\u00e9ctrica Jos\u00e9 de San Ma\ue61e\u00edn SA 11 4,2% 10 3,3% 1\nTermoel\u00e9ctrica Manuel Belgrano SA 12 4,7% 11 3,7% 1\nAltre 13 13 -\nTotale 72 70 2\n28.1 Altre a\ue61eivit\u00e0 \ue61fnanziarie non correnti \nincluse nell\u2019indebitamento \ue61fnanziario ne\ue61eo - Euro 2.692 milioni\nMilioni di euro\nal 31.12.2021 al 31.12.2020 2021-2020\nTitoli 403 408 (5) -1,2%\nCrediti \ue61cnanziari diversi 2.289 2.337 (48) -2,1%\nTotale 2.692 2.745 (53) -1,9%\nI \u201cTitoli\u201d sono rappresentati sopra\ue61du\ue61do da strumenti \ue61c-\nnanziari valutati al fair value a patrimonio ne\ue61do nei quali\nle societ\u00e0 assicurative olandesi investono pa\ue61ee della loro\nliquidit\u00e0.\nLa riduzione dei \u201ccrediti \ue61cnanziari diversi\u201d \u00e8 principalmente\nriconducibile ai seguenti fenomeni:\n\u2022 alla riduzione di crediti in Enel SpA, per 271 milioni di \neuro, connessi essenzialmente alla cessione della par-\ntecipazione in Open Fiber;\n\u2022 alla riclassi\ue61cca della quota a breve termine dei crediti \n\ue61cnanziari, per 90 milioni di euro, in e-distribuzione re-\nlativamente al credito verso la Cassa per i Servizi Ener-\ngetici e Ambientali (55 milioni di euro), nonch\u00e9 al credito\nrelativo al rimborso degli oneri straordinari sostenuti dai\ndistributori per il programma di dismissione anticipata\ndei contatori ele\ue61dromeccanici sostituiti con quelli elet-\ntronici (35 milioni di euro).\nTali e\ue61ae\ue61di sono stati parzialmente compensati:\n\u2022 da un incremento di crediti \ue61cnanziari per 198 milioni di \neuro in Enel Finance International che si riferisce pre-\nvalentemente al \ue61cnanziamento di Slovak Power Holding\nBV;\n\u2022 da un incremento di crediti \ue61cnanziari per 42 milioni di \neuro per depositi;\n\u2022 dall\u2019adeguamento di valore per 25 milioni di euro del \ncredito vantato da Enel Produzione verso EP Slovakia\nBV relativo alla cessione del 50% della pa\ue61eecipazione in\nSlovak Power Holding.\n\n29. Altre a\ue61eivit\u00e0 \ue61fnanziarie correnti - Euro 8.645 milioni\nMilioni di euro\nal 31.12.2021 al 31.12.2020 2021-2020\nA\ue61divit\u00e0 \ue61cnanziarie correnti incluse nell\u2019indebitamento \ue61cnanziario ne\ue61do (vedi\nnota 29.1)\n8.467 4.971 3.496 70,3%\nAltre 178 142 36 25,4%\nTotale 8.645 5.113 3.532 69,1%\nLe \u201cAltre a\ue61divit\u00e0 \ue61cnanziarie correnti\u201d si incrementano di\n3.532 milioni di euro principalmente per l\u2019aumento delle\na\ue61divit\u00e0 \ue61cnanziarie correnti incluse nell\u2019indebitamento \ue61c-\nnanziario ne\ue61do, come de\ue61dagliato nella nota 29.1, nonch\u00e9\nper l\u2019aumento della quota corrente delle a\ue61divit\u00e0 \ue61cnanziarie\nrelative agli accordi per servizi in concessione.\n29.1 Altre a\ue61eivit\u00e0 \ue61fnanziarie correnti \nincluse nell\u2019indebitamento - Euro 8.467 milioni\nMilioni di euro\nal 31.12.2021 al 31.12.2020 2021-2020\nQuota corrente dei crediti \ue61cnanziari a lungo termine 1.538 1.428 110 7,7 %\nTitoli al FVTPL 1 - 1 -\nTitoli al FVOCI 87 67 20 29,9%\nCrediti \ue61cnanziari e cash collateral 6.485 3.223 3.262 -\nAltre 356 253 103 40,7%\nTotale 8.467 4.971 3.496 70,3%\nLa variazione della voce \u00e8 principalmente riconducibile:\n\u2022 per 3.262 milioni di euro ai maggiori cash collateral ver-\nsati alle contropa\ue61ei per l\u2019operativit\u00e0 su contra\ue61di derivati;\n\u2022 per 110 milioni di euro all\u2019incremento della quota cor-\nrente dei crediti \ue61cnanziari a lungo termine determinata\nessenzialmente:\n \u2013 dall\u2019incremento del credito \ue61cnanziario relativo al de\ue61c-\ncit del sistema ele\ue61drico spagnolo (47 milioni di euro);\n \u2013 dall\u2019incremento dei crediti \ue61cnanziari per depositi \ncauzionali (61 milioni di euro).\n",
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"value": "\n30. Altre a\ue61eivit\u00e0 non correnti - Euro 3.268 milioni\nMilioni di euro\nal 31.12.2021 al 31.12.2020 2021-2020\nCrediti verso operatori istituzionali di mercato 242 186 56 30,1%\nAltri crediti 3.026 2.308 718 31,1%\nTotale 3.268 2.494 774 31,0%\nI \u201cCrediti verso operatori istituzionali di mercato\u201d aumen-\ntano di 56 milioni di euro rispe\ue61do al precedente esercizio,\nprincipalmente in Spagna relativamente all\u2019a\ue61divit\u00e0 di distri-\nbuzione.\nLa voce \u201cAltri crediti\u201d al 31 dicembre 2021 include principal-\nmente crediti tributari per 2.286 milioni di euro (1.539 milio-\nni di euro al 31 dicembre 2020), depositi cauzionali per 340\nmilioni di euro (330 milioni di euro a \ue61cne 2020) e contributi\nnon monetari da ricevere relativi a ce\ue61ei\ue61ccati verdi per 56 mi-\nlioni di euro (73 milioni di euro al 31 dicembre 2020).\nLa variazione dell\u2019anno \u00e8 conseguenza prevalentemen-\nte dell\u2019iscrizione dei crediti tributari registrati da societ\u00e0 di\ndistribuzione, riconducibili al contenzioso relativo all\u2019appli-\ncazione dei tributi PIS/COFINS in Brasile per 596 milioni di\neuro.\n",
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"Tag27": {
"value": "\n31. Altre a\ue61eivit\u00e0 correnti - Euro 5.002 milioni\nMilioni di euro\nal 31.12.2021 al 31.12.2020 2021-2020\nCrediti verso operatori istituzionali di mercato 2.205 1.265 940 74,3%\nAnticipi a fornitori 326 309 17 5,5%\nCrediti verso il personale 29 30 (1) -3,3%\nCrediti verso altri 1.071 956 115 12,0%\nCrediti tributari diversi 1.164 848 316 37,3%\nRatei e risconti a\ue61divi correnti 207 170 37 21,8%\nTotale 5.002 3.578 1.424 39,8%\nI \u201cCrediti verso operatori istituzionali di mercato\u201d includo-\nno principalmente i crediti relativi al sistema Italia per 1.519\nmilioni di euro (890 milioni di euro al 31 dicembre 2020)\ne al sistema Spagna per 667 milioni di euro (337 milioni\ndi euro al 31 dicembre 2020). La variazione in aumento \u00e8\nessenzialmente riconducibile ai maggiori crediti, registrati\nin Italia, verso la Cassa per i Servizi Energetici e Ambientali\n(CSEA), vantati principalmente da e-distribuzione (346 mi-\nlioni di euro) e da Servizio Ele\ue61drico Nazionale (1.046 milioni\ndi euro) e connessi essenzialmente a meccanismi di pere-\nquazione.\nL\u2019aumento dei \u201cCrediti tributari diversi\u201d per 316 milioni di\neuro \u00e8 riconducibile principalmente ai maggiori crediti per\nimposte indire\ue61de e tasse in Spagna (169 milioni di euro)\ne America Latina (194 milioni di euro), ed \u00e8 parzialmente\ncompensato dalla diminuzione degli stessi registrata in Ita-\nlia (42 milioni di euro).\nI \u201cCrediti verso altri\u201d si incrementano prevalentemente per i\nmaggiori crediti per derivati esitati su commodity per 303\nmilioni di euro, registrati sopra\ue61du\ue61do in Italia e in Spagna,\nparzialmente compensati dai minori crediti per depositi\ncauzionali e dall\u2019incremento del fondo perdite a\ue61dese.\n",
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"Tag28": {
"value": "\n32. Rimanenze - Euro 3.109 milioni\nMilioni di euro\nal 31.12.2021 al 31.12.2020 2021-2020\nMaterie prime, sussidiarie e di consumo:\n - combustibili 1.023 595 428 71,9%\n - materiali, apparecchi e altre giacenze 1.793 1.542 251 16,3%\nTotale 2.816 2.137 679 31,8%\nCe\ue61bi\ue61dcati ambientali:\n - CO\n2\n emissioni inquinanti 139 159 (20) -12,6%\n- ce\ue61ei\ue61ccati verdi 3 5 (2) -40,0%\n- ce\ue61ei\ue61ccati di e\ue619cienza energetica 16 7 9 -\nTotale 158 171 (13) -7,6 %\nImmobili destinati alla vendita 49 52 (3) -5,8%\nAcconti 86 41 45 -\nTOTALE 3.109 2.401 708 29,5%\nLe rimanenze di materie prime, sussidiarie e di consumo\nsono costituite da materiali e apparecchi destinati alle a\ue61di-\nvit\u00e0 di funzionamento, manutenzione e costruzione di im-\npianti di generazione e reti di distribuzione nonch\u00e9 dalle\ngiacenze di combustibili destinati a soddisfare le esigenze\ndelle societ\u00e0 di generazione e l\u2019a\ue61divit\u00e0 di trading.\nNel corso dell\u2019esercizio l\u2019incremento complessivo delle ri-\nmanenze, pari a 708 milioni di euro, \u00e8 da ricondurre prin-\ncipalmente alle maggiori giacenze di combustibili e mate-\nriali, apparecchi e altre giacenze registrate sopra\ue61du\ue61do in\nItalia (358 milioni di euro), Spagna (195 milioni di euro) e\nAmerica Latina (89 milioni di euro), in pa\ue61eicolare con rife-\nrimento alle giacenze di gas destinato a soddisfare i fabbi-\nsogni del Gruppo e ai maggiori stock di materiali di bassa\ne media tensione.\n",
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"Tag29": {
"value": "\n33. Crediti commerciali - Euro 16.076 milioni\nMilioni di euro\nal 31.12.2021 al 31.12.2020 2021-2020\nClienti:\n - vendita e traspo\ue61eo di energia ele\ue61drica 10.111 7.986 2.125 26,6%\n - distribuzione e vendita di gas 2.658 900 1.758 -\n - altre a\ue61divit\u00e0 3.158 2.945 213 7, 2%\nTotale crediti verso clienti 15.927 11.831 4.096 34,6%\nCrediti commerciali verso societ\u00e0 collegate e a controllo congiunto 149 215 (66) -30,7%\nTOTALE 16.076 12.046 4.030 33,5%\nI crediti verso clienti sono iscri\ue61di al ne\ue61do del relativo fondo\nsvalutazione, che a \ue61cne esercizio \u00e8 pari a 3.663 milioni di\neuro, a fronte di un saldo di 3.287 milioni di euro registrato\nalla \ue61cne del periodo precedente.\nNello speci\ue61cco l\u2019incremento dell\u2019esercizio, complessiva-\nmente pari a 4.030 milioni di euro, \u00e8 rilevato principalmen-\nte in Italia (1.495 milioni di euro), in Spagna (1.625 milioni di\neuro) e in America Latina (728 milioni di euro) ed \u00e8 dovuto\nai maggiori crediti per la vendita e il traspo\ue61eo dell\u2019energia\nele\ue61drica e del gas rilevati nel corso dell\u2019esercizio, parzial-\nmente compensati dall\u2019incremento degli accantonamenti\nal ne\ue61do dei rilasci del fondo svalutazione.\nPer maggiori de\ue61dagli sui crediti commerciali si rimanda alla\nnota 46 \u201cStrumenti \ue61cnanziari per categoria\u201d.\n",
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"Tag30": {
"value": "\n34. Disponibilit\u00e0 liquide e mezzi equivalenti - Euro 8.858 milioni\nLe disponibilit\u00e0 liquide, de\ue61dagliate nella tabella successiva,\nsi sono incrementate per 2.952 milioni di euro per e\ue61ae\ue61do\ndei maggiori cash collateral versati dalle contropa\ue61ei per\nl\u2019operativit\u00e0 su contra\ue61di derivati, parzialmente compensati\ndal decremento registrato sopra\ue61du\ue61do nella Capogruppo\nper le uscite di cassa legate alle acquisizioni di ulteriori\nquote pa\ue61eecipative nelle societ\u00e0 controllate in America\nLatina.\nMilioni di euro\nal 31.12.2021 al 31.12.2020 2021-2020\nDepositi bancari e postali 8.118 5.699 2.419 42,4%\nDenaro e valori in cassa 8 42 (34) -81,0%\nAltri investimenti di liquidit\u00e0 732 165 567 -\nTotale 8.858 5.906 2.952 50,0%\n",
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"Tag31": {
"value": "\n35. A\ue61eivit\u00e0 e passivit\u00e0 incluse in gruppi in dismissione classi\ue61fcate come possedute per la\nvendita - Euro 1.242 milioni ed euro 962 milioni\nLa movimentazione delle a\ue61divit\u00e0 possedute per la vendita\nnell\u2019esercizio 2021 \u00e8 di seguito de\ue61dagliata.\nMilioni di euro\nal 31.12.2020\nRiclassi\ue61dca da/a\na\ue61eivit\u00e0 correnti\ne non\nDismissioni\ne variaz.\nperimetro di\nconsolid. Investimenti Altri movimenti al 31.12.2021\nImmobili, impianti e macchinari 781 3 (42) 111 46 899\nA\ue61divit\u00e0 immateriali 58 88 (2) - - 144\nAvviamento - 1 - - - 1\nA\ue61divit\u00e0 per imposte anticipate 18 3 - - (5) 16\nPa\ue61eecipazioni valutate con il metodo del\npatrimonio ne\ue61do\n489 4 (614) - 125 4\nA\ue61divit\u00e0 \ue61cnanziarie non correnti 11 30 - - (1) 40\nDisponibilit\u00e0 liquide e mezzi equivalenti 29 13 (1) - 3 44\nRimanenze, crediti commerciali e altre\na\ue61divit\u00e0 correnti\n30 45 (4) - 23 94\nTotale 1.416 187 (663) 111 191 1.242\nLe passivit\u00e0, invece, si movimentano nell\u2019esercizio 2021 nel\nseguente modo:\nMilioni di euro\nal 31.12.2020\nRiclassi\ue61dca da/a\npassivit\u00e0 correnti\ne non\nDismissioni e\nvariaz. perimetro di\nconsolid. Altri movimenti al 31.12.2021\nFinanziamenti a lungo termine 687 - - 95 782\nFondi rischi e oneri quota non corrente 2 6 (1) 3 10\nPassivit\u00e0 per imposte di\ue61aerite 17 28 (1) 2 46\nPassivit\u00e0 \ue61cnanziarie non correnti 57 - - (17) 40\nAltre passivit\u00e0 non correnti - 5 - - 5\nFinanziamenti a breve termine - 2 - - 2\nAltre passivit\u00e0 \ue61cnanziarie correnti 12 - - (6) 6\nDebiti commerciali e altre passivit\u00e0\ncorrenti\n33 54 (1) (15) 71\nTotale 808 95 (3) 62 962\nLe a\ue61divit\u00e0 e le passivit\u00e0 possedute per la vendita al 31 di-\ncembre 2021 ammontano, rispe\ue61divamente, a 1.242 milioni\ndi euro e 962 milioni di euro e fanno riferimento principal-\nmente ad alcune societ\u00e0 rinnovabili destinate alla vendita\nin Africa e ad alcune societ\u00e0 di Enel X in Italia, che a seguito\ndelle decisioni assunte dal management rispondono ai re-\nquisiti previsti dall\u2019IFRS 5 per la classi\ue61ccazione in tali voci.\nNel corso del 2021 sono state realizzate alcune cessioni\nprecedente classi\ue61ccate come disponibili per la vendita; in\npa\ue61eicolare, \u00e8 avvenuta la cessione della pa\ue61eecipazione de-\ntenuta da Enel SpA in Open Fiber, delle societ\u00e0 di Enel Gre-\nen Power in Bulgaria e dell\u2019impianto solare detenuto dalla\nsociet\u00e0 panamense Llano Sanchez Solar Power One SA.\nIn\ue61cne, si segnala che nel 2020 la voce accoglieva il ramo\nd\u2019azienda di Enel Produzione costituito dal sito \u201cE\ue61dore\nMajorana\u201d di Termini Imerese (4 milioni di euro), che nel\n2021 \u00e8 stato nuovamente classi\ue61ccato nella voce \u201cImmobili,\nimpianti e macchinari\u201d in quanto \u00e8 stato risolto il contra\ue61do\npreliminare di vendita.\n",
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"concept": "ifrs-full:DisclosureOfNoncurrentAssetsOrDisposalGroupsClassifiedAsHeldForSaleExplanatory",
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"Tag32": {
"value": "\n36. Patrimonio ne\ue61eo totale - Euro 42.342 milioni\n36.1 Patrimonio ne\ue61eo del Gruppo - Euro 29.653 milioni\nMilioni di euro\n2021 2020 2021-2020\nCapitale sociale 10.167 10.167 -\nRiserva azioni proprie (36) (3) (33)\nAltre riserve 1.721 (39) 1.760\nRiserva da sovrapprezzo azioni 7.496 7.476 20\nRiserva per strumenti di capitale - obbligazioni ibride perpetue 5.567 2.386 3.181\nRiserva legale 2.034 2.034 -\nAltre riserve 2.313 2.268 45\nRiserva conversione bilanci in valuta estera (8.125) (7.046) (1.079)\nRiserve da valutazione strumenti \ue61cnanziari di cash \ue61bow hedge (2.268) (1.917) (351)\nRiserve da valutazione strumenti \ue61cnanziari costi di hedging (39) (242) 203\nRiserve da valutazione strumenti \ue61cnanziari FVOCI 10 (1) 11\nRiserva da pa\ue61eecipazioni valutate con il metodo del patrimonio ne\ue61do (721) (128) (593)\nRimisurazione delle passivit\u00e0/(a\ue61divit\u00e0) ne\ue61de per piani a benef\u00edci de\ue61cniti (1.325) (1.196) (129)\nRiserva per cessioni quote azionarie senza perdita di controllo (2.378) (2.381) 3\nRiserva da acquisizioni su non controlling interest (843) (1.292) 449\nUtili e perdite accumulati 17.801 18.200 (399)\nPatrimonio ne\ue61eo del Gruppo 29.653 28.325 1.328\nCapitale sociale - Euro 10.167 milioni\nAl 31 dicembre 2021 il capitale sociale di Enel SpA, intera-\nmente so\ue61doscri\ue61do e versato, risulta pari a 10.166.679.946\neuro, rappresentato da altre\ue61dante azioni ordinarie del va-\nlore nominale di 1 euro ciascuna. L\u2019indicato impo\ue61eo del ca-\npitale di Enel SpA risulta quindi invariato rispe\ue61do a quello\nregistrato al 31 dicembre 2020.\nAl 31 dicembre 2021, in base alle risultanze del libro dei Soci \ne tenuto conto delle comunicazioni inviate alla CONSOB e\npervenute alla Societ\u00e0 ai sensi dell\u2019a\ue61e. 120 del decreto legi-\nslativo 24 febbraio 1998, n. 58, nonch\u00e9 delle altre informa-\nzioni a disposizione, gli azionisti in possesso di una pa\ue61eeci-\npazione superiore al 3% del capitale della Societ\u00e0 risultano il\nMinistero dell\u2019Economia e delle Finanze (con il 23,585% del\ncapitale sociale), BlackRock Inc. (con il 5,000% del capitale\nsociale, posseduto a titolo di gestione del risparmio) e Capi-\ntal Research and Management Company (con il 5,000% del\ncapitale sociale, posseduto a titolo di gestione del risparmio).\nRiserva azioni proprie - Euro (36) milioni\nAlla data del 31 dicembre 2021, le azioni proprie sono rap-\npresentate da n. 4.889.152 azioni ordinarie di Enel SpA\ndel valore nominale di 1 euro (n. 3.269.152 al 31 dicembre\n2020), acquistate tramite un intermediario abilitato per un\nvalore complessivo di 36 milioni di euro. La di\ue61aerenza tra\nl\u2019ammontare del corrispe\ue61divo pagato e il valore nominale\n\u00e8 rilevata a riduzione del patrimonio ne\ue61do, nella riserva so-\nvrapprezzo azioni.\nAltre riserve - Euro 1.721 milioni\nRiserva da sovrapprezzo azioni - Euro 7.496 milioni\nLa riserva sovrapprezzo azioni ai sensi dell\u2019a\ue61e. 2431 del co-\ndice civile accoglie, nel caso di emissione di azioni sopra\nla pari, l\u2019eccedenza del prezzo di emissione delle azioni\nrispe\ue61do al loro valore nominale, ivi comprese quelle deri-\nvate dalla conversione di obbligazioni. Tale riserva, che ha\nnatura di riserva di capitale, non pu\u00f2 essere distribuita \ue61cno\na che la riserva legale non abbia raggiunto il limite stabilito\ndall\u2019a\ue61e. 2430 del codice civile.\nRiserva per strumenti di capitale - obbligazioni ibride\nperpetue - 5.567 milioni di euro\nTale riserva accoglie il valore nominale, al ne\ue61do dei costi\ndi transazione, dei prestiti obbligazionari non conve\ue61eibili\nsubordinati ibridi perpetui denominati in euro destinati a\ninvestitori istituzionali.\nLa variazione dell\u2019anno si riferisce alla so\ue61doscrizione di un\nnuovo prestito obbligazionario non conve\ue61eibile subordina-\nto ibrido per un valore complessivo, al ne\ue61do dei costi di\ntransazione, pari a 2.214 milioni di euro e alla conversione\ndi prestiti obbligazionari gi\u00e0 contra\ue61di e conve\ue61eiti in obbli-\ngazioni ibride perpetue, al ne\ue61do di costi di transazione, per\n967 milioni di euro.\nNel corso del 2021 il Gruppo ha pagato coupon a titolari di\nobbligazioni ibride perpetue per 71 milioni di euro.\n\nRiserva legale - Euro 2.034 milioni\nLa riserva legale rappresenta la pa\ue61ee di utili che secondo\nquanto disposto dall\u2019a\ue61e. 2430 del codice civile non pu\u00f2\nessere distribuita a titolo di dividendo.\nAltre riserve - Euro 2.313 milioni\nIncludono 2.215 milioni di euro riferiti alla quota residua \ndelle re\ue61di\ue61cche di valore e\ue61ae\ue61duate in sede di trasforma-\nzione di Enel da ente pubblico a societ\u00e0 per azioni.\nIn caso di distribuzione i relativi ammontari non costitu-\niscono distribuzione di utile ai sensi dell\u2019a\ue61e. 47 del TUIR.\nRiserva conversione bilanci in valuta estera - Euro \n(8.125) milioni\nLa variazione negativa dell\u2019esercizio, pari a 1.079 milioni\ndi euro, \u00e8 dovuta principalmente agli e\ue61ae\ue61di della varia-\nzione di perimetro relativa all\u2019acquisto del 17,3% di Enel\nAm\u00e9ricas, parzialmente compensata dal deprezzamen-\nto ne\ue61do delle valute funzionali utilizzate dalle controllate\nestere rispe\ue61do alla valuta di presentazione del Gruppo \n(euro).\nRiserve da valutazione strumenti \ue61fnanziari di cash \ue61cow\nhedge - Euro (2.268) milioni\nIncludono gli oneri ne\ue61di rilevati dire\ue61damente a patrimo-\nnio ne\ue61do per e\ue61ae\ue61do di valutazioni su derivati di cope\ue61eura \n(cash \ue61bow hedge).\nRiserve da valutazione strumenti \ue61fnanziari costi di \nhedging - Euro (39) milioni\nTali riserve accolgono, in applicazione dell\u2019IFRS 9, la va-\nriazione di fair value dei currency basis point e dei punti \nforward.\nRiserve da valutazione strumenti \ue61fnanziari FVOCI -\nEuro 10 milioni\nIncludono gli oneri ne\ue61di non realizzati relativi a valutazio-\nni al fair value di a\ue61divit\u00e0 \ue61cnanziarie.\nRiserva da pa\ue61decipazioni valutate con il metodo del \npatrimonio ne\ue61eo - Euro (721) milioni\nTale riserva accoglie la quota di risultato complessivo da \nrilevare dire\ue61damente a patrimonio ne\ue61do, riferibile alle \nsociet\u00e0 valutate con il metodo del patrimonio ne\ue61do. La\nvariazione del 2021 \u00e8 da a\ue61dribuire prevalentemente alla\nvariazione della riserva da valutazione strumenti di cash \n\ue61bow hedge di Slovak Power Holding a seguito del fo\ue61ee\nrialzo dei prezzi delle commodity.\nRimisurazione delle passivit\u00e0/(a\ue61eivit\u00e0) ne\ue61ee per piani a\nbenef\u00edci de\ue61fniti - Euro (1.325) milioni\nTale riserva accoglie la rilevazione degli utili e perdite at-\ntuariali in contropa\ue61eita delle passivit\u00e0 per benef\u00edci ai di-\npendenti, al ne\ue61do del relativo e\ue61ae\ue61do \ue61cscale.\nRiserva per cessioni di quote azionarie senza perdita di\ncontrollo - Euro (2.378) milioni\nTale riserva accoglie principalmente:\n\u2022 la plusvalenza realizzata a seguito dell\u2019O\ue61ae\ue61ea Pubblica \ndi Vendita delle azioni di Enel Green Power, al ne\ue61do de-\ngli oneri connessi a tale cessione e del relativo e\ue61ae\ue61do\n\ue61cscale;\n\u2022 la cessione di quote di minoranza rilevata per e\ue61aet-\nto dell\u2019aumento di capitale sociale di Enersis (ora Enel\nAm\u00e9ricas ed Enel Chile);\n\u2022 la minusvalenza, al ne\ue61do degli oneri connessi a tale ces-\nsione e del relativo e\ue61ae\ue61do \ue61cscale, registrata per e\ue61ae\ue61do\ndella vendita del 21,92% di Endesa a\ue61draverso O\ue61ae\ue61ea\nPubblica di Vendita;\n\u2022 la cessione a terzi di quote di minoranza di Enel Green \nPower No\ue61eh America Renewable Energy Pa\ue61eners;\n\u2022 gli e\ue61ae\ue61di della fusione in Enel Am\u00e9ricas di Endesa \nAm\u00e9ricas e Chilectra Am\u00e9ricas;\n\u2022 la cessione a terzi di quote di minoranza senza perdita \ndi controllo di alcune societ\u00e0 del Sudafrica.\nLa variazione nel corso del 2021 \u00e8 legata alla cessione di\nun\u2019ulteriore quota di alcune societ\u00e0 del Sudafrica.\nRiserva da acquisizioni su non controlling interest - Euro\n(843) milioni\nTale riserva accoglie principalmente l\u2019eccedenza dei prezzi\ndi acquisizione rispe\ue61do ai patrimoni ne\ue61di contabili acquisiti\na seguito dell\u2019acquisto da terzi di ulteriori interessenze in\nimprese gi\u00e0 controllate in America Latina.\nLa variazione del periodo, pari a 449 milioni di euro, si ri-\nferisce principalmente agli e\ue61ae\ue61di dell\u2019incremento dell\u2019inte-\nressenza del 17,3% in Enel Am\u00e9ricas a seguito del comple-\ntamento dell\u2019o\ue61ae\ue61ea pubblica di acquisto parziale volonta-\nria e del pe\ue61fezionamento della fusione di EGP Am\u00e9ricas in\nEnel Am\u00e9ricas. A seguito di tali operazioni Enel possiede\ncirca l\u201982,3% del capitale sociale a\ue61dualmente in circolazio-\nne di Enel Am\u00e9ricas.\nUtili e perdite accumulati - Euro 17.801 milioni\nTale riserva accoglie gli utili di esercizi precedenti non di-\nstribuiti n\u00e9 accantonati in altre riserve.\n\nNella tabella seguente viene rappresentata la movimen-\ntazione degli utili e delle perdite rilevati negli Other Com-\nprehensive Income, comprensiva delle quote di terzi con\nevidenza per singola voce del relativo e\ue61ae\ue61do \ue61cscale.\nMilioni di euro\nal 31.12.2020 Variazioni al 31.12.2021\nTotale\nDi cui\nGruppo\nDi cui\nterzi\nUtili/\n(Perdite)\nrilevati a\npatrimonio\nne\ue61eo\nnell\u2019esercizio\nRilasciate\na Conto\neconomico Imposte Totale\nDi cui\nGruppo\nDi cui\nterzi Totale\nDi cui\nGruppo\nDi cui\nterzi\nRiserva\nconversione bilanci\nin valuta estera\n(11.700) (6.458) (5.242) (90) - - (90) 155 (245) (11.790) (6.303) (5.487)\nRiserva da\nvalutazione degli\nstrumenti \ue61cnanziari\ndi cash \ue61bow hedge\n(2.236) (1.921) (315) 506 (1.805) 574 (725) (359) (366) (2.961) (2.280) (681)\nRiserve da\nvalutazione\nstrumenti \ue61cnanziari\ncosti di hedging\n(244) (242) (2) 208 (7) (6) 195 203 (8) (49) (39) (10)\nRiserve da\nvalutazione di\na\ue61divit\u00e0 \ue61cnanziarie\nFVOCI\n- 1 (1) 11 - - 11 11 - 11 12 (1)\nQuota OCI di\nsociet\u00e0 collegate\nvalutate a equity\n(175) (177) 2 (642) - (3) (645) (648) 3 (820) (825) 5\nRiserve da\nvalutazione di\npa\ue61eecipazioni in\naltre imprese\n(32) (32) - - - - - - - (32) (32) -\nRimisurazione delle\npassivit\u00e0/(a\ue61divit\u00e0)\nne\ue61de per piani a\nbenef\u00edci de\ue61cniti\n(1.828) (1.276) (552) 40 - (10) 30 11 19 (1.798) (1.265) (533)\nTotale utili/\n(perdite) iscri\ue61ei a\npatrimonio ne\ue61eo\n(16.215) (10.105) (6.110) 33 (1.812) 555 (1.224) (627) (597) (17.439) (10.732) (6.707)\n36.2 Dividendi\nAmmontare distribuito\n(milioni di euro)\nDividendo per azione\n(euro)\nDividendi distribuiti nel 2020\nDividendi relativi al 2019 3.334 0,328 \nAcconto sul dividendo 2020\n(1)\n- -\nDividendi straordinari - -\nTotale dividendi distribuiti nel 2020 3.334 0,328 \nDividendi distribuiti nel 2021\nDividendi relativi al 2020 3.638 0,358\nAcconto sul dividendo 2021\n(2)\n- -\nDividendi straordinari - -\nTotale dividendi distribuiti nel 2021 3.638 0,358\n(1) Deliberato dal Consiglio di Amministrazione del 5 novembre 2020 e messo in pagamento a decorrere dal 20 gennaio 2021 (acconto dividendo per azione\n0,175 euro per complessivi 1.779 milioni di euro).\n(2) Deliberato dal Consiglio di Amministrazione del 4 novembre 2021 e messo in pagamento a decorrere dal 26 gennaio 2022 (acconto dividendo per azione\n0,19 euro per complessivi 1.932 milioni di euro).\n\nIl dividendo dell\u2019esercizio 2021, pari a euro 0,38 per azione\nper un ammontare complessivo di 3.863 milioni di euro (di\ncui 0,19 euro per azione, per complessivi 1.932 milioni di\neuro gi\u00e0 corrisposto a titolo di acconto a decorrere dal 26\ngennaio 2022), verr\u00e0 proposto all\u2019Assemblea degli azionisti\ndi Enel SpA del 19 maggio 2022 riunita in unica convoca-\nzione.\nIl presente Bilancio non tiene conto degli e\ue61ae\ue61di della di-\nstribuzione ai soci del dividendo dell\u2019esercizio 2021, se non\nper il debito verso gli azionisti per l\u2019acconto sul dividen-\ndo 2021, deliberato dal Consiglio di Amministrazione del\n4 novembre 2021 per un impo\ue61eo massimo potenziale di\n1.932 milioni di euro, e messo in pagamento a decorrere\ndal 26 gennaio 2022 al ne\ue61do della quota spe\ue61dante alle n.\n4.889.152 azioni proprie risultate in po\ue61eafoglio alla \u201crecord\ndate\u201d del 25 gennaio 2021.\nNel corso del 2021 il Gruppo ha anche pagato 71 milioni di\neuro di coupon a titolari di obbligazioni ibride perpetue.\nGestione del capitale\nGli obie\ue61divi identi\ue61ccati dal Gruppo nella gestione del capi-\ntale sono la salvaguardia della continuit\u00e0 aziendale, la cre-\nazione di valore per gli stakeholder e il suppo\ue61eo allo svilup-\npo del Gruppo. In pa\ue61eicolare, il Gruppo persegue il man-\ntenimento di un adeguato livello di capitalizzazione che\nperme\ue61da di realizzare un soddisfacente ritorno economi-\nco per gli azionisti e di garantire l\u2019accesso a fonti esterne\ndi \ue61cnanziamento, anche a\ue61draverso il conseguimento di un\nrating adeguato.\nIn tale contesto, il Gruppo gestisce la propria stru\ue61dura di\ncapitale ed e\ue61ae\ue61dua aggiustamenti alla stessa, qualora i\ncambiamenti delle condizioni economiche lo richiedano.\nNon vi sono state modi\ue61cche sostanziali agli obie\ue61divi, alle\npolitiche o ai processi nel corso del 2021.\nA tal \ue61cne, il Gruppo monitora costantemente l\u2019evoluzione\ndel livello di indebitamento in rappo\ue61eo al patrimonio ne\ue61do,\nla cui situazione al 31 dicembre 2021 e 2020 \u00e8 sintetizzata\nnella seguente tabella.\nMilioni di euro\nal 31.12.2021 al 31.12.2020 2021-2020\nPosizione \ue61cnanziaria non corrente 54.620 49.519 5.101\nPosizione \ue61cnanziaria corrente ne\ue61da 24 (1.359) 1.383\nCrediti \ue61cnanziari non correnti e titoli a lungo termine (2.692) (2.745) 53\nIndebitamento \ue61dnanziario ne\ue61eo 51.952 45.415 6.537\nPatrimonio ne\ue61do di Gruppo 29.653 28.325 1.328\nInteressenze di terzi 12.689 14.032 (1.343)\nPatrimonio ne\ue61eo 42.342 42.357 (15)\nIndice debt/equity 1,23 1,07 0,16\nL\u2019incremento del rappo\ue61eo debt/equity che misura la leva\n\ue61cnanziaria \u00e8 ascrivibile sostanzialmente all\u2019aumento dell\u2019in-\ndebitamento \ue61cnanziario ne\ue61do riconducibile principalmen-\nte al fabbisogno generato dagli investimenti del periodo, al\npagamento di dividendi e alle operazioni straordinarie su\nnon controlling interest per l\u2019acquisto di quote pa\ue61eecipati-\nve addizionali in Enel Am\u00e9ricas.\nSi rinvia alla nota 45 per la composizione delle singole voci\nripo\ue61eate in tabella.\n36.3 Interessenze di terzi - Euro 12.689 milioni\nNella tabella seguente viene rappresentata la composizio-\nne delle interessenze di terzi suddivisa per area geogra\ue61cca.\nMilioni di euro Patrimonio ne\ue61eo di terzi Risultato del periodo di terzi \nal 31.12.2021 al 31.12.2020 al 31.12.2021 al 31.12.2020\nItalia 1 2 - -\nIberia 5.238 5.869 193 468\nAmerica Latina 6.511 7.206 467 477\nEuropa 635 638 5 55\nNord America 151 160 6 6\nAfrica, Asia e Oceania 153 157 (3) 6\nTotale 12.689 14.032 668 1.012\n\nIl decremento della quota a\ue61dribuibile alle interessenze di\nterzi si riferisce principalmente ai dividendi e all\u2019incremen-\nto della percentuale di possesso in Enel Am\u00e9ricas.\nSi ripo\ue61ea di seguito l\u2019informativa economico-\ue61cnanziaria\nrichiesta dall\u2019IFRS 12 per le societ\u00e0 controllate con interes-\nsenze di terzi rilevanti.\nMilioni di\neuro A\ue61eivit\u00e0 non correnti A\ue61eivit\u00e0 correnti Totale a\ue61eivo\nal 31.12.2021 al 31.12.2020 al 31.12.2021 al 31.12.2020 al 31.12.2021 al 31.12.2020\nSociet\u00e0\ncontrollate\nEnel\nAm\u00e9ricas\n28.959 21.337 4.711 4.582 33.670 25.919\nEnel Chile\n9.887 9.295 (642) 170 9.245 9.465\nEndesa\n43.217 41.819 3.853 1.386 47.070 43.205\nMilioni di euro\nPassivit\u00e0\nnon correnti Passivit\u00e0 correnti Totale passivo Patrimonio ne\ue61eo\nPatrimonio ne\ue61eo\ndi Gruppo\nPatrimonio ne\ue61eo di\nterzi\nal \n31.12.2021\nal\n31.12.2020\nal \n31.12.2021\nal \n31.12.2020\nal \n31.12.2021\nal \n31.12.2020\nal \n31.12.2021\nal \n31.12.2020\nal \n31.12.2021\nal \n31.12.2020\nal \n31.12.2021\nal \n31.12.2020\nSociet\u00e0\ncontrollate\nEnel\nAm\u00e9ricas\n11.320 8.827 6.073 5.495 17.393 14.322 16.277 11.597 11.556 6.643 4.721 4.954\nEnel Chile\n3.356 3.027 1.178 1.066 4.534 4.093 4.711 5.372 2.921 3.326 1.790 2.046\nEndesa\n15.196 12.869 11.449 7. 101 26.645 19.970 20.425 23.235 15.187 17.366 5.238 5.869\nMilioni di\neuro Totale ricavi\n(1)\nRisultato prima\ndelle imposte\nRisultato ne\ue61eo delle\ncontinuing operations\nRisultato ne\ue61eo\ndi Gruppo\nRisultato ne\ue61eo\ndi terzi\nal\n31.12.2021\nal\n31.12.2020\nal\n31.12.2021\nal\n31.12.2020\nal\n31.12.2021\nal\n31.12.2020\nal\n31.12.2021\nal\n31.12.2020\nal\n31.12.2021\nal\n31.12.2020\nSociet\u00e0\ncontrollate\nEnel\nAm\u00e9ricas\n(2)\n13.581 10.437 1.516 1.187 757 738 337 274 420 464\nEnel Chile\n3.114 2.816 128 (133) 104 (40) 57 (25) 47 (15)\nEndesa\n20.217 16.614 769 1.965 589 1.551 396 1.082 193 469\n(1) Al \ue61cne di rendere omogenea la comparazione dei dati \u00e8 stato rideterminato l\u2019ammontare dei ricavi del 2020, escludendo la pa\ue61ee dei proventi derivanti dai\ncontra\ue61di su commodity, analogamente a come si espongono i ricavi nelle Note di commento.\n(2) Ai soli \ue61cni comparativi si \u00e8 proceduto a e\ue61ae\ue61duare una riclassi\ue61cca da proventi \ue61cnanziari a ricavi, per un impo\ue61eo di 87 milioni di euro nel 2020, della componen-\nte rilevata a Conto economico legata alla rimisurazione al fair value delle a\ue61divit\u00e0 \ue61cnanziarie connesse ai servizi in concessione delle a\ue61divit\u00e0 di distribuzione in\nBrasile rientranti nell\u2019ambito di applicazione dell\u2019IFRIC 12. Tale ultima classi\ue61ccazione ha compo\ue61eato e\ue61ae\ue61di di pari impo\ue61eo sul risultato operativo. Per maggiori\nde\ue61dagli si rimanda alla nota 7 del presente Bilancio consolidato.\n",
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"Tag33": {
"value": "\n37. Finanziamenti\nMilioni di euro Non corrente Corrente\nal 31.12.2021 al 31.12.2020 al 31.12.2021 al 31.12.2020\nFinanziamenti a lungo termine 54.500 49.519 4.031 3.168\nFinanziamenti a breve termine - - 13.306 6.345\nTotale 54.500 49.519 17. 337 9.513\nPer maggiori de\ue61dagli sulla natura dei \ue61cnanziamenti si ri-\nmanda alla nota 46.2 \"Passivit\u00e0 \ue61cnanziarie per categoria\u201d.\n",
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"Tag34": {
"value": "\n38. Benef\u00edci ai dipendenti - \nEuro 2.724 milioni\nIl Gruppo riconosce ai dipendenti varie forme di benef\u00edci\nindividuati nelle prestazioni connesse a \u201ctra\ue61damento di\n\ue61cne rappo\ue61eo\u201d di lavoro, mensilit\u00e0 aggiuntive per raggiunti\nlimiti di et\u00e0 o per maturazione del diri\ue61do alla pensione di\nanzianit\u00e0, premi di fedelt\u00e0 per il raggiungimento di deter-\nminati requisiti di anzianit\u00e0 in azienda, previdenza e assi-\nstenza sanitaria integrativa, sconti sul prezzo di fornitura \ndell\u2019energia ele\ue61drica consumata a uso domestico e altre \nprestazioni simili. In pa\ue61eicolare:\n\u2022 la voce \u201cBenef\u00edci pensionistici\u201d accoglie, per quanto ri-\nguarda l\u2019Italia, la stima degli accantonamenti destinati\na coprire i benef\u00edci relativi al tra\ue61damento di previden-\nza integrativa dei dirigenti in quiescenza e le indennit\u00e0\nspe\ue61danti al personale, in forza di legge o di contra\ue61do,\nal momento della cessazione del rappo\ue61eo di lavoro.\nPer quanto riguarda le societ\u00e0 estere tale voce si ri-\nferisce invece ai benef\u00edci dovuti successivamente alla\nconclusione del rappo\ue61eo di lavoro, tra cui si segnalano \nper signi\ue61ccativit\u00e0 i piani per benef\u00edci pensionistici di\nEndesa, in Spagna, che si distinguono in tre tipologie \ndiverse a seconda dell\u2019anzianit\u00e0 del dipendente e del-\nla sua provenienza. In generale, a seguito dell\u2019accordo\nquadro del 25 o\ue61dobre 2000, i dipendenti pa\ue61eecipano a \nun piano dedicato a contribuzione de\ue61cnita per le pre-\nstazioni pensionistiche e a un piano a benef\u00edci de\ue61cni-\nti per quanto riguarda i casi di invalidit\u00e0 e di mo\ue61ee di\ndipendenti in servizio, per la cope\ue61eura dei quali sono\noperanti idonee polizze assicurative. Si aggiungono,\npoi, due piani diversi e a numero chiuso (i) per i dipen-\ndenti Endesa, in servizio e non, per i quali si applicava\nil contra\ue61do colle\ue61divo dei lavoratori del se\ue61dore ele\ue61dri-\nco ante modi\ue61cca dell\u2019accordo quadro sopra citato e \n(ii) per i dipendenti provenienti dalle societ\u00e0 catalane\nincorporate in passato (Fecsa/Enher/HidroEmpord\u00e0). \nEntrambi i piani sono a benef\u00edci de\ue61cniti e le prestazioni\npreviste sono integralmente assicurate, eccezion fa\ue61da\nnel primo per le prestazioni in caso di mo\ue61ee di perso-\nnale gi\u00e0 in pensione. In\ue61cne, sono presenti alcuni piani\npensionistici a benef\u00edci de\ue61cniti in vigore presso le so-\nciet\u00e0 che operano in Brasile;\n\u2022 la voce \u201cSconto energia\u201d accoglie benef\u00edci relativi alla \nfornitura di energia ele\ue61drica a\ue61aerenti in pa\ue61eicolare alle\nsociet\u00e0 estere;\n\u2022 la voce \u201cAssistenza sanitaria\u201d accoglie le prestazioni \ngarantite a dipendenti o ex dipendenti a fronte di spe-\nse mediche da essi sostenute;\n\u2022 la voce \u201cAltri benef\u00edci\u201d accoglie principalmente premi \nfedelt\u00e0, di\ue61ausi in vari Paesi e che per quanto riguar-\nda l\u2019Italia sono relativi alla stima degli oneri destinati\nalla cope\ue61eura del bene\ue61ccio che spe\ue61da al personale cui\nviene applicato il CCNL ele\ue61drico, al raggiungimento di\ndeterminati requisiti di anzianit\u00e0 in azienda (25\u00b0 e 35\u00b0\nanno di servizio), nonch\u00e9 altri piani di incentivazione\nche prevedono l\u2019assegnazione, in favore di alcuni diri-\ngenti della Societ\u00e0, del diri\ue61do a un controvalore mone-\ntario, a titolo di premio, previa veri\ue61cca di determinate\ncondizioni.\nLa tabella di seguito ripo\ue61eata evidenzia la variazione delle\npassivit\u00e0 per benef\u00edci de\ue61cniti dopo la cessazione del rap-\npo\ue61eo di lavoro e per altri benef\u00edci a lungo termine, rispet-\ntivamente, al 31 dicembre 2021 e al 31 dicembre 2020\nnonch\u00e9 la riconciliazione di tale passivit\u00e0 con la passivit\u00e0\na\ue61duariale.\n\nMilioni di euro 2021 2020\nBenef\u00edci\npensionistici\nSconto\nenergia\nPiani\nmedici\nAltri\nbenef\u00edci Totale\nBenef\u00edci\npensionistici\nSconto\nenergia\nPiani\nmedici\nAltri\nbenef\u00edci Totale\nVARIAZIONI NELLA PASSIVIT\u00c0\nATTUARIALE\nPassivit\u00e0 a\ue61euariale a inizio\nesercizio\n4.408 403 217 222 5.250 5.691 904 263 242 7. 10 0\nCosto normale 17 2 4 28 51 18 3 4 38 63\nOneri \ue61cnanziari 214 3 7 3 227 249 5 7 4 265\n(Utili)/Perdite da cambiamenti\nnelle assunzioni demogra\ue61cche\n192 - (6) - 186 45 12 6 1 64\n(Utili)/Perdite da cambiamenti\nnelle assunzioni \ue61cnanziarie\n(664) (14) 6 (1) (673) 105 19 (2) 2 124\n(Utili)/Perdite derivanti\ndall\u2019esperienza\n452 31 (9) - 474 466 (21) (7) (8) 430\nCosto relativo a prestazioni di\nlavoro passate\n(17) - - (3) (20) (24) (504) (13) (1) (542)\n(Utili)/Perdite derivanti da\nse\ue61dlement\n(4) - - - (4) (584) - - - (584)\n(Utili)/Perdite su cambi 14 (1) (1) - 12 (1.206) (1) (30) (7) (1.244)\nContributi versati dalla Societ\u00e0 - - - - - - - - - -\nContributi versati dal\ndipendente\n- - - - - 1 - - - 1\nErogazioni (379) (15) (12) (58) (464) (358) (16) (11) (48) (433)\nAltri movimenti 7 1 - (1) 7 5 2 - (1) 6\nPassivit\u00e0 classi\ue61ccata per la\nvendita\n- - - - - - - - - -\nPassivit\u00e0 a\ue61euariale a \ue61dne\nesercizio (A)\n4.240 410 206 190 5.046 4.408 403 217 222 5.250\nVARIAZIONI NELLE ATTIVIT\u00c0\nAL SERVIZIO DEI PIANI\nFair value dei plan asset\na inizio esercizio\n2.299 - - - 2.299 3.374 - - - 3.374\nProventi \ue61cnanziari 121 - - - 121 160 - - - 160\nRendimento a\ue61deso delle\na\ue61divit\u00e0 a servizio dei piani\nescluso quanto ripo\ue61eato nei\nproventi \ue61cnanziari\n38 - - - 38 85 - - - 85\n(Utili)/Perdite su cambi 17 - - - 17 (782) - - - (782)\nContributi versati dalla societ\u00e0 252 15 12 28 307 342 16 11 21 390\nContributi versati dal\ndipendente\n- - - - - 1 - - - 1\nErogazioni (379) (15) (12) (28) (434) (358) (16) (11) (21) (406)\nAltri pagamenti - - - - - (523) - - - (523)\nVariazioni nell\u2019area di\nconsolidamento\n- - - - - - - - - -\nFair value dei plan asset a \ue61dne\nesercizio (B)\n2.348 - - - 2.348 2.299 - - - 2.299\nEFFETTO DELL\u2019ASSET CEILING\nAsset ceiling a inizio esercizio 13 - - - 13 45 - - - 45\nProventi \ue61cnanziari 1 - - - 1 3 - - - 3\nCambi nell\u2019asset ceiling 12 - - - 12 (24) - - - (24)\n(Utili)/Perdite su cambi - - - - - (11) - - - (11)\nVariazioni nell\u2019area di\nconsolidamento\n- - - - - - - - - -\nAsset ceiling a \ue61dne esercizio (C) 26 - - - 26 13 - - - 13\nPassivit\u00e0 riconosciuta\nin bilancio (A-B+C)\n1.918 410 206 190 2.724 2.122 403 217 222 2.964\n\nLa variazione nel costo rilevato a Conto economico \u00e8 pari\na 575 milioni di euro. L\u2019impa\ue61do a Conto economico risulta\nquindi in aumento rispe\ue61do all\u2019esercizio precedente, prin-\ncipalmente per e\ue61ae\ue61do della so\ue61doscrizione, nel corso del\n2020, del \u201cV Accordo Quadro sul Lavoro in Endesa\u201d che ha\ncompo\ue61eato una modi\ue61cca al bene\ue61ccio dello sconto energia\nai dipendenti e agli ex dipendenti con un conseguente ri-\nversamento del fondo.\nLa passivit\u00e0 riconosciuta in bilancio a \ue61cne esercizio \u00e8 espo-\nsta al ne\ue61do del fair value delle a\ue61divit\u00e0 a servizio dei piani,\npari a 2.348 milioni di euro al 31 dicembre 2021. La com-\nposizione di tali a\ue61divit\u00e0, totalmente concentrata in Spagna\ne Brasile, \u00e8 sintetizzabile come di seguito ripo\ue61eato.\n2021 2020\nInvestimenti quotati in mercati a\ue61eivi\nAzioni 8% 7%\nTitoli a reddito \ue61csso 54% 63%\nInvestimenti immobiliari 3% 2%\nAltro - -\nInvestimenti non quotati\nAsset detenuti da compagnie assicurative - -\nAltro 35% 28%\nTotale 100% 100%\nLe principali assunzioni utilizzate nella stima a\ue61duariale\ndelle passivit\u00e0 per benef\u00edci ai dipendenti e delle a\ue61divit\u00e0 al\nservizio dei piani, determinate in coerenza con l\u2019esercizio\nprecedente, sono evidenziate nella seguente tabella.\nItalia Iberia America Latina Altri Paesi Italia Iberia America Latina Altri Paesi\n2021 2020\nTasso di\na\ue61dualizzazione\n0,00%\n-0,80%\n0,00%\n-1,16%\n5,60%\n-9,67%\n0,80%\n-8,40%\n0,00%\n-0,50%\n0,00%\n-0,61%\n2,55%\n-7,95%\n0,75%\n-6,30%\nTasso di in\ue61bazione 1,50% 2,20%\n3,00%\n -8,00%\n1,50%\n-4,01%\n0,50% 1,00%\n3,00%\n-4,85%\n0,75%\n-3,83%\nTasso di incremento\ndelle retribuzioni\n0,80%\n-1,80%\n2,20%\n3,80%\n-8,00%\n2,50%\n-10,00%\n0,50%\n-2,50%\n1,00%\n3,80%\n-5,04%\n2,25%\n-3,83%\nTasso di incremento\ncosto spese sanitarie\n2,50% 4,40%\n7, 12%\n-8,00%\n- 1,50% 3,20%\n7, 12%\n-8,00%\n-\nTasso di rendimento\na\ue61deso delle a\ue61divit\u00e0 al\nservizio del piano\n- 0,57%\n9,30%\n -9,46%\n- - 0,57%\n6,08%\n-7,33%\n-\nMilioni di euro\n2021 2020\n(Utili)/Perdite a Conto economico\nCosto normale e costo relativo a prestazioni di lavoro passate 9 (509)\nOneri \ue61cnanziari ne\ue61di 107 108\n(Utili)/Perdite derivanti da se\ue61dlements (4) (61)\n(Utili)/Perdite derivanti da altri benef\u00edci a lungo termine 22 31\nAltri movimenti 1 (9)\nTotale 135 (440)\nMilioni di euro\n2021 2020\nVariazione negli (utili)/perdite in OCI\nRendimento a\ue61deso delle a\ue61divit\u00e0 a servizio dei piani escluso quanto ripo\ue61eato nei proventi \ue61cnanziari (38) (85)\n(Utili)/Perdite su piani a benef\u00edci de\ue61cniti (13) 626\nVariazioni nell\u2019asset ceiling escluso quanto ripo\ue61eato nei proventi \ue61cnanziari 12 (24)\nAltri movimenti (1) (1)\nTotale (40) 516\n\nDi seguito si ripo\ue61ea un\u2019analisi di sensitivit\u00e0 che illustra gli\ne\ue61ae\ue61di sulla passivit\u00e0 a\ue61duariale per benef\u00edci de\ue61cniti a segui-\nto di variazioni, ragionevolmente possibili alla \ue61cne dell\u2019eser-\ncizio, di ciascuna singola ipotesi a\ue61duariale rilevante ado\ue61da-\nta nella stima della prede\ue61da passivit\u00e0.\nBenef\u00edci\npensionistici\nSconto\nenergia\nPiani\nmedici\nAltri\nbenef\u00edci\nBenef\u00edci\npensionistici\nSconto\nenergia\nPiani\nmedici\nAltri\nbenef\u00edci\nal 31.12.2021 al 31.12.2020\nDecremento\n0,5% tasso di\na\ue61dualizzazione\n225 27 11 - 239 30 11 (1)\nIncremento\n0,5% tasso di\na\ue61dualizzazione\n(184) (30) (14) (10) (190) (30) (15) (11)\nIncremento 0,5%\ntasso di in\ue61bazione\n2 (4) (2) (6) (1) (5) (3) (7)\nDecremento 0,5%\ntasso di in\ue61bazione\n28 (2) 9 (2) 33 2 7 (4)\nIncremento 0,5%\ndelle retribuzioni\n14 (3) (2) - 14 (2) (3) (3)\nIncremento 0,5%\ndelle pensioni\nin corso di\nerogazione\n14 (3) (2) (5) 15 (2) (3) (6)\nIncremento 1%\ncosti assistenza\nsanitaria\n- - 20 1 - - (2) -\nIncremento\ndi 1 anno\ndell\u2019aspe\ue61dativa di\nvita dipendenti in\nforza e pensionati\n98 (3) 14 (5) 27 (11) 2 (34)\nL\u2019analisi di sensitivit\u00e0 sopra indicata \u00e8 stata determinata\napplicando una metodologia che estrapola l\u2019e\ue61ae\ue61do sulla\npassivit\u00e0 a\ue61duariale per benef\u00edci de\ue61cniti, a seguito della va-\nriazione ragionevole di una singola assunzione, lasciando\ninvariate le altre.\nL\u2019ammontare dei contributi che si prevede di versare relati-\nvamente ai piani a benef\u00edci de\ue61cniti nell\u2019esercizio successivo\nammonta a 196 milioni di euro.\nDi seguito si illustrano i pagamenti dei benef\u00edci a\ue61desi nei\nprossimi esercizi per piani a benef\u00edci de\ue61cniti.\nMilioni di euro\nal 31.12.2021 al 31.12.2020\nEntro 1 anno 392 366\nTra 1 e 2 anni 364 337\nTra 2 e 5 anni 1.077 971\nOltre 5 anni 1.714 1.534\nDa segnalare un generale aumento dei pagamenti a\ue61desi.\nTale incremento \u00e8 dovuto principalmente al Brasile, nel\nquale le previsioni future sono state in\ue61buenzate da una\nmodi\ue61cca, in aumento, della tabella relativa all\u2019aspe\ue61dativa\ndi vita e da un tasso di in\ue61bazione stimato che subisce un\nsigni\ue61ccativo rialzo. L\u2019ammontare dei pagamenti futuri ri-\npo\ue61eati in tabella, non essendo sogge\ue61do ad a\ue61dualizzazione,\nsubisce tale incremento in maniera signi\ue61ccativa. Si segna-\nla, in\ue61cne, che il debito non subisce un analogo incremen-\nto in quanto gli e\ue61ae\ue61di in\ue61ba\ue61divi sono riassorbiti dagli e\ue61ae\ue61di\ndell\u2019a\ue61dualizzazione.\n",
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"value": "\n39. Fondi rischi e oneri - Euro 8.323 milioni\nMilioni di euro\nal 31.12.2021 al 31.12.2020\nNon corrente Corrente Totale Non corrente Corrente Totale\nFondo contenzioso, rischi e oneri diversi:\n - decommissioning nucleare 666 - 666 596 - 596\n - smantellamento, rimozione e boni\ue61cca del sito 3.066 203 3.269 2.017 99 2.116\n - contenzioso legale 790 44 834 734 86 820\n - oneri per ce\ue61ei\ue61ccati ambientali - 32 32 - 42 42\n - oneri su imposte e tasse 267 28 295 288 43 331\n - altri 821 347 1.168 757 343 1.100\nTotale 5.610 654 6.264 4.392 613 5.005\nFondo oneri per incentivi all\u2019esodo e altri piani di\nristru\ue61durazione\n435 293 728 623 444 1.067\nFondo per programmi di ristru\ue61durazione legati alla\ntransizione energetica\n1.152 179 1.331 759 - 759\nTotale 7. 197 1.126 8.323 5.774 1.057 6.831\nMilioni di euro\nAccanto-\nnamenti Rilasci Utilizzi\n A\ue61eualiz-\nzazione\nAccantona-\nmenti per\nfondi sman-\ntellamento e\nriprisitino\nVariazione\nperimetro di\nconsolida-\nmento\nDi\ue61ferenze\ncambio\nAltri\nmovimenti\nRiclassi\ue61dca\n\u201cPassivit\u00e0\npossedute\nper \nla vendita\u201d\nal\n31.12.2020\nal\n31.12.2021\nFondo contenzioso,\nrischi e oneri diversi:\n - decommissioning\nnucleare\n596 - - - 1 69 - - - - 666\n - smantellamento,\nrimozione e boni\ue61cca\ndel sito\n2.116 455 (13) (87) 3 799 8 (14) 2 - 3.269\n - contenzioso legale 820 213 (113) (124) 44 - - (3) (3) - 834\n - oneri per ce\ue61ei\ue61ccati\nambientali\n42 15 (4) (21) - - - - - - 32\n - oneri su imposte e\ntasse\n331 64 (41) (21) 6 - - - (44) - 295\n - altri 1.100 338 (95) (162) 14 (7) - (3) (11) (6) 1.168\nTotale 5.005 1.085 (266) (415) 68 861 8 (20) (56) (6) 6.264\nFondo oneri per\nincentivi all\u2019esodo e altri\npiani di ristru\ue61durazione\n1.067 16 (15) (361) - - - - 21 - 728\nFondo per programmi\ndi ristru\ue61durazione\nlegati alla transizione\nenergetica\n759 687 (18) (95) 16 - - (1) (17) - 1.331\nTOTALE 6.831 1.788 (299) (871) 84 861 8 (21) (52) (6) 8.323\nFondo per decommissioning nucleare\nAl 31 dicembre 2021 il fondo accoglie esclusivamente gli\noneri che verranno sostenuti al momento della dismissione\ndegli impianti nucleari da pa\ue61ee di Enresa, societ\u00e0 pubblica\nspagnola incaricata di tale a\ue61divit\u00e0 in forza del Regio Decre-\nto 1349/2003 e della Legge 24/2005. La quanti\ue61ccazione\ndegli oneri si basa su quanto ripo\ue61eato nel Contra\ue61do tipo\ntra Enresa e le societ\u00e0 ele\ue61driche, approvato dal Ministero\ndell\u2019Economia nel se\ue61dembre del 2001, che regola l\u2019iter di \nsmantellamento e chiusura degli impianti di generazione\nnucleari. L\u2019orizzonte temporale cope\ue61eo corrisponde al pe-\nriodo compreso (tre anni) tra l\u2019interruzione della produzio-\nne e il passaggio a Enresa della gestione dell\u2019impianto (c.d.\n\u201cpost-operational costs\u201d) e tiene conto, tra le varie assun-\nzioni utilizzate per stimarne l\u2019ammontare, del quantitativo\ndi combustibile nucleare non consumato previsto alla data\ndi chiusura di ciascuna delle centrali nucleari spagnole in\nbase a quanto previsto dal contra\ue61do di concessione.\n\nFondo smantellamento e ripristino impianti\nIl fondo \u201csmantellamento e ripristino impianti\u201d accoglie\nil valore a\ue61duale del costo stimato per lo smantellamento\ne la rimozione degli impianti non nucleari in presenza di\nobbligazioni legali o implicite. Il fondo \u00e8 riconducibile pre-\nvalentemente al Gruppo Endesa e a Enel Produzione. In\npa\ue61eicolare, la variazione del fondo nel corso del 2021 \u00e8 le-\ngata prevalentemente alla rideterminazione dei costi futuri\ndi smantellamento di alcuni impianti in Iberia e in Italia e\nai maggiori accantonamenti per oneri di smantellamento\nconseguenti alla decisione del Gruppo sia di promuovere\nl\u2019interruzione della produzione da centrali a carbone, sia di\nriconve\ue61eire gli impianti ai \ue61cni della transizione energetica.\nSi ripo\ue61ea di seguito la tabella riepilogativa della ripa\ue61eizione\ntemporale dei pagamenti relativi al fondo smantellamento\ne ripristino impianti.\nMilioni di euro\nStrati\ue61dcazione temporale\npagamenti (valore nominale)\nValore\na\ue61eualizzato\nEntro 1 anno 652 651\nOltre 1 anno ed entro i 5 anni 929 896\nOltre i 5 anni 2.671 1.722\nTotale 4.252 3.269\nFondo contenzioso legale\nIl fondo \u201ccontenzioso legale\u201d \u00e8 destinato a coprire le pas-\nsivit\u00e0 che potrebbero derivare da ve\ue61eenze giudiziali e da\naltro contenzioso. Esso include la stima dell\u2019onere a fron-\nte dei contenziosi so\ue61ei nell\u2019esercizio, oltre che l\u2019aggior-\nnamento delle stime sulle posizioni so\ue61ee negli esercizi\nprecedenti, in base alle indicazioni dei legali interni ed\nesterni. Il saldo dei contenziosi legali \u00e8 prevalentemente\nriconducibile alle societ\u00e0 spagnole (181 milioni di euro),\nitaliane (133 milioni di euro) e dell\u2019America Latina (497 mi-\nlioni di euro). \nL\u2019incremento del fondo rispe\ue61do all\u2019esercizio precedente,\npari a 14 milioni di euro, \u00e8 principalmente giusti\ue61ccato dalla\nmovimentazione positiva del fondo in Italia, Iberia e Brasi-\nle, in pa\ue61eicolare per e\ue61ae\ue61do dei maggiori accantonamenti\ne\ue61ae\ue61duati a fronte di nuove controversie emerse, com-\npensati per\u00f2 dai maggiori utilizzi del Per\u00f9 per la risoluzio-\nne di alcuni contenziosi.\nFondo ce\ue61di\ue61fcati ambientali\nIl fondo \u201cce\ue61ei\ue61ccati ambientali\u201d accoglie gli oneri relativi al \nde\ue61ccit di ce\ue61ei\ue61ccati ambientali connessi all\u2019adempimento\ndi speci\ue61cci obblighi normativi, nazionali o sovranazionali, \nin materia di tutela ambientale ed \u00e8 riconducibile preva-\nlentemente a Enel Energia ed Endesa Energ\u00eda.\nFondo oneri su imposte e tasse\nIl fondo \u201coneri su imposte e tasse\u201d accoglie la stima di\npassivit\u00e0 derivanti da contenziosi di natura tributaria rela-\ntivi a imposte dire\ue61de e indire\ue61de.\nSi precisa che il saldo del fondo accoglie, tra gli altri, l\u2019ac-\ncantonamento relativo al contenzioso esistente e a quello \npotenziale in materia di Imposta Comunale sugli Immobili\n(ICI) e di Imposta Municipale Unica (IMU). In Italia, il Grup-\npo ha tenuto conto dell\u2019evoluzione normativa in materia\ncatastale (che, con decorrenza 1\u00b0 gennaio 2016, ha pre-\nvisto l\u2019esclusione di macchinari, congegni, a\ue61drezzature e \naltri impianti funzionali allo speci\ue61cco processo produ\ue61divo\ndal calcolo della rendita a\ue61dribuibile agli immobili censiti\nnel gruppo catastale D, fra i quali rientrano le centrali di\nproduzione di energia ele\ue61drica) nella stima delle passivi-\nt\u00e0 iscri\ue61de in bilancio a fronte di tale fa\ue61dispecie, sia ai \ue61cni\ndella quanti\ue61ccazione del rischio probabile sui contenziosi\ngi\u00e0 incardinati, sia ai \ue61cni di una ragionevole valutazione di\nprobabili oneri futuri su posizioni non ancora ogge\ue61do di\nrilievi da pa\ue61ee degli U\ue619ci dell\u2019Agenzia delle Entrate e dei\nComuni.\nAltri fondi rischi e oneri futuri\nGli \u201caltri\u201d fondi si riferiscono a rischi e oneri di varia na-\ntura, connessi principalmente a controversie di cara\ue61dere\nregolatorio e a contenziosi con enti locali per tributi e ca-\nnoni od oneri di varia natura.\nL\u2019incremento, pari a 68 milioni di euro, \u00e8 prevalentemen-\nte riconducibile, oltre che ad accantonamenti per nuo-\nvi indennizzi assicurativi, anche a Enel Global Trading\nper accantonamenti e\ue61ae\ue61duati dalla societ\u00e0 in vista di un\npossibile adeguamento del prezzo contra\ue61duale del gas a\nquello di mercato da pa\ue61ee del fornitore.\nFondo oneri per incentivi all\u2019esodo e altri piani\ndi ristru\ue61eurazione\nIl \u201cFondo oneri per incentivi all\u2019esodo e altri piani di ri-\nstru\ue61durazione\u201d accoglie la stima degli oneri connessi alle\no\ue61ae\ue61ee per risoluzioni consensuali anticipate del rappor-\nto di lavoro derivanti da esigenze organizzative. La ridu-\nzione dell\u2019anno pari a 339 milioni di euro risente preva-\n\nlentemente degli utilizzi riferiti ai fondi di incentivazione \nistituiti negli esercizi precedenti in Spagna (Acuerdo de \nSalida Voluntaria) e in Italia per far fronte alla risoluzione \nanticipata del rappo\ue61eo di lavoro di alcuni dipendenti.\nFondo per programmi di ristru\ue61eurazione \nlegati alla transizione energetica\nEnel, nel suo ruolo di leader nella transizione energetica,\nha posto al centro della propria strategia la decarboniz-\nzazione e la crescita delle rinnovabili nel mondo.\nIn tale contesto, Enel ha avviato la ristru\ue61durazione delle\na\ue61divit\u00e0 derivanti dal processo di transizione energetica\nche coinvolge gli impianti di generazione da fonti termi-\nche nelle geogra\ue61ce in cui il Gruppo opera. La conseguen-\nte revisione dei processi e dei modelli operativi richiede \ncambiamenti di ruoli e competenze dei dipendenti che \nil Gruppo intende a\ue61duare con piani altamente sostenibi-\nli basati su programmi di redeployment, con impo\ue61eanti\npiani di upskilling e reskilling e con il raggiungimento di\naccordi volontari individuali di prepensionamento. La\ntransizione energetica si basa inoltre su un progressivo \ne signi\ue61ccativo sviluppo di strumenti digitali in quanto la \ndigitalizzazione \u00e8 fondamentale per fornire risposte alle \nmolteplici forze esterne e assumere decisioni consape-\nvoli e ben ponderate a ogni livello nell\u2019ambito dell\u2019orga-\nnizzazione del Gruppo.\nA tal proposito \u00e8 stato quindi costituito nel corso del \n2020 un fondo per programmi di ristru\ue61durazione, che al\n31 dicembre 2021 ammonta a 1.331 milioni di euro, ricon-\nducibile prevalentemente a Spagna e Italia, e accoglie la\nstima dei costi che il Gruppo sosterr\u00e0, a seguito dell\u2019ac-\ncelerazione della transizione energetica, per tu\ue61de le a\ue61di-\nvit\u00e0, dire\ue61de e indire\ue61de, legate alla revisione dei processi e\ndei modelli operativi oltrech\u00e9 dei ruoli e delle competen-\nze dei dipendenti.\n",
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"value": "\n40. Altre passivit\u00e0 \ue61fnanziarie non correnti - Euro 120 milioni\nMilioni di euro\nal 31.12.2021 al 31.12.2020 2021-2020\nAltre passivit\u00e0 \ue61cnanziarie non correnti 120 - 120 -\nTotale 120 - 120 -\nLe \u201cAltre passivit\u00e0 \ue61cnanziarie non correnti\u201d accolgono la\nquota non corrente dei debiti relativi al de\ue61ccit del sistema\nele\ue61drico spagnolo per 120 milioni di euro (0 milioni di euro\nal 31 dicembre 2020) che sono inclusi nell\u2019indebitamento\n\ue61cnanziario ne\ue61do.\n\n44. Altre passivit\u00e0 \ue61fnanziarie correnti - Euro 625 milioni\nMilioni di euro\nal 31.12.2021 al 31.12.2020 2021-2020\nRatei e risconti \ue61cnanziari passivi 539 535 4 0,7%\nAltre pa\ue61eite 86 87 (1) -1,1%\nTotale 625 622 3 0,5%\nLe altre passivit\u00e0 \ue61cnanziarie correnti sono sostanzialmente\nin linea con il 2020.\nLe altre pa\ue61eite fanno riferimento prevalentemente a debiti\nper interessi maturati.\n",
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"value": "\n41. Altre passivit\u00e0 non correnti - Euro 4.525 milioni\nMilioni di euro\nal 31.12.2021 al 31.12.2020 2021-2020\nRatei e risconti passivi operativi 498 500 (2) -0,4%\nAltre pa\ue61eite 4.027 2.958 1.069 36,1%\nTotale 4.525 3.458 1.067 30,9%\nLa variazione delle \u201cAltre pa\ue61eite\u201d risente dell\u2019aumento dei\ndebiti verso operatori istituzionali di mercato per 42 mi-\nlioni di euro, dell\u2019incremento negli Stati Uniti delle passivit\u00e0\nper tax pa\ue61enership oltre i 12 mesi per 156 milioni di euro e\ndell\u2019aumento dei debiti relativi all\u2019esito del contenzioso PIS/\nCOFINS in Brasile (gi\u00e0 de\ue61dagliato nelle \u201cAltre a\ue61divit\u00e0 non\ncorrenti\u201d) per 766 milioni di euro.\n",
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"value": "\n42. Altre passivit\u00e0 correnti - Euro 12.959 milioni\nMilioni di euro\nal 31.12.2021 al 31.12.2020 2021-2020\nDebiti diversi verso clienti 1.950 1.481 469 31,7%\nDebiti verso operatori istituzionali di mercato 2.961 4.012 (1.051) -26,2%\nDebiti verso il personale 471 438 33 7,5 %\nDebiti tributari diversi 1.274 886 388 43,8%\nDebiti verso istituti di previdenza 205 207 (2) -1,0%\nContingent consideration 45 53 (8) -15,1%\nDebiti per opzioni di vendita concesse a minoranze azionarie 4 1 3 -\nRatei e risconti passivi correnti 395 346 49 14,2%\nDebiti per dividendi 2.191 2.135 56 2,6%\nAltri debiti 3.463 2.092 1.371 65,5%\nTotale 12.959 11.651 1.308 11,2%\nI \u201cDebiti diversi verso clienti\u201d accolgono depositi cauzionali\nper 1.169 milioni di euro (822 milioni di euro al 31 dicembre\n2020) relativi principalmente a impo\ue61ei ricevuti dai clienti in\nSpagna in forza del contra\ue61do di somministrazione dell\u2019e-\nnergia e del gas. In pa\ue61eicolare, i depositi relativi alla vendita\ndi energia ele\ue61drica, sull\u2019utilizzo dei quali non esistono re-\nstrizioni, a seguito della so\ue61doscrizione vengono classi\ue61ccati\ntra le passivit\u00e0 correnti in quanto la Societ\u00e0 non ha un di-\nri\ue61do incondizionato di di\ue61aerirne il rimborso oltre i 12 mesi.\nI \u201cDebiti verso operatori istituzionali di mercato\u201d includono\ni debiti relativi all\u2019applicazione dei meccanismi di perequa-\nzione sull\u2019acquisto di energia ele\ue61drica nel mercato ele\ue61drico\nitaliano per 1.976 milioni di euro (2.444 milioni di euro al\n31 dicembre 2020), nel mercato spagnolo per 938 milioni\ndi euro (1.538 milioni di euro al 31 dicembre 2020) e nel\nmercato del Sud America per 47 milioni di euro (30 milioni\ndi euro al 31 dicembre 2020).\nL\u2019incremento degli \u201cAltri debiti\u201d \u00e8 riconducibile sopra\ue61du\ue61do\nall\u2019Italia per i derivati scaduti su commodity energetiche.\nL\u2019incremento dei \u201cDebiti tributari diversi\u201d \u00e8 dovuto principal-\nmente all\u2019Italia a seguito dell\u2019avvio nel 2021 della liquidazione\ndi Gruppo ai \ue61cni IVA da pa\ue61ee della Capogruppo Enel SpA.\n",
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"Tag39": {
"value": "\n43. Debiti commerciali - Euro 16.959 milioni\nLa voce, pari a 16.959 milioni di euro (12.859 milioni di\neuro al 31 dicembre 2020), accoglie i debiti per forniture di\nenergia, combustibili, materiali, apparecchi relativi ad ap-\npalti e prestazioni diverse.\nNello speci\ue61cco, i debiti commerciali con scadenza inferio-\nre a 12 mesi ammontano a 16.865 milioni di euro (12.282\nmilioni di euro al 31 dicembre 2020) mentre quelli con sca-\ndenza superiore a 12 mesi sono pari a 94 milioni di euro\n(577 milioni di euro al 31 dicembre 2020).\n",
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"value": "\n45. Posizione \ue61fnanziaria ne\ue61ea e crediti \ue61fnanziari e titoli a lungo termine - \nEuro 51.952 milioni\nLa tabella seguente mostra la ricostruzione della \u201cPosizio-\nne \ue61cnanziaria ne\ue61da e crediti \ue61cnanziari e titoli a lungo ter-\nmine\u201d a pa\ue61eire dalle voci presenti nello schema di Stato\npatrimoniale consolidato.\nMilioni di euro\nNote al 31.12.2021 al 31.12.2020 2021-2020\nFinanziamenti a lungo termine 37 54.500 49.519 4.981 10,1%\nAltri debiti \ue61cnanziari non correnti\n(1)\n40 120 - 120 -\nFinanziamenti a breve termine 37 13.306 6.345 6.961 -\nAltri debiti \ue61cnanziari correnti\n(2)\n12 5 7 -\nQuota corrente dei \ue61cnanziamenti a lungo termine 37 4.031 3.168 863 27, 2 %\nAltre a\ue61divit\u00e0 \ue61cnanziarie non correnti incluse nell\u2019indebitamento 28.1 (2.692) (2.745) 53 1,9%\nAltre a\ue61divit\u00e0 \ue61cnanziarie correnti incluse nell\u2019indebitamento 29.1 (8.467) (4.971) (3.496) -70,3%\nDisponibilit\u00e0 liquide e mezzi equivalenti 34 (8.858) (5.906) (2.952) -50,0%\nTotale 51.952 45.415 6.537 14,4%\n(1) La voce \u201cAltri debiti \ue61cnanziari non correnti\u201d \u00e8 rappresentata dalla voce \u201cAltre passivit\u00e0 \ue61cnanziarie non correnti\u201d dello Stato patrimoniale.\n(2) La voce \u201cAltri debiti \ue61cnanziari correnti\u201d \u00e8 inclusa nella voce \u201cAltre passivit\u00e0 \ue61cnanziarie correnti\u201d dello Stato patrimoniale.\nNel seguito viene ripo\ue61eata la posizione \ue61cnanziaria ne\ue61da, ri-\nspe\ue61divamente al 31 dicembre 2021 e al 31 dicembre 2020,\nin linea con l\u2019Orientamento n. 39, emanato il 4 marzo 2021\ndall\u2019ESMA, applicabile dal 5 maggio 2021, e con il Richiamo\ndi A\ue61denzione n. 5/2021 emesso dalla CONSOB il 29 apri-\nle 2021, riconciliata con l\u2019indebitamento \ue61cnanziario ne\ue61do\npredisposto secondo le modalit\u00e0 di rappresentazione del\nGruppo Enel.\nA tal proposito, si precisa che i riferimenti alle raccoman-\ndazioni CESR, contenuti nelle precedenti comunicazioni\nCONSOB, si intendono sostituiti dall\u2019orientamento ESMA\nsopra citato, ivi inclusi i riferimenti presenti nella Comuni-\ncazione n. DEM/6064293 del 28 luglio 2006 in materia di\nposizione \ue61cnanziaria ne\ue61da.\n\n44. Altre passivit\u00e0 \ue61fnanziarie correnti - Euro 625 milioni\nMilioni di euro\nal 31.12.2021 al 31.12.2020 2021-2020\nRatei e risconti \ue61cnanziari passivi 539 535 4 0,7%\nAltre pa\ue61eite 86 87 (1) -1,1%\nTotale 625 622 3 0,5%\nLe altre passivit\u00e0 \ue61cnanziarie correnti sono sostanzialmente\nin linea con il 2020.\nLe altre pa\ue61eite fanno riferimento prevalentemente a debiti\nper interessi maturati.\n\n\nMilioni di euro\nal 31.12.2021 al 31.12.2020 2021-2020\nLiquidit\u00e0\nDenaro e valori in cassa 8 42 (34) -81,0%\nDepositi bancari e postali 8.118 5.699 2.419 42,4%\nDisponibilit\u00e0 liquide 8.126 5.741 2.385 41,5%\nMezzi equivalenti a disponibilit\u00e0 liquide 732 165 567 -\nTitoli 88 67 21 31,3%\nCrediti \ue61cnanziari a breve termine 6.841 3.476 3.365 96,8%\nQuota corrente crediti \ue61cnanziari a lungo termine 1.538 1.428 110 7,7 %\nAltre a\ue61eivit\u00e0 \ue61dnanziarie correnti 8.467 4.971 3.496 70,3%\nLiquidit\u00e0 17.32 5 10.877 6.448 59,3%\nIndebitamento \ue61cnanziario corrente\nDebiti verso banche (1.329) (711) (618) -86,9%\nCommercial paper (10.708) (4.854) (5.854) -\nAltri debiti \ue61cnanziari correnti\n(1)\n(1.281) (785) (496) -63,2%\nDebito \ue61dnanziario corrente (inclusi gli strumenti di debito) (13.318) (6.350) (6.968) -\nQuota corrente di \ue61cnanziamenti bancari (989) (1.369) 380 27,8 %\nQuota corrente debiti per obbligazioni emesse (2.700) (1.412) (1.288) -91,2%\nQuota corrente debiti verso altri \ue61cnanziatori (342) (387) 45 11,6%\nQuota corrente del debito \ue61dnanziario non corrente (4.031) (3.168) (863) -27, 2 %\nIndebitamento \ue61dnanziario corrente (17.349) (9.518) (7.831) -82,3%\nIndebitamento \ue61dnanziario corrente ne\ue61eo (24) 1.359 (1.383) -\nIndebitamento \ue61cnanziario non corrente\nDebiti verso banche e istituti \ue61cnanziatori (12.579) (8.663) (3.916) -45,2%\nDebiti verso altri \ue61cnanziatori\n(2)\n(2.942) (2.499) (443) -17,7 %\nDebito \ue61dnanziario non corrente (esclusi la pa\ue61be corrente e gli strumenti\ndi debito)\n(15.521) (11.162) (4.359) -39,1%\nObbligazioni (39.099) (38.357) (742) -1,9%\nDebiti commerciali e altri debiti non correnti non remunerati\nche presentano una signi\ue61ccativa componente di \ue61cnanziamento\n- - - -\nIndebitamento \ue61dnanziario non corrente (54.620) (49.519) (5.101) -10,3%\nTotale indebitamento \ue61dnanziario\ncome da comunicazione CONSOB\n(54.644) (48.160) (6.484) -13,5%\nCrediti \ue61cnanziari non correnti e titoli a lungo termine 2.692 2 .745 (53) -1,9%\nINDEBITAMENTO FINANZIARIO NETTO (51.952) (45.415) (6.537) -14,4%\n(1) Include i \u201cDebiti \ue61cnanziari correnti\u201d ricompresi nelle \u201cAltre passivit\u00e0 \ue61cnanziarie correnti\u201d dello Stato patrimoniale.\n(2) Include gli \u201cAltri debiti \ue61cnanziari non correnti\u201d esposti nella voce \u201cAltre passivit\u00e0 \ue61cnanziarie non correnti\u201d dello Stato patrimoniale.\nSi precisa che il presente prospe\ue61do della posizione \ue61cnan-\nziaria ne\ue61da non include le a\ue61divit\u00e0 e passivit\u00e0 \ue61cnanziarie re-\nlative a derivati in quanto i contra\ue61di derivati, anche se non\ndesignati in hedge accounting, sono in ogni caso stipulati\ndal Gruppo con \ue61cnalit\u00e0 di cope\ue61eura gestionale.\nAl 31 dicembre 2021 tali a\ue61divit\u00e0 e passivit\u00e0 \ue61cnanziarie sono\nesposte separatamente nello schema di Stato patrimonia-\nle nelle seguenti voci: \u201cDerivati \ue61cnanziari a\ue61divi non corren-\nti\u201d per 2.772 milioni di euro (1.236 milioni di euro al 31 di-\ncembre 2020), \u201cDerivati \ue61cnanziari a\ue61divi correnti\u201d per 22.791\nmilioni di euro (3.471 milioni di euro al 31 dicembre 2020),\n\u201cDerivati \ue61cnanziari passivi non correnti\u201d per 3.339 milioni di\neuro (3.606 milioni di euro al 31 dicembre 2020) e \u201cDerivati\n\ue61cnanziari passivi correnti\u201d per 24.607 milioni di euro (3.531\nmilioni di euro al 31 dicembre 2020).\n\nStrumenti \ue61fnanziari\n46. Strumenti \ue61fnanziari per categoria\nNella presente nota si forniscono le disclosure necessarie\nper la valutazione della signi\ue61ccativit\u00e0 degli strumenti \ue61c-\nnanziari per la posizione \ue61cnanziaria e la pe\ue61formance del\nGruppo.\n46.1 A\ue61eivit\u00e0 \ue61fnanziarie per categoria\nLa tabella seguente indica il valore contabile di ciascuna\ncategoria delle a\ue61divit\u00e0 \ue61cnanziarie previste dall\u2019IFRS 9, di-\nstinte tra a\ue61divit\u00e0 \ue61cnanziarie correnti e non correnti, espo-\nnendo separatamente i derivati di cope\ue61eura e i derivati mi-\nsurati al fair value rilevato a Conto economico.\nMilioni di euro Non correnti Correnti\nNote al 31.12.2021 al 31.12.2020 al 31.12.2021 al 31.12.2020\nA\ue61eivit\u00e0 \ue61dnanziarie al costo ammo\ue61bizzato 46.1.1 4.092 3.966 34.671 22.967\nA\ue61eivit\u00e0 \ue61dnanziarie al FVOCI 46.1.2 443 448 87 67\nA\ue61eivit\u00e0 \ue61dnanziarie al fair value rilevato a Conto economico\nDerivati a\ue61divi al FVTPL 46.1.3 277 52 19.664 2.765\nAltre a\ue61divit\u00e0 \ue61cnanziarie al FVTPL 46.1.3 2.662 2.087 141 301\nTotale a\ue61eivit\u00e0 \ue61dnanziarie al fair value rilevato a Conto economico 2.939 2.139 19.805 3.066\nDerivati a\ue61eivi designati come strumenti di cope\ue61bura\nDerivati di fair value hedge 46.1.4 61 50 - 28\nDerivati di cash \ue61bow hedge 46.1.4 2.434 1.134 3.127 678\nTotale derivati a\ue61eivi designati come strumenti di cope\ue61bura 2.495 1.184 3.127 706\nTOTALE 9.969 7.7 37 57.69 0 26.806\nPer maggiori informazioni sulla rilevazione e classi\ue61ccazione\ndei derivati a\ue61divi correnti e non correnti si prega di far rife-\nrimento alla nota 49 \u201cDerivati ed hedge accounting\u201d.\nPer maggiori informazioni sulla valutazione al fair value si\nprega di far riferimento alla nota 50 \u201cA\ue61divit\u00e0 e passivit\u00e0 mi-\nsurate al fair value\u201d.\n46.1.1 A\ue61eivit\u00e0 \ue61fnanziarie valutate al costo ammo\ue61dizzato\nLa tabella seguente espone le a\ue61divit\u00e0 \ue61cnanziarie valutate al\ncosto ammo\ue61eizzato per natura, suddivise in a\ue61divit\u00e0 \ue61cnan-\nziarie correnti e non correnti.\nMilioni di euro Non correnti Correnti\nNote al 31.12.2021 al 31.12.2020 Note al 31.12.2021 al 31.12.2020\nDisponibilit\u00e0 liquide e mezzi equivalenti - - 34 8.759 5.702\nCrediti commerciali 33 1.301 1.200 33 14.775 10.846\nQuota corrente di crediti \ue61cnanziari a lungo termine - - 29.1 1.538 1.331\nCash collateral - - 29.1 6.485 3.223\nAltri crediti \ue61cnanziari 28.1 2.289 2.337 29.1 315 253\nA\ue61divit\u00e0 \ue61cnanziarie da accordi per servizi in concessione al costo\nammo\ue61eizzato\n28 260 243 29 64 9\nAltre a\ue61divit\u00e0 \ue61cnanziarie al costo ammo\ue61eizzato 242 186 2.735 1.603\nTotale 4.092 3.966 34.671 22.967\n\nImpairment delle a\ue61eivit\u00e0 \ue61fnanziarie valutate al costo\nammo\ue61dizzato\nLe a\ue61divit\u00e0 \ue61cnanziarie valutate al costo ammo\ue61eizzato am-\nmontano a 38.763 milioni di euro al 31 dicembre 2021\n(26.933 milioni di euro al 31 dicembre 2020) e sono rilevate\nal ne\ue61do del fondo perdite a\ue61dese, pari a 4.051 milioni di euro\nal 31 dicembre 2021 (3.624 milioni di euro alla \ue61cne dell\u2019e-\nsercizio precedente).\nIl Gruppo detiene essenzialmente le seguenti tipologie di\na\ue61divit\u00e0 \ue61cnanziarie valutate al costo ammo\ue61eizzato e so\ue61do-\nposte a impairment:\n\u2022 disponibilit\u00e0 liquide e mezzi equivalenti;\n\u2022 crediti commerciali e a\ue61divit\u00e0 derivanti da contra\ue61di con \nclienti;\n\u2022 crediti \ue61cnanziari; e\n\u2022 altre a\ue61divit\u00e0 \ue61cnanziarie. \nBench\u00e9 le disponibilit\u00e0 liquide e mezzi equivalenti siano\nstate assogge\ue61date a impairment in base all\u2019IFRS 9, la per-\ndita a\ue61desa identi\ue61ccata risulta trascurabile.\nLa perdita a\ue61desa (Expected Credit Loss, ECL) \u2013 calcolata uti-\nlizzando la probabilit\u00e0 di default (PD), la perdita in caso di de-\nfault (LGD) e l\u2019esposizione al rischio in caso di default (EAD) \n\u2013 \u00e8 la di\ue61aerenza fra i \ue61bussi \ue61cnanziari dovuti in base al contrat-\nto e i \ue61bussi \ue61cnanziari a\ue61desi (comprensivi dei mancati incassi)\na\ue61dualizzati usando il tasso di interesse e\ue61ae\ue61divo originario.\nAi \ue61cni del calcolo dell\u2019ECL, il Gruppo applica due diversi ap-\nprocci:\n\u2022 l\u2019approccio generale, per le a\ue61divit\u00e0 \ue61cnanziarie diverse \nda crediti commerciali, le a\ue61divit\u00e0 derivanti da contra\ue61di\ncon i clienti e i crediti per leasing. Tale metodo si applica\nveri\ue61ccando se vi \u00e8 stato un incremento signi\ue61ccativo del\nrischio di credito rispe\ue61do all\u2019iscrizione iniziale, mediante\nconfronto tra la probabilit\u00e0 di default all\u2019origination e la\nprobabilit\u00e0 di default alla data di riferimento del bilancio.\n In base ai risultati di tale veri\ue61cca, si rileva un fondo per-\ndite a\ue61dese, calcolato in base alle perdite a\ue61dese previste\nper i successivi 12 mesi (ECL a 12 mesi) o lungo tu\ue61da la\nvita dell\u2019a\ue61divit\u00e0 (ECL Lifetime) (c.d. \u201cstaging\u201d):\n \u2013 l\u2019ECL a 12 mesi, per le a\ue61divit\u00e0 \ue61cnanziarie che non han-\nno sub\u00edto un incremento signi\ue61ccativo del rischio di\ncredito rispe\ue61do alla rilevazione iniziale;\n \u2013 l\u2019ECL Lifetime, per le a\ue61divit\u00e0 \ue61cnanziarie che hanno \nsub\u00edto un incremento signi\ue61ccativo del rischio di cre-\ndito o che risultano deteriorate (ossia, in default sulla\nbase di informazioni relative allo scaduto);\n\u2022 l\u2019approccio sempli\ue61ccato, per i crediti commerciali, le at-\ntivit\u00e0 derivanti da contra\ue61di con i clienti e crediti per le-\nasing con o senza componente \ue61cnanziaria signi\ue61ccativa,\nin base alla ECL Lifetime senza tracciare le variazioni del\nrischio di credito.\nLa re\ue61di\ue61cca forward-looking potr\u00e0 essere applicata consi-\nderando informazioni qualitative e quantitative al \ue61cne di\nri\ue61be\ue61dere eventi e scenari macroeconomici futuri che po-\ntrebbero in\ue61buenzare il rischio del po\ue61eafoglio o dello stru-\nmento \ue61cnanziario.\nIn base alla natura delle a\ue61divit\u00e0 \ue61cnanziarie e delle informazio-\nni disponibili sul rischio di credito, la veri\ue61cca dell\u2019incremento\nsigni\ue61ccativo del rischio di credito pu\u00f2 essere e\ue61ae\ue61duata su:\n\u2022 base individuale, in presenza di crediti singolarmente \nsigni\ue61ccativi e per tu\ue61di i crediti che sono veri\ue61ccati sin-\ngolarmente ai \ue61cni dell\u2019impairment in base a informazioni\nragionevoli e suppo\ue61eabili;\n\u2022 base colle\ue61diva, quando il reperimento di informazioni ra-\ngionevoli e suppo\ue61eabili per veri\ue61ccare le perdite a\ue61dese su\nbase individuale richiederebbe costi o sforzi eccessivi.\nQuando non ci sono ragionevoli aspe\ue61dative di recuperare\nun\u2019a\ue61divit\u00e0 \ue61cnanziaria integralmente o parzialmente, si pro-\nceder\u00e0 a ridurre dire\ue61damente il suo valore contabile lordo.\nL\u2019eliminazione contabile (ossia, write-o\ue61a) costituisce un\nevento di derecognition (per es. estinzione, trasferimento\no scadenza del diri\ue61do a incassare dei \ue61bussi \ue61cnanziari).\nLa tabella che segue indica le perdite a\ue61dese rilevate per le\na\ue61divit\u00e0 \ue61cnanziarie valutate al costo ammo\ue61eizzato in base\nall\u2019approccio generale e sempli\ue61ccato.\nMilioni di euro al 31.12.2021 al 31.12.2020\nImpo\ue61bo\nlordo\nFondo\nperdite\na\ue61eese Totale\nImpo\ue61bo\nlordo\nFondo\nperdite\na\ue61eese Totale\nDisponibilit\u00e0 liquide e mezzi equivalenti 8.759 - 8.759 5.702 - 5.702\nCrediti commerciali 19.739 3.663 16.076 15.333 3.287 12.046\nCrediti \ue61cnanziari 10.861 234 10.627 7.352 208 7. 14 4\nAltre a\ue61divit\u00e0 \ue61cnanziarie al costo ammo\ue61eizzato 3.455 154 3.301 2. 170 129 2.041\nTotale 42.814 4.051 38.763 30.557 3.624 26.933\nPer misurare le perdite a\ue61dese, il Gruppo valuta i crediti\ncommerciali e le a\ue61divit\u00e0 derivanti da contra\ue61di con i clienti\nbasandosi sull\u2019approccio sempli\ue61ccato, su base sia indivi-\nduale (per es., pubbliche amministrazioni, autorit\u00e0, con-\ntropa\ue61ei \ue61cnanziarie, venditori all\u2019ingrosso, trader e grandi\nsociet\u00e0 ecc.) sia colle\ue61diva (per es., clienti al de\ue61daglio).\nIn caso di valutazioni individuali, la PD \u00e8 o\ue61denuta prevalen-\ntemente da provider esterni.\n\nDiversamente, in caso di valutazioni su base colle\ue61diva, i\ncrediti commerciali sono raggruppati in base alle cara\ue61de-\nristiche di rischio di credito condivise e informazioni sullo\nscaduto, considerando una speci\ue61cca de\ue61cnizione di default.\nIn base a ciascun business e framework regolatorio loca-\nle, nonch\u00e9 alle di\ue61aerenze fra i po\ue61eafogli di clienti, anche in\ntermini di tassi di default e recupero (comprese le aspe\ue61da-\ntive di recupero oltre 90 giorni):\n\u2022 il Gruppo applica principalmente una de\ue61cnizione di de-\nfault basata su uno scaduto di 180 giorni e pe\ue61eanto,\noltre tale termine, si presume che i crediti commerciali\nsiano deteriorati (ossia, credit-impaired); e\n\u2022 si de\ue61cniscono speci\ue61cci cluster sulla base degli speci\ue61cci \nmercati, business e cara\ue61deristiche di rischio.\nLe a\ue61divit\u00e0 derivanti da contra\ue61di con i clienti presentano so-\nstanzialmente le stesse cara\ue61deristiche di rischio dei crediti\ncommerciali, a parit\u00e0 di tipologie contra\ue61duali.\nAl \ue61cne di misurare la ECL per i crediti commerciali su base\ncolle\ue61diva nonch\u00e9 per le a\ue61divit\u00e0 derivanti da contra\ue61di con i\nclienti, il Gruppo considera le seguenti assunzioni riguardo\nai parametri di ECL:\n\u2022 la PD, ipotizzata pari al tasso medio di default, \u00e8 calco-\nlata per cluster e considerando dati storici di almeno 24\nmesi;\n\u2022 la LGD \u00e8 funzione dei tassi di recupero di ciascun clu-\nster, a\ue61dualizzata in base al tasso di interesse e\ue61ae\ue61divo; e\n\u2022 l\u2019EAD \u00e8 stimata pari al valore contabile alla data di rife-\nrimento del bilancio al ne\ue61do dei depositi di cassa, com-\nprese le fa\ue61dure emesse ma non scadute e le fa\ue61dure da\neme\ue61dere.\nLa tabella seguente indica la movimentazione del fondo\nperdite a\ue61dese su crediti \ue61cnanziari (in base all\u2019approccio\ngenerale).\nMilioni di euro Fondo perdite a\ue61eese 12 mesi Fondo perdite a\ue61eese Lifetime\nSaldo di ape\ue61bura al 01.01.2020 78 153\nAccantonamenti 354 8\nUtilizzi - -\nRilasci a Conto economico (4) (4)\nAltre variazioni (363) (14)\nSaldo di chiusura al 31.12.2020 65 143\nSaldo di ape\ue61bura al 01.01.2021 65 143\nAccantonamenti - 9\nUtilizzi - -\nRilasci a Conto economico (25) (9)\nAltre variazioni 25 26\nSaldo di chiusura al 31.12.2021 65 169\nLa tabella seguente indica la movimentazione del fondo\nperdite a\ue61dese su crediti commerciali (in base all\u2019approccio\nsempli\ue61ccato).\nMilioni di euro\nSaldo di ape\ue61bura al 01.01.2020 2.980\nAccantonamenti 1.505\nUtilizzi (819)\nRilasci a Conto economico (194)\nAltre variazioni (185)\nSaldo di chiusura al 31.12.2020 3.287\nSaldo di ape\ue61bura al 01.01.2021 3.287\nAccantonamenti 1.361\nUtilizzi (709)\nRilasci a Conto economico (258)\nAltre variazioni (18)\nSaldo di chiusura al 31.12.2021 3.663\n\nLa tabella seguente indica la movimentazione del fondo\nperdite a\ue61dese su altre a\ue61divit\u00e0 \ue61cnanziarie al costo ammor-\ntizzato (in base all\u2019approccio sempli\ue61ccato):\nMilioni di euro Fondo perdite a\ue61eese Lifetime\nSaldo di ape\ue61bura al 01.01.2020 159\nAccantonamenti 22\nUtilizzi -\nRilasci a Conto economico (23)\nAltre variazioni (29)\nSaldo di chiusura al 31.12.2020 129\nSaldo di ape\ue61bura al 01.01.2021 129\nAccantonamenti 87\nUtilizzi -\nRilasci a Conto economico (21)\nAltre variazioni (41)\nSaldo di chiusura al 31.12.2021 154\nSi precisa che nella nota 47 \u201cRisk management\u201d sono for-\nnite informazioni aggiuntive relativamente all\u2019esposizione\nal rischio di credito e alle perdite a\ue61dese.\n46.1.2 A\ue61eivit\u00e0 \ue61fnanziarie al fair value a patrimonio ne\ue61eo\nLa tabella seguente espone le a\ue61divit\u00e0 \ue61cnanziarie al fair va-\nlue a patrimonio ne\ue61do (FVOCI) per natura, suddivise in a\ue61di-\nvit\u00e0 \ue61cnanziarie correnti e non correnti.\nMilioni di euro Non correnti Correnti\nNote al 31.12.2021 al 31.12.2020 Note al 31.12.2021 al 31.12.2020\nPa\ue61eecipazioni altre imprese al FVOCI 28 40 40 - -\nTitoli 28.1 403 408 29.1 87 67\nTotale 443 448 87 67\n\nMovimentazione delle a\ue61eivit\u00e0 \ue61fnanziarie al FVOCI\nPa\ue61decipazioni in altre imprese\nMilioni di euro Non correnti Correnti\nSaldo di ape\ue61bura al 01.01.2020 64 -\nAcquisizioni 6 -\nVendite - -\nVariazioni del fair value con impa\ue61di a patrimonio ne\ue61do (21) -\nAltre variazioni (9) -\nSaldo di chiusura al 31.12.2020 40 -\nSaldo di ape\ue61bura al 01.01.2021 40 -\nAcquisizioni 2 -\nVendite - -\nVariazioni del fair value con impa\ue61di a patrimonio ne\ue61do - -\nAltre variazioni (2) -\nSaldo di chiusura al 31.12.2021 40 -\nTitoli al FVOCI\nMilioni di euro Non correnti Correnti\nSaldo di ape\ue61bura al 01.01.2020 416 61\nAcquisizioni 124 -\nVendite (54) -\nVariazioni del fair value con impa\ue61di a patrimonio ne\ue61do (3) -\nRiclassi\ue61cche (75) 75\nAltre variazioni - (69)\nSaldo di chiusura al 31.12.2020 408 67\nSaldo di ape\ue61bura al 01.01.2021 408 67\nAcquisizioni 165 -\nVendite (87) -\nVariazioni del fair value con impa\ue61di a patrimonio ne\ue61do 2 -\nRiclassi\ue61cche (85) 85\nAltre variazioni - (65)\nSaldo di chiusura al 31.12.2021 403 87\n46.1.3 A\ue61eivit\u00e0 \ue61fnanziarie al fair value rilevato\na Conto economico\nLa tabella seguente espone le a\ue61divit\u00e0 \ue61cnanziarie al fair va-\nlue rilevato a Conto economico (FVTPL) per natura, suddi-\nvise in a\ue61divit\u00e0 \ue61cnanziarie correnti e non correnti.\nMilioni di euro Non correnti Correnti\nNote al 31.12.2021 al 31.12.2020 Note al 31.12.2021 al 31.12.2020\nDerivati al FVTPL 49 277 52 49 19.664 2.765\nInvestimenti in a\ue61divit\u00e0 liquide - - 34 99 204\nA\ue61divit\u00e0 \ue61cnanziarie al FVTPL - - 29, 29.1 41 97\nTitoli - - 29.1 1 -\nPa\ue61eecipazioni in altre imprese al FVTPL 28 32 30 - -\nA\ue61divit\u00e0 \ue61cnanziarie da accordi per servizi in concessione al FVTPL 28 2.630 2.057 - -\nTotale 2.939 2.139 19.805 3.066\n\n46.1.4 Derivati a\ue61eivi designati come strumenti\ndi cope\ue61dura\nPer maggiori de\ue61dagli sui derivati a\ue61divi si prega di far riferi-\nmento alla nota 49 \u201cDerivati ed hedge accounting\u201d.\n46.2 Passivit\u00e0 \ue61fnanziarie per categoria\nLa tabella seguente indica il valore contabile di ciascuna\ncategoria delle passivit\u00e0 \ue61cnanziarie previste dall\u2019IFRS 9,\ndistinte tra passivit\u00e0 \ue61cnanziarie correnti e non correnti,\nesponendo separatamente i derivati di cope\ue61eura e i deri-\nvati misurati al fair value rilevato a Conto economico.\nMilioni di euro Non correnti Correnti\nNote al 31.12.2021 al 31.12.2020 al 31.12.2021 al 31.12.2020\nPassivit\u00e0 \ue61dnanziarie valutate al costo ammo\ue61bizzato 46.2.1 54.914 50.254 42.330 29.598\nPassivit\u00e0 \ue61dnanziarie al fair value rilevato a Conto economico\nDerivati passivi al FVTPL 46.4 169 29 19.696 2.887\nTotale passivit\u00e0 \ue61dnanziarie al fair value rilevato a Conto economico 169 29 19.696 2.887\nDerivati passivi designati come strumenti di cope\ue61bura\nDerivati di fair value hedge 46.4 5 - - -\nDerivati di cash \ue61bow hedge 46.4 3.165 3.577 4.911 644\nTotale derivati passivi designati come strumenti di cope\ue61bura 3.170 3.577 4.911 644\nTOTALE 58.253 53.860 66.937 33.129\nPer maggiori informazioni sulla valutazione al fair value si\nprega di far riferimento alla nota 50 \u201cA\ue61divit\u00e0 e passivit\u00e0\nmisurate al fair value\u201d.\n46.2.1 Passivit\u00e0 \ue61fnanziarie valutate al costo\nammo\ue61dizzato\nLa tabella seguente espone le passivit\u00e0 \ue61cnanziarie valutate\nal costo ammo\ue61eizzato per natura, suddivise in passivit\u00e0 \ue61c-\nnanziarie correnti e non correnti.\nMilioni di euro Non correnti Correnti\nNote\nal\n31.12.2021\nal\n31.12.2020 Note\nal\n31.12.2021\nal\n31.12.2020\nFinanziamenti a lungo termine 46.3 54.500 49.519 46.3 4.031 3.168\nFinanziamenti a breve termine - - 46.3 13.306 6.345\nDebiti commerciali 43 94 577 43 16.865 12.282\nAltri debiti \ue61cnanziari 320 158 8.128 7.803\nTotale 54.914 50.254 42.330 29.598\n\n46.3 Finanziamenti\n46.3.1 Finanziamenti a lungo termine (incluse le quote in\nscadenza nei 12 mesi successivi) - Euro 58.531 milioni\nNella seguente tabella sono ripo\ue61eati il valore nozionale, il\nvalore contabile e il fair value dei \ue61cnanziamenti a lungo ter-\nmine incluse le quote in scadenza nei 12 mesi successivi.\n \nFinanziamenti a lungo termine per categoria e tipologia di tasso di interesse\n(1)\nMilioni di euro\n Valore\nnominale\n Saldo\ncontabile\nQuota\ncorrente\nQuota con\nscadenza\noltre i 12\nmesi\nFair\nvalue\n Valore\nnominale\n Saldo\ncontabile\nQuota\ncorrente\nQuota\ncon\nscadenza\noltre i 12\nmesi\nFair\nvalue\nVariazione\nsaldo\ncontabile\n2021-\n2020\nal 31.12.2021 al 31.12.2020\nObbligazioni:\n- tasso \ue61csso\nquotate\n27.8 57 27.413 2.119 25.294 30.279 23.629 23.052 1.041 22.011 27.470 4.361\n- tasso variabile\nquotate\n2.574 2.557 434 2.123 2.545 2.817 2.800 260 2.540 2.937 (243)\n- tasso \ue61csso non\nquotate\n11.293 11.207 50 11.157 12.670 13.262 13.184 - 13.184 15.753 (1.977)\n- tasso variabile\nnon quotate\n622 622 97 525 728 733 733 111 622 828 (111)\nTotale obbligazioni 42.346 41.799 2.700 39.099 46.222 40.441 39.769 1.412 38.357 46.988 2.030\nFinanziamenti\nbancari:\n- tasso \ue61csso 2.414 2.405 238 2.167 2.298 790 782 254 528 833 1.623\n- tasso variabile 10.139 10.109 751 9.358 10.037 9.278 9.250 1.115 8.135 9.259 859\n- uso linee di\ncredito revolving\n1.054 1.054 - 1.054 1.054 - - - - - 1.054\nTotale\n\ue61dnanziamenti\nbancari\n13.607 13.568 989 12.579 13.389 10.068 10.032 1.369 8.663 10.092 3.536\nLeasing:\n- tasso \ue61csso 2.477 2.477 242 2.235 2.477 1.979 1.979 225 1.754 1.979 498\n- tasso variabile 70 70 17 53 70 89 89 22 67 89 (19)\nTotale leasing 2.547 2.547 259 2.288 2.547 2.068 2.068 247 1.821 2.068 479\nAltri \ue61dnanziamenti\nnon bancari:\n- tasso \ue61csso 571 595 69 526 569 607 639 74 565 630 (44)\n- tasso variabile 34 22 14 8 25 191 179 66 113 160 (157)\nTotale altri\n\ue61dnanziamenti non\nbancari\n605 617 83 534 594 798 818 140 678 790 (201)\nTotale\n\ue61dnanziamenti a\ntasso \ue61dsso\n44.612 44.097 2.718 41.379 48.293 40.267 39.636 1.594 38.042 46.665 4.461\nTotale\n\ue61dnanziamenti a\ntasso variabile\n14.493 14.434 1.313 13.121 14.459 13.108 13.051 1 .574 11.477 13.273 1.383\nTOTALE 59.105 58.531 4.031 54.500 62.752 53.375 52.687 3.168 49.519 59.938 5.844\n(1) Non include gli altri debiti \ue61cnanziari non correnti esposti nella voce \u201cAltre passivit\u00e0 \ue61cnanziarie non correnti\u201d dello Stato patrimoniale inclusi nell\u2019indebitamen-\nto \ue61cnanziario a lungo termine.\n\nNella tabella seguente \u00e8 ripo\ue61eato l\u2019indebitamento \ue61cnanzia-\nrio a lungo termine per valuta e tasso di interesse.\nIndebitamento \ue61fnanziario a lungo termine per valuta e tasso di interesse\n(1)\nMilioni di euro\nSaldo\ncontabile\nValore\nnominale\nSaldo\ncontabile\nValore\nnominale\nTasso medio\ndi interesse\nin vigore\nTasso di\ninteresse\ne\ue61fe\ue61eivo\nin vigore\nTasso\nmedio di\ninteresse in\nvigore\nTasso di\ninteresse\ne\ue61fe\ue61eivo\nin vigore\nal 31.12.2021 al 31.12.2020 al 31.12.2021 al 31.12.2020\nEuro 32.041 32.387 25.581 26.089 1,6% 1,9% 2,2% 2,6%\nDollaro statunitense 17.518 17.6 2 9 18.500 18.589 4,2% 4,3% 4,5% 4,7%\nSterlina inglese 3.901 3.976 3.955 3.998 5,0% 5,2% 5,1% 5,3%\nPeso colombiano 1.341 1.341 1.283 1.283 6,5% 6,5% 6,8% 6,8%\nReal brasiliano 1.720 1.753 1.832 1.864 8,8% 8,9% 5,3% 5,3%\nFranco svizzero 343 344 328 329 1,8% 1,8% 1,8% 1,8%\nPeso cileno/UF 423 428 368 374 5,2% 5,2% 4,9% 5,0%\nSol peruviano 415 415 388 388 5,2% 5,2% 5,8% 5,8%\nRublo russo 427 427 281 286 6,8% 7,3% 7, 1 % 7, 1%\nAltre valute 402 405 171 175\nTotale valute non euro 26.490 26.718 27. 10 6 27. 28 6\nTOTALE 58.531 59.105 52.687 53.375\n(1) Non include gli \u201cAltri debiti \ue61cnanziari non correnti\u201d esposti nella voce \u201cAltre passivit\u00e0 \ue61cnanziarie non correnti\u201d dello Stato patrimoniale.\nL\u2019indebitamento \ue61cnanziario a lungo termine espresso in\ndivise diverse dall\u2019euro ha sub\u00edto un decremento di 616 mi-\nlioni di euro, a\ue61dribuibile principalmente alle movimentazio-\nni del debito in dollari statunitensi.\nMovimentazione del valore nozionale dell\u2019indebitamento a lungo termine\n(1)\nMilioni di euro\nValore\nnominale Rimborsi\nVariaz.\nperimetro di\nconsolid.\nNuove\nemissioni\nAltre\nmovimentazioni\nDi\ue61f. di\ncambio\nValore\nnominale\nal 31.12.2020 al 31.12.2021\nObbligazioni 40.441 (9.049) - 10.368 (900) 1.486 42.346\nFinanziamenti 12.934 (2.272) 183 5.527 (131) 518 16.759\n- di cui leasing 2.068 (165) 2 526 - 116 2 .547\nTotale indebitamento \ue61dnanziario 53.375 (11.321) 183 15.895 (1.031) 2.004 59.105\n(1) Non include la movimentazione del valore nozionale degli \u201cAltri debiti \ue61cnanziari non correnti\u201d esposti nella voce \u201cAltre passivit\u00e0 \ue61cnanziarie non correnti\u201d dello\nStato patrimoniale.\nIl valore nozionale dell\u2019indebitamento a lungo termine, pari\na 59.105 milioni di euro al 31 dicembre 2021, registra un\nincremento di 5.730 milioni di euro rispe\ue61do al 31 dicembre\n2020. L\u2019incremento del debito deriva dalle nuove emissioni\npari a 15.895 milioni di euro, dalle variazioni negative dei\ncambi pari a 2.004 milioni di euro e dal consolidamento\ndel debito di alcune societ\u00e0 australiane pari a 183 milioni\ndi euro; tali e\ue61ae\ue61di sono stati solo parzialmente compen-\nsati dai rimborsi pari a 11.321 milioni di euro e dalle altre\nmovimentazioni del debito pari a 1.031 milioni di euro e\nriconducibili per 900 milioni di euro alla variazione del trat-\ntamento contabile di un prestito obbligazionario non con-\nve\ue61eibile subordinato ibrido in euro, emesso da Enel SpA e\nconve\ue61eito in un prestito obbligazionario ibrido perpetuo\nnel corso del 2021.\nI rimborsi e\ue61ae\ue61duati nel corso del 2021 sono relativi a pre-\nstiti obbligazionari per un impo\ue61eo pari a 9.049 milioni di\neuro e a \ue61cnanziamenti per un impo\ue61eo pari a 2.272 milioni\ndi euro.\n\nNello speci\ue61cco, tra i rimborsi e\ue61ae\ue61duati nel corso del 2021\nsi segnalano:\n\u2022 1.069 milioni di euro relativi al riacquisto e successiva \ncancellazione di pa\ue61ee di qua\ue61dro serie di obbligazioni\nconvenzionali in euro e\ue61ae\ue61duati da Enel Finance Inter-\nnational nel mese di giugno 2021 a\ue61draverso un\u2019o\ue61ae\ue61ea\nvolontaria non vincolante (Tender O\ue61aer);\n\u2022 6.000 milioni di dollari statunitensi (equivalenti a 5.101 \nmilioni di euro alla data del rimborso) relativi al riacqui-\nsto per cassa di qua\ue61dro obbligazioni convenzionali in\ndollari statunitensi e\ue61ae\ue61duato da Enel Finance Interna-\ntional nel mese di luglio 2021 a seguito dell\u2019esercizio di\nun\u2019opzione di riacquisto;\n\u2022 1.472 milioni di dollari statunitensi (equivalenti a 1.275 \nmilioni di euro alla data del rimborso) relativi al riacqui-\nsto e successiva cancellazione di pa\ue61ee di due serie di\nobbligazioni convenzionali in dollari statunitensi e\ue61aet-\ntuati da Enel Finance International nel mese di o\ue61dobre\n2021 a\ue61draverso un\u2019o\ue61ae\ue61ea volontaria non vincolante\n(Tender O\ue61aer);\n\u2022 533 milioni di euro relativi a un prestito obbligaziona-\nrio a tasso \ue61csso emesso da Enel Finance International e\nscaduto nel mese di luglio 2021;\n\u2022 un controvalore di 292 milioni di euro relativo a una ob-\nbligazione ibrida in sterline inglesi emessa da Enel SpA\ne scaduta nel mese di se\ue61dembre 2021;\n\u2022 un controvalore di 171 milioni di euro relativo al rimborso \ndi un prestito obbligazionario in valuta locale da pa\ue61ee di\nEmgesa, scaduto nel mese di gennaio 2021;\n\u2022 un controvalore di 114 milioni di euro relativo al rimbor-\nso di un prestito obbligazionario in valuta locale da pa\ue61ee\ndi Enel Distribui\u00e7\u00e3o S\u00e3o Paulo, scaduto nel mese di set-\ntembre 2021.\nTra i principali rimborsi dei \ue61cnanziamenti e\ue61ae\ue61duati nell\u2019e-\nsercizio si evidenziano:\n\u2022 200 milioni di euro riguardanti un \ue61cnanziamento a tasso \nvariabile di Enel SpA;\n\u2022 un controvalore 196 milioni di euro relativo a un \ue61cnan-\nziamento a tasso variabile in dollari statunitensi di Enel\nSpA;\n\u2022 178 milioni di euro relativi a \ue61cnanziamenti di Endesa, di \ncui 166 milioni di euro relativi a \ue61cnanziamenti sostenibili;\n\u2022 294 milioni di euro relativi a \ue61cnanziamenti sostenibili da \npa\ue61ee delle societ\u00e0 italiane del Gruppo;\n\u2022 un controvalore di 1.019 milioni di euro relativo a societ\u00e0 \nsudamericane.\nLe principali emissioni e\ue61ae\ue61duate nel corso del 2021 sono\nrelative a prestiti obbligazionari per un impo\ue61eo di 10.368\nmilioni di euro e a \ue61cnanziamenti per 5.527 milioni di euro.\nDi seguito le cara\ue61deristiche principali delle operazioni \ue61c-\nnanziarie e\ue61ae\ue61duate nel corso del 2021 e conve\ue61eite in euro\nal cambio del 31 dicembre 2021.\n\nEmi\ue61eente\nData di\nemissione\nImpo\ue61bo in\nmilioni di euro\nValuta di\nemissione Tasso di interesse Tipologia tasso Scadenza\nObbligazioni\nEnel Finance International 17.06.2021 1.000 EUR 0,00% Tasso \ue61csso 17.06.2027\nEnel Finance International 17.06.2021 1.250 EUR 0,50% Tasso \ue61csso 17.06.2030\nEnel Finance International 17.06.2021 1.000 EUR 0,875% Tasso \ue61csso 17.06.2036\nEnel Finance International 12.07.2021 1.104 USD 1,375% Tasso \ue61csso 12.07.2026\nEnel Finance International 12.07.2021 883 USD 1,875% Tasso \ue61csso 12.07.2028\nEnel Finance International 12.07.2021 883 USD 2,250% Tasso \ue61csso 12.07.2031\nEnel Finance International 12.07.2021 662 USD 2,875% Tasso \ue61csso 12.07.2041\nEnel Finance International 28.09.2021 1.250 EUR - Tasso \ue61csso 28.05.2026\nEnel Finance International 28.09.2021 1.000 EUR 0,375% Tasso \ue61csso 28.05.2029\nEnel Finance International 28.09.2021 1.250 EUR 0,875% Tasso \ue61csso 28.09.2034\nEnel Distribui\u00e7\u00e3o S\u00e3o Paulo 30.04.2021 114 BRL IPCA + 4,26% Tasso variabile 15.04.2031\nEnel Distribui\u00e7\u00e3o S\u00e3o Paulo 04.10.2021 91 BRL CDI + 1,64% a.a Tasso variabile 04.10.2028\nTotale obbligazioni 10.487\nFinanziamenti bancari\nEnel SpA 05.05.2021 200 EUR Euribor 6M + 0,3% Tasso variabile 03.05.2024\nEnel SpA 12.10.2021 308 USD\nUSD SOFR 3M\nCMP 5LB + 0,7%\nTasso variabile 12.10.2025\nEnel SpA 30.12.2021 1.000 EUR Euribor 6M + 0,4% Tasso variabile 05.03.2026\ne-distribuzione 30.07.2021 150 EUR\nEuribor 6M +\n0,257%\nTasso variabile 30.07.2036\ne-distribuzione 22.12.2021 150 EUR\nEuribor 6M +\n0,275%\nTasso variabile 22.12.2036\nEndesa 15.04.2021 150 EUR\nEuribor 3M +\n0,82%\nTasso variabile 18.04.2028\nEndesa 28.06.2021 75 EUR 0,27% Tasso \ue61csso 28.06.2028\nEndesa 30.07.2021 75 EUR 0,26% Tasso \ue61csso 30.07.2028\nEndesa 30.07.2021 50 EUR 0,26% Tasso \ue61csso 30.07.2028\nEndesa 15.10.2021 125 EUR 0,09% Tasso \ue61csso 15.10.2026\nEndesa 15.10.2021 75 EUR 0,11% Tasso \ue61csso 15.10.2026\nEndesa 27.10.2021 100 EUR 0,25% Tasso \ue61csso 27.10.2028\nEndesa 22.11.2021 250 EUR\nEuribor 6M +\n0,313%\nTasso variabile 22.11.2036\nEndesa 09.12.2021 275 EUR 0,00% Tasso \ue61csso 09.12.2024\nEndesa 17.12.2021 225 EUR 0,156% Tasso \ue61csso 17.12.2024\nEnel Distribui\u00e7\u00e3o Cear\u00e1 06.01.2021 69 USD 1,225% Tasso \ue61csso 06.01.2023\nEnel Distribui\u00e7\u00e3o S\u00e3o Paulo 19.04.2021 74 USD 1,974% Tasso \ue61csso 19.04.2024\nEnel Distribui\u00e7\u00e3o S\u00e3o Paulo 09.09.2021 68 USD 2,365% Tasso \ue61csso 09.09.2025\nCodensa 14.05.2021 87 COP\nCOP IBR 3M +\n0,75%\nTasso variabile 14.05.2026\nCodensa 15.07.2021 65 COP\nCOP IBR 6M +\n0,5%\nTasso variabile 15.07.2026\nCodensa 30.11.2021 56 COP\nCOP IBR 3M +\n0,085%\nTasso variabile 30.11.2026\nEnel Chile 03.12.2021 132 USD\nUSD LIBOR +\n1,10%\nTasso variabile 03.12.2026\nEnel Brasil 15.09.2021 61 USD 1,91% Tasso \ue61csso 16.09.2024\nTotale \ue61dnanziamenti\nbancari\n3.820\n\nLa seguente tabella mostra gli e\ue61ae\ue61di sul debito lordo a lun-\ngo termine a seguito delle cope\ue61eure e\ue61ae\ue61duate al \ue61cne di\nmitigare il rischio di tasso di cambio.\nStru\ue61eura dell\u2019indebitamento \ue61fnanziario a lungo termine post-cope\ue61dura\n(1)\nMilioni di euro al 31.12.2021 al 31.12.2020\nStru\ue61eura iniziale del debito\nImpa\ue61eo\ncope\ue61bura\ndel debito\nStru\ue61eura del debito\ndopo la cope\ue61bura Stru\ue61eura iniziale del debito\nImpa\ue61eo\ncope\ue61bura\ndel debito\nStru\ue61eura del debito\ndopo la cope\ue61bura\nSaldo\ncontabile\nValore\nnominale %\nSaldo\ncontabile\nValore\nnominale %\nEuro 32.041 32.387 54,8% 16.657 49.044 83,0% 25.581 26.089 48,9% 18.423 44.512 83,4%\nDollaro\nstatunitense\n17.51 8 17.6 29 29,8% (13.423) 4.206 7, 1 % 18.500 18.589 34,8% (14.955) 3.634 6,8%\nSterlina\ninglese\n3.901 3.976 6,7% (3.976) - - 3.955 3.998 7,5 % (3.998) - - \nPeso\ncolombiano\n1.341 1.341 2,3% - 1.341 2,3% 1.283 1.283 2,4% - 1.283 2,4%\nReal brasiliano 1.720 1.753 3,0% 1.028 2.781 4,7% 1.832 1.864 3,5% 794 2.658 5,0%\nFranco\nsvizzero\n343 344 0,6% (344) - - 328 329 0,6% (329) - -\nPeso cileno/\nUF\n423 428 0,7% - 428 0,7% 368 374 0,7% - 374 0,7%\nSol peruviano 415 415 0,7% - 415 0,7% 388 388 0,7% - 388 0,7%\nRublo russo 427 427 0,7% - 427 0,7% 281 286 0,5% - 286 0,5%\nAltre valute 402 405 0,7% 58 463 0,8% 171 175 0,4% 65 240 0,5%\nTotale valute\nnon euro\n26.490 26.718 45,2% (16.657) 10.061 17,0% 27. 106 27. 286 51,1% (18.423) 8.863 16,6%\nTOTALE 58.531 59.105 100,0% - 59.105 100,0% 52.687 53.375 100,0% - 53.375 100,0%\n(1) Non include gli \u201cAltri debiti \ue61cnanziari non correnti\u201d esposti nella voce \u201cAltre passivit\u00e0 \ue61cnanziarie non correnti\u201d dello Stato patrimoniale.\nL\u2019ammontare dell\u2019indebitamento a tasso variabile che non\n\u00e8 ogge\ue61do di cope\ue61eura del rischio di tasso di interesse rap-\npresenta il principale elemento di rischio a causa del po-\ntenziale impa\ue61do negativo sul Conto economico, in termini\ndi maggiori oneri \ue61cnanziari, nel caso di un eventuale au-\nmento del livello dei tassi di interesse di mercato.\nMilioni di euro 2021 2020\nAnte \ncopertura %\nPost-\ncope\ue61bura %\nAnte \ncopertura %\nPost-\ncope\ue61bura %\nTasso variabile 27.811 38,4% 22.478 31,0% 19.458 32,6% 13.672 22,9%\nTasso \ue61csso 44.612 61,6% 49.945 69,0% 40.267 67,4% 46.053 77,1%\nTotale 72.423 72.423 59.725 59.725\n\nAl 31 dicembre 2021 il 38,4% dell\u2019indebitamento \ue61cnanzia-\nrio \u00e8 espresso a tassi variabili (32,6% al 31 dicembre 2020).\nTenuto conto delle operazioni di cope\ue61eura dal rischio tasso\ndi interesse in hedge accounting, risultate e\ue619caci in base a\nquanto previsto dagli IFRS-EU, l\u2019esposizione al rischio tasso\ndi interesse al 31 dicembre 2021 risulta pari a 31,0% dell\u2019in-\ndebitamento \ue61cnanziario (22,9% al 31 dicembre 2020). Tali\nrisultati sono in linea con i limiti stabiliti nelle policy di risk\nmanagement.\nLa tabella seguente ripo\ue61ea l\u2019impa\ue61do della riforma IBOR\nsull\u2019indebitamento \ue61cnanziario a lungo termine per i princi-\npali indici (per maggiori de\ue61dagli si rimanda al paragrafo \u201cRi-\nforma degli indici di riferimento per la determinazione dei\ntassi di interesse \u2013 \u2018riforma IBOR\u2019\u201d all\u2019interno della nota 49.1).\nMilioni di euro Valore nozionale\nal 31.12.2021\nIndebitamento \ue61dnanziario a lungo termine Fase 1 Fase 2\nUSD LIBOR/SOFR 888 -\nGBP LIBOR/SONIA - -\nTotale 888 -\nIndebitamento \ue61fnanziario a lungo termine - Principali\ncovenant\nI principali debiti \ue61cnanziari a lungo termine del Gruppo\ncontengono i covenant tipici della prassi internazionale.\nTali indebitamenti sono rappresentati, in pa\ue61eicolare, dalle\nemissioni obbligazionarie e\ue61ae\ue61duate nell\u2019ambito dei pro-\ngrammi di Global/Euro Medium Term Notes, dalle emissio-\nni di strumenti obbligazionari non conve\ue61eibili, subordinati\nibridi (i c.d. \u201cBond Ibridi\u201d) e dai \ue61cnanziamenti concessi dalle\nbanche e da altri istituti \ue61cnanziari (tra cui la Banca Europea\nper gli Investimenti e Cassa Depositi e Prestiti SpA).\nI principali covenant relativi alle emissioni obbligazionarie\ne\ue61ae\ue61duate nell\u2019ambito dei programmi di Global/Euro Me-\ndium Term Notes di Enel ed Enel Finance International NV\n(inclusi i c.d. \u201cgreen bonds\u201d di Enel Finance International NV,\ngarantiti da Enel SpA, utilizzati per \ue61cnanziare i c.d. \u201celigi-\nble green projects\u201d del Gruppo) e quelli relativi ai prestiti\nobbligazionari emessi da Enel Finance International NV sul\nmercato americano, garantiti da Enel SpA, possono essere\nriassunti come segue:\n\u2022 clausole di \u201cnegative pledge\u201d, in base alle quali l\u2019emit-\ntente e il garante non possono creare o mantenere in\nessere ipoteche, pegni o altri vincoli, su tu\ue61di o pa\ue61ee dei\npropri beni o ricavi, a garanzia di determinati indebita-\nmenti \ue61cnanziari, a meno che gli stessi vincoli non siano\nestesi pariteticamente o pro quota ai prestiti obbliga-\nzionari in questione;\n\u2022 clausole di \u201cpari passu\u201d, in base alle quali i titoli obbli-\ngazionari e le relative garanzie costituiscono dire\ue61do,\nincondizionato e non garantito obbligo dell\u2019emi\ue61dente e\ndel garante, sono senza preferenza tra loro e sono al-\nmeno allo stesso livello di \u201cseniority\u201d degli altri prestiti,\nnon subordinati e non garantiti, presenti e futuri, dell\u2019e-\nmi\ue61dente e del garante;\n\u2022 clausole di \u201ccross default\u201d, in base alle quali, nel caso si \nveri\ue61cchi un evento di inadempimento (superiore a spe-\nci\ue61cche soglie di rilevanza) su un determinato indebita-\nmento \ue61cnanziario dell\u2019emi\ue61dente o del garante e, in alcuni\ncasi, delle societ\u00e0 rilevanti, si veri\ue61cca un inadempimento\nanche sui prestiti in questione che possono diventare\nimmediatamente esigibili.\nA pa\ue61eire dal 2019 Enel Finance International NV ha emesso\nsul mercato europeo (nell\u2019ambito del programma di emis-\nsioni obbligazionarie Euro Medium Term Notes - EMTN) e\nsul mercato americano alcuni prestiti obbligazionari \u201cso-\nstenibili\u201d, garantiti da Enel SpA, legati al raggiungimento\ndi alcuni degli Obie\ue61divi di Sviluppo Sostenibile (SDG) delle\nNazioni Unite che contengono gli stessi covenant degli altri\nprestiti obbligazionari della stessa tipologia.\nI principali covenant relativi ai Bond Ibridi di Enel, inclusi i\nBond Ibridi \u201cperpetui\u201d che prevedono l\u2019obbligo di rimborso\nsolo in caso di scioglimento o liquidazione della Societ\u00e0,\npossono essere riassunti come segue:\n\u2022 clausole di subordinazione, in base alle quali ciascuno \nstrumento obbligazionario ibrido \u00e8 subordinato a tut-\nte le altre emissioni obbligazionarie dell\u2019emi\ue61dente e ha\nun livello di \u201cseniority\u201d pari a quello degli altri strumenti\n\ue61cnanziari ibridi emessi e superiore a quello degli stru-\nmenti di \u201cequity\u201d;\n\u2022 divieto di fusione con un\u2019altra societ\u00e0 e divieto di vendi-\nta o locazione di tu\ue61di o di una pa\ue61ee sostanziale dei pro-\npri asset a un\u2019altra societ\u00e0, a meno che quest\u2019ultima non\nsubentri in tu\ue61de le obbligazioni in essere dell\u2019emi\ue61dente.\nI principali covenant previsti nei contra\ue61di di \ue61cnanziamento\ndi Enel ed Enel Finance International NV e delle altre so-\nciet\u00e0 del Gruppo, inclusi i \u201cSustainability-Linked Loan\u201d fa-\ncility agreement so\ue61doscri\ue61di da Enel SpA, possono essere\nriassunti come segue:\n\u2022 clausole di \u201cnegative pledge\u201d, in base alle quali il debito-\nre e, in alcuni casi, il garante sono sogge\ue61di a limitazioni\nin merito alla creazione di diri\ue61di reali di garanzia o altri\nvincoli su tu\ue61di o pa\ue61ee dei rispe\ue61divi beni o a\ue61divit\u00e0, fa\ue61da\neccezione per i vincoli espressamente ammessi;\n\u2022 clausole sulle \u201cdisposals\u201d, in base alle quali il debitore e, \n\nin alcuni casi, il garante non possono compiere a\ue61di di\ndisposizione dei propri beni o a\ue61divit\u00e0, fa\ue61da eccezione\nper gli a\ue61di di disposizione espressamente ammessi;\n\u2022 clausole di \u201cpari passu\u201d, in base alle quali gli impegni di \npagamento del debitore hanno lo stesso livello di \u201cse-\nniority\u201d degli altri suoi obblighi di pagamento non ga-\nrantiti e non subordinati;\n\u2022 clausole di \u201cchange of control\u201d del debitore e, in alcuni \ncasi, del garante, che potrebbero dare luogo alla rine-\ngoziazione dei termini e delle condizioni dei \ue61cnanzia-\nmenti o al rimborso anticipato obbligatorio dei prestiti\nconcessi;\n\u2022 clausole di \u201crating\u201d, che prevedono il mantenimento del \nrating del debitore o del garante al di sopra di determi-\nnati livelli;\n\u2022 clausole di \u201ccross default\u201d, in base alle quali, nel caso si \nveri\ue61cchi un inadempimento (superiore a speci\ue61cche soglie\ndi rilevanza) su un determinato indebitamento \ue61cnanziario\ndel debitore o, in alcuni casi, del garante, si veri\ue61cca anche\nun inadempimento sui \ue61cnanziamenti in questione che\npossono diventare immediatamente esigibili.\nIn alcuni casi, i covenant esaminati sono previsti anche a\ncarico delle societ\u00e0 rilevanti o delle societ\u00e0 controllate dei\nsogge\ue61di obbligati. Tu\ue61di gli indebitamenti \ue61cnanziari presi\nin considerazione prevedono gli \u201cevents of default\u201d tipici\ndella prassi internazionale, quali, per esempio, insolvenza,\nprocedure concorsuali e cessazione dell\u2019a\ue61divit\u00e0 d\u2019impresa.\nInoltre, si precisa che le garanzie rilasciate da Enel nell\u2019in-\nteresse di e-distribuzione SpA, in relazione ad alcuni con-\ntra\ue61di di \ue61cnanziamento stipulati tra la stessa e-distribuzione\nSpA e Cassa Depositi e Prestiti SpA, prevedono che, al ter-\nmine di ogni periodo semestrale di misurazione, l\u2019indebita-\nmento \ue61cnanziario ne\ue61do consolidato di Enel non ecceda 4,5\nvolte l\u2019EBITDA consolidato su base annua.\nSi fa in\ue61cne presente che l\u2019indebitamento di Endesa SA, Enel\nAm\u00e9ricas SA ed Enel Chile SA e delle altre societ\u00e0 control-\nlate spagnole e latinoamericane (in pa\ue61eicolare Enel Gene-\nraci\u00f3n Chile SA) contiene i covenant e gli \u201cevents of defau-\nlt\u201d tipici della prassi internazionale.\n46.3.2 Finanziamenti a breve termine - \nEuro 13.306 milioni\nAl 31 dicembre 2021 i \ue61cnanziamenti a breve termine am-\nmontano complessivamente a 13.306 milioni di euro, re-\ngistrando un incremento di 6.961 milioni di euro rispe\ue61do\nal 31 dicembre 2020, e sono de\ue61dagliati nella tabella che\nsegue.\nMilioni di euro\nal 31.12.2021 al 31.12.2020 2021-2020\nDebiti verso banche a breve termine 1.329 711 618\nCommercial paper 10.708 4.854 5.854\nCash collateral e altri \ue61cnanziamenti su derivati 918 370 548\nAltri \ue61cnanziamenti a breve termine\n(1)\n351 410 (59)\nTotale \ue61dnanziamenti a breve termine 13.306 6.345 6.961\n(1) Non include gli altri debiti \ue61cnanziari correnti ricompresi nella voce \u201cAltre passivit\u00e0 \ue61cnanziarie correnti\u201d dello Stato patrimoniale inclusi nell\u2019indebitamento\n\ue61cnanziario.\nI debiti rappresentati da commercial paper, pari a 10.708\nmilioni di euro, si riferiscono alle emissioni in capo a Enel\nFinance International, Enel Finance America ed Endesa.\nTra i principali programmi di commercial paper si segnalano:\n\u2022 6.000 milioni di euro di Enel Finance International legati \na obie\ue61divi di sostenibilit\u00e0;\n\u2022 4.000 milioni di euro di Endesa legati a obie\ue61divi di so-\nstenibilit\u00e0;\n\u2022 5.000 milioni di dollari statunitensi, equivalenti a 4.414 \nmilioni di euro al 31 dicembre 2021, di Enel Finance\nAmerica legati a obie\ue61divi di sostenibilit\u00e0; si so\ue61dolinea\nche nel corso del 2021 Enel Finance America ha incre-\nmentato il suo programma di commercial paper dai\n3.000 milioni di dollari statunitensi agli a\ue61duali 5.000 mi-\nlioni di dollari statunitensi.\nAl 31 dicembre 2021 l\u2019ammontare delle commercial paper le-\ngato a obie\ue61divi di sostenibilit\u00e0 \u00e8 pari a 10.343 milioni di euro.\n\n46.4 Derivati passivi\nPer maggiori de\ue61dagli sui derivati passivi si prega di far rife-\nrimento alla nota 49 \u201cDerivati ed hedge accounting\u201d.\n46.5 Utili/(Perdite) ne\ue61ei\nLa tabella seguente presenta gli utili e le perdite ne\ue61de divi-\nsi per categoria di strumento \ue61cnanziario, a esclusione dei\nderivati.\nMilioni di euro 2021 2020\nUtili/(Perdite)\nne\ue61ei\ndi cui:\n(Impairment)/\nRipristini di\nimpairment\nUtili/(Perdite)\nne\ue61ei\ndi cui:\n(Impairment)/\nRipristini di\nimpairment\nA\ue61eivit\u00e0 \ue61dnanziarie al costo ammo\ue61bizzato (915) (1.194) (1.326) (1.334)\nA\ue61eivit\u00e0 \ue61dnanziarie al FVOCI\nPa\ue61eecipazioni al FVOCI - - 1 -\nAltre a\ue61divit\u00e0 \ue61cnanziarie al FVOCI 15 - 6 -\nTotale a\ue61eivit\u00e0 \ue61dnanziarie al FVOCI 15 - 7 -\nA\ue61eivit\u00e0 \ue61dnanziarie al FVTPL\nA\ue61divit\u00e0 \ue61cnanziarie al FVTPL 28 25 (125) (346)\nA\ue61divit\u00e0 designate alla rilevazione iniziale (fair value option) - - - -\nTotale a\ue61eivit\u00e0 \ue61dnanziarie al FVTPL 28 25 (125) (346)\nPassivit\u00e0 \ue61dnanziarie valutate al costo ammo\ue61bizzato (4.325) - (1.385) -\nPassivit\u00e0 \ue61dnanziarie al FVTPL\nPassivit\u00e0 \ue61cnanziarie detenute per la negoziazione - - - -\nPassivit\u00e0 designate alla rilevazione iniziale (fair value option) - - - -\nTotale passivit\u00e0 \ue61dnanziarie al FVTPL - - - -\nPer maggiori de\ue61dagli sugli utili/(perdite) ne\ue61di sui derivati, si\nprega di far riferimento alla nota 13 \u201cProventi/(Oneri) \ue61cnan-\nziari ne\ue61di da contra\ue61di derivati\u201d.\n",
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"Tag41": {
"value": "\n47. Risk management\nGovernance e obie\ue61eivi di gestione dei rischi\n\ue61fnanziari\nIl Gruppo Enel, nello svolgimento della propria a\ue61divit\u00e0 indu-\nstriale, \u00e8 esposto a rischi di natura \ue61cnanziaria quali il rischio\ndi tasso di interesse, di commodity, di tasso di cambio, cre-\ndito e contropa\ue61ee e di liquidit\u00e0.\nLa governance ado\ue61data dal Gruppo per i rischi \ue61cnanziari\nprevede la presenza di Comitati interni e l\u2019impiego di ap-\nposite policy e limiti operativi. L\u2019obie\ue61divo primario di Enel \u00e8\nquello di mitigare oppo\ue61eunamente i rischi \ue61cnanziari, a\ue619n-\nch\u00e9 questi non compo\ue61eino variazioni ina\ue61dese dei risultati\neconomici.\nLe policy di Gruppo relative alla gestione dei rischi \ue61cnan-\nziari prevedono la mitigazione degli e\ue61ae\ue61di sul risultato\neconomico delle variazioni del livello dei tassi di interesse\ne di cambio, con l\u2019esclusione degli e\ue61ae\ue61di traslativi (con-\nnessi al consolidamento contabile). Tale obie\ue61divo viene\nraggiunto alla fonte dell\u2019esposizione al rischio, a\ue61draverso\nla diversi\ue61ccazione sia della natura degli strumenti \ue61cnanziari\nsia delle fonti di ricavo, nonch\u00e9 a\ue61draverso la modi\ue61cca del\npro\ue61clo di rischio di speci\ue61cche esposizioni tramite la stipula\ndi contra\ue61di derivati sui mercati Over The Counter (OTC) o\nmediante appositi accordi commerciali.\nNell\u2019ambito della governance dei rischi legati alla com-\npliance, il Gruppo Enel monitora le posizioni non-risk re-\nducing in contra\ue61di derivati OTC rispe\ue61do alle soglie stabilite\nda EMIR (Regolamento UE n. 648/2012) per le diverse asset\nclass di a\ue61divit\u00e0. Nel 2021 il Gruppo si \u00e8 posizionato al di\nso\ue61do delle soglie di clearing per tu\ue61de le asset class, mante-\nnendo la classi\ue61ccazione di contropa\ue61ee non \ue61cnanziaria con\nsoglie di operativit\u00e0 non rilevanti (NFC-).\nLe fonti dell\u2019esposizione a tali rischi non hanno sub\u00edto va-\nriazioni rispe\ue61do al precedente esercizio.\nIn\ue61cne, l\u2019impa\ue61do COVID-19 sui temi legati alla gestione del\nrischio \u00e8 stato limitato e comunque non tale da in\ue61buenzare\ndire\ue61damente e in misura signi\ue61ccativa la valutazione degli\nstrumenti derivati e l\u2019esito delle veri\ue61cche di e\ue619cacia sulle\ncope\ue61eure del rischio cambio, tasso e commodity.\nAnche i so\ue61dostanti \ue61cnanziari non hanno risentito dell\u2019im-\npa\ue61do negativo del COVID-19 e non sono state registrate\nvariazioni nelle esposizioni.\n\nRischio di tasso di interesse\nIl rischio di tasso di interesse deriva principalmente dall\u2019im-\npiego di strumenti \ue61cnanziari e si manifesta principalmente\ncome variazione ina\ue61desa degli oneri relativi alle passivi-\nt\u00e0 \ue61cnanziarie, se indicizzati a tasso variabile e/o sogge\ue61di\nall\u2019ince\ue61eezza delle condizioni economiche nella negozia-\nzione dei nuovi strumenti di debito, nonch\u00e9 come variazio-\nne ina\ue61desa del valore di strumenti \ue61cnanziari valutati al fair\nvalue (quali il debito a tasso \ue61csso).\nLe principali passivit\u00e0 \ue61cnanziarie detenute dal Gruppo\ncomprendono prestiti obbligazionari, \ue61cnanziamenti ban-\ncari, debiti verso altri \ue61cnanziatori, commercial paper, deri-\nvati, depositi in denaro ricevuti a garanzia di contra\ue61di com-\nmerciali o derivati (garanzie passive, cash collateral).\nIl Gruppo gestisce il rischio di tasso di interesse principal-\nmente a\ue61draverso la de\ue61cnizione di una stru\ue61dura \ue61cnanzia-\nria o\ue61dimale con il duplice obie\ue61divo di stabilizzazione degli\noneri e di contenimento del costo della provvista.\nTale obie\ue61divo viene raggiunto sia a\ue61draverso la diversi\ue61cca-\nzione del po\ue61eafoglio di passivit\u00e0 \ue61cnanziarie, per tipologia\ncontra\ue61duale, durata e condizioni, sia modi\ue61ccando il pro\ue61clo\ndi rischio di speci\ue61cche esposizioni a\ue61draverso la stipula di\ncontra\ue61di \ue61cnanziari derivati OTC, principalmente interest\nrate swap e interest rate option. La scadenza del contra\ue61do\nderivato non eccede la scadenza della passivit\u00e0 \ue61cnanziaria\nso\ue61dostante cosicch\u00e9 ogni variazione del fair value e/o dei\n\ue61bussi di cassa a\ue61desi dell\u2019uno bilancia la corrispondente va-\nriazione del fair value e/o dei \ue61bussi di cassa a\ue61desi dell\u2019altra.\nIn alcuni casi residuali possono essere ado\ue61date tecniche di\nproxy hedging, qualora gli strumenti di cope\ue61eura relativi ai\nfa\ue61dori di rischio nativi non siano disponibili sul mercato o\nnon siano su\ue619cientemente liquidi.\nAllo scopo di testare ai \ue61cni della normativa EMIR l\u2019e\ue61ae\ue61di-\nva e\ue619cacia delle tecniche di cope\ue61eura poste in essere, il\nGruppo so\ue61dopone i propri po\ue61eafogli di cope\ue61eura a una\nperiodica veri\ue61cca statistica.\nA\ue61draverso i contra\ue61di di interest rate swap, Enel concorda\ncon la contropa\ue61ee di scambiare periodicamente i \ue61bussi di\ncassa relativi agli interessi a tasso variabile con quelli rela-\ntivi agli interessi a tasso \ue61csso, entrambi calcolati sul mede-\nsimo capitale nozionale di riferimento.\nGli interest rate swap \u201cda variabile a \ue61csso\u201d consentono di\ntrasformare una passivit\u00e0 \ue61cnanziaria indicizzata a tasso va-\nriabile in una passivit\u00e0 a tasso \ue61csso, neutralizzando in tale\nmodo l\u2019esposizione dei \ue61bussi di cassa futuri alla variazione\nnel livello dei tassi di interesse.\nGli interest rate swap \u201cda \ue61csso a variabile\u201d consentono di\ntrasformare una passivit\u00e0 \ue61cnanziaria a tasso \ue61csso valutata\nal fair value in una passivit\u00e0 a tasso variabile, neutralizzan-\ndo in tal modo l\u2019esposizione del fair value alla variazione nel\nlivello dei tassi di interesse.\nGli interest rate swap \u201cda variabile a variabile\u201d consentono\ndi trasformare i criteri di indicizzazione di una passivit\u00e0 \ue61c-\nnanziaria a tasso variabile.\nAlcuni \ue61cnanziamenti stru\ue61durati sono cara\ue61derizzati da \ue61bussi\ndi cassa cedolari con pi\u00f9 fasi, cope\ue61ei da interest rate swap,\nche alla data di bilancio, e per un tempo limitato, prevedo-\nno lo scambio interessi entrambi a tasso \ue61csso.\nI contra\ue61di di interest rate option prevedono, al raggiun-\ngimento di valori soglia prede\ue61cniti (c.d. \u201cstrike\u201d), la corre-\nsponsione periodica di un di\ue61aerenziale di interesse cal-\ncolato sul valore nozionale di riferimento. Tali valori soglia\ndeterminano il tasso massimo (c.d. \u201ccap\u201d) o il tasso minimo\n(c.d. \u201c\ue61boor\u201d) al quale risulter\u00e0 indicizzato lo strumento \ue61c-\nnanziario sintetico per e\ue61ae\ue61do della cope\ue61eura. Alcune stra-\ntegie di cope\ue61eura prevedono combinazioni di opzioni (c.d.\n\u201ccollar\u201d), che consentono di \ue61cssare contemporaneamente\nsia il tasso minimo sia il tasso massimo. In questo caso, i\nvalori soglia sono generalmente determinati in modo che\nnon sia previsto il pagamento di alcun premio al momento\ndella stipula (c.d. \u201czero cost collar\u201d).\nI contra\ue61di di interest rate option vengono normalmente\nstipulati quando il tasso di interesse \ue61csso conseguibile me-\ndiante un interest rate swap \u00e8 elevato rispe\ue61do alle aspe\ue61da-\ntive del mercato sui tassi di interesse futuri. Inoltre, l\u2019utilizzo\ndegli interest rate option \u00e8 considerato pi\u00f9 appropriato nei\nperiodi di maggior ince\ue61eezza sul futuro andamento dei\ntassi di interesse poich\u00e9 consente di bene\ue61cciare di even-\ntuali diminuzioni del livello degli stessi.\nNella tabella seguente viene fornito, alla data del 31 dicembre \n2021 e del 31 dicembre 2020 il nozionale dei contra\ue61di deri-\nvati su tasso di interesse suddiviso per tipologia contra\ue61duale.\nMilioni di euro Valore nozionale\n2021 2020\nDa variabile a \ue61csso interest rate swap 7.7 0 0 7.32 3\nDa \ue61csso a variabile interest rate swap 722 173\nDa \ue61csso a \ue61csso interest rate swap - -\nDa variabile a variabile interest rate swap 391 276\nInterest rate option 50 50\nTotale 8.863 7.822\nPer maggiori de\ue61dagli sui derivati su tasso di interesse, si\nprega di far riferimento alla nota 49 \u201cDerivati ed hedge ac-\ncounting\u201d.\n\nLe esposizioni derivanti dai contra\ue61di indicizzati sono de-\nterminate a\ue61draverso la scomposizione delle formule con-\ntra\ue61duali nei fa\ue61dori di rischio so\ue61dostanti.\nPer contenere gli e\ue61ae\ue61di delle oscillazioni e stabilizzare il\nmargine in conformit\u00e0 con le policy e i limiti operativi de\ue61c-\nniti dalla governance di Gruppo, garantendo un adeguato\nmargine di \ue61bessibilit\u00e0 per cogliere eventuali oppo\ue61eunit\u00e0\nnel breve termine, Enel elabora e piani\ue61cca sia strategie\nche intervengono nelle varie fasi del processo industriale\nlegato alla produzione e vendita di energia e di gas (quali\nl\u2019approvvigionamento anticipato e gli accordi commerciali\na lungo termine), sia piani e tecniche di mitigazione del ri-\nschio tramite l\u2019utilizzo di contra\ue61di derivati (hedging).\nIn relazione all\u2019energia venduta, il Gruppo ricorre prevalen-\ntemente alla stipula di contra\ue61di a prezzo \ue61csso, a\ue61draverso\naccordi bilaterali \ue61csici (per es., PPA) e contra\ue61di \ue61cnanziari\n(per es., contra\ue61di per di\ue61aerenza, VPP ecc.) nei quali le dif-\nferenze sono regolate a favore della contropa\ue61ee, nel caso\nil prezzo di mercato dell\u2019energia superi il prezzo strike, e\na favore di Enel, nel caso contrario. L\u2019esposizione residua,\nderivante dalle vendite di energia sul mercato spot, non\ncope\ue61ee dai sudde\ue61di contra\ue61di, \u00e8 aggregata per fa\ue61dori di\nrischio omogenei che possono essere gestiti a\ue61draverso\noperazioni di cope\ue61eura sul mercato. Per i po\ue61eafogli in-\ndustriali sono ado\ue61date tecniche di proxy hedging qualora\ngli strumenti di cope\ue61eura relativi ai pa\ue61eicolari fa\ue61dori di ri-\nschio che generano l\u2019esposizione non siano disponibili sul\nmercato o non siano su\ue619cientemente liquidi. Inoltre, Enel\napplica tecniche di po\ue61efolio hedging per valutare oppo\ue61eu-\nnit\u00e0 di ne\ue61ding fra esposizioni infragruppo.\nGli strumenti di cope\ue61eura utilizzati dal Gruppo sono pre-\nvalentemente contra\ue61di derivati plain vanilla (in pa\ue61eicolare,\nforward, swap, opzioni su commodity, future e contra\ue61di\nper di\ue61aerenza).\nAlcuni di questi prodo\ue61di possono essere indicizzati a sot-\ntostanti diversi (carbone, gas, petrolio, CO\n2\n, diverse geo-\ngra\ue61ce ecc.) e le formule possono essere studiate e ada\ue61date\na seconda delle esigenze speci\ue61cche.\nEnel inoltre svolge a\ue61divit\u00e0 di proprietary trading con l\u2019obiet-\ntivo di presidiare i mercati delle commodity energetiche di\nriferimento per il Gruppo. Tale a\ue61divit\u00e0 consiste nell\u2019assun-\nzione di esposizioni sulle commodity energetiche (prodo\ue61di\npetroliferi, gas, carbone, ce\ue61ei\ue61ccati CO\n2\ned energia ele\ue61dri-\nca) a\ue61draverso strumenti \ue61cnanziari derivati e contra\ue61di \ue61csici\nscambiati su mercati regolamentati e Over The Counter\n(OTC), o\ue61dimizzando il pro\ue61c\ue61do grazie a operazioni e\ue61ae\ue61duate\nsulla base delle aspe\ue61dative di evoluzione dei mercati.\nLa seguente tabella espone il valore nozionale delle tran-\nsazioni outstanding al 31 dicembre 2021 e al 31 dicembre\n2020, suddiviso per tipologia di strumento.\nMilioni di euro Valore nozionale\n2021 2020\nContra\ue61di forward e future 90.273 48.064\nSwap 12.122 1.862\nOpzioni 1.076 576\nEmbedded - 7\nTotale 103.471 50.509\nPer maggiori de\ue61dagli si prega di far riferimento alla nota 49\n\u201cDerivati ed hedge accounting\u201d.\nAnalisi di sensitivit\u00e0 del rischio di prezzo delle\ncommodity\nLa seguente tabella presenta l\u2019analisi di sensitivit\u00e0 a cam-\nbiamenti ragionevolmente possibili nei prezzi delle com-\nmodity so\ue61dostanti il modello di valutazione considerati\nnello scenario alla stessa data, mantenendo tu\ue61de le altre\nvariabili costanti.\nL\u2019impa\ue61do sul risultato prima delle imposte, in caso di un in-\ncremento del 15% e di un decremento del 15% dei prezzi\ndelle commodity principali che compongono gli scena-\nri dei combustibili e il paniere delle formule utilizzate nei\ncontra\ue61di, \u00e8 dovuto principalmente alla variazione del prez-\nzo dell\u2019energia, del gas e dei prodo\ue61di petroliferi e, in minor\nmisura, della CO\n2\n. L\u2019impa\ue61do sul patrimonio ne\ue61do, applican-\ndo gli stessi shift sulla curva dei prezzi, \u00e8 dovuto princi-\npalmente alla variazione del prezzo dell\u2019energia ele\ue61drica\ne delle commodity petrolifere e, in misura inferiore, della\nCO\n2\n. L\u2019esposizione del Gruppo a variazioni dei prezzi delle\naltre commodity non \u00e8 materiale.\nMilioni di euro 2021\nImpa\ue61eo a Conto\neconomico\n(al lordo delle imposte)\nImpa\ue61eo a patrimonio\nne\ue61eo (al lordo delle\nimposte)\nPrezzo\ncommodity Incremento Decremento Incremento Decremento\nVariazioni nel fair value dei derivati su commodity di trading 15% (621) 632 - -\nVariazioni nel fair value dei derivati su commodity designati come strumenti\ndi cope\ue61eura\n15% - - 72 (88)\n\nCredito e Contropa\ue61de\nLe operazioni commerciali, su commodity e di natura \ue61c-\nnanziaria, espongono il Gruppo al rischio di credito e con-\ntropa\ue61ee, ovvero all\u2019eventualit\u00e0 di un peggioramento del\nmerito creditizio delle contropa\ue61ei che causa e\ue61ae\ue61di avversi\nsul valore a\ue61deso della posizione creditoria e, relativamente\nai soli crediti commerciali, incremento dei tempi medi di\nincasso.\nPe\ue61eanto, l\u2019esposizione al rischio di credito \u00e8 riconducibile\nalle seguenti tipologie di operativit\u00e0:\n\u2022 vendita e distribuzione di energia ele\ue61drica e gas nei \nmercati liberi e regolamentati e fornitura di beni e ser-\nvizi (crediti commerciali);\n\u2022 a\ue61divit\u00e0 di negoziazione che compo\ue61eano uno scambio \n\ue61csico od operazioni su strumenti \ue61cnanziari (po\ue61eafoglio\ncommodity);\n\u2022 a\ue61divit\u00e0 di negoziazione di strumenti derivati, depositi \nbancari e pi\u00f9 in generale di strumenti \ue61cnanziari (po\ue61ea-\nfoglio \ue61cnanziario).\nAllo scopo di perseguire la minimizzazione del rischio di\ncredito, la gestione e il controllo delle esposizioni credi-\ntizie vengono e\ue61ae\ue61duati a livello di Regione, Paese e Linea\ndi Business Globale da unit\u00e0 organizzative diverse, assicu-\nrando in tal modo la necessaria segregazione tra a\ue61divit\u00e0 di\ngestione e di controllo del rischio. Il monitoraggio dell\u2019e-\nsposizione consolidata viene assicurato dalla Holding.\nInoltre, a livello di Gruppo \u00e8 prevista, in tu\ue61de le principali \nRegioni, Paesi e Linee di Business Globali e a livello conso-\nlidato, l\u2019applicazione di criteri omogenei per la misurazio-\nne, il monitoraggio e il controllo delle esposizioni crediti-\nzie commerciali, al \ue61cne di identi\ue61ccare tempestivamente i\nfenomeni degenerativi della qualit\u00e0 dei crediti in essere e\ndelle eventuali azioni di mitigazione da implementare.\nLa politica di gestione del rischio di credito derivante da\na\ue61divit\u00e0 commerciali prevede la valutazione preliminare\ndel merito creditizio delle contropa\ue61ei e l\u2019adozione di stru-\nmenti di mitigazione quali l\u2019acquisizione di garanzie reali\no personali.\nInoltre, il Gruppo pone in essere operazioni di cessione dei\ncrediti senza rivalsa (pro soluto), che danno luogo all\u2019inte-\ngrale eliminazione dal bilancio delle corrispondenti a\ue61divit\u00e0\nogge\ue61do di cessione, essendo stati ritenuti trasferiti i rischi\ne i benef\u00edci a esse connessi.\nCon riferimento, in\ue61cne, all\u2019operativit\u00e0 \ue61cnanziaria e su com-\nmodity, la mitigazione del rischio \u00e8 perseguita a\ue61draverso\nun sistema di valutazione delle contropa\ue61ei omogeneo a\nlivello di Gruppo, implementato anche a livello di Regio-\nne/Paese/Linea di Business Globale, nonch\u00e9 l\u2019adozione di \nspeci\ue61cci framework contra\ue61duali standardizzati che preve-\ndono clausole di mitigazione del rischio (per es., ne\ue61ding)\ned eventualmente lo scambio di cash collateral.\nNonostante peggioramenti delle curve di incasso su alcu-\nni segmenti di clientela di cui si \u00e8 tenuto conto nella valu-\ntazione dell\u2019impairment dei crediti commerciali, il po\ue61ea-\nfoglio di Gruppo ha dimostrato \u2013 \ue61cno a oggi \u2013 resilienza\nalla crisi pandemica globale. Tu\ue61do ci\u00f2 grazie a un ra\ue61aor-\nzamento dei canali di incasso digitali e a una solida diver-\nsi\ue61ccazione dei clienti commerciali che hanno avuto una\nbassa esposizione agli impa\ue61di del COVID (per es., utility e\nsociet\u00e0 di distribuzione).\nCrediti \ue61fnanziari\nMilioni di euro\nal 31.12.2021\nStaging\nBase per la\nrilevazione del fondo\nperdite a\ue61eese\nLoss rate medio\n(PD*LGD)\nValore contabile\nlordo\nFondo\nperdite a\ue61eese\nValore\nne\ue61eo\nPe\ue61forming 12 m ECL 0,6% 10.585 65 10.520 \nUnderpe\ue61forming Lifetime ECL 27,8 % 72 20 52 \nNon-pe\ue61forming Lifetime ECL 73,0% 204 149 55\nTotale 10.861 234 10.627 \n\nA\ue61eivit\u00e0 derivanti dai contra\ue61ei con i clienti, crediti commerciali e altri crediti: valutazione individuale\nMilioni di euro\nal 31.12.2021\nLoss rate medio\n(PD*LGD)\nValore\ncontabile lordo\nFondo \nperdite a\ue61eese\nValore\nne\ue61eo\nA\ue61eivit\u00e0 da contra\ue61ei con i clienti - 110 - 110\nCrediti commerciali\nCrediti commerciali non scaduti 0,7% 5.339 39 5.300\nCrediti commerciali scaduti:\n- 1-30 giorni 1,2% 489 6 483\n- 31-60 giorni 3,4% 89 3 86\n- 61-90 giorni 10,2% 59 6 53\n- 91-120 giorni 50,0% 34 17 17 \n- 121-150 giorni 31,6% 19 6 13 \n- 151-180 giorni 26,9% 26 7 19 \n- pi\u00f9 di 180 giorni (credit impaired) 77,1% 1.813 1.397 416 \nTotale crediti commerciali 7.868 1.481 6.387\nAltri crediti\nAltri crediti non scaduti 1,9% 1.712 32 1.680\nAltri crediti scaduti:\n- 1-30 giorni - 352 - 352\n- 31-60 giorni - 244 - 244\n- 61-90 giorni - - - -\n- 91-120 giorni - 2 - 2\n- 121-150 giorni - - - -\n- 151-180 giorni - - - -\n- pi\u00f9 di 180 giorni (credit impaired) 13,9% 332 46 286\nTotale altri crediti 2.642 78 2.564\nTOTALE 10.620 1.559 9.061 \nMilioni di euro\nal 31.12.2020\nLoss rate medio\n(PD*LGD)\nValore\ncontabile lordo\nFondo perdite\na\ue61eese\nValore\nne\ue61eo\nA\ue61eivit\u00e0 da contra\ue61ei con i clienti 4,3% 23 1 22\nCrediti commerciali\nCrediti commerciali non scaduti 1,3% 4.953 66 4.887 \nCrediti commerciali scaduti:\n- 1-30 giorni 1,5% 453 7 446\n- 31-60 giorni 2,8% 106 3 103 \n- 61-90 giorni 12,8% 39 5 34\n- 91-120 giorni 28,0% 25 7 18 \n- 121-150 giorni 12,9% 31 4 27 \n- 151-180 giorni 100,0% 53 53 -\n- pi\u00f9 di 180 giorni (credit impaired) 83,8% 1.692 1.418 274 \nTotale crediti commerciali 7.352 1.563 5.789 \nAltri crediti\nAltri crediti non scaduti 3,1% 1.243 38 1.205\nAltri crediti scaduti:\n- 1-30 giorni 15,6% 499 78 421 \n- 31-60 giorni - 11 - 11\n- 61-90 giorni - - - -\n- 91-120 giorni - - - -\n- 121-150 giorni - - - -\n- 151-180 giorni 40,0% 5 2 3\n- pi\u00f9 di 180 giorni (credit impaired) 6,3% 79 5 74 \nTotale altri crediti 1.837 123 1.714 \nTOTALE 9.212 1.687 7.525 \n\nA\ue61eivit\u00e0 derivanti dai contra\ue61ei con i clienti, crediti commerciali e altri crediti: valutazione colle\ue61eiva\nMilioni di euro\nal 31.12.2021\nLoss rate medio\n(PD*LGD)\nValore\ncontabile lordo\nFondo perdite\na\ue61eese\nValore\nne\ue61eo\nA\ue61eivit\u00e0 da contra\ue61ei con i clienti 11,5% 26 2 24 \nCrediti commerciali\nCrediti commerciali non scaduti 1,7% 4.603 77 4.526 \nCrediti commerciali scaduti:\n- 1-30 giorni 2,8% 3.321 94 3.227\n- 31-60 giorni 9,9% 272 27 245 \n- 61-90 giorni 15,3% 183 28 155\n- 91-120 giorni 26,1% 111 29 82 \n- 121-150 giorni 32,4% 111 36 75 \n- 151-180 giorni 33,3% 90 30 60\n- pi\u00f9 di 180 giorni (credit impaired) 58,5% 3.180 1.861 1.319 \nTotale crediti commerciali 11.871 2.182 9.689\nAltri crediti\nAltri crediti non scaduti - 804 76 728 \nAltri crediti scaduti:\n- 1-30 giorni - 7 - 7\n- 31-60 giorni - - - -\n- 61-90 giorni - - - -\n- 91-120 giorni - - - -\n- 121-150 giorni - - - -\n- 151-180 giorni - 1 - 1\n- pi\u00f9 di 180 giorni (credit impaired) - 1 - 1\nTotale altri crediti 813 76 737 \nTOTALE 12.710 2.260 10.450 \nMilioni di euro\nal 31.12.2020\nLoss rate medio\n(PD*LGD)\nValore\ncontabile lordo\nFondo perdite\na\ue61eese\nValore \nne\ue61eo\nA\ue61eivit\u00e0 da contra\ue61ei con i clienti 1,2% 163 2 161 \nCrediti commerciali\nCrediti commerciali non scaduti 0,6% 5.487 32 5.455\nCrediti commerciali scaduti:\n- 1-30 giorni 7, 2 % 554 40 514 \n- 31-60 giorni 16,2% 154 25 129\n- 61-90 giorni 26,4% 110 29 81\n- 91-120 giorni 36,6% 71 26 45 \n- 121-150 giorni 43,1% 58 25 33\n- 151-180 giorni 100,0% 79 79 -\n- pi\u00f9 di 180 giorni (credit impaired) 100,0% 1.468 1.468 -\nTotale crediti commerciali 7.981 1.724 6.257 \nAltri crediti\nAltri crediti non scaduti 2,2% 274 6 268\nAltri crediti scaduti:\n- 1-30 giorni - 3 - 3\n- 31-60 giorni - 1 - 1\n- 61-90 giorni - - - -\n- 91-120 giorni - - - -\n- 121-150 giorni - - - -\n- 151-180 giorni - - - -\n- pi\u00f9 di 180 giorni (credit impaired) - 55 - 55\nTotale altri crediti 333 6 327 \nTOTALE 8.477 1.732 6.745 \n\nRischio di liquidit\u00e0\nIl rischio di liquidit\u00e0 si manifesta come ince\ue61eezza sulla ca-\npacit\u00e0 del Gruppo di adempiere alle proprie obbligazioni,\nassociate a passivit\u00e0 \ue61cnanziarie che sono regolate tramite\nla cassa o altre a\ue61divit\u00e0 \ue61cnanziarie.\nEnel gestisce il rischio di liquidit\u00e0 a\ue61duando oppo\ue61eune mi-\nsure tese a garantire un adeguato livello di risorse \ue61cnanzia-\nrie liquide, minimizzandone il relativo costo oppo\ue61eunit\u00e0, e\nmantenendo una stru\ue61dura del debito equilibrata in termini\ndi scadenze e fonti di \ue61cnanziamento.\nNel breve termine, il rischio di liquidit\u00e0 \u00e8 mitigato garan-\ntendo un adeguato livello di risorse incondizionatamente\ndisponibili, ivi comprese le disponibilit\u00e0 di cassa e i depositi\na breve termine, le linee di credito commi\ue61ded disponibili e\nil po\ue61eafoglio di a\ue61divit\u00e0 altamente liquide.\nNel lungo termine, il rischio di liquidit\u00e0 \u00e8 mitigato garan-\ntendo un pro\ue61clo equilibrato di scadenze del debito e l\u2019ac-\ncesso a diverse fonti di \ue61cnanziamento in termini di mercati,\nvalute e contropa\ue61ei.\nLa mitigazione del rischio di liquidit\u00e0 consente al Gruppo\ndi mantenere un pro\ue61clo di merito creditizio che garantisce\nl\u2019accesso al mercato dei capitali e limiti il costo delle fonti\ndi \ue61cnanziamento, con conseguenti e\ue61ae\ue61di positivi sulla sua\nsituazione economica, patrimoniale e \ue61cnanziaria.\nIl Gruppo ha a disposizione le seguenti linee di credito e\ncommercial paper non utilizzate.\nMilioni di euro al 31.12.2021 al 31.12.2020\nCon scadenza\nentro un anno\nCon scadenza\noltre un anno\nCon scadenza\nentro un anno\nCon scadenza\noltre un anno\nLinee di credito commi\ue61ded 438 14.822 4.028 14.531\nLinee di credito uncommi\ue61ded 888 - 802 -\nCommercial paper 3.709 - 7.591 -\nTotale 5.035 14.822 12.421 14.531\nAnalisi delle scadenze\nLa tabella seguente riassume il pro\ue61clo temporale del piano\ndi rimborsi del debito a lungo termine del Gruppo.\nMilioni di euro\nAl 31.12.2021 Quota con scadenza nel\nMeno\ndi tre\nmesi\nTra tre\nmesi e\nun anno 2023 2024 2025 2026 Oltre\nObbligazioni:\n- tasso \ue61csso quotate 59 2.060 2.078 4.691 2.150 3.782 12.593\n- tasso variabile quotate 128 306 466 357 298 191 811\n- tasso \ue61csso non quotate 50 - - 1.320 - 1.094 8.743\n- tasso variabile non quotate - 97 97 97 97 97 137\nTotale obbligazioni 237 2.463 2.641 6.465 2.545 5.164 22.284\nFinanziamenti bancari:\n- tasso \ue61csso 65 173 206 945 197 334 485\n- tasso variabile 96 655 756 1.261 1.072 2.313 3.956\n- uso linee di credito revolving - - 50 - 4 1.000 -\nTotale \ue61dnanziamenti bancari 161 828 1.012 2.206 1.273 3.647 4.441\nLeasing:\n- tasso \ue61csso 67 175 213 166 151 147 1.558\n- tasso variabile 4 13 15 13 13 9 3\nTotale leasing 71 188 228 179 164 156 1.561\nAltri \ue61dnanziamenti non bancari\n(1)\n:\n- tasso \ue61csso 11 58 73 80 66 74 233\n- tasso variabile 3 11 - 120 5 1 2\nTotale altri \ue61dnanziamenti non bancari 14 69 73 200 71 75 235\nTOTALE 483 3.548 3.954 9.050 4.053 9.042 28.521\n(1) Include gli \u201cAltri debiti \ue61cnanziari non correnti\u201d esposti nella voce \u201cAltre passivit\u00e0 \ue61cnanziarie non correnti\u201d dello Stato patrimoniale.\n\nImpegni per l\u2019acquisto delle commodity\nNel corso dello svolgimento del proprio business il Gruppo\nEnel ha so\ue61doscri\ue61do contra\ue61di per l\u2019acquisto di una speci\ue61cca\nquantit\u00e0 di commodity a una ce\ue61ea data futura ma aventi\nle cara\ue61deristiche di uso proprio per poter rientrare nella\ncosidde\ue61da \u201cown use exemption\u201d prevista dall\u2019IFRS 9.\nLa seguente tabella ripo\ue61ea l\u2019analisi dei \ue61bussi di cassa non\na\ue61dualizzati in relazione agli impegni outstanding al 31 di-\ncembre 2021.\nMilioni di euro al 31.12.2021 2022-2025 2026-2030 2031-2035 Oltre\nImpegni per acquisti di commodity:\n- energia ele\ue61drica 71.244 22.916 16.201 13.932 18.195\n- combustibili 58.042 11.542 34.027 8.038 4.435\nTotale 129.286 34.458 50.228 21.970 22.630\n\nAnalisi di sensitivit\u00e0 del tasso di interesse\nEnel e\ue61ae\ue61dua l\u2019analisi di sensitivit\u00e0 a\ue61draverso la stima degli\ne\ue61ae\ue61di sul valore delle poste di bilancio relative al po\ue61eafo-\nglio in strumenti \ue61cnanziari derivanti da variazioni nel livello\ndei tassi di interesse.\nIn pa\ue61eicolare, l\u2019analisi di sensitivit\u00e0 misura il potenziale im-\npa\ue61do sul Conto economico e sul patrimonio ne\ue61do di diver-\nsi scenari di mercato che determinerebbero la variazione\ndel fair value degli strumenti \ue61cnanziari derivati e la variazio-\nne degli oneri \ue61cnanziari relativi alla quota di indebitamento\nlordo non cope\ue61eo.\nTali scenari di mercato sono o\ue61denuti mediante la traslazio-\nne parallela, in aumento e in diminuzione, della curva dei\ntassi di interesse di riferimento alla data di bilancio.\nNon sono state introdo\ue61de modi\ue61cche n\u00e9 dei metodi n\u00e9 delle\nassunzioni utilizzate nell\u2019analisi di sensitivit\u00e0 rispe\ue61do al pe-\nriodo precedente.\nMantenendo costanti tu\ue61de le altre variabili, il risultato pri-\nma delle imposte \u00e8 impa\ue61dato dalle variazioni nel livello dei\ntassi di interesse come segue.\nMilioni di euro 2021\nImpa\ue61eo a Conto economico \n(al lordo delle imposte)\nImpa\ue61eo a patrimonio\nne\ue61eo (al lordo delle imposte)\nPunti base Incremento Decremento Incremento Decremento\nVariazione degli oneri \ue61cnanziari sul debito lordo di lungo termine a\ntasso variabile dopo le cope\ue61eure\n25 23 (23) - -\nVariazione del fair value degli strumenti \ue61cnanziari derivati classi\ue61ccati\nnon di cope\ue61eura\n25 38 (38) - -\nVariazione del fair value degli strumenti \ue61dnanziari derivati designati\ncome strumenti di cope\ue61bura\nCash \ue61bow hedge 25 - - 67 (67)\nFair value hedge 25 - - - -\nAl 31 dicembre 2021 il 24,5% (24,6% al 31 dicembre 2020) \ndell\u2019indebitamento \ue61cnanziario lordo a lungo termine \u00e8\nespresso a tassi variabili. Tenuto conto di e\ue619caci relazio-\nni di cope\ue61eura dei \ue61bussi \ue61cnanziari connessi al rischio di\ntasso di interesse (in base a quanto previsto dagli IFRS-\nEU), l\u2019indebitamento \ue61cnanziario lordo a lungo termine, al\n31 dicembre 2021, risulta essere cope\ue61eo per l\u201984,5% ri-\nspe\ue61do all\u2019esposizione (cope\ue61eo per l\u201986,3% al 31 dicembre\n2020).\nRischio di tasso di cambio\nIl rischio di tasso di cambio si manifesta principalmente\ncome variazioni ina\ue61dese delle poste di bilancio derivanti da\ntransazioni denominate in una valuta diversa dalla valuta di\nconto. Il Bilancio consolidato del Gruppo \u00e8 inoltre sogge\ue61do\nal rischio traslativo come conseguenza della conversione\ndei bilanci delle controllate estere, denominati in valuta lo-\ncale, in euro quale valuta di conto del Gruppo.\nL\u2019esposizione del Gruppo al rischio di tasso di cambio \u00e8\nlegata in pa\ue61eicolare alle operazioni di compravendita di\ncombustibili ed energia, agli investimenti (\ue61bussi di cassa\nper costi capitalizzati), ai dividendi e alla compravendita di\npa\ue61eecipazioni, ai rappo\ue61ei commerciali e alle a\ue61divit\u00e0 e pas-\nsivit\u00e0 \ue61cnanziarie.\nLe policy di Gruppo relative alla gestione del rischio di\ncambio prevedono la mitigazione degli e\ue61ae\ue61di sul risultato\neconomico delle variazioni del livello dei tassi di cambio,\ncon l\u2019esclusione degli e\ue61ae\ue61di traslativi connessi al consoli-\ndamento contabile.\nAl \ue61cne di minimizzare l\u2019esposizione al rischio di tasso di\ncambio, Enel ado\ue61da strategie di diversi\ue61ccazione geogra-\n\ue61cca delle fonti di ricavo e di costo, nonch\u00e9 formule di in-\ndicizzazione nei contra\ue61di commerciali, e stipula diverse ti-\npologie di contra\ue61di derivati, tipicamente sul mercato Over\nThe Counter (OTC).\nI contra\ue61di derivati presenti nel po\ue61eafoglio di strumen-\nti \ue61cnanziari del Gruppo sono cross currency interest rate\nswap, currency forward e currency swap. La scadenza di\ntali contra\ue61di non eccede la scadenza dello strumento sot-\ntostante cosicch\u00e9 ogni variazione del fair value e/o dei\n\ue61bussi di cassa a\ue61desi degli uni bilancia le corrispondenti va-\nriazioni del fair value e/o dei \ue61bussi di cassa a\ue61desi degli altri.\nI cross currency interest rate swap consentono di trasfor-\nmare una passivit\u00e0 \ue61cnanziaria a lungo termine, denominata\nin una divisa diversa da quella di conto, in un\u2019equivalente\npassivit\u00e0 \ue61cnanziaria denominata nella divisa di conto.\nI currency forward sono contra\ue61di con i quali le contropa\ue61ei\nconcordano lo scambio bidirezionale di capitali denomina-\nti in divise diverse, a una determinata data futura e a un\nce\ue61eo tasso di cambio (c.d. \u201cstrike\u201d). Tali contra\ue61di possono\nprevedere la consegna e\ue61ae\ue61diva del capitale scambiato\n(deliverable forward) o la corresponsione del di\ue61aerenziale\ngenerato dalla disuguaglianza tra il tasso di cambio strike\ne il livello del cambio prevalente sul mercato alla data di\nscadenza (non deliverable forward). In quest\u2019ultimo caso, il\ntasso di cambio strike e/o il tasso di cambio spot possono\nessere determinati come medie dei tassi osservati in un\ndeterminato periodo.\n\nI currency swap sono contra\ue61di con i quali le contropa\ue61ei con-\ncordano due operazioni di segno opposto a di\ue61aerenti date \nfuture (tipicamente una a pronti e una a termine) che pre-\nvedono lo scambio di capitali denominati in divise diverse. \nNella seguente tabella viene fornito, alla data del 31 dicem-\nbre 2021 e del 31 dicembre 2020, il nozionale delle ope-\nrazioni in essere suddivise per tipologia di posta cope\ue61ea.\nMilioni di euro Valore nozionale\n2021 2020\nCross currency interest rate swap (CCIRS) a cope\ue61eura indebitamento in valuta 21.123 20.636\nContra\ue61di currency forward a cope\ue61eura del rischio cambio commodity 6.183 5.469\nContra\ue61di currency forward/CCIRS a cope\ue61eura di \ue61bussi futuri in valuta diversa dall\u2019euro 5.034 3.971\nAltri contra\ue61di forward 926 990\nTotale 33.266 31.066\nIn pa\ue61eicolare, si evidenziano:\n\u2022 contra\ue61di CCIRS con un ammontare nozionale di 21.123 \nmilioni di euro volti alla cope\ue61eura del rischio cambio\ncollegato all\u2019indebitamento contra\ue61do in valuta (20.636\nmilioni di euro al 31 dicembre 2020);\n\u2022 contra\ue61di currency forward e cross currency swap con \nun ammontare nozionale complessivo di 11.217 milioni\ndi euro utilizzati per coprire il rischio cambio connesso\nalle a\ue61divit\u00e0 di acquisto di gas naturale e combustibili, e\nai \ue61bussi a\ue61desi in valute diverse dall\u2019euro (9.440 milioni di\neuro al 31 dicembre 2020);\n\u2022 gli \u201cAltri contra\ue61di forward\u201d, in cui sono ricomprese le ope-\nrazioni in derivati OTC posti in essere al \ue61cne di mitigare il\nrischio di cambio relativo ai \ue61bussi a\ue61desi in valute diverse\ndalla moneta di conto connessi all\u2019acquisizione di beni \nd\u2019investimento nel se\ue61dore delle energie rinnovabili e delle\ninfrastru\ue61dure e reti (contatori digitali di ultima generazio-\nne), ai costi operativi della fornitura di servizi cloud e a\nricavi derivanti dalla vendita di energia rinnovabile.\nAl 31 dicembre 2021 si rileva che il 45% (51% al 31 dicem-\nbre 2020) dell\u2019indebitamento a lungo termine di Gruppo \u00e8\nespresso in divise diverse dall\u2019euro.\nTenuto conto delle operazioni di cope\ue61eura dal rischio di\ntasso di cambio, la percentuale di indebitamento non co-\npe\ue61ea da tale rischio si a\ue61desta al 17% al 31 dicembre 2021\n(17% al 31 dicembre 2020).\nAnalisi di sensitivit\u00e0 del rischio di tasso di cambio\nEnel e\ue61ae\ue61dua l\u2019analisi di sensitivit\u00e0 a\ue61draverso la stima degli\ne\ue61ae\ue61di sul valore delle poste di bilancio relative al po\ue61eafo-\nglio in strumenti \ue61cnanziari derivanti da variazioni nel livello\ndei tassi di cambio.\nIn pa\ue61eicolare, l\u2019analisi di sensitivit\u00e0 misura il potenziale im-\npa\ue61do sul Conto economico e sul patrimonio ne\ue61do di diver-\nsi scenari di mercato che determinerebbero la variazione\ndel fair value degli strumenti \ue61cnanziari derivati e la variazio-\nne degli oneri \ue61cnanziari relativi alla quota di indebitamento\nlordo di medio-lungo termine non cope\ue61eo.\nTali scenari sono o\ue61denuti mediante l\u2019apprezzamento e il\ndeprezzamento del tasso di cambio dell\u2019euro verso tu\ue61de\nle altre divise rispe\ue61do al valore rilevato alla data di bilancio.\nNon sono state introdo\ue61de modi\ue61cche n\u00e9 dei metodi n\u00e9 delle\nassunzioni utilizzate nell\u2019analisi di sensitivit\u00e0 rispe\ue61do al pe-\nriodo precedente.\nMantenendo costanti tu\ue61de le altre variabili, il risultato pri-\nma delle imposte \u00e8 impa\ue61dato dalle variazioni nel livello dei\ntassi di cambio come segue.\nMilioni di euro 2021\nImpa\ue61eo a Conto economico \n(al lordo delle imposte)\nImpa\ue61eo a patrimonio ne\ue61eo (al\nlordo delle imposte)\nTasso di \ncambio Incremento Decremento Incremento Decremento\nVariazione del fair value degli strumenti \ue61cnanziari derivati classi\ue61ccati\nnon di cope\ue61eura\n10% 485 (592) - -\nVariazione del fair value degli strumenti \ue61dnanziari derivati\ndesignati come strumenti di cope\ue61bura:\nCash \ue61bow hedge 10% - - (2.458) 3.003\nFair value hedge 10% (50) 61 - -\nRischio di prezzo delle commodity\nIl rischio di oscillazione dei prezzi delle commodity ener-\ngetiche, quali energia ele\ue61drica, gas, olio, CO\n2\n ecc., \u00e8 gene-\nrato dalla volatilit\u00e0 dei prezzi e dalle correlazioni stru\ue61durali\ntra essi esistenti, che rendono ince\ue61eo il margine derivante\ndalle operazioni di compravendita di energia e combusti-\nbili a prezzo variabile (per es., contra\ue61di bilaterali indicizzati,\noperazioni sul mercato spot ecc.).\n",
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"Tag42": {
"value": "\nMilioni di euro Non correnti Correnti\nNozionale Fair value Nozionale Fair value\nal\n31.12.2021\nal\n31.12.2020\nal\n31.12.2021\nal\n31.12.2020\nal\n31.12.2021\nal\n31.12.2020\nal\n31.12.2021\nal\n31.12.2020\nDERIVATI PASSIVI\nDerivati di fair value hedge:\n- tassi 660 - 5 - - - - -\n- cambi - - - - - - - -\nTotale 660 - 5 - - - - -\nDerivati di cash \ue61cow hedge:\n- tassi 6.807 7. 201 620 938 653 122 9 2\n- cambi 7. 224 16.310 1.244 2.491 1.892 3.766 49 263\n- commodity 3.312 1.535 1.301 148 2.067 1.466 4.853 379\nTotale 17. 343 25.046 3.165 3.577 4.612 5.354 4.911 644\nDerivati di trading:\n- tassi - 50 - 4 150 100 73 88\n- cambi 73 28 2 3 3.555 984 60 41\n- commodity 884 89 167 22 41.595 20.910 19.563 2.758\nTotale 957 167 169 29 45.300 21.994 19.696 2.887\nTOTALE DERIVATI PASSIVI 18.960 25.213 3.339 3.606 49.912 27.348 24.607 3.531\n49.1 Derivati designati come strumenti \ndi cope\ue61dura\nI contra\ue61di derivati sono rilevati inizialmente al fair value, \nalla data di negoziazione del contra\ue61do, e successivamen-\nte sono rimisurati al loro fair value. Il metodo di rilevazione\ndegli utili e delle perdite relativi a un derivato \u00e8 dipen-\ndente dalla designazione dello stesso quale strumento di\ncope\ue61eura, e in tal caso dalla natura dell\u2019elemento cope\ue61eo.\nL\u2019hedge accounting \u00e8 applicato ai contra\ue61di derivati stipu-\nlati al \ue61cne di ridurre i rischi di tasso di interesse, rischio di\ncambio e rischio di prezzo delle commodity, e agli investi-\nmenti ne\ue61di in gestioni estere quando sono rispe\ue61dati tu\ue61di\ni criteri previsti dall\u2019IFRS 9.\nAll\u2019inception della transazione, il Gruppo deve documen-\ntare la relazione di cope\ue61eura distinguendo tra strumenti \ndi cope\ue61eura ed elementi cope\ue61ei, nonch\u00e9 tra strategia e\nobie\ue61divi di risk management. Inoltre la Societ\u00e0 documen-\nta, all\u2019inception e successivamente su base sistematica,\nla propria valutazione in base alla quale gli strumenti di\ncope\ue61eura risultano altamente e\ue619caci a compensare le\nvariazioni di fair value e dei \ue61bussi di cassa degli elementi \ncope\ue61ei.\nPer le transazioni altamente probabili designate come\nelementi cope\ue61ei di una relazione di cash \ue61bow hedge, il\nGruppo valuta e documenta il fa\ue61do che tali operazioni\nsono altamente probabili e presentano un rischio di va-\nriazione dei \ue61bussi \ue61cnanziari che impa\ue61da sul Conto eco-\nnomico.\nIn relazione alla natura dei rischi cui \u00e8 esposto, il Gruppo\ndesigna i derivati come strumenti di cope\ue61eura in una del-\nle seguenti relazioni di cope\ue61eura:\n\u2022 fair value hedge;\n\u2022 cash \ue61bow hedge.\nPer maggiori de\ue61dagli sulla natura e l\u2019entit\u00e0 dei rischi deri-\nvanti dagli strumenti \ue61cnanziari cui il Gruppo \u00e8 esposto si\nrimanda alla nota 47 \u201cRisk management\u201d.\nA\ue619nch\u00e9 una relazione di cope\ue61eura risulti e\ue619cace deve\nsoddisfare i seguenti criteri:\n\u2022 esistenza di una relazione economica tra lo strumento \ndi cope\ue61eura e l\u2019elemento cope\ue61eo;\n\u2022 l\u2019e\ue61ae\ue61do del rischio di credito non prevale sulle variazioni \ndi valore risultanti dalla relazione economica;\n\u2022 l\u2019hedge ratio de\ue61cnito al momento della designazione \niniziale risulta pari a quello utilizzato a \ue61cni di gestione\ndel rischio (ossia, stessa quantit\u00e0 dell\u2019elemento cope\ue61eo\nche l\u2019entit\u00e0 e\ue61ae\ue61divamente copre e stessa quantit\u00e0 dello\nstrumento di cope\ue61eura che l\u2019entit\u00e0 e\ue61ae\ue61divamente utiliz-\nza per coprire l\u2019elemento cope\ue61eo).\nIn base ai requisiti dell\u2019IFRS 9, l\u2019esistenza di una relazione eco-\nnomica \u00e8 veri\ue61ccata dal Gruppo mediante un\u2019analisi qualitativa \no un calcolo quantitativo, in base alle circostanze seguenti:\n\u2022 se il rischio so\ue61dostante dello strumento di cope\ue61eura e \ndell\u2019elemento cope\ue61eo \u00e8 lo stesso, l\u2019esistenza di una re-\nlazione economica sar\u00e0 dimostrata mediante un\u2019analisi\nqualitativa;\n\u2022 diversamente, se il rischio so\ue61dostante dello strumento \ndi cope\ue61eura e dell\u2019elemento cope\ue61eo non \u00e8 lo stesso,\nl\u2019esistenza di una relazione economica sar\u00e0 dimostrata\na\ue61draverso un metodo quantitativo oltre all\u2019analisi quali-\ntativa sulla natura della relazione economica (ossia, re-\ngressione lineare).\nPer dimostrare che l\u2019andamento dello strumento di coper-\ntura \u00e8 in linea con quello dell\u2019elemento cope\ue61eo, saranno\nanalizzati diversi scenari.\nPer la cope\ue61eura del rischio di prezzo delle commodity,\nl\u2019esistenza di una relazione economica si desume da una\n\nmatrice di ranking che de\ue61cnisce, per ciascuna possibile \ncomponente di rischio, un set di tu\ue61di i derivati standard\ndisponibili sul mercato classi\ue61ccati in base alla loro e\ue619cacia\nnella cope\ue61eura del rischio considerato.\nAl \ue61cne di valutare gli e\ue61ae\ue61di del rischio di credito, il Gruppo\nvaluta l\u2019esistenza di misure di mitigazione del rischio (costi-\ntuzione di garanzie, break up clause, master ne\ue61ding agre-\nement ecc.).\nIl Gruppo ha stabilito un hedge ratio di 1:1 per tu\ue61de le rela-\nzioni di cope\ue61eura (inclusa la cope\ue61eura del rischio di prezzo\nsu commodity) per cui il rischio so\ue61dostante il derivato di\ncope\ue61eura \u00e8 identico al rischio cope\ue61eo, al \ue61cne di ridurre al\nminimo l\u2019ine\ue619cacia della cope\ue61eura.\nL\u2019ine\ue619cacia della cope\ue61eura \u00e8 valutata mediante un\u2019analisi qua-\nlitativa o un calcolo quantitativo, a seconda delle circostanze:\n\u2022 se i critical term dell\u2019elemento cope\ue61eo e dello strumen-\nto di cope\ue61eura corrispondono e non si rilevano ulteriori\nfonti di ine\ue619cacia incluso il credit risk adjustment sul de-\nrivato di cope\ue61eura, la relazione di cope\ue61eura \u00e8 considera-\nta pienamente e\ue619cace sulla base di un\u2019analisi qualitativa;\n\u2022 se i critical term dell\u2019elemento cope\ue61eo e dello strumen-\nto di cope\ue61eura non corrispondono o si rileva almeno\nuna fonte di ine\ue619cacia, l\u2019ine\ue619cacia della cope\ue61eura sar\u00e0\nquanti\ue61ccata applicando il metodo del \u201cdollar o\ue61aset\u201d cu-\nmulativo usando il derivato ipotetico. Tale metodo con-\nfronta le variazioni di fair value dello strumento di coper-\ntura e del derivato ipotetico tra la data di riferimento del \nbilancio e la data di inizio della cope\ue61eura.\nLe principali cause di ine\ue619cacia delle cope\ue61eure possono\nessere le seguenti:\n\u2022 basis di\ue61aerence (ossia, i fair value o \ue61bussi \ue61cnanziari dell\u2019e-\nlemento cope\ue61eo dipendono da una variabile diversa dal-\nla variabile che causa la variazione del fair value o dei\n\ue61bussi \ue61cnanziari nello strumento di cope\ue61eura);\n\u2022 di\ue61aerenze di timing (ossia, l\u2019elemento cope\ue61eo e lo stru-\nmento di cope\ue61eura si veri\ue61ccano o sono regolati a date\ndiverse);\n\u2022 di\ue61aerenze di quantit\u00e0 o di impo\ue61eo nozionale (ossia, l\u2019ele-\nmento cope\ue61eo e lo strumento di cope\ue61eura si basano su\nquantit\u00e0 o impo\ue61ei nozionali diversi);\n\u2022 altri rischi (ossia, le variazioni del fair value o dei \ue61bussi \n\ue61cnanziari di uno strumento di cope\ue61eura o elemento co-\npe\ue61eo sono collegate a rischi diversi dal rischio speci\ue61cco\nogge\ue61do di cope\ue61eura);\n\u2022 rischio di credito (ossia, il rischio di credito di contropar-\nte impa\ue61da diversamente sulle variazioni del fair value de-\ngli strumenti di cope\ue61eura e dell\u2019elemento cope\ue61eo).\nFair value hedge\nIl fair value hedge \u00e8 utilizzato dal Gruppo per la cope\ue61eura\ndelle variazioni del fair value di a\ue61divit\u00e0, passivit\u00e0 o impegni\nirrevocabili, che sono a\ue61dribuibili a un rischio speci\ue61cco e po-\ntrebbero impa\ue61dare il Conto economico.\nLe variazioni di fair value di derivati che si quali\ue61ccano e sono\ndesignati come strumenti di cope\ue61eura sono rilevate a Con-\nto economico, coerentemente con le variazioni di fair value\ndell\u2019elemento cope\ue61eo che sono a\ue61dribuibili al rischio cope\ue61eo.\nSe la cope\ue61eura non soddisfa pi\u00f9 i criteri per l\u2019applicazione\ndell\u2019hedge accounting, l\u2019adeguamento del valore contabile\ndell\u2019elemento cope\ue61eo, per il quale viene utilizzato il meto-\ndo del tasso di interesse e\ue61ae\ue61divo, \u00e8 ammo\ue61eizzato a Conto \neconomico lungo la vita residua dell\u2019elemento cope\ue61eo.\nCash \ue61cow hedge\nIl cash \ue61bow hedge \u00e8 applicato con l\u2019intento di coprire il\nGruppo dall\u2019esposizione al rischio di variazioni dei \ue61bussi di\ncassa a\ue61desi a\ue61dribuibili a un rischio speci\ue61cco associato a\nun\u2019a\ue61divit\u00e0, una passivit\u00e0 o una transazione prevista alta-\nmente probabile che potrebbe impa\ue61dare il Conto econo-\nmico.\nLa quota e\ue619cace delle variazioni del fair value dei derivati,\nche sono designati e si quali\ue61ccano di cash \ue61bow hedge, \u00e8 ri-\nlevata a patrimonio ne\ue61do tra le \u201caltre componenti di Conto\neconomico complessivo (OCI)\u201d. L\u2019utile o la perdita relativa\nalla quota di ine\ue619cacia \u00e8 rilevata immediatamente a Conto\neconomico.\nGli impo\ue61ei rilevati a patrimonio ne\ue61do sono rilasciati a Conto\neconomico nel periodo in cui l\u2019elemento cope\ue61eo impa\ue61da\nil Conto economico (per es., quando si veri\ue61cca la vendita\na\ue61desa ogge\ue61do di cope\ue61eura).\nSe l\u2019elemento cope\ue61eo compo\ue61ea l\u2019iscrizione di un\u2019a\ue61divit\u00e0\nnon \ue61cnanziaria (ossia, terreni, impianti e macchinari o ma-\ngazzino ecc.) o di una passivit\u00e0 non \ue61cnanziaria, o una tran-\nsazione prevista altamente probabile ogge\ue61do di cope\ue61eura\nrelativa a una a\ue61divit\u00e0 o passivit\u00e0 non \ue61cnanziaria diventa un\nimpegno irrevocabile cui si applica il fair value hedge, l\u2019im-\npo\ue61eo cumulato a patrimonio ne\ue61do (ossia, riserva cash \ue61bow)\nsar\u00e0 stornato e incluso nel valore iniziale (ossia, costo o al-\ntro valore contabile) dell\u2019a\ue61divit\u00e0 o passivit\u00e0 cope\ue61ee (ossia,\n\u201cbasis adjustment\u201d).\nQuando uno strumento di cope\ue61eura giunge a scadenza o\n\u00e8 venduto, oppure quando la cope\ue61eura non soddisfa pi\u00f9 i\ncriteri per l\u2019applicazione dell\u2019hedge accounting, gli utili e le\nperdite cumulati rilevati a patrimonio ne\ue61do \ue61cno a tale mo-\nmento rimangono sospesi a patrimonio ne\ue61do e saranno\nrilevati a Conto economico quando la transazione futura\nsar\u00e0 de\ue61cnitivamente rilevata a Conto economico. Quando\nuna transazione prevista non \u00e8 pi\u00f9 ritenuta probabile, gli\nutili o perdite rilevati a patrimonio ne\ue61do sono rilasciati im-\nmediatamente a Conto economico.\nPer le relazioni di cope\ue61eura che utilizzano i forward come\nstrumento di cope\ue61eura, in cui solo la variazione di valore\ndell\u2019elemento spot \u00e8 designata come strumento di coper-\ntura, la contabilizzazione dei punti forward (a Conto eco-\nnomico piu\ue61dosto che OCI) viene de\ue61cnita caso per caso.\nTale approccio \u00e8 applicato dal Gruppo per la cope\ue61eura del\nrischio di cambio sugli investimenti delle societ\u00e0 operanti\nnel business delle rinnovabili.\n\nDiversamente, nei rappo\ue61ei di cope\ue61eura che utilizzano il\ncross currency interest rate swap come strumento di co-\npe\ue61eura, il Gruppo separa i basis spread della valuta estera, \nnella designazione del derivato di cope\ue61eura, e li rileva nel \nConto economico complessivo (OCI) come costi di hedging.\nCon speci\ue61cco riferimento alle cope\ue61eure di cash \ue61bow hedge\ndel rischio di prezzo delle commodity, allo scopo di miglio-\nrare la coerenza delle stesse alla strategia di risk manage-\nment, il Gruppo Enel applica un approccio dinamico di he-\ndge accounting basato su speci\ue61cci requisiti di liquidit\u00e0 (c.d.\n\u201cLiquidity Based Approach\u201d).\nTale approccio richiede di designare le cope\ue61eure mediante\nl\u2019utilizzo dei derivati pi\u00f9 liquidi disponibili sul mercato e di\nsostituirli con altri, pi\u00f9 e\ue619caci nella cope\ue61eura del rischio\nin ogge\ue61do.\nCoerentemente con la strategia di risk management, il Li-\nquidity Based Approach consente il roll-over di un derivato\na\ue61draverso la sostituzione dello stesso con un nuovo deriva-\nto, non solo in caso di scadenza, ma anche nel corso della\nrelazione di cope\ue61eura, se e solo se il nuovo derivato soddi-\nsfa entrambi i seguenti requisiti:\n\u2022 rappresenta una best proxy rispe\ue61do al vecchio derivato, \nin termini di ranking; e\n\u2022 soddisfa speci\ue61cci requisiti di liquidit\u00e0.\nIl soddisfacimento dei prede\ue61di requisiti \u00e8 veri\ue61ccato trime-\nstralmente.\nAlla data del roll-over, la relazione di cope\ue61eura non viene\ndiscontinuata. Pe\ue61eanto, a pa\ue61eire da tale data, le variazioni di\nfair value e\ue619caci del nuovo derivato dovranno essere rileva-\nte in contropa\ue61eita al patrimonio ne\ue61do (ossia, riserva di cash\n\ue61bow hedge), mentre le variazioni di fair value del vecchio\nderivato dovranno essere rilevate a Conto economico.\nRiforma degli indici di riferimento per la determinazione\ndei tassi di interesse - \u201criforma IBOR\u201d\nOverview\nGli indici di riferimento basati sui mercati interbancari (In-\nterbank O\ue61aered Rates, \u201cIBOR\u201d) rappresentano tassi di ri-\nferimento ai quali le banche possono prendere in prestito\nfondi nel mercato interbancario su base non garantita, per \nun dato periodo che va dall\u2019overnight ai 12 mesi, in una de-\nterminata divisa.\nNegli anni recenti ci sono stati vari casi di manipolazione di\ntali tassi da pa\ue61ee delle banche che contribuiscono al loro\ncalcolo, e per questa ragione gli enti regolatori nel mondo\nhanno iniziato una fondamentale riforma degli indici di rife-\nrimento per la determinazione dei tassi di interesse, che in-\nclude la sostituzione di alcuni indici di riferimento con tassi\ndi riferimento alternativi privi di rischio (\u201criforma IBOR\u201d).\nLa principale esposizione del Gruppo \u00e8 basata su Euribor,\nUSD LIBOR e GBP LIBOR.\nL\u2019Euribor \u00e8 ancora considerato in linea con l\u2019European Ben-\nchmarks Regulation (BMR) e questo consente ai pa\ue61eeci-\npanti al mercato di continuare a utilizzarlo sia per i contra\ue61di\nesistenti sia per quelli nuovi.\nIn linea con le pi\u00f9 recenti pubblicazioni su questo tema da\npa\ue61ee dei maggiori enti regolatori:\n\u2022 gli indici USD LIBOR 1 mese, 3 mesi e 6 mesi divente-\nranno non rappresentativi dopo il 30 giugno 2023 e il\ntasso di riferimento alternativo sar\u00e0 il Secured Overnight\nFinancing Rate (SOFR);\n\u2022 gli indici GBP LIBOR 1 mese, 3 mesi e 6 mesi divente-\nranno non rappresentativi dopo il 31 dicembre 2021 e il\ntasso di riferimento alternativo sar\u00e0 lo Sterling Overnight\nIndex Average (SONIA).\nIn conseguenza della riforma IBOR sono state previste al-\ncune deroghe temporanee alle regole sulle relazioni di\ncope\ue61eura in a\ue61duazione delle modi\ue61cche all\u2019IFRS 9 emesse\na se\ue61dembre 2019 (fase 1) e ad agosto 2020 (fase 2) per in-\ndirizzare, rispe\ue61divamente:\n\u2022 tematiche ante sostituzione che impa\ue61dano l\u2019informativa \n\ue61cnanziaria nel periodo che precede la sostituzione di un\nindice di riferimento per la determinazione dei tassi di\ninteresse esistente con un tasso alternativo pressoch\u00e9\nprivo di rischio (fase 1); e\n\u2022 tematiche post-sostituzione che potrebbero impa\ue61dare \nl\u2019informativa \ue61cnanziaria quando un indice di riferimento\nper la determinazione dei tassi di interesse esistente \u00e8\nriformato o sostituito e dunque quando non c\u2019\u00e8 pi\u00f9 l\u2019in-\nce\ue61eezza iniziale, ma i contra\ue61di e le relazioni di cope\ue61eura \ndevono ancora essere aggiornate per ri\ue61be\ue61dere i nuovi\ntassi di riferimento (fase 2).\nImpa\ue61eo della riforma IBOR sul Gruppo\nIn un contesto di ince\ue61eezza che riguarda la transizione IBOR\nnei vari Paesi, il Gruppo ha de\ue61cnito il perimetro globale, in\ntermini di numerosit\u00e0 e di valore nominale, dei contra\ue61di im-\npa\ue61dati dalla riforma. Inoltre, alcune modi\ue61cche contra\ue61duali\nsono gi\u00e0 state e\ue61ae\ue61duate nei contra\ue61di precedentemente\nindicizzati al GBP LIBOR e altre lo saranno durante gli anni\n2022-2023 sulla base dell\u2019evoluzione della riforma IBOR e\ndelle migliori pratiche di mercato.\nDebiti e derivati\nIl Gruppo detiene debito a tasso variabile principalmente\nindicizzato all\u2019Euribor e all\u2019USD LIBOR che \u00e8 quasi intera-\nmente cope\ue61eo a\ue61draverso strumenti \ue61cnanziari derivati per\nscopi di gestione del rischio.\nAlla data di riferimento del bilancio non ci sono azioni pia-\nni\ue61ccate dal Gruppo con riguardo all\u2019Euribor poich\u00e9, come\nsopra esposto, questo indice \u00e8 stato interamente riforma-\nto per essere in linea con la European Union Benchmarks\nRegulation. Nonostante la continuit\u00e0 sull\u2019Euribor, clausole\ndi sostituzione potrebbero essere richieste e dunque po-\ntrebbero essere implementate dal Gruppo all\u2019interno dei\nnuovi contra\ue61di in accordo con l\u2019evoluzione delle migliori\npratiche di mercato.\nDurante il 2021 il Gruppo ha stipulato nuovi prestiti in dollari\nstatunitensi indicizzati al SOFR e ha proa\ue61divamente modi-\n\ue61ccato l\u2019esistente esposizione in derivati passando dal GPB\n\nLIBOR al SONIA. Il principale obie\ue61divo dei prossimi mesi sar\u00e0\ncome modi\ue61ccare le esposizioni esistenti da USD LIBOR a\nUSD SOFR e come utilizzare i nuovi tassi alternativi presso-\nch\u00e9 privi di rischio per le nuove transazioni \ue61cnanziarie.\nGli strumenti derivati del Gruppo sono gestiti tramite con-\ntra\ue61di principalmente basati su accordi quadro de\ue61cniti dall\u2019I-\nSDA (International Swaps and Derivatives Association).\nL\u2019ISDA ha rivisto i suoi contra\ue61di standardizzati alla luce della\nriforma IBOR e modi\ue61ccato le scelte relative ai tassi variabili\nall\u2019interno delle de\ue61cnizioni ISDA del 2006 per includere clau-\nsole di sostituzione applicabili alla dismissione permanente\ndi speci\ue61cci indici di riferimento chiave; questi cambiamen-\nti sono divenuti e\ue619caci il 25 gennaio 2021. Le transazioni\nincorporate nelle de\ue61cnizioni ISDA del 2006 e\ue61ae\ue61duate il 25\ngennaio 2021, o successivamente, includono le scelte sui\ntassi variabili re\ue61di\ue61ccate (per es., la scelta sul tasso variabile\ncon la clausola di sostituzione), mentre le altre transazioni\nconcluse ante tale data (c.d. \u201ccontra\ue61di derivati precedenti\u201d) \ncontinuano a essere basate sulle de\ue61cnizioni ISDA del 2006.\nPer questo motivo l\u2019ISDA ha pubblicato un protocollo IBOR\ndi sostituzione per facilitare le modi\ue61cche multilaterali cos\u00ec\nda includere le de\ue61cnizioni re\ue61di\ue61ccate.\nIl Gruppo sta valutando se: (i) aderire o meno al sudde\ue61do\nprotocollo, in base alla sua esposizione e all\u2019evoluzione del-\nla riforma IBOR, oppure (ii) re\ue61di\ue61ccare in anticipo i contra\ue61di\nimpa\ue61dati bilateralmente dalla riforma.\nRelazioni di cope\ue61dura\nAlla data di riferimento del bilancio gli elementi cope\ue61ei e\ngli strumenti di cope\ue61eura sono principalmente indicizzati\na Euribor, USD LIBOR e GBP SONIA.\nIl Gruppo ha valutato l\u2019impa\ue61do dell\u2019ince\ue61eezza dovuta alla\nriforma IBOR sulle relazioni di cope\ue61eura al 31 dicembre\n2021 con riferimento sia agli strumenti di cope\ue61eura sia agli\nelementi cope\ue61ei. Sia gli elementi cope\ue61ei che gli strumenti\ndi cope\ue61eura cambieranno parametrizzazione passando da\nindici di riferimento basati su mercati interbancari (IBOR)\na tassi sostitutivi di riferimento pressoch\u00e9 privi di rischio\n(RFR) come risultato delle modi\ue61cche contra\ue61duali che sa-\nranno e\ue619caci nei prossimi anni.\nIn pa\ue61eicolare, c\u2019\u00e8 ancora ince\ue61eezza su come potr\u00e0 avvenire\nla sostituzione che riguarda sia gli strumenti di cope\ue61eura\nsia gli elementi cope\ue61ei indicizzati all\u2019USD LIBOR. Il Grup-\npo gestisce l\u2019ince\ue61eezza relativa a tali relazioni di cope\ue61eura\ncontinuando ad applicare le deroghe temporanee previste\ndalle modi\ue61cche all\u2019IFRS 9 emesse a se\ue61dembre 2019 (fase\n1). Si \u00e8 quindi ritenuto che gli indici di riferimento per la\ndeterminazione dei tassi di interesse su cui sono basati i\n\ue61bussi di cassa degli elementi cope\ue61ei o degli strumenti di\ncope\ue61eura non si modi\ue61ccassero come conseguenza della\nriforma IBOR. La deroga \u00e8 stata applicata relativamente ai\nseguenti requisiti delle relazioni di cope\ue61eura:\n\u2022 determinare se una transazione a\ue61desa \u00e8 altamente pro-\nbabile;\n\u2022 stabilire se i \ue61bussi di cassa futuri cope\ue61ei si veri\ue61ccheran-\nno in una relazione cessata di cope\ue61eura di tipo cash\n\ue61bow hedge;\n\u2022 valutare la relazione economica tra l\u2019elemento cope\ue61eo e \nlo strumento di cope\ue61eura.\nLe relazioni di cope\ue61eura impa\ue61date potrebbero incorrere\nin un\u2019ine\ue619cacia a\ue61dribuibile a di\ue61aerenti sostituzioni di indici\ndi riferimento esistenti con tassi di riferimento alternativi\npressoch\u00e9 privi di rischio. In ogni caso il Gruppo lavorer\u00e0\nper implementare le sostituzioni nello stesso momento.\nInoltre, il Gruppo ha modi\ue61ccato il riferimento al GBP LIBOR\nnei suoi strumenti di cope\ue61eura su tasso di interesse utiliz-\nzati nelle relazioni di cope\ue61eura di tipo cash \ue61bow hedge con\nil nuovo, economicamente equivalente, indice di riferimen-\nto SONIA alla \ue61cne del 2021; quindi non esiste pi\u00f9 ince\ue61eez-\nza sul come e quando la sostituzione potr\u00e0 avvenire con\nriferimento sia agli elementi cope\ue61ei sia agli strumenti di\ncope\ue61eura. Conseguentemente il Gruppo non applica pi\u00f9 a\nqueste relazioni di cope\ue61eura le modi\ue61cche all\u2019IFRS 9 emes-\nse a se\ue61dembre 2019 (fase 1) e, di conseguenza, ha inizia-\nto ad applicare le modi\ue61cche all\u2019IFRS 9 emesse ad agosto\n2020 (fase 2), modi\ue61ccando la designazione formale della\nrelazione di cope\ue61eura come richiesto dalla riforma IBOR e\nsenza considerare tale evento come una cessazione della\nrelazione di cope\ue61eura.\nInoltre, per le relazioni di cope\ue61eura di tipo cash \ue61bow hedge,\nnel modi\ue61ccare la descrizione dell\u2019elemento cope\ue61eo nella\nrelazione di cope\ue61eura, gli impo\ue61ei accumulati nella riserva\ndi cash \ue61bow hedge sono stati considerati basati sull\u2019indice\ndi riferimento alternativo su cui sono determinati i futuri\n\ue61bussi di cassa cope\ue61ei.\nLa seguente tabella fornisce il de\ue61daglio dei valori nozionali\ndegli strumenti di cope\ue61eura per i quali le modi\ue61cche all\u2019IFRS\n9, sia di fase 1 sia di fase 2, sono state applicate al 31 di-\ncembre 2021, suddivisi per indice di riferimento alternativo\nper la determinazione del tasso di interesse.\nMilioni di euro Valore nozionale\nal 31.12.2021\nStrumenti di cope\ue61bura\n(1)\nFase 1 Fase 2\nUSD LIBOR/SOFR 1.315 -\nGBP LIBOR/SONIA - 1.309\nTotale 1.315 1.309\n(1) Poich\u00e9 le relazioni di cope\ue61eura menzionate sono considerate altamente e\ue619caci, gli impo\ue61ei speci\ue61ccati in tabella come \u201cstrumenti di cope\ue61eura\u201d de facto \nrappresentano gli impo\ue61ei equivalenti dei relativi elementi cope\ue61ei.\n\nContra\ue61ei non ancora modi\ue61fcati inclusi quelli con\nclausole di sostituzione speci\ue61fche\nIl Gruppo monitora l\u2019evoluzione della transizione dai vec-\nchi indici di riferimento per la determinazione dei tassi di\ninteresse ai nuovi, rivedendo gli impo\ue61ei totali dei contra\ue61di\nancora non indicizzati ai nuovi tassi di riferimento e gli im-\npo\ue61ei dei contra\ue61di, tra questi, che gi\u00e0 includono speci\ue61cche\nclausole di sostituzione. Il Gruppo considera un contra\ue61do\nnon ancora transitato a un tasso di riferimento alternativo\nquando il tasso di interesse del contra\ue61do \u00e8 indicizzato a un\nindice di riferimento per la determinazione dei tassi di in-\nteresse ancora sogge\ue61do a riforma IBOR e dunque quando\nesistono ancora le ince\ue61eezze sul come e quando avverr\u00e0 la\nsostituzione con il nuovo tasso di riferimento.\n49.1.1 Relazione di cope\ue61dura per tipologia \ndi rischio cope\ue61do\nRischio di tasso di interesse\nLa tabella seguente espone il valore nozionale e il tasso di\ninteresse medio degli strumenti di cope\ue61eura sul rischio di\ntasso di interesse delle transazioni in essere al 31 dicembre\n2021 e al 31 dicembre 2020 distinti per scadenza.\nMilioni di euro Maturity\n2022 2023 2024 2025 2026 Oltre Totale\nAl 31.12.2021\nInterest rate swap\nTotale valore nozionale 653 169 729 582 942 5.588 8.663\nValore nozionale relativo a IRS in EUR 128 169 639 582 729 4.582 6.829\nTasso di interesse medio IRS in EUR 5,0651 4,2791 0,8596 1,9099 2,2703 1,6826 \nValore nozionale relativo a IRS in USD 353 - 44 - - 674 1.071\nTasso di interesse medio IRS in USD 3,5227 0,6950 2,4672\nMilioni di euro Maturity\n2021 2022 2023 2024 2025 Oltre Totale\nAl 31.12.2020\nInterest rate swap\nTotale valore nozionale 122 461 178 155 591 6.115 7.622\nValore nozionale relativo a IRS in EUR - 135 178 155 591 5.295 6.354\nTasso di interesse medio IRS in EUR 5,0139 4,1593 4,4380 1,9058 1,8321 \nValore nozionale relativo a IRS in USD 122 326 - - - 639 1.087\nTasso di interesse medio IRS in USD 2,0350 3,5227 2,4648 \nLa tabella seguente espone il valore nozionale e il fair value\ndegli strumenti di cope\ue61eura sul rischio di tasso di interesse\ndelle transazioni in essere al 31 dicembre 2021 e al 31 di-\ncembre 2020, suddivisi per tipologia di elemento cope\ue61eo.\nMilioni di euro Fair value Nozionale Fair value Nozionale\nStrumento di cope\ue61bura Elemento cope\ue61bo\nA\ue61eivit\u00e0 Passivit\u00e0 A\ue61eivit\u00e0 Passivit\u00e0\nal 31.12.2021 al 31.12.2020\nFair value hedge\nInterest rate swap\nFinanziamenti/Obbligazioni a tasso\nvariabile\n13 (1) 241 15 - 126\nInterest rate swap\nFinanziamenti/Obbligazioni a tasso\n\ue61csso\n6 (4) 558 7 - 12\nCash \ue61cow hedge\nInterest rate swap Obbligazioni a tasso variabile - (167) 1.190 - (232) 1.190\nInterest rate swap Crediti \ue61cnanziari a tasso variabile 13 (1) 164 21 - 161\nInterest rate swap Finanziamenti a tasso variabile 6 (461) 6.510 - (708) 6.133\nTotale 38 (634) 8.663 43 (940) 7.622\n\nLa tabella seguente espone il valore nozionale e il fair value\ndei derivati di cope\ue61eura del rischio di tasso di interesse al\n31 dicembre 2021 e al 31 dicembre 2020 suddivisi per ti-\npologia di relazione di cope\ue61eura.\nMilioni di euro Nozionale Fair value a\ue61eivit\u00e0 Nozionale Fair value passivit\u00e0\nDerivati\nal\n31.12.2021\nal\n31.12.2020\nal\n31.12.2021\nal\n31.12.2020\nal\n31.12.2021\nal\n31.12.2020\nal\n31.12.2021\nal\n31.12.2020\nFair value hedge\nInterest rate swap 139 138 19 22 660 - (5) -\nTotale 139 138 19 22 660 - (5) -\nCash \ue61cow hedge\nInterest rate swap 404 161 19 21 7.460 7.323 (629) (940)\nTotale 404 161 19 21 7.46 0 7.323 (629) (940)\nTOTALE DERIVATI\nSUL TASSO\nDI INTERESSE\n543 299 38 43 8.120 7. 323 (634) (940)\nIl valore nozionale complessivo dei contra\ue61di derivati clas-\nsi\ue61ccati come strumenti di cope\ue61eura, risulta al 31 dicembre\n2021 pari a 8.663 milioni di euro e il corrispondente fair\nvalue negativo \u00e8 pari a 596 milioni di euro.\nRispe\ue61do al 31 dicembre 2020 il valore nozionale evidenzia\nun incremento di 1.041 milioni di euro, conseguente prin-\ncipalmente:\n\u2022 alla naturale scadenza di interest rate swap per 122 mi-\nlioni di euro;\n\u2022 al consolidamento di societ\u00e0 australiane che detengono \nstrumenti interest rate swap per un ammontare pari a\n340 milioni di euro;\n\u2022 a nuovi interest rate swap per 952 milioni di euro.\nIl valore inoltre risente della riduzione del nozionale degli\ninterest rate swap di tipo amo\ue61eizing per un ammontare\npari a 129 milioni di euro.\nIl miglioramento del fair value, pari a 301 milioni di euro, \u00e8\ndovuto principalmente all\u2019andamento della curva dei tassi\ndi interesse.\nDerivati di fair value hedge\nLa tabella seguente espone gli utili e le perdite ne\ue61de rilevati\na Conto economico, relativi ai derivati di fair value hedge e\nall\u2019elemento cope\ue61eo a\ue61dribuibili al rischio di tasso di inte-\nresse sia per il 2021 sia per l\u2019anno precedente.\nMilioni di euro 2021 2020\nUtili/(Perdite) ne\ue61ei Utili/(Perdite) ne\ue61ei\nStrumenti di cope\ue61eura su tassi di interesse (11) 15\nElemento cope\ue61eo (8) (14)\nIne\ue61acacia (19) 1\nLa tabella seguente espone l\u2019impa\ue61do dei derivati di fair va-\nlue hedge su tasso di interesse nello Stato patrimoniale al\n31 dicembre 2021 e al 31 dicembre 2020.\nMilioni di euro 2021 2020\nValore\nnozionale\nValore\ncontabile\nFair value\nutilizzato per\nla misurazione\ndell\u2019ine\ue61acacia\ndel periodo\nValore\nnozionale\nValore\ncontabile\nFair value\nutilizzato per\nla misurazione\ndell\u2019ine\ue61acacia\ndel periodo\nInterest rate swap 799 14 14 138 22 22\n\nLa tabella successiva espone l\u2019impa\ue61do dell\u2019elemento co-\npe\ue61eo delle relazioni di fair value hedge nello Stato patri-\nmoniale al 31 dicembre 2021 e al 31 dicembre 2020.\nMilioni di euro 2021 2020\nValore\ncontabile\nAdeguamento\ncumulato\ndel fair value\ndell\u2019elemento\ncope\ue61bo\nFair value\nutilizzato per\nla misurazione\ndell\u2019ine\ue61acacia\ndel periodo\nValore\ncontabile\nAdeguamento\ncumulato\ndel fair value\ndell\u2019elemento\ncope\ue61bo\nFair value\nutilizzato per\nla misurazione\ndell\u2019ine\ue61acacia\ndel periodo\nFinanziamenti a tasso \ue61csso 518 6 (5) 20 7 (7)\nFinanziamenti a tasso variabile 306 (11) 9 146 15 (15)\nTotale 824 (5) 4 166 22 (22)\nDerivati di cash \ue61cow hedge\nNella tabella seguente sono indicati i \ue61bussi di cassa a\ue61desi\nnegli esercizi futuri relativi ai derivati di cash \ue61bow hedge sul\nrischio di tasso di interesse.\nMilioni di euro Fair value Distribuzione dei \ue61cussi di cassa a\ue61eesi\nal 31.12.2021 2022 2023 2024 2025 2026 Oltre\nDerivati di cash \ue61cow hedge su tasso di interesse\nDerivati a\ue61divi (fair value positivo) 19 3 2 1 3 3 5\nDerivati passivi (fair value negativo) (629) (139) (121) (96) (78) (66) (163)\nLa tabella seguente espone l\u2019impa\ue61do dei derivati di cash\n\ue61bow hedge su tasso di interesse nello Stato patrimoniale al\n31 dicembre 2021 e al 31 dicembre 2020.\nMilioni di euro 2021 2020\nValore\nnozionale\nValore\ncontabile\nFair value\nutilizzato per\nla misurazione\ndell\u2019ine\ue61acacia\ndel periodo\nValore\nnozionale\nValore\ncontabile\nFair value\nutilizzato per\nla misurazione\ndell\u2019ine\ue61acacia\ndel periodo\nInterest rate swap 7.864 (610) (610) 7.484 (919) (919)\nLa tabella successiva espone l\u2019impa\ue61do dell\u2019elemento co-\npe\ue61eo delle relazioni di cash \ue61bow hedge nello Stato patri-\nmoniale al 31 dicembre 2021 e al 31 dicembre 2020.\nMilioni di euro 2021 2020\nFair value\nutilizzato per\nla misurazione\ndell\u2019ine\ue61acacia\ndel periodo\nFair value\ndei derivati\na P&L alla\ndata di\ndesignazione\nin CFH\nRiserva\ncash\n\ue61cow\nhedge\nRiserva\ncosti di\nhedging\nQuota\nine\ue61acace\ndel valore\ncontabile\ndei\nderivati di\nCFH\nFair value\nutilizzato per\nla misurazione\ndell\u2019ine\ue61acacia\ndel periodo\nFair value\ndei derivati\na P&L alla\ndata di\ndesignazione\nin CFH\nRiserva\ncash\n\ue61cow\nhedge\nRiserva\ncosti di\nhedging\nQuota\nine\ue61acace\ndel valore\ncontabile\ndei\nderivati di\nCFH\nObbligazioni a\ntasso variabile\n167 - (167) - - 232 - (232) - -\nCrediti\n\ue61cnanziari a\ntasso variabile\n(12) - 12 - - (21) - 21 - -\nFinanziamenti a\ntasso variabile\n417 (32) (417) - (6) 653 (44) (653) - (11)\nTotale 572 (32) (572) - (6) 864 (44) (864) - (11)\n\nRischio tasso di cambio\nLa tabella seguente mostra il pro\ue61clo di scadenza del valo-\nre nozionale e relativo tasso di cambio medio contra\ue61duale\ndegli strumenti di cope\ue61eura sul rischio di tasso di cambio\ndelle transazioni in essere al 31 dicembre 2021 e al 31 di-\ncembre 2020.\nMilioni di euro Maturity\n2022 2023 2024 2025 2026 Oltre Totale\nAl 31.12.2021\nCross currency interest rate swap (CCIRS)\nTotale valore nozionale CCIRS 258 1.574 4.638 1.002 1.153 12.814 21.439\nValore nozionale CCIRS EUR/USD - 1.104 2.158 661 1.104 8.632 13.659\nTasso di cambio contra\ue61duale medio EUR/USD 1,3350 1,1345 1,1742 1,1790 1,2094\nValore nozionale CCIRS EUR/GBP - - 1.012 - - 3.678 4.690\nTasso di cambio contra\ue61duale medio EUR/GBP 0,8765 0,8241 \nValore nozionale CCIRS EUR/CHF - - 218 - - 126 344\nTasso di cambio contra\ue61duale medio EUR/CHF 1,0642 1,2100\nValore nozionale CCIRS USD/BRL 98 132 295 155 49 244 973\nTasso di cambio contra\ue61duale medio USD/BRL 4,8123 5, 2217 5,5483 5,2921 5,3875 3,5655\nValore nozionale CCIRS EUR/BRL 160 339 402 79 - 77 1.057\nTasso di cambio contra\ue61duale medio EUR/BRL 6,4122 6,4379 6,2482 6,7126 3,9197\nCurrency forward\nTotale valore nozionale forward 4.324 1.320 371 4 - - 6.019\nValore nozionale - currency forward EUR/USD 3.064 1.268 371 4 - - 4.707\nTasso di cambio contra\ue61duale medio forward - EUR/USD 1,1600 1,1900 1,1800 1,1800 - -\nValore nozionale - currency forward USD/BRL 311 - - - - - 311\nTasso di cambio contra\ue61duale medio forward - USD/BRL 5,6500\nValore nozionale - currency forward USD/COP 284 - - - - - 284\nTasso di cambio contra\ue61duale medio forward - USD/COP 3.964\nValore nozionale - currency forward USD/CLP 145 - - - - - 145\nTasso di cambio contra\ue61duale medio forward - USD/CLP 818,9400\nValore nozionale - currency forward USD/CAD 107 - - - - - 107\nTasso di cambio contra\ue61duale medio forward - USD/CAD 1,2400\n\nMilioni di euro Maturity\n2021 2022 2023 2024 2025 Oltre Totale\nAl 31.12.2020\nCross currency interest rate swap (CCIRS)\nTotale valore nozionale CCIRS 859 1.702 3.120 3.088 1.336 10.882 20.987\nValore nozionale CCIRS EUR/USD 185 1.630 2.038 1.223 1.223 6.928 13.227\nTasso di cambio contra\ue61duale medio EUR/USD 1,1348 1,1213 1,2493 1,1039 1,1593 1,2397\nValore nozionale CCIRS EUR/GBP 278 - - 946 - 3.443 4.667\nTasso di cambio contra\ue61duale medio EUR/GBP 0,8248 0,8765 0,7876 \nValore nozionale CCIRS EUR/CHF - - - 208 - 120 328\nTasso di cambio contra\ue61duale medio EUR/CHF 1,0642 0,9040\nValore nozionale CCIRS USD/BRL 395 71 64 - - 244 774\nTasso di cambio contra\ue61duale medio USD/BRL 4,3935 4,1779 5,1967 3,4489\nCurrency forward\nTotale valore nozionale forward 3.684 1.871 12 - - - 5.567\nValore nozionale - currency forward EUR/USD 2.671 1.786 12 - - - 4.469\nTasso di cambio contra\ue61duale medio forward - EUR/USD 1,1473 1,1535 1,1976\nValore nozionale - currency forward USD/BRL 379 37 - - - - 416\nTasso di cambio contra\ue61duale medio forward - USD/BRL 5,2226 5,4405\nValore nozionale - currency forward USD/COP 187 - - - - - 187\nTasso di cambio contra\ue61duale medio forward - USD/COP 3.782\nValore nozionale - currency forward USD/CLP 121 - - - - - 121\nTasso di cambio contra\ue61duale medio forward - USD/CLP 716,8847\nValore nozionale - currency forward EUR/RUB 100 - - - - - 100\nTasso di cambio contra\ue61duale medio forward - EUR/RUB 91,8464\n\nLa tabella seguente espone il valore nozionale e il fair value\ndegli strumenti di cope\ue61eura sul rischio di tasso di cambio\ndelle transazioni in essere al 31 dicembre 2021 e al 31 di-\ncembre 2020 suddivisi per tipologia di elemento cope\ue61eo.\n\nMilioni di euro Fair value Nozionale Fair value Nozionale\nStrumento di cope\ue61bura Elemento cope\ue61bo A\ue61eivit\u00e0 Passivit\u00e0 A\ue61eivit\u00e0 Passivit\u00e0\nal 31.12.2021 al 31.12.2020\nFair value hedge\nCross currency interest rate\nswap (CCIRS)\nFinanziamenti/Obbligazioni in\nvaluta estera a tasso \ue61csso\n12 - 595 28 - 639\nCross currency interest rate\nswap (CCIRS)\nFinanziamenti in valuta estera a\ntasso variabile\n30 - 77 28 - 79\nCash \ue61cow hedge\nCross currency interest rate\nswap (CCIRS)\nFinanziamenti/Crediti in valuta\nestera a tasso variabile\n88 (19) 953 67 (15) 579\nCross currency interest rate\nswap (CCIRS)\nFinanziamenti in valuta estera a\ntasso \ue61csso\n43 (58) 2.553 50 - 484\nCross currency interest rate\nswap (CCIRS)\nObbligazioni in valuta estera a\ntasso variabile\n37 - 344 12 - 356\nCross currency interest rate\nswap (CCIRS)\nObbligazioni in valuta estera a\ntasso \ue61csso\n1.159 (1.095) 16.601 588 (2.374) 18.499\nCross currency interest rate\nswap (CCIRS)\nFlussi di cassa futuri\nin valuta\n- (75) 316 7 (4) 351\nCurrency forward\nFlussi di cassa futuri\nin valuta\n7 (3) 378 3 (12) 574\nCurrency forward\nAcquisti futuri di\ncommodity in valuta\n106 (36) 4.802 5 (309) 4.167\nCurrency forward\nAcquisti di beni di\ninvestimento e altro\nin valuta\n20 (7) 839 4 (40) 825\nTotale 1.502 (1.293) 27.458 792 (2.754) 26.553\nPer le relazioni di cope\ue61eura in cash \ue61bow hedge e fair value\nhedge si evidenziano:\n\u2022 contra\ue61di CCIRS con un ammontare nozionale di 19.749 \nmilioni di euro volti alla cope\ue61eura del rischio cambio col-\nlegato all\u2019indebitamento a tasso \ue61csso contra\ue61do in valuta\ndiversa dall\u2019euro e un fair value positivo pari a 61 milioni\ndi euro;\n\u2022 contra\ue61di CCIRS con un ammontare nozionale di 1.690 \nmilioni di euro volti alla cope\ue61eura del rischio cambio\ncollegato all\u2019indebitamento a tasso variabile contra\ue61do\nin valuta e un fair value positivo pari a 61 milioni di euro;\n\u2022 contra\ue61di currency forward con un ammontare noziona-\nle complessivo di 5.180 milioni di euro utilizzati per co-\nprire il rischio cambio connesso alle a\ue61divit\u00e0 di acquisto\ndi gas naturale, all\u2019acquisto di combustibili e ai \ue61bussi at-\ntesi in valute diverse dall\u2019euro con un fair value positivo\ncomplessivo pari a 74 milioni di euro;\n\u2022 contra\ue61di currency forward con un ammontare noziona-\nle di 839 milioni di euro e un fair value positivo pari a 13\nmilioni di euro, relativi a operazioni in derivati OTC posti\nin essere al \ue61cne di mitigare il rischio di cambio relativo\nai \ue61bussi a\ue61desi in valute diverse dalla moneta di conto,\nconnessi all\u2019acquisizione di beni d\u2019investimento nel set-\ntore delle energie rinnovabili e delle infrastru\ue61dure e reti\n(contatori digitali di ultima generazione), ai costi opera-\ntivi della fornitura di servizi cloud e a ricavi derivanti dalla\nvendita di energia rinnovabile.\n\nLa tabella seguente espone il valore nozionale e il fair value\ndei derivati di cope\ue61eura del rischio di cambio al 31 dicem-\nbre 2021 e al 31 dicembre 2020 suddivisi per tipologia di\nrelazione di cope\ue61eura.\nMilioni di euro Nozionale Fair value a\ue61eivit\u00e0 Nozionale Fair value passivit\u00e0\nDerivati\nal\n31.12.2021\nal\n31.12.2020\nal\n31.12.2021\nal\n31.12.2020\nal\n31.12.2021\nal\n31.12.2020\nal\n31.12.2021\nal\n31.12.2020\nFair value hedge\nCCIRS 672 718 42 56 - - - -\nTotale 672 718 42 56 - - - -\nCash \ue61cow hedge\nCurrency forwards 4.117 476 133 12 1.902 5.090 (46) (361)\nCCIRS 13.553 5.582 1.327 724 7. 2 14 14.687 (1.247) (2.393)\nTotale 17.67 0 6.058 1.460 736 9.116 19.777 (1.293) (2.754)\nTOTALE DERIVATI SUL TASSO\nDI CAMBIO\n18.342 6.776 1.502 792 9.116 19.777 (1.293) (2.754)\nIl valore nozionale dei CCIRS al 31 dicembre 2021, pari a\n21.439 milioni di euro (20.987 milioni di euro al 31 dicem-\nbre 2020), evidenzia un incremento di 452 milioni di euro.\nIn pa\ue61eicolare, si rileva che sono scaduti cross currency in-\nterest rate swap per un valore complessivo di 859 milioni\ndi euro a fronte di nuovi derivati per un controvalore com-\nplessivo di 6.470 milioni di euro, di cui 3.532 milioni di euro\na fronte delle emissioni obbligazionarie in dollari statuni-\ntensi intervenute nel mese di luglio 2021. Inoltre, a segui-\nto dei riacquisti anticipati di obbligazioni convenzionali in\ndollari statunitensi, e\ue61ae\ue61duati da Enel Finance International\nnel corso dell\u2019anno, si rileva la chiusura anticipata di cross\ncurrency interest rate swap per un ammontare pari a 5.909\nmilioni di euro. Il valore risente, in\ue61cne, dell\u2019andamento del\ncambio dell\u2019euro rispe\ue61do alle principali divise e dell\u2019e\ue61ae\ue61do\ndelle quote di ammo\ue61eamento che hanno determinato un\nincremento del valore nozionale per 750 milioni di euro.\nIl valore nozionale dei currency forward al 31 dicembre\n2021, pari a 6.019 milioni di euro (5.566 milioni di euro al\n31 dicembre 2020), evidenzia un incremento di 453 milio-\nni di euro. L\u2019esposizione al rischio cambio, in pa\ue61eicolare al\ndollaro statunitense, deriva principalmente dalle a\ue61divit\u00e0 di\nacquisto di gas naturale, dall\u2019acquisto di combustibili e da\n\ue61bussi di cassa relativi a investimenti. Le variazioni del nozio-\nnale sono connesse alla normale operativit\u00e0.\nDerivati di fair value hedge\nLa tabella seguente espone gli utili e le perdite ne\ue61di rilevati\na Conto economico, relativi alle variazioni di fair value dei\nderivati di fair value hedge e all\u2019elemento cope\ue61eo a\ue61dribui-\nbili al rischio di tasso di cambio sia per il 2021 sia per l\u2019anno\nprecedente.\nMilioni di euro 2021 2020\nUtili/(Perdite) ne\ue61ei Utili/(Perdite) ne\ue61ei\nStrumenti di cope\ue61eura su tassi di cambio 1 44\nElemento cope\ue61eo (2) (51)\nIne\ue61acacia (1) (7)\nLa tabella seguente espone l\u2019impa\ue61do dei derivati di fair va-\nlue hedge su tasso di cambio nello Stato patrimoniale al 31\ndicembre 2021 e al 31 dicembre 2020.\nMilioni di euro 2021 2020\nValore\nnozionale\nValore\ncontabile\nFair value\nutilizzato per\nla misurazione\ndell\u2019ine\ue61acacia\ndel periodo\nValore\nnozionale\nValore\ncontabile\nFair value\nutilizzato per\nla misurazione\ndell\u2019ine\ue61acacia\ndel periodo\nCross currency interest rate swap (CCIRS) 672 42 37 718 56 56\n\nLa tabella successiva espone l\u2019impa\ue61do dell\u2019elemento co-\npe\ue61eo delle relazioni di cash \ue61bow hedge nello Stato patri-\nmoniale al 31 dicembre 2021 e al 31 dicembre 2020.\nMilioni di euro 2021 2020\nFair value\nutilizzato per\nla misurazione\ndell\u2019ine\ue61acacia\ndel periodo\nRiserva\ncash\n\ue61cow\nhedge\nRiserva\ncosti di\nhedging\nQuota\nine\ue61acace\ndel valore\ncontabile dei\nderivati di CFH\nFair value\nutilizzato per\nla misurazione\ndell\u2019ine\ue61acacia\ndel periodo\nRiserva\ncash\n\ue61cow\nhedge\nRiserva\ncosti di\nhedging\nQuota\nine\ue61acace\ndel valore\ncontabile dei\nderivati di CFH\nFinanziamenti in valuta estera\na tasso variabile\n(69) 69 - - (52) 52 - -\nFinanziamenti in valuta estera\na tasso \ue61csso\n15 (15) - - (50) 50 - -\nObbligazioni in valuta estera\na tasso variabile\n(37) 37 - - (12) 12 - -\nObbligazioni in valuta estera\na tasso \ue61csso\n(66) 66 (2) - 1.580 (1.580) (205) -\nFlussi di cassa futuri in valuta\n(cope\ue61ei con CCIRS)\n75 (75) - - (3) 3 - -\nFlussi di cassa futuri in valuta\n(cope\ue61ei con forward)\n(2) 2 1 - 7 (7) (3) -\nAcquisti futuri di commodity\nin valuta\n(72) 72 - - 305 (305) - 1\nAcquisti di beni di investimento\ne altro in valuta\n(15) 15 (3) - 30 (30) (5) (1)\nTotale (171) 171 (4) - 1.805 (1.805) (213) -\n\nRischio di prezzo su commodity\nMilioni di euro Maturity\n2022 2023 2024 2025 2026 Oltre Totale\nAl 31.12.2021\nCommodity swap\nValore nozionale su energia 124 164 168 149 146 472 1.223\nPrezzo medio - commodity swap su energia (\u20ac/MWh) 51,8 53,7 47,5 46,6 46,0 33,2\nValore nozionale su gas 131 372 129 11 17 93 753\nPrezzo medio - commodity swap su gas (\u20ac/MWh) 63,8 13,7 12,1 9,4 12,0 9,6\nValore nozionale su petrolio 669 244 99 - - - 1.012\nPrezzo medio - commodity swap su petrolio ($/bbl) 86,4 92,9 79,4\nCommodity forward/future\nValore nozionale su energia 319 637 302 288 248 856 2.650\nPrezzo medio - commodity forward/future su energia (\u20ac/MWh) 29,7 43,3 20,0 19,7 18,7 16,6\nValore nozionale su carbone/shipping 14 - - - - - 14\nPrezzo medio - commodity forward/future su gas carbone/shipping ($/t) 90,8\nValore nozionale su gas 3.315 1.048 5 - - - 4.368\nPrezzo medio - commodity forward/future su gas (\u20ac/MWh) 15,1 18,9 18,0\nValore nozionale su CO\n2\n476 61 - - - - 537\nPrezzo medio - commodity forward/future su CO\n2\n (\u20ac/t) 46,1 38,4\nValore nozionale su petrolio 600 57 - - - - 657\nPrezzo medio - commodity forward/future su petrolio ($/bbl) 37,7 51,6\nCommodity option\nValore nozionale su energia 10 21 21 21 21 134 228\nPrezzo medio - commodity option su energia (\u20ac/MWh) 26,3 29,3 29,9 29,8 29,8 32,6\nValore nozionale su gas 99 - - - - - 99\nPrezzo medio - commodity option su gas (\u20ac/MWh) 50,5\nMilioni di euro Maturity\n2021 2022 2023 2024 2025 Oltre Totale\nAl 31.12.2020\nCommodity swap\nValore nozionale su energia 78 65 64 65 53 281 606\nPrezzo medio - commodity swap su energia (\u20ac/MWh) 40,3 37, 9 37,7 37,7 37,6 37,7\nValore nozionale su carbone/shipping 32 2 - - - - 34\nPrezzo medio - commodity swap su carbone/shipping ($/t) 51,2 57,9\nValore nozionale su gas - - - - - - -\nPrezzo medio - commodity swap su gas (\u20ac/MWh)\nCommodity forward/future\nValore nozionale su energia 1.065 244 246 197 191 741 2.684\nPrezzo medio - commodity forward/future su energia (\u20ac/MWh) 43,2 25,0 19,1 17, 9 17,4 15,2\nValore nozionale su gas 1.521 973 17 20 20 108 2.659\nPrezzo medio - commodity forward/future su gas (\u20ac/MWh) 14,3 14,9 15,2 4,9 4,9 2,5\nValore nozionale su CO\n2\n317 134 37 - - - 488\nPrezzo medio - commodity forward/future su CO\n2\n (\u20ac/t) 24,2 26,6 27,9\nValore nozionale su petrolio 744 413 - - - - 1.157\nPrezzo medio - commodity forward/future su petrolio ($/bbl) 45,0 44,3\nCommodity option\nValore nozionale su energia - 8 9 9 9 45 80\nPrezzo medio - commodity option su energia (\u20ac/MWh) 29,7 26,4 26,4 26,4 31,7\n\nLa tabella seguente espone il valore nozionale e il fair value\ndegli strumenti di cope\ue61eura sul rischio di prezzo su com-\nmodity delle transazioni in essere al 31 dicembre 2021 e\nal 31 dicembre 2020 suddivisi per tipologia di commodity.\nMilioni di euro Nozionale Fair value a\ue61eivit\u00e0 Nozionale Fair value passivit\u00e0\nal\n31.12.2021\nal\n31.12.2020\nal\n31.12.2021\nal\n31.12.2020\nal\n31.12.2021\nal\n31.12.2020\nal\n31.12.2021\nal\n31.12.2020\nDerivati\nCash \ue61cow hedge\nDerivati su energia:\n- swap 820 369 640 70 401 236 (263) (56)\n- forward/future 769 2.066 351 361 1.881 571 (598) (16)\n- opzioni 229 70 49 - - - (18) -\nTotale derivati su energia 1.818 2.505 1.040 431 2.282 807 (879) (72)\nDerivati su carbone/shipping:\n- swap - 34 - 11 - - - -\n- forward/future 14 - 3 - - - - -\n- opzioni - - - - - - - -\nTotale derivati su carbone/\nshipping\n14 34 3 11 - - - -\nDerivati su gas e petrolio:\n- swap 669 - 69 - 1.095 - (99) -\n- forward/future 3.094 1.674 2.557 456 1.932 2.189 (5.150) (455)\n- opzioni 30 11 3 18 70 - (26) -\nTotale derivati su gas e petrolio 3.793 1.685 2.629 474 3.097 2.189 (5.275) (455)\nDerivati su CO\n2\n:\n- swap - - - - - - - -\n- forward/future 537 482 410 139 - 5 - -\n- opzioni - - - - - - - -\nTotale derivati su CO\n2\n537 482 410 139 - 5 - -\nTOTALE DERIVATI SU COMMODITY 6.162 4.706 4.082 1.055 5.379 3.001 (6.154) (527)\nLa tabella espone il valore nozionale e il fair value dei deri-\nvati di cope\ue61eura del rischio di prezzo su commodity al 31\ndicembre 2021 e al 31 dicembre 2020, suddivisi per tipolo-\ngia di relazione di cope\ue61eura.\nIl fair value a\ue61divo degli strumenti \ue61cnanziari derivati su com-\nmodity di cash \ue61bow hedge \u00e8 riferito a operazioni in derivati\nsu gas e commodity petrolifere per 2.629 milioni di euro, a\ntransazioni in derivati su CO\n2\n per 410 milioni di euro, a tran-\nsazioni in derivati su energia per 1.040 milioni di euro e, in\nminor misura, a cope\ue61eure su acquisti di carbone richieste\ndalle societ\u00e0 di generazione (3 milioni di euro).\nNella prima categoria rientrano principalmente operazioni\ndi cope\ue61eura del rischio oscillazione prezzo del gas natu-\nrale sia in approvvigionamento sia in vendita, e\ue61ae\ue61duate su\ncommodity petrolifere e su prodo\ue61di gas.\nNella categoria CO\n2\n rientrano principalmente operazioni di\ncope\ue61eura per la compliance del Gruppo Enel.\nNella categoria energia rientrano principalmente opera-\nzioni di hedging di medio-lungo termine, in pa\ue61eicolare sul\nperimetro Spagna e Nord America.\nI derivati su commodity di cash \ue61bow hedge inclusi nel pas-\nsivo sono relativi a operazioni in derivati su gas e commo-\ndity petrolifere per 5.275 milioni di euro (principalmente\nper contra\ue61di di vendita in hedging) e a contra\ue61di derivati su\nenergia per 879 milioni di euro.\n\nDerivati di cash \ue61cow hedge\nNella tabella seguente sono indicati i \ue61bussi di cassa a\ue61desi\nnegli esercizi futuri relativi ai derivati di cash \ue61bow hedge sul\nrischio di prezzo su commodity.\nMilioni di euro Fair value Distribuzione dei \ue61cussi di cassa a\ue61eesi\nal 31.12.2021 2022 2023 2024 2025 2026 Oltre\nDerivati di cash \ue61cow hedge su commodity\nDerivati a\ue61divi (fair value positivo) 4.082 2.960 720 122 72 45 163\nDerivati passivi (fair value negativo) (6.154) (4.892) (858) (126) (84) (58) (136)\nLa tabella seguente espone l\u2019impa\ue61do dei derivati di cash\n\ue61bow hedge su prezzo su commodity nello Stato patrimo-\nniale al 31 dicembre 2021 e al 31 dicembre 2020.\nMilioni di euro 2021 2020\nValore\nnozionale\nValore\ncontabile\nFair value\nutilizzato per\nla misurazione\ndell\u2019ine\ue61acacia\ndel periodo\nValore\nnozionale\nValore\ncontabile\nFair value\nutilizzato per\nla misurazione\ndell\u2019ine\ue61acacia\ndel periodo\nSwap su energia 1.221 377 377 605 23 23\nSwap su carbone/shipping - - - 34 11 11\nSwap su gas e petriolio 1.764 (30) (30) - - -\nForward/future su energia 2.675 (223) (223) 2.717 375 356\nForward/future su carbone/shipping 14 3 3 - - -\nForward/future su gas e petrolio 5.027 (2.592) (2.592) 3.794 (20) (20)\nForward/future su CO\n2\n537 410 410 487 139 139\nOption su energia 204 7 7 70 - -\nOption su gas e petrolio 99 (24) (24) - - -\nTotale 11.541 (2.072) (2.072) 7.7 07 528 509\nLa tabella successiva espone l\u2019impa\ue61do dell\u2019elemento co-\npe\ue61eo delle relazioni di cash \ue61bow hedge nello Stato patri-\nmoniale al 31 dicembre 2021 e al 31 dicembre 2020.\nMilioni di euro 2021 2020\nFair value\nutilizzato per\nla misurazione\ndell\u2019ine\ue61acacia\ndel periodo\nRiserva\ncash \ue61cow\nhedge\nRiserva\ncosti di\nhedging\nQuota\nine\ue61acace\ndel valore\ncontabile dei\nderivati di CFH\nFair value\nutilizzato per\nla misurazione\ndell\u2019ine\ue61acacia\ndel periodo\nRiserva\ncash \ue61cow\nhedge\nRiserva\ncosti di\nhedging\nQuota\nine\ue61acace\ndel valore\ncontabile dei\nderivati di CFH\nTransazioni future\nsu energia\n(297) 297 - (29) (316) 374 - 24\nTransazioni future\ndi carbone/shipping\n(3) 3 - - (11) 11 - -\nTransazioni future\ndi gas e petrolio\n2.751 (2.751) - (2) 20 (20) - -\nTransazioni future di CO\n2\n(410) 410 - - (139) 139 - -\nTotale 2.041 (2.041) - (31) (446) 504 - 24\nIn\ue61cne, relativamente ai derivati di cash \ue61bow hedge su prez-\nzo su commodity, si segnala che nel corso del 2021 l\u2019intero\ncompa\ue61eo commodity \u00e8 stato ogge\ue61do di impo\ue61eanti oscilla-\nzioni di prezzo. In pa\ue61eicolare, l\u2019impa\ue61do pi\u00f9 rilevante in ter-\nmini di variazione di riserva di cash \ue61bow hedge \u00e8 a\ue61dribuibile\na transazioni future di gas che, tra tu\ue61de, \u00e8 stata la commo-\ndity che ha maggiormente risentito di questa alta volatilit\u00e0.\n\n49.2 Derivati al fair value through pro\ue61ft or loss\nLa tabella seguente espone il valore nozionale e il fair value\ndei derivati al FVTPL in essere al 31 dicembre 2021 e al 31\ndicembre 2020.\nMilioni di euro Valore nozionale Fair value a\ue61eivit\u00e0 Valore nozionale Fair value passivit\u00e0\nal\n31.12.2021\nal\n31.12.2020\nal\n31.12.2021\nal\n31.12.2020\nal\n31.12.2021\nal\n31.12.2020\nal\n31.12.2021\nal\n31.12.2020\nDERIVATI FVTPL\nsu tasso di interesse:\n- interest rate swap 50 50 1 2 100 100 (71) (88)\n- interest rate option - - - - 50 50 (2) (4)\nsu tasso di cambio:\n- currency forward 2.180 3.501 23 83 3.628 1.012 (62) (44)\n- CCIRS - - - - - - - -\nsu commodity\nDerivati su energia:\n- swap 777 144 (78) 14 1.088 109 (198) (18)\n- forward/future 23.207 5.493 3.368 75 17. 97 0 5.626 (2.927) (428)\n- option 3 137 78 24 113 9 (16) (12)\nTotale derivati su\nenergia\n23.987 5.774 3.368 113 19.171 5.744 (3.141) (458)\nDerivati su carbone:\n- swap 35 47 4 4 133 16 23 (1)\n- forward/future 213 200 63 40 455 144 (148) (27)\n- option - - - - - - - -\nTotale derivati su\ncarbone\n248 247 67 44 588 160 (125) (28)\nDerivati su gas e\npetrolio:\n- swap 2.904 635 (1.049) 81 4.199 259 1.843 (34)\n- forward/future 19.001 13.993 16.706 2.108 16.755 14.121 (17.374) (1.999)\n- option 232 185 268 165 399 170 (402) (173)\nTotale derivati su gas e\npetrolio\n22.137 14.813 15.925 2.354 21.353 14.550 (15.933) (2.206)\nDerivati su CO\n2\n:\n- swap - - - - - - - -\n- forward/future 3.079 770 557 209 1.366 290 (530) (72)\n- option - - - - - 5 - (5)\nTotale derivati su CO\n2\n3.079 770 557 209 1.366 295 (530) (77)\nDerivati su altro:\n- swap - - - - 1 13 (1) (7)\n- forward/future - 195 - 9 - 234 - (1)\n- option - - - - - - - -\nTotale derivati su altro - 195 - 9 1 247 (1) (8)\nDerivati embedded - 4 - 3 - 3 - (3)\nTOTALE 51.681 25.354 19.941 2.817 46.257 22.161 (19.865) (2.916)\n\nAl 31 dicembre 2021 l\u2019ammontare del nozionale dei deri-\nvati su tasso di interesse di trading \u00e8 pari a 200 milioni di\neuro. Il fair value negativo di 72 milioni di euro ha sub\u00edto un\nmiglioramento di 18 milioni di euro rispe\ue61do all\u2019anno prece-\ndente principalmente imputabile all\u2019andamento della curva\ndei tassi di interesse.\nAl 31 dicembre 2021 l\u2019ammontare del nozionale dei deri-\nvati su cambi \u00e8 pari a 5.808 milioni di euro. Il complessivo\nincremento del loro valore nozionale per 1.295 milioni di\neuro e la riduzione del fair value ne\ue61do pari a 78 milioni di\neuro sono principalmente connessi alla normale operativi-\nt\u00e0 e alle dinamiche dei cambi.\nAl 31 dicembre 2021 l\u2019ammontare del nozionale dei derivati\nsu commodity \u00e8 pari a 91.930 milioni di euro. Il fair value\ndei derivati su commodity di trading inclusi nell\u2019a\ue61divo ri-\ncomprende principalmente la valutazione di mercato delle\ncope\ue61eure su gas e petrolio per un ammontare di 15.925\nmilioni di euro, delle operazioni in derivati su energia per\n3.368 milioni di euro, delle operazioni in derivati su CO\n2\n per\n557 milioni di euro e, in misura inferiore, delle operazioni in\nderivati su carbone per 67 milioni di euro.\nIl fair value passivo degli strumenti \ue61cnanziari derivati su\ncommodity di trading \u00e8 riferito principalmente alle coper-\nture su gas e petrolio per un ammontare di 15.933 milioni\ndi euro, a operazioni in derivati su energia per 3.141 milioni\ndi euro e a operazioni in derivati su CO\n2\n e carbone per ri-\nspe\ue61divamente 530 e 125 milioni di euro.\nSono ricomprese in tali valori sia le operazioni gestite dai\npo\ue61eafogli di trading, sia quelle operazioni che, pur essendo\nstate poste in essere con l\u2019intento gestionale di cope\ue61eura,\nnon soddisfano i requisiti richiesti dai princ\u00edpi contabili per\nil tra\ue61damento in hedge accounting.\nNella categoria \"altro\" sono ricomprese a\ue61divit\u00e0 di cope\ue61eu-\nra e\ue61ae\ue61duate tramite derivati su indici meteorologici (\u201cWe-\nather Derivatives\u201d). Oltre al rischio prezzo commodity, le\nsociet\u00e0 del Gruppo sono infa\ue61di esposte anche al rischio\nvolumetrico legato alla variabilit\u00e0 delle condizioni meteo-\nrologiche (per es., la temperatura ambientale in\ue61buisce sui\nconsumi di gas e di energia ele\ue61drica).\n\nLa tabella successiva espone l\u2019impa\ue61do dell\u2019elemento co-\npe\ue61eo delle relazioni di fair value hedge nello Stato patri-\nmoniale al 31 dicembre 2021 e al 31 dicembre 2020.\nMilioni di euro 2021 2020\nValore\ncontabile\nAdeguamento\ncumulato\ndel fair value\ndell\u2019elemento\ncope\ue61bo\nFair value\nutilizzato per\nla misurazione\ndell\u2019ine\ue61acacia\ndel periodo\nValore\ncontabile\nAdeguamento\ncumulato\ndel fair value\ndell\u2019elemento\ncope\ue61bo\nFair value\nutilizzato per\nla misurazione\ndell\u2019ine\ue61acacia\ndel periodo\nFinanziamenti in valuta estera\na tasso \ue61csso\n639 (35) (44) 637 34 (34)\nFinanziamenti in valuta estera\na tasso variabile\n- - - 79 28 (28)\nTotale 639 (35) (44) 716 62 (62)\nDerivati di cash \ue61cow hedge\nNella tabella seguente sono indicati i \ue61bussi di cassa a\ue61desi\nnegli esercizi futuri relativi ai derivati di cash \ue61bow hedge sul\nrischio di tasso di cambio.\nMilioni di euro Fair value Distribuzione dei \ue61cussi di cassa a\ue61eesi\nal 31.12.2021 2022 2023 2024 2025 2026 Oltre\nDerivati di cash \ue61cow hedge su tasso di cambio\nDerivati a\ue61divi (fair value positivo) 1.460 305 407 247 180 205 1.780\nDerivati passivi (fair value negativo) (1.293) (9) 13 (66) (49) (27) (256)\nLa tabella seguente espone l\u2019impa\ue61do dei derivati di cash\n\ue61bow hedge su tasso di cambio nello Stato patrimoniale al\n31 dicembre 2021 e al 31 dicembre 2020.\nMilioni di euro 2021 2020\nValore\nnozionale\nValore\ncontabile\nFair value\nutilizzato per\nla misurazione\ndell\u2019ine\ue61acacia\ndel periodo\nValore\nnozionale\nValore\ncontabile\nFair value\nutilizzato per\nla misurazione\ndell\u2019ine\ue61acacia\ndel periodo\nCross currency interest rate swap (CCIRS) 20.767 80 82 20.269 (1.669) (1.463)\nCurrency forward 6.019 87 89 5.566 (349) (342)\nTotale 26.786 167 171 25.835 (2.018) (1.805)\n\n49. Derivati ed hedge accounting\nLe tabelle seguenti espongono il valore nozionale e il fair\nvalute dei derivati a\ue61divi e passivi, quali\ue61ccati come strumen-\nti di cope\ue61eura o valutati al FVTPL, classi\ue61ccati in base alla\ntipologia di relazione di cope\ue61eura e di rischio cope\ue61eo e\nsuddivisi in correnti e non correnti.\nIl valore nozionale di un contra\ue61do derivato \u00e8 l\u2019ammonta-\nre in base al quale i \ue61bussi di cassa sono scambiati. Questo\nimpo\ue61eo pu\u00f2 essere espresso sia in termini di valore mo-\nnetario sia in termini di quantit\u00e0 (quali, per es., tonnella-\nte conve\ue61eite in euro moltiplicando il valore nozionale per\nil prezzo \ue61cssato). Gli impo\ue61ei denominati in valute diverse\ndall\u2019euro sono conve\ue61eiti in euro applicando i tassi di cam-\nbio u\ue619ciali di \ue61cne periodo forniti da World Markets Re\ue61cnitiv\n(WMR) Company.\nMilioni di euro Non correnti Correnti\nNozionale Fair value Nozionale Fair value\nal\n31.12.2021\nal\n31.12.2020\nal\n31.12.2021\nal\n31.12.2020\nal\n31.12.2021\nal\n31.12.2020\nal\n31.12.2021\nal\n31.12.2020\nDERIVATI ATTIVI\nDerivati di fair value hedge:\n- tassi 139 138 19 22 - - - -\n- cambi 672 639 42 28 - 79 - 28\nTotale 811 777 61 50 - 79 - 28\nDerivati di cash \ue61cow hedge:\n- tassi 404 161 19 21 - - - -\n- cambi 14.980 5.061 1.356 685 2.690 698 104 51\n- commodity 2.693 2.541 1.059 428 3.469 2.165 3.023 627\nTotale 18.077 7.763 2.434 1.134 6.159 2.863 3.127 678\nDerivati di trading:\n- tassi - 50 - 2 50 - 1 -\n- cambi 26 71 - 4 2.154 3.430 23 79\n- commodity 1.147 379 277 46 48.304 21.424 19.640 2.686\nTotale 1.173 500 277 52 50.508 24.854 19.664 2.765\nTOTALE DERIVATI ATTIVI 20.061 9.040 2.772 1.236 56.667 27.796 22.791 3.471\n",
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"concept": "ifrs-full:DisclosureOfHedgeAccountingExplanatory",
"language": "it",
"entity": "scheme:WOCMU6HCI0OJWNPRZS33",
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"Tag213": {
"value": "\nValutazione al fair value\n50. A\ue61eivit\u00e0 e passivit\u00e0 misurate \nal fair value\nIl Gruppo determina il fair value in conformit\u00e0 all\u2019IFRS 13\nogni volta che tale criterio di valorizzazione \u00e8 richiesto dai\nprinc\u00edpi contabili internazionali.\nIl fair value rappresenta il prezzo che si percepirebbe per\nla vendita di un\u2019a\ue61divit\u00e0 ovvero che si pagherebbe per il tra-\nsferimento di una passivit\u00e0 nell\u2019ambito di una transazione\nordinaria posta in essere tra operatori di mercato, alla data\ndi valutazione (c.d. \u201cexit price\u201d).\nLa sua proxy migliore \u00e8 il prezzo di mercato, ossia il suo\nprezzo corrente, pubblicamente disponibile ed e\ue61ae\ue61diva-\nmente negoziato su un mercato liquido e a\ue61divo.\nIl fair value delle a\ue61divit\u00e0 e delle passivit\u00e0 \u00e8 classi\ue61ccato in una\ngerarchia del fair value che prevede tre diversi livelli, de\ue61cniti\ncome segue, in base agli input e alle tecniche di valutazio-\nne utilizzati per valutare il fair value:\n\u2022 Livello 1: prezzi quotati (non modi\ue61ccati) su mercati a\ue61divi \nper a\ue61divit\u00e0 o passivit\u00e0 identiche cui la societ\u00e0 pu\u00f2 acce-\ndere alla data di valutazione;\n\u2022 Livello 2: input diversi da prezzi quotati di cui al Livello \n1 che sono osservabili per l\u2019a\ue61divit\u00e0 o per la passivit\u00e0, sia\ndire\ue61damente (come i prezzi) sia indire\ue61damente (derivati\nda prezzi);\n\u2022 Livello 3: input per l\u2019a\ue61divit\u00e0 e la passivit\u00e0 non basati su \ndati osservabili di mercato (input non osservabili).\nIn questa nota sono fornite alcune informazioni di de\ue61daglio\ninerenti alle tecniche di valutazione e gli input utilizzati per\nelaborare tali valutazioni.\nA tale scopo:\n\u2022 le valutazioni ricorrenti al fair value di a\ue61divit\u00e0 o passivit\u00e0 \nsono quelle che gli IFRS richiedono o perme\ue61dono nello\nStato patrimoniale alla \ue61cne di ogni periodo;\n\u2022 le valutazioni non ricorrenti al fair value di a\ue61divit\u00e0 o pas-\nsivit\u00e0 sono quelle che gli IFRS richiedono o perme\ue61dono\nnello Stato patrimoniale in pa\ue61eicolari circostanze.\nPer aspe\ue61di generali o di informativa circa le contabilizza-\nzioni relative a tali fa\ue61dispecie, si rimanda alla nota 2 \u201cPrin-\nc\u00edpi contabili e criteri di valutazione\u201d.\n50.1 A\ue61eivit\u00e0 misurate al fair value nello Stato\npatrimoniale\nNella tabella che segue sono esposte, per ogni classe di at-\ntivit\u00e0 valutata al fair value nello Stato patrimoniale, su base\nricorrente e non ricorrente, le valutazioni al fair value alla\n\ue61cne del periodo e il livello nella gerarchia del fair value in cui\n\u00e8 stata classi\ue61ccata la speci\ue61cca a\ue61divit\u00e0.\nMilioni di euro A\ue61eivit\u00e0 non correnti A\ue61eivit\u00e0 correnti\nNote Fair value Livello 1 Livello 2 Livello 3 Fair value Livello 1 Livello 2 Livello 3\nal 31.12.2021 al 31.12.2021\nPa\ue61eecipazioni in altre imprese FVOCI 28 41 4 15 22 - - - -\nTitoli al FVOCI 28.1, 29.1 404 404 - - 87 87 - -\nTitoli al FVTPL 29.1 - - - - 1 1 - -\nPa\ue61eecipazioni in altre imprese FVTPL 28 32 23 - 9 - - - -\nA\ue61divit\u00e0 \ue61cnanziarie da accordi per servizi\nin concessione FVTPL\n28 2.630 - 2.630 - - - - -\nCrediti e altre a\ue61divit\u00e0 \ue61cnanziarie\nvalutate al fair value\n28 25 - - 25 140 140 - -\nDerivati di fair value hedge:\n- tassi 49 19 - 19 - - - - -\n- cambi 49 42 - 42 - - - - -\nDerivati di cash \ue61cow hedge:\n- tassi 49 19 - 19 - - - - -\n- cambi 49 1.356 - 1.356 - 104 - 104 -\n- commodity 49 1.059 332 387 340 3.023 1.066 1.681 276\nDerivati di trading:\n- tassi 49 - - - - 1 - 1 -\n- cambi 49 - - - - 23 - 23 -\n- commodity 49 277 114 162 1 19.640 8.236 11.404 -\nRimanenze valutate al fair value 49 - - - - 55 53 2 -\nCorrispe\ue61divi potenziali\n(contingent consideration)\n30, 31 - - - - 15 - 2 13\n\n50.3 Passivit\u00e0 misurate al fair value \nnello Stato patrimoniale\nNella tabella che segue sono esposti, per ogni classe di\npassivit\u00e0 valutata al fair value nello Stato patrimoniale, su\nbase ricorrente e non ricorrente, la valutazione al fair value\nalla \ue61cne del periodo e il livello nella gerarchia del fair value\nin cui \u00e8 stata classi\ue61ccata la speci\ue61cca passivit\u00e0.\nMilioni di euro Passivit\u00e0 non correnti Passivit\u00e0 correnti\nNote Fair value Livello 1 Livello 2 Livello 3 Fair value Livello 1 Livello 2 Livello 3\nal 31.12.2021 al 31.12.2021\nDerivati di fair value hedge:\n- tassi 49 5 - 5 - - - - -\n- cambi 49 - - - - - - - -\n- commodity 49 - - - - - - - -\nDerivati di cash \ue61cow hedge:\n- tassi 49 620 - 620 - 9 - 9 -\n- cambi 49 1.244 - 1.244 - 49 - 49 -\n- commodity 49 1.301 416 742 143 4.853 2.366 2.480 7\nDerivati di trading:\n- tassi 49 - - - - 73 - 73 -\n- cambi 49 2 - 2 - 60 - 60 -\n- commodity 49 167 72 95 - 19.563 7.6 28 11.934 1\nCorrispe\ue61divi potenziali \n(contingent consideration)\n40, 41 84 - - 84 45 - 43 2\nLa voce \u201cCorrispe\ue61divi potenziali\u201d fa riferimento prevalen-\ntemente ad alcune pa\ue61eecipazioni detenute dal Gruppo in\nNord America e in Grecia, il cui fair value \u00e8 stato determi-\nnato sulla base delle condizioni contra\ue61duali presenti negli\naccordi tra le pa\ue61ei.\n50.4 Passivit\u00e0 non misurate al fair value \nnello Stato patrimoniale\nNella tabella che segue sono esposti, per ogni classe di\npassivit\u00e0 non valutata al fair value nello Stato patrimoniale,\nma per la quale il fair value deve essere indicato, il fair value\nalla \ue61cne del periodo e il livello nella gerarchia del fair value\nin cui \u00e8 stata classi\ue61ccata tale valutazione.\nMilioni di euro\nNote Fair value Livello 1 Livello 2 Livello 3\nal 31.12.2021\nObbligazioni:\n- a tasso \ue61csso 46.3.1 42.949 39.709 3.240 -\n- a tasso variabile 46.3.1 3.273 147 3.126 -\nFinanziamenti bancari:\n- a tasso \ue61csso 46.3.1 2.298 - 2.298 -\n- a tasso variabile 46.3.1 11.091 - 11.091 -\nDebiti verso altri \ue61dnanziatori:\n- a tasso \ue61csso 46.3.1 3.046 - 3.046 -\n- a tasso variabile 46.3.1 95 - 95 -\nTotale 62.752 39.856 22.896 -\nPer gli strumenti di debito quotati il fair value \u00e8 determina-\nto utilizzando le quotazioni u\ue619ciali, mentre per quelli non\nquotati \u00e8 determinato mediante modelli di valutazione ap-\npropriati per ciascuna categoria di strumento \ue61cnanziario\ne utilizzando i dati di mercato relativi alla data di chiusura\ndell\u2019esercizio, ivi inclusi gli spread creditizi di Enel.\n\nIl fair value delle \u201cPa\ue61eecipazioni in altre imprese FVOCI\u201d \u00e8\nstato determinato per le imprese quotate sulla base del\nprezzo di negoziazione \ue61cssato alla data di chiusura dell\u2019e-\nsercizio, mentre per le societ\u00e0 non quotate sulla base di\nuna valutazione, ritenuta a\ue61dendibile, degli elementi patri-\nmoniali rilevanti.\nLe \u201cA\ue61divit\u00e0 \ue61cnanziarie da accordi per servizi in concessione\nFVTPL\u201d sono relative all\u2019a\ue61divit\u00e0 di distribuzione di energia\nele\ue61drica sul mercato brasiliano, prevalentemente da pa\ue61ee\ndelle societ\u00e0 Enel Distribui\u00e7\u00e3o Rio de Janeiro, Enel Distribu-\ni\u00e7\u00e3o Cear\u00e1 ed Enel Distribui\u00e7\u00e3o S\u00e3o Paulo, nonch\u00e9 all\u2019im-\npianto di generazione di PH Chucas in Costa Rica, e sono\ncontabilizzate applicando l\u2019IFRIC 12.\nIl fair value \u00e8 stato stimato come valore ne\ue61do del replace-\nment cost basato sugli ultimi dati sulle tari\ue61ae disponibili e\nsull\u2019indice generale dei prezzi del mercato brasiliano.\nLa quota corrente dei \u201cCrediti e altre a\ue61divit\u00e0 \ue61cnanziarie al\nfair value\u201d \u00e8 rappresentata essenzialmente da investimen-\nti di liquidit\u00e0; la valutazione del loro fair value rientra nelle\ncasistiche di Livello 1 in quanto basata su input di mercato.\nLa quota non corrente dei \u201cCrediti e altre a\ue61divit\u00e0 \ue61cnanzia-\nrie al fair value\u201d accoglie nel Livello 3 il credito relativo alla\ncessione di Slovak Power Holding pari a 25 milioni di euro\nal 31 dicembre 2021, il cui fair value \u00e8 determinato in base\nall\u2019applicazione della formula del prezzo prevista contrat-\ntualmente.\nPer quanto concerne i contra\ue61di derivati, il fair value \u00e8 de-\nterminato utilizzando le quotazioni u\ue619ciali per gli stru-\nmenti scambiati in mercati regolamentati. Il fair value degli\nstrumenti non quotati in mercati regolamentati, \u00e8 deter-\nminato mediante modelli di valutazione appropriati per\nciascuna categoria di strumento \ue61cnanziario e utilizzando\ni dati di mercato relativi alla data di chiusura dell\u2019esercizio\ncontabile (quali tassi di interesse, tassi di cambio, volatilit\u00e0)\na\ue61dualizzando i \ue61bussi di cassa a\ue61desi in base alle curve dei\ntassi di interesse e conve\ue61eendo in euro gli impo\ue61ei espressi\nin divise diverse dall\u2019euro utilizzando i tassi di cambio forni-\nti da World Markets Re\ue61cnitiv (WMR) Company.\nI derivati su tassi di interesse e di cambio rientrano inte-\ngralmente nella casistica di Livello 2.\nRelativamente ai derivati su commodity, la valutazione del\nfair value, si con\ue61cgura in larghissima misura nelle casistiche\ndi Livello 1 o Livello 2 in quanto basata su input di mercato,\ntra\ue61dandosi di contra\ue61di stipulati verso contropa\ue61ei di Borsa,\nprincipali operatori del se\ue61dore od operatori \ue61cnanziari.\nMarginali eccezioni, sia in CFH sia di trading, sono rappre-\nsentate da alcuni contra\ue61di derivati relativi a indici meteoro-\nlogici (\u201cWeather Derivatives\u201d \u2013 la cui valutazione \u00e8 e\ue61ae\ue61dua-\nta utilizzando dati storici ce\ue61ei\ue61ccati delle variabili so\ue61dostan-\nti) o da alcuni contra\ue61di \ue61cnanziari long term (\u201cVPPA\u201d \u2013 per i\nquali si \u00e8 in pa\ue61ee usufruito anche di modelli di valutazione\ninterna, necessari per valorizzare tali strumenti sugli oriz-\nzonti temporali pi\u00f9 lontani, data la scarsa liquidit\u00e0 delle va-\nriabili so\ue61dostanti).\nIn conformit\u00e0 con i princ\u00edpi contabili internazionali, il Grup-\npo valuta il rischio di credito, sia della contropa\ue61ee (Credit\nValuation Adjustment o CVA) sia proprio (Debit Valuation\nAdjustment o DVA), al \ue61cne di poter e\ue61ae\ue61duare l\u2019aggiusta-\nmento del fair value per la corrispondente misura del ri-\nschio contropa\ue61ee ove necessario. In pa\ue61eicolare, il Gruppo\nmisura il CVA/DVA utilizzando la tecnica di valutazione ba-\nsata sulla Potential Future Exposure dell\u2019esposizione ne\ue61da\ndi contropa\ue61ee e allocando, successivamente, l\u2019aggiusta-\nmento sui singoli strumenti \ue61cnanziari che lo costituiscono.\nTale tecnica si avvale unicamente di input osservabili sul\nmercato.\n50.2 A\ue61eivit\u00e0 non misurate al fair value nello\nStato patrimoniale\nNella tabella che segue sono esposti, per ogni classe di at-\ntivit\u00e0 non valutata al fair value su base ricorrente ma per la\nquale il fair value deve essere indicato, il fair value alla \ue61cne\ndel periodo e il livello nella gerarchia del fair value in cui \u00e8\nstata classi\ue61ccata tale valutazione.\nMilioni di euro A\ue61eivit\u00e0 non correnti A\ue61eivit\u00e0 correnti\nNote Fair value Livello 1 Livello 2 Livello 3 Fair value Livello 1 Livello 2 Livello 3\nal 31.12.2021 al 31.12.2021\nInvestimenti immobiliari 21 150 15 - 135 - - - -\nRimanenze 32 - - - - 50 - 1 49\nLa tabella accoglie il fair value di investimenti immobiliari\ne rimanenze di immobili non strumentali rispe\ue61divamente\nper 150 milioni di euro e per 50 milioni di euro. Tali impo\ue61ei\nsono stati calcolati con l\u2019ausilio di stime di periti indipen-\ndenti che hanno utilizzato di\ue61aerenti tecniche di valutazione\na seconda della speci\ue61ccit\u00e0 dei casi in questione.\n",
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"language": "it",
"entity": "scheme:WOCMU6HCI0OJWNPRZS33",
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"Tag43": {
"value": "\nAltre informazioni\n(28) La data si riferisce alla riunione del Consiglio di Amministrazione che ha approvato modalit\u00e0 e tempi di assegnazione del Piano LTI 2019 ai destinatari (tenuto \nconto della proposta formulata dal Comitato per le Nomine e le Remunerazioni nella riunione dell\u201911 novembre 2019).\n(29) In occasione dell\u2019approvazione del Bilancio consolidato del Gruppo Enel al 31 dicembre 2021, il Consiglio di Amministrazione proceder\u00e0 alla veri\ue61cca del livello \ndi raggiungimento degli obie\ue61divi di pe\ue61bormance del Piano LTI 2019.\n(30) La data si riferisce alla riunione del Consiglio di Amministrazione che ha approvato modalit\u00e0 e tempi di assegnazione del Piano LTI 2020 ai destinatari (tenuto \nconto della proposta formulata dal Comitato per le Nomine e le Remunerazioni nella riunione del 16 se\ue61dembre 2020).\n(31) In occasione dell\u2019approvazione del Bilancio consolidato del Gruppo Enel al 31 dicembre 2022, il Consiglio di Amministrazione proceder\u00e0 alla veri\ue61cca del livello \ndi raggiungimento degli obie\ue61divi di pe\ue61bormance del Piano LTI 2020.\n(32) La data si riferisce alla riunione del Consiglio di Amministrazione che ha approvato modalit\u00e0 e tempi di assegnazione del Piano LTI 2021 ai destinatari (tenuto \nconto della proposta formulata dal Comitato per le Nomine e le Remunerazioni nella riunione del 9 giugno 2021).\n(33) In occasione dell\u2019approvazione del Bilancio consolidato del Gruppo Enel al 31 dicembre 2023, il Consiglio di Amministrazione proceder\u00e0 alla veri\ue61cca del livello \ndi raggiungimento degli obie\ue61divi di pe\ue61bormance del Piano LTI 2021.\n51. Pagamenti basati su azioni\nA pa\ue61eire dall\u2019esercizio 2019, l\u2019Assemblea degli azionisti di\nEnel SpA (\u201cEnel\u201d o la \u201cSociet\u00e0\u201d) ha deliberato con cadenza\nannuale l\u2019adozione di piani di incentivazione di lungo termi-\nne su base azionaria destinati al management della stessa\nEnel e/o di societ\u00e0 da questa controllate ai sensi dell\u2019a\ue61e.\n2359 del codice civile; in pa\ue61eicolare, ciascuno dei piani di\nincentivazione approvati (ossia, Piano di incentivazione di\nlungo termine per il 2019; Piano di incentivazione di lungo\ntermine per il 2020; Piano di incentivazione di lungo termi-\nne per il 2021; di seguito, rispe\ue61divamente \u201cPiano LTI 2019\u201d,\n\u201cPiano LTI 2020\u201d, \u201cPiano LTI 2021\u201d e, congiuntamente, i\n\u201cPiani\u201d) prevede, subordinatamente al raggiungimento di\nspeci\ue61cci obie\ue61divi di pe\ue61formance, l\u2019assegnazione di azioni\nordinarie della Societ\u00e0 (\u201cAzioni\u201d) ai rispe\ue61divi bene\ue61cciari.\nNello speci\ue61cco, i Piani approvati sono rivolti all\u2019Amministra-\ntore Delegato/Dire\ue61dore Generale di Enel e ai manager del\nGruppo Enel che occupano le posizioni pi\u00f9 dire\ue61damente\nresponsabili dei risultati aziendali o considerate di interes-\nse strategico e prevedono l\u2019assegnazione ai destinatari di\nun incentivo rappresentato da una componente di natu-\nra monetaria e da una componente azionaria. Il sudde\ue61do\nincentivo \u2013 determinato, al momento dell\u2019assegnazione,\nin un valore base calcolato in rappo\ue61eo alla remunerazione\n\ue61cssa del singolo destinatario \u2013 pu\u00f2 variare, in funzione del\nlivello di raggiungimento di ciascuno degli obie\ue61divi di per-\nformance triennali previsti dai Piani, da zero \ue61cno a un mas-\nsimo del 280% ovvero del 180% del valore base nel caso,\nrispe\ue61divamente, dell\u2019Amministratore Delegato/Dire\ue61dore\nGenerale ovvero degli altri destinatari.\nTali Piani prevedono inoltre che, rispe\ue61do al totale dell\u2019in-\ncentivo e\ue61ae\ue61divamente maturato, il premio sia interamen-\nte corrisposto in Azioni (i) per l\u2019Amministratore Delegato/\nDire\ue61dore Generale, \ue61cno al 100% del valore base assegnato\ne (ii) per gli altri destinatari, \ue61cno al 50% del valore base as-\nsegnato.\nL\u2019erogazione dell\u2019incentivo previsto dai singoli Piani \u00e8 su-\nbordinata al raggiungimento di speci\ue61cci obie\ue61divi di per-\nformance nel corso del triennio di riferimento (c.d. \u201cper-\nformance period\u201d). Qualora tali obie\ue61divi siano raggiunti,\nl\u2019incentivo maturato sar\u00e0 erogato ai destinatari \u2013 sia per\nla componente azionaria sia per quella monetaria \u2013 per il\n30% nel primo esercizio successivo al termine del pe\ue61for-\nmance period triennale e per il restante 70% nel secondo\nesercizio successivo al termine del pe\ue61formance period\ntriennale. L\u2019erogazione di una porzione rilevante della re-\nmunerazione variabile di lungo termine (pari al 70% del to-\ntale) risulta quindi di\ue61aerita al secondo esercizio successivo\nrispe\ue61do al triennio di riferimento degli obie\ue61divi di pe\ue61for-\nmance dei singoli Piani (c.d. \u201cdeferred payment\u201d).\nNella tabella di seguito rappresentata vengono ripo\ue61eate\nalcune informazioni relative al Piano LTI 2019, al Piano LTI\n2020 e al Piano LTI 2021.\nPer ulteriori informazioni sulle cara\ue61deristiche dei Piani\nsi rinvia ai rispe\ue61divi Documenti informativi, predisposti ai\nsensi dell\u2019a\ue61e. 84 bis del Regolamento ado\ue61dato dalla CON-\nSOB con delibera del 14 maggio 1999 n. 11971 (\u201cRegola-\nmento Emi\ue61denti\u201d) e messi a disposizione del pubblico nella\nsezione del sito internet della Societ\u00e0 (www.enel.com) de-\ndicata alle Assemblee degli azionisti di riferimento, svoltesi\nrispe\ue61divamente in data 16 maggio 2019, 14 maggio 2020 e\n20 maggio 2021.\nData di assegnazione \ndelle Azioni\nPe\ue619ormance \nperiod\nVeri\ue61dca \nraggiungimento \nobie\ue61eivi\nErogazione \ndell\u2019incentivo\nPiano LTI 2019 12.11.2019\n(28)\n2019-2021 2022\n(29)\n2022-2023\nPiano LTI 2020 17.09.2020\n(30)\n2020-2022 2023\n(31)\n2023-2024\nPiano LTI 2021 16.09.2021\n(32)\n2021-2023 2024\n(33)\n2024-2025\n\nIn a\ue61duazione delle autorizzazioni conferite dalle Assem-\nblee degli azionisti tenutesi nelle date sopra richiama-\nte (16 maggio 2019, 14 maggio 2020 e 20 maggio 2021)\ne nel rispe\ue61do dei relativi termini e condizioni, il Consiglio\ndi Amministrazione ha approvato \u2013 nelle adunanze del 19\nse\ue61dembre 2019, 29 luglio 2020 e 17 giugno 2021 \u2013 l\u2019av-\nvio di programmi di acquisto di Azioni proprie a servizio\n(34) Azioni acquistate nel periodo compreso tra il 23 se\ue61dembre e il 2 dicembre 2019, equivalenti allo 0,015% circa del capitale sociale.\n(35) Azioni acquistate nel periodo compreso tra il 3 se\ue61dembre e il 28 o\ue61dobre 2020, equivalenti allo 0,017% circa del capitale sociale.\n(36) Azioni acquistate nel periodo compreso tra il 18 giugno e il 21 luglio 2021, equivalenti allo 0,016% circa del capitale sociale.\n(37) Il dato ha sub\u00edto una rideterminazione rispe\ue61do a quello pubblicato nel Bilancio di esercizio relativo all\u2019esercizio 2020.\n(38) Il dato ha sub\u00edto una rideterminazione rispe\ue61do a quello pubblicato nel Bilancio di esercizio relativo all\u2019esercizio 2020.\n(39) Con riferimento al Piano LTI 2019, la data di assegnazione si riferisce al 12 novembre 2019, ovverosia alla data della riunione del Consiglio di Amministrazione \nche ha approvato modalit\u00e0 e tempi di assegnazione del Piano LTI 2019 ai destinatari.\n Con riferimento al Piano LTI 2020, la data di assegnazione si riferisce al 17 se\ue61dembre 2020, ovverosia alla data della riunione del Consiglio di Amministrazione\nche ha approvato modalit\u00e0 e tempi di assegnazione del Piano LTI 2020 ai destinatari.\n Con riferimento al Piano LTI 2021, la data di assegnazione si riferisce al 16 se\ue61dembre 2021, ovverosia alla data della riunione del Consiglio di Amministrazione\nche ha approvato modalit\u00e0 e tempi di assegnazione del Piano LTI 2021 ai destinatari.\nrispe\ue61divamente del Piano LTI 2019, del Piano LTI 2020 e del\nPiano LTI 2021. Il numero di Azioni il cui acquisto \u00e8 stato au-\ntorizzato dal Consiglio di Amministrazione per ciascun Pia-\nno, l\u2019e\ue61ae\ue61divo numero di Azioni acquistate, il relativo prezzo\nmedio ponderato e il controvalore complessivo sono di se-\nguito rappresentati.\nAcquisti autorizzati dal Consiglio di Amministrazione Acquisti e\ue61fe\ue61euati\n Numero di Azioni Numero di Azioni\nPrezzo medio\nponderato\n(euro per azione)\nControvalore \ncomplessivo\n(euro)\nPiano LTI\n2019\nNumero non superiore a 2.500.000\nper un corrispe\ue61divo massimo\ndi 10.500.000 milioni di euro\n1.549.152\n(34)\n6,7779 10.499.999\nPiano LTI\n2020\n1.720.000 1.720.000\n(35)\n7,4366 12.790.870\nPiano LTI\n2021\n1.620.000 1.620.000\n(36)\n7,8737 12.755.459\nPer e\ue61ae\ue61do degli acquisti e\ue61ae\ue61duati a servizio del Piano LTI\n2019, del Piano LTI 2020 e del Piano LTI 2021, al 31 dicem-\nbre 2021 Enel detiene complessivamente n. 4.889.152\nAzioni proprie, pari allo 0,048\n% circa del capitale sociale.\nLe seguenti informazioni riguardano gli strumenti rappre-\nsentativi di capitale assegnati durante gli esercizi 2019,\n2020 e 2021.\n 2021 2020 2019\n \nNumero azioni\nassegnate\nalla data di\nassegnazione\nFair value\nper azione\nalla data di\nassegnazione\nNumero di \nazioni\npotenzialmente\nerogabili\nNumero azioni\nassegnate\nalla data di\nassegnazione\nFair value\nper azione\nalla data di\nassegnazione\nNumero di \nazioni\npotenzialmente\nerogabili\nNumero azioni\nassegnate\nalla data di\nassegnazione\nFair value\nper azione\nalla data di\nassegnazione\nNumero di \nazioni\npotenzialmente\nerogabili\nPiano LTI\n2019\n1.529.182 1.529.182 1.538.547 6,983 1.538.547\nPiano LTI\n2020\n1.638.775 1.638.775\n(37)\n7,38 1.638.775\n(38)\nPiano LTI\n2021\n1.577.773 7,001 1.577.773\nIl fair value di tali strumenti rappresentativi di capitale \u00e8\nmisurato sulla base del prezzo di mercato delle Azioni alla\ndata di assegnazione\n(39)\n.\nIl costo relativo alla componente azionaria \u00e8 determinato\ncon riferimento al fair value degli strumenti rappresentativi\ndi capitale assegnati ed \u00e8 rilevato lungo la durata del vesting\nperiod in contropa\ue61eita alle riserve di patrimonio ne\ue61do.\nI costi totali del Gruppo rilevati a Conto economico am-\nmontano a 9 milioni di euro nell\u2019esercizio 2021 (5 milioni di\neuro nel 2020).\nNon ci sono state cancellazioni o modi\ue61cche che hanno in-\nteressato il Piano LTI 2021 e/o il Piano LTI 2020 e/o il Piano\nLTI 2019.\n",
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"value": "\n52. Informativa sulle pa\ue61di correlate\nIn quanto operatore nel campo della produzione, della di-\nstribuzione, del traspo\ue61eo e della vendita di energia elet-\ntrica, nonch\u00e9 della vendita di gas naturale, Enel e\ue61ae\ue61dua\ntransazioni con un ce\ue61eo numero di societ\u00e0 controllate di-\nre\ue61damente o indire\ue61damente dallo Stato italiano, azionista\ndi riferimento del Gruppo.\nLa tabella so\ue61dostante riepiloga le principali transazioni in-\ntra\ue61denute con tali contropa\ue61ei.\nPa\ue61be correlata Rappo\ue61bo Natura delle principali transazioni\nAcquirente Unico Interamente controllata indire\ue61damente\ndal Ministero dell\u2019Economia e delle Finanze\nAcquisto di energia ele\ue61drica destinata al mercato di maggior tutela\nGruppo Cassa\nDepositi e Prestiti\nControllata dire\ue61damente dal Ministero\ndell\u2019Economia e delle Finanze\nVendita di energia ele\ue61drica sul Mercato dei Servizi di\nDispacciamento (Terna)\nVendita di servizi di traspo\ue61eo di energia ele\ue61drica (Gruppo Eni)\nAcquisto di servizi di traspo\ue61eo, dispacciamento e misura (Terna)\nAcquisto di servizi di postalizzazione (Poste Italiane)\nAcquisto di combustibili per gli impianti di generazione, di servizi di\nstoccaggio e distribuzione del gas naturale (Gruppo Eni)\nGSE - Gestore dei\nServizi Energetici\nInteramente controllata dire\ue61damente\ndal Ministero dell\u2019Economia e delle Finanze\nVendita di energia ele\ue61drica incentivata\nVersamento della componente A3 per incentivazione fonti\nrinnovabili\nGME - Gestore dei\nMercati Energetici\nInteramente controllata indire\ue61damente\ndal Ministero dell\u2019Economia e delle Finanze\nVendita di energia ele\ue61drica in Borsa (GME)\nAcquisto di energia ele\ue61drica in Borsa per pompaggi e\nprogrammazione impianti (GME)\nGruppo Leonardo Controllata dire\ue61damente dal Ministero\ndell\u2019Economia e delle Finanze\nAcquisto di servizi informatici e fornitura di beni\nInoltre, il Gruppo intra\ue61diene rappo\ue61ei di natura prevalente-\nmente commerciale nei confronti delle societ\u00e0 collegate o\npa\ue61eecipate con quote di minoranza.\nIn\ue61cne, Enel intra\ue61diene con i fondi pensione FOPEN e FON-\nDENEL, con la Fondazione Enel e con Enel Cuore, societ\u00e0\nOnlus di Enel operante nell\u2019ambito dell\u2019assistenza sociale\ne socio-sanitaria, rappo\ue61ei istituzionali e di \ue61cnalit\u00e0 sociale.\nTu\ue61de le transazioni con pa\ue61ei correlate sono state concluse\nalle normali condizioni di mercato, in alcuni casi determi-\nnate dall\u2019Autorit\u00e0 di Regolazione per Energia Reti e Am-\nbiente.\nLe tabelle seguenti forniscono una sintesi dei rappo\ue61ei so-\npra descri\ue61di nonch\u00e9 dei rappo\ue61ei economici e patrimoniali\ncon pa\ue61ei correlate, societ\u00e0 collegate e a controllo con-\ngiunto rispe\ue61divamente in essere al 31 dicembre 2021 e al\n31 dicembre 2020.\n\nMilioni di euro\nAcquirente Unico GME GSE\nGruppo Cassa\nDepositi e Prestiti\n(1)\nAltre Totale 2021\nSociet\u00e0 collegate e a \ncontrollo congiunto Totale generale 2021 Totale voce di bilancio Incidenza %\nRappo\ue61bi economici\nRicavi delle vendite e delle prestazioni - 3.018 275 3.165 210\n6.668 342 7.010 84.104 8,3%\nAltri proventi - - - 5 - 5 1 6 3.902 0,2%\nAltri proventi \ue61cnanziari - - - 15 - 15 123 138 1.882 7,3 %\nEnergia ele\ue61drica, gas e combustibile 4.613 6.363 - 2.572 - 13.548 278 13.826 49.093 28,2%\nServizi e altri materiali - 75 3 2.874 57 3.009 143 3.152 19.609 16,1%\nAltri costi operativi 6 198 - 13 1 218 - 218 2.095 10,4%\nRisultati ne\ue61di da contra\ue61di su commodity - - - 13 - 13 11 24 2.522 1,0%\nAltri oneri \ue61cnanziari - - - 10 - 10 22 32 6.114 0,5%\n(1) Il dato include Open Fiber SpA che lo scorso anno era considerata societ\u00e0 collegata.\nMilioni di euro\nAcquirente Unico GME GSE\nGruppo Cassa\nDepositi e Prestiti\n(1)\nAltre Totale al 31.12.2021\nSociet\u00e0 collegate e a \ncontrollo congiunto\nTotale generale al \n31.12.2021 Totale voce di bilancio Incidenza %\nRappo\ue61bi patrimoniali\nAltre a\ue61divit\u00e0 \ue61cnanziarie non correnti - - - - -\n- 1.120 1.120 5.704 19,6%\nDerivati \ue61cnanziari a\ue61divi non correnti - - - - - - 14 14 2.772 0,5%\nAltre a\ue61divit\u00e0 non correnti - - - 119 - 119 - 119 3.268 3,6%\nCrediti commerciali - 469 9 659 36 1.173 148 1.321 16.076 8,2%\nDerivati \ue61cnanziari a\ue61divi correnti - - - - - - 32 32 22.791 0,1%\nAltre a\ue61divit\u00e0 \ue61cnanziarie correnti - - - - 1 1 156 157 8.645 1,8%\nAltre a\ue61divit\u00e0 correnti - - 76 21 2 99 24 123 5.002 2,5%\nFinanziamenti a lungo termine - - - 536 - 536 344 880 54.500 1,6%\nPassivit\u00e0 derivanti da contra\ue61di con i\nclienti non correnti\n- - - 187 7 194 - 194 6.214 3,1%\nDerivati \ue61cnanziari passivi\nnon correnti\n- - - - - - 1 1 3.339 -\nFinanziamenti a breve termine - - - - - - 6 6 13.306 -\nQuote correnti dei \ue61cnanziamenti a lungo\ntermine\n- - - 89 - 89 20 109 4.031 2,7%\nDebiti commerciali 1.903 641 1 1.466 12 4.023 59 4.082 16.959 24,1%\nPassivit\u00e0 derivanti da contra\ue61di con i\nclienti correnti\n- - - 12 - 12 - 12 1.433 0,8%\nAltre passivit\u00e0 correnti - - - 38 38 76 4 80 12.959 0,6%\nAltre informazioni\nGaranzie rilasciate - 40 - 11 59\n110 - 110\nGaranzie ricevute - - - 138 36 174 - 174\nImpegni - - - 401 - 401 - 401\n(1) Il dato include Open Fiber SpA che lo scorso anno era considerata societ\u00e0 collegata.\n\nAltre Totale 2021\nSociet\u00e0 collegate e a\ncontrollo congiunto Totale generale 2021 Totale voce di bilancio Incidenza %\nRappo\ue61bi economici\nRicavi delle vendite e delle prestazioni - 3.018 275 3.165 210\n6.668 342 7.010 84.104 8,3%\nAltri proventi - - - 5 - 5 1 6 3.902 0,2%\nAltri proventi \ue61cnanziari - - - 15 - 15 123 138 1.882 7,3 %\nEnergia ele\ue61drica, gas e combustibile 4.613 6.363 - 2.572 - 13.548 278 13.826 49.093 28,2%\nServizi e altri materiali - 75 3 2.874 57 3.009 143 3.152 19.609 16,1%\nAltri costi operativi 6 198 - 13 1 218 - 218 2.095 10,4%\nRisultati ne\ue61di da contra\ue61di su commodity - - - 13 - 13 11 24 2.522 1,0%\nAltri oneri \ue61cnanziari - - - 10 - 10 22 32 6.114 0,5%\nAltre Totale al 31.12.2021\nSociet\u00e0 collegate e a\ncontrollo congiunto\nTotale generale al\n31.12.2021 Totale voce di bilancio Incidenza %\nRappo\ue61bi patrimoniali\nAltre a\ue61divit\u00e0 \ue61cnanziarie non correnti - - - - -\n- 1.120 1.120 5.704 19,6%\nDerivati \ue61cnanziari a\ue61divi non correnti - - - - - - 14 14 2.772 0,5%\nAltre a\ue61divit\u00e0 non correnti - - - 119 - 119 - 119 3.268 3,6%\nCrediti commerciali - 469 9 659 36 1.173 148 1.321 16.076 8,2%\nDerivati \ue61cnanziari a\ue61divi correnti - - - - - - 32 32 22.791 0,1%\nAltre a\ue61divit\u00e0 \ue61cnanziarie correnti - - - - 1 1 156 157 8.645 1,8%\nAltre a\ue61divit\u00e0 correnti - - 76 21 2 99 24 123 5.002 2,5%\nFinanziamenti a lungo termine - - - 536 - 536 344 880 54.500 1,6%\nPassivit\u00e0 derivanti da contra\ue61di con i\nclienti non correnti\n- - - 187 7 194 - 194 6.214 3,1%\nDerivati \ue61cnanziari passivi\nnon correnti\n- - - - - - 1 1 3.339 -\nFinanziamenti a breve termine - - - - - - 6 6 13.306 -\nQuote correnti dei \ue61cnanziamenti a lungo\ntermine\n- - - 89 - 89 20 109 4.031 2,7%\nDebiti commerciali 1.903 641 1 1.466 12 4.023 59 4.082 16.959 24,1%\nPassivit\u00e0 derivanti da contra\ue61di con i\nclienti correnti\n- - - 12 - 12 - 12 1.433 0,8%\nAltre passivit\u00e0 correnti - - - 38 38 76 4 80 12.959 0,6%\nAltre informazioni\nGaranzie rilasciate - 40 - 11 59\n110 - 110\nGaranzie ricevute - - - 138 36 174 - 174\nImpegni - - - 401 - 401 - 401\n\nMilioni di euro\nAcquirente Unico GME GSE\nGruppo Cassa\nDepositi e Prestiti Altre\nTotale 2020\nSociet\u00e0 collegate e a \ncontrollo congiunto Totale generale 2020 Totale voce di bilancio Incidenza %\nRappo\ue61bi economici\nRicavi delle vendite e delle prestazioni - 808 295 2.542 187\n3.832 206 4.038 63.642\n(1) (2)\n6,3%\nAltri proventi - - - - 1 1 9 10 2.362 0,4%\nAltri proventi \ue61cnanziari - - - - - - 62 62 2.676\n(2)\n2,3%\nEnergia ele\ue61drica, gas e combustibile 2.038 2.059 - 1.122 - 5.219 166 5.385 26.026\n(1)\n20,7%\nServizi e altri materiali - 38 3 2.728 44 2.813 145 2.958 18.366\n(1)\n16,1%\nAltri costi operativi 6 183 - 9 1 199 3 202 2.202 9,2%\nRisultati ne\ue61di da contra\ue61di su commodity - - - 1 - 1 - 1 (99)\n(1)\n-1,0%\nAltri oneri \ue61cnanziari - - - 13 - 13 58 71 4.485 1,6%\n(1) I dati relativi all\u2019esercizio 2020 sono stati adeguati, ai soli \ue61cni comparativi, per tener conto degli e\ue61ae\ue61di della diversa classi\ue61ccazione derivante dalla valutazione\nal fair value, alla \ue61cne del periodo, dei contra\ue61di outstanding per compravendita di commodity regolate con consegna \ue61csica; tale diversa classi\ue61ccazione non\nha compo\ue61eato e\ue61ae\ue61di sul risultato operativo. Per maggiori de\ue61dagli si rimanda alla nota 7 del presente Bilancio consolidato.\n(2) Ai soli \ue61cni comparativi si \u00e8 proceduto a e\ue61ae\ue61duare una riclassi\ue61cca da proventi \ue61cnanziari a ricavi, per un impo\ue61eo di 87 milioni di euro nel 2020, della componen-\nte rilevata a Conto economico legata alla rimisurazione al fair value delle a\ue61divit\u00e0 \ue61cnanziarie connesse ai servizi in concessione delle a\ue61divit\u00e0 di distribuzione in\nBrasile rientranti nell\u2019ambito di applicazione dell\u2019IFRIC 12. Tale ultima classi\ue61ccazione ha compo\ue61eato e\ue61ae\ue61di di pari impo\ue61eo sul risultato operativo. Per maggiori\nde\ue61dagli si rimanda alla nota 7 del presente Bilancio consolidato.\nMilioni di euro\nAcquirente Unico GME GSE\nGruppo Cassa\nDepositi e Prestiti Altre\nTotale al 31.12.2020\nSociet\u00e0 collegate e a \ncontrollo congiunto\nTotale generale al \n31.12.2020 Totale voce di bilancio Incidenza %\nRappo\ue61bi patrimoniali\nAltre a\ue61divit\u00e0 \ue61cnanziarie non correnti - - - - -\n- 1.144 1.144 5.159 22,2%\nDerivati \ue61cnanziari a\ue61divi non correnti - - - - - - 21 21 1.236 1,7%\nCrediti commerciali - 35 15 569 29 648 215 863 12.046 7, 2%\nAltre a\ue61divit\u00e0 \ue61cnanziarie correnti - - - - 1 1 189 190 5.113 3,7%\nAltre a\ue61divit\u00e0 correnti - 9 84 63 2 158 6 164 3.578 4,6%\nFinanziamenti a lungo termine - - - 625 - 625 359 984 49.519 2,0%\nPassivit\u00e0 derivanti da contra\ue61di con i\nclienti non correnti\n- - - 4 6 10 151 161 6.191 2,6%\nFinanziamenti a breve termine - - - - - - 21 21 6.345 0,3%\nQuote correnti dei \ue61cnanziamenti a lungo\ntermine\n- - - 89 - 89 19 108 3.168 3,4%\nDebiti commerciali 554 83 746 74 8 5 2.136 69 2.205 12.859 17, 1 %\nPassivit\u00e0 derivanti da contra\ue61di con i\nclienti correnti\n- - - - 1 1 15 16 1.275 1,3%\nAltre passivit\u00e0 correnti - - - 15 13 28 9 37 11.651 0,3%\nAltre informazioni\nGaranzie rilasciate - 250 - 13 83\n346 - 346\nGaranzie ricevute - - - 157 36 193 - 193\nImpegni - - - 102 2 104 - 104\n\nTotale 2020\nSociet\u00e0 collegate e a\ncontrollo congiunto Totale generale 2020 Totale voce di bilancio Incidenza %\nRappo\ue61bi economici\nRicavi delle vendite e delle prestazioni - 808 295 2.542 187\n3.832 206 4.038 63.642\n(1) (2)\n6,3%\nAltri proventi - - - - 1 1 9 10 2.362 0,4%\nAltri proventi \ue61cnanziari - - - - - - 62 62 2.676\n(2)\n2,3%\nEnergia ele\ue61drica, gas e combustibile 2.038 2.059 - 1.122 - 5.219 166 5.385 26.026\n(1)\n20,7%\nServizi e altri materiali - 38 3 2.728 44 2.813 145 2.958 18.366\n(1)\n16,1%\nAltri costi operativi 6 183 - 9 1 199 3 202 2.202 9,2%\nRisultati ne\ue61di da contra\ue61di su commodity - - - 1 - 1 - 1 (99)\n(1)\n-1,0%\nAltri oneri \ue61cnanziari - - - 13 - 13 58 71 4.485 1,6%\nTotale al 31.12.2020\nSociet\u00e0 collegate e a\ncontrollo congiunto\nTotale generale al\n31.12.2020 Totale voce di bilancio Incidenza %\nRappo\ue61bi patrimoniali\nAltre a\ue61divit\u00e0 \ue61cnanziarie non correnti - - - - -\n- 1.144 1.144 5.159 22,2%\nDerivati \ue61cnanziari a\ue61divi non correnti - - - - - - 21 21 1.236 1,7%\nCrediti commerciali - 35 15 569 29 648 215 863 12.046 7, 2%\nAltre a\ue61divit\u00e0 \ue61cnanziarie correnti - - - - 1 1 189 190 5.113 3,7%\nAltre a\ue61divit\u00e0 correnti - 9 84 63 2 158 6 164 3.578 4,6%\nFinanziamenti a lungo termine - - - 625 - 625 359 984 49.519 2,0%\nPassivit\u00e0 derivanti da contra\ue61di con i\nclienti non correnti\n- - - 4 6 10 151 161 6.191 2,6%\nFinanziamenti a breve termine - - - - - - 21 21 6.345 0,3%\nQuote correnti dei \ue61cnanziamenti a lungo\ntermine\n- - - 89 - 89 19 108 3.168 3,4%\nDebiti commerciali 554 83 746 74 8 5 2.136 69 2.205 12.859 17, 1 %\nPassivit\u00e0 derivanti da contra\ue61di con i\nclienti correnti\n- - - - 1 1 15 16 1.275 1,3%\nAltre passivit\u00e0 correnti - - - 15 13 28 9 37 11.651 0,3%\nAltre informazioni\nGaranzie rilasciate - 250 - 13 83\n346 - 346\nGaranzie ricevute - - - 157 36 193 - 193\nImpegni - - - 102 2 104 - 104\n\nIn merito all\u2019informativa sulla retribuzione degli Ammini-\nstratori, del Collegio Sindacale, del Dire\ue61dore Generale e dei\ndirigenti con responsabilit\u00e0 strategiche, prevista dallo IAS\n24, si rimanda alle seguenti tabelle.\nMilioni di euro\n2021 2020 2021-2020\nCompensi riferiti ai componenti del Consiglio di Amministrazione \ne del Collegio Sindacale, al Dire\ue61eore Generale\nBenef\u00edci a breve termine per i dipendenti 5 6 (1) -16,7%\nAltri benef\u00edci a lungo termine 1 4 (3) -75,0%\nTotale 6 10 (4) -40,0%\nMilioni di euro\n2021 2020 2021-2020\nCompensi riferiti ai dirigenti con responsabilit\u00e0 strategiche\n \nBenef\u00edci a breve termine per i dipendenti 13 13 - -\nAltri benef\u00edci a lungo termine 4 8 (4) -50,0%\nTotale 17 21 (4) -19,0%\nNel corso del mese di novembre 2010 il Consiglio di Am-\nministrazione di Enel SpA ha approvato una procedura\nche disciplina l\u2019approvazione e l\u2019esecuzione delle opera-\nzioni con pa\ue61ei correlate poste in essere da Enel SpA, di-\nre\ue61damente ovvero per il tramite di societ\u00e0 controllate. Tale\nprocedura (reperibile all\u2019indirizzo h\ue61dps://www.enel.com/\nit/investitori/governance/statuto-regolamenti-politiche \nsia nella versione vigente sino al 30 giugno 2021 sia nella\nversione da ultimo modi\ue61ccata dal Consiglio di Amministra-\nzione nel medesimo mese di giugno 2021 e con e\ue619cacia\ndal 1\u00b0 luglio 2021) individua una serie di regole volte ad as-\nsicurare la trasparenza e la corre\ue61dezza, sia sostanziale sia\nprocedurale, delle operazioni con pa\ue61ei correlate ed \u00e8 sta-\nta ado\ue61data in a\ue61duazione di quanto disposto dall\u2019a\ue61e. 2391 \nbis del codice civile e dalla disciplina a\ue61duativa de\ue61data dalla \nCONSOB. Si segnala che nel corso dell\u2019esercizio 2021 non\nsono state realizzate operazioni con pa\ue61ei correlate per le\nquali fosse necessario procedere all\u2019inserimento in bilan-\ncio dell\u2019informativa richiesta dal Regolamento ado\ue61dato in\nmateria con delibera CONSOB n. 17221 del 12 marzo 2010\ne successive modi\ue61cche e integrazioni.\n",
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"value": "\n53. Erogazioni pubbliche - \nInformativa ex a\ue61d. 1, commi 125-129,\nlegge n. 124/2017\nAi sensi dell\u2019a\ue61e. 1, commi 125 e 126, della legge n. 124/2017\ne successive modi\ue61ccazioni, di seguito sono indicate le in-\nformazioni in merito alle erogazioni ricevute da enti e am-\nministrazioni pubbliche italiane, nonch\u00e9 le erogazioni con-\ncesse da Enel SpA e dalle societ\u00e0 controllate consolidate\nintegralmente a imprese, persone ed enti pubblici e privati.\nL\u2019informativa tiene conto: (i) delle erogazioni ricevute da\nsogge\ue61di pubblici/entit\u00e0 statali italiani; e (ii) delle erogazioni\nconcesse da pa\ue61ee di Enel SpA e delle controllate del Grup-\npo a sogge\ue61di pubblici o privati residenti o stabiliti in Italia.\nL\u2019informativa di seguito presentata include le erogazioni di\nimpo\ue61eo superiore a 10.000 euro, e\ue61ae\ue61duate dal medesimo\nsogge\ue61do erogante nel corso del 2021, anche tramite una\npluralit\u00e0 di transazioni economiche. Il criterio di rilevazione\nutilizzato \u00e8 quello cosidde\ue61do \u201cdi cassa\u201d.\nAi sensi delle disposizioni dell\u2019a\ue61e. 3 quater del decreto\nlegge 14 dicembre 2018, n. 135, conve\ue61eito dalla legge 11\nfebbraio 2019, n. 12, per le erogazioni ricevute si rinvia alle\nindicazioni contenute nel Registro Nazionale degli Aiuti di\nStato di cui all\u2019a\ue61e. 52 della legge 24 dicembre 2012, n. 234.\nErogazioni ricevute in milioni di euro\nIstituto \ue61dnanziario/\nEnte erogatore\nSociet\u00e0\nbene\ue61dciaria Impo\ue61bo Note\nAnpal Enel Green Power\nItalia Srl\n0,02 Tranche di contributo a fondo perduto incassata per la prima istanza FNC-C-05468, \n\ue61cnanziato nell\u2019ambito del Fondo Nuove Competenze, di cui a\ue61e. 88 del decreto legge\n19 maggio 2020 e al decreto interministeriale del 9 o\ue61dobre 2020\nAnpal Enel Green Power\nItalia Srl\n0,05 Tranche di contributo a fondo perduto incassata per la seconda istanza \nFNC-C-06952, \ue61cnanziato nell\u2019ambito del Fondo Nuove Competenze, di cui a\ue61e. 88 del\ndecreto legge 19 maggio 2020 e al decreto interministeriale del 9 o\ue61dobre 2020\nAnpal Enel Green Power\nItalia Srl\n0,09 Tranche di contributo a fondo perduto incassata per la prima istanza FNC-C-05468, \n\ue61cnanziato nell\u2019ambito del Fondo Nuove Competenze, di cui a\ue61e. 88 del decreto legge\n19 maggio 2020 e al decreto interministeriale del 9 o\ue61dobre 2020\nInvitalia Enel Green Power\nItalia Srl\n8,44 Tranche di contributo a fondo perduto incassata per il Contra\ue61do di Sviluppo 3SUN,\n\ue61cnanziato con la Determina Invitalia del 17 novembre 2017\nAnpal Enel Energia SpA 0,03 Tranche di contributo a fondo perduto incassata per la prima istanza FNC-C-05468,\n\ue61cnanziato nell\u2019ambito del Fondo Nuove Competenze, di cui a\ue61e. 88 del decreto legge\n19 maggio 2020 e al decreto interministeriale del 9 o\ue61dobre 2020\nAnpal Enel Energia SpA 0,15 Tranche di contributo a fondo perduto incassata per la seconda istanza\nFNC-C-06952, \ue61cnanziato nell\u2019ambito del Fondo Nuove Competenze, di cui a\ue61e. 88 del\ndecreto legge 19 maggio 2020 e al decreto interministeriale del 9 o\ue61dobre 2020\nAnpal Enel Energia SpA 0,04 Tranche di contributo a fondo perduto incassata per la prima istanza FNC-C-10223,\n\ue61cnanziato nell\u2019ambito del Fondo Nuove Competenze, di cui a\ue61e. 88 del decreto legge\n19 maggio 2020 e al decreto interministeriale del 9 o\ue61dobre 2020\nAnpal Servizio Ele\ue61drico\nNazionale SpA\n0,03 Tranche di contributo a fondo perduto incassata per la prima istanza FNC-C-05468, \n\ue61cnanziato nell\u2019ambito del Fondo Nuove Competenze, di cui a\ue61e. 88 del decreto legge\n19 maggio 2020 e al decreto interministeriale del 9 o\ue61dobre 2020\nAnpal Servizio Ele\ue61drico\nNazionale SpA\n0,03 Tranche di contributo a fondo perduto incassata per la seconda istanza \nFNC-C-06952, \ue61cnanziato nell\u2019ambito del Fondo Nuove Competenze, di cui a\ue61e. 88 del\ndecreto legge 19 maggio 2020 e al decreto interministeriale del 9 o\ue61dobre 2020\nAnpal Servizio Ele\ue61drico\nNazionale SpA\n0,02 Tranche di contributo a fondo perduto incassata per la prima istanza FNC-C-10223, \n\ue61cnanziato nell\u2019ambito del Fondo Nuove Competenze, di cui a\ue61e. 88 del decreto legge\n19 maggio 2020 e al decreto interministeriale del 9 o\ue61dobre 2020\nAnpal Enel Global Trading\nSpA\n0,01 Tranche di contributo a fondo perduto incassata per la seconda istanza \nFNC-C-06952, \ue61cnanziato nell\u2019ambito del Fondo Nuove Competenze, di cui a\ue61e. 88 del\ndecreto legge 19 maggio 2020 e al decreto interministeriale del 9 o\ue61dobre 2020\nAnpal Enel Global Trading\nSpA\n0,01 Tranche di contributo a fondo perduto incassata per la prima istanza FNC-C-10223, \n\ue61cnanziato nell\u2019ambito del Fondo Nuove Competenze, di cui a\ue61e. 88 del decreto legge\n19 maggio 2020 e al decreto interministeriale del 9 o\ue61dobre 2020\nAnpal Enel X Srl 0,01 Tranche di contributo a fondo perduto incassata per la prima istanza FNC-C-05468,\n\ue61cnanziato nell\u2019ambito del Fondo Nuove Competenze, di cui a\ue61e. 88 del decreto legge\n19 maggio 2020 e al decreto interministeriale del 9 o\ue61dobre 2020\nAnpal Enel X Srl 0,03 Tranche di contributo a fondo perduto incassata per la seconda istanza\nFNC-C-06952, \ue61cnanziato nell\u2019ambito del Fondo Nuove Competenze, di cui a\ue61e. 88 del\ndecreto legge 19 maggio 2020 e al decreto interministeriale del 9 o\ue61dobre 2020\nAnpal Enel X Srl 0,01 Tranche di contributo a fondo perduto incassata per la terza istanza FNC-C-10223,\n\ue61cnanziato nell\u2019ambito del Fondo Nuove Competenze, di cui a\ue61e. 88 del decreto legge\n19 maggio 2020 e al decreto interministeriale del 9 o\ue61dobre 2020\n\nErogazioni ricevute in milioni di euro\nIstituto \ue61dnanziario/\nEnte erogatore\nSociet\u00e0\nbene\ue61dciaria Impo\ue61bo Note\nAnpal Enel Sole Srl 0,01 Tranche di contributo a fondo perduto incassata per la terza istanza FNC-C-10223,\n\ue61cnanziato nell\u2019ambito del Fondo Nuove Competenze, di cui a\ue61e. 88 del decreto legge\n19 maggio 2020 e al decreto interministeriale del 9 o\ue61dobre 2020\nAnpal Enel Produzione\nSpA\n0,03 Tranche di contributo a fondo perduto incassata per la prima istanza FNC-C-05468, \n\ue61cnanziato nell\u2019ambito del Fondo Nuove Competenze, di cui a\ue61e. 88 del decreto legge\n19 maggio 2020 e al decreto interministeriale del 9 o\ue61dobre 2020\nAnpal Enel Produzione\nSpA\n0,05 Tranche di contributo a fondo perduto incassata per la seconda istanza \nFNC-C-06952, \ue61cnanziato nell\u2019ambito del Fondo Nuove Competenze, di cui a\ue61e. 88 del\ndecreto legge 19 maggio 2020 e al decreto interministeriale del 9 o\ue61dobre 2020\nAnpal Enel Produzione\nSpA\n0,06 Tranche di contributo a fondo perduto incassata per la terza istanza FNC-C-10223, \n\ue61cnanziato nell\u2019ambito del Fondo Nuove Competenze, di cui a\ue61e. 88 del decreto legge\n19 maggio 2020 e al decreto interministeriale del 9 o\ue61dobre 2020\nAnpal Enel Global\nServices Srl\n0,01 Tranche di contributo a fondo perduto incassata per la prima istanza FNC-C-05468, \n\ue61cnanziato nell\u2019ambito del Fondo Nuove Competenze, di cui a\ue61e. 88 del decreto legge\n19 maggio 2020 e al decreto interministeriale del 9 o\ue61dobre 2020\nAnpal Enel Global\nServices Srl\n0,13 Tranche di contributo a fondo perduto incassata per la seconda istanza \nFNC-C-06952, \ue61cnanziato nell\u2019ambito del Fondo Nuove Competenze, di cui a\ue61e. 88 del\ndecreto legge 19 maggio 2020 e al decreto interministeriale del 9 o\ue61dobre 2020\nAnpal Enel Global\nServices Srl\n0,02 Tranche di contributo a fondo perduto incassata per la prima istanza FNC-C-10223, \n\ue61cnanziato nell\u2019ambito del Fondo Nuove Competenze, di cui a\ue61e. 88 del decreto legge\n19 maggio 2020 e al decreto interministeriale del 9 o\ue61dobre 2020\nAnpal e-distribuzione\nSpA\n0,44 Tranche di contributo a fondo perduto incassata per la prima istanza FNC-C-05468,\n\ue61cnanziato nell\u2019ambito del Fondo Nuove Competenze, di cui a\ue61e. 88 del decreto legge\n19 maggio 2020 e al decreto interministeriale del 9 o\ue61dobre 2020\nAnpal e-distribuzione\nSpA\n0,19 Tranche di contributo a fondo perduto incassata per la seconda istanza \nFNC-C-06952, \ue61cnanziato nell\u2019ambito del Fondo Nuove Competenze, di cui a\ue61e. 88 del\ndecreto legge 19 maggio 2020 e al decreto interministeriale del 9 o\ue61dobre 2020\nAnpal e-distribuzione\nSpA\n0,20 Tranche di contributo a fondo perduto incassata per la terza istanza FNC-C-10223,\n\ue61cnanziato nell\u2019ambito del Fondo Nuove Competenze, di cui a\ue61e. 88 del decreto legge\n19 maggio 2020 e al decreto interministeriale del 9 o\ue61dobre 2020\nAnpal Enel Global\nInfrastructure and\nNetworks Srl\n0,09 Tranche di contributo a fondo perduto incassata per la seconda istanza \nFNC-C-06952, \ue61cnanziato nell\u2019ambito del Fondo Nuove Competenze, di cui a\ue61e. 88 del\ndecreto legge 19 maggio 2020 e al decreto interministeriale del 9 o\ue61dobre 2020\nAnpal Enel Global\nInfrastructure and\nNetworks Srl\n0,07 Tranche di contributo a fondo perduto incassata per la terza istanza FNC-C-10223, \n\ue61cnanziato nell\u2019ambito del Fondo Nuove Competenze, di cui a\ue61e. 88 del decreto legge\n19 maggio 2020 e al decreto interministeriale del 9 o\ue61dobre 2020\nAnpal Enel Italia SpA 0,03 Tranche di contributo a fondo perduto incassata per la prima istanza FNC-C-05468,\n\ue61cnanziato nell\u2019ambito del Fondo Nuove Competenze, di cui a\ue61e. 88 del decreto legge\n19 maggio 2020 e al decreto interministeriale del 9 o\ue61dobre 2020\nAnpal Enel Italia SpA 0,07 Tranche di contributo a fondo perduto incassata per la seconda istanza\nFNC-C-06952, \ue61cnanziato nell\u2019ambito del Fondo Nuove Competenze, di cui a\ue61e. 88 del\ndecreto legge 19 maggio 2020 e al decreto interministeriale del 9 o\ue61dobre 2020\nAnpal Enel Italia SpA 0,02 Tranche di contributo a fondo perduto incassata per la prima istanza FNC-C-10223,\n\ue61cnanziato nell\u2019ambito del Fondo Nuove Competenze, di cui a\ue61e. 88 del decreto legge\n19 maggio 2020 e al decreto interministeriale del 9 o\ue61dobre 2020\nMinistero\ndell\u2019Universit\u00e0 e\ndella Ricerca\nEnel Italia SpA 0,03 Tranche di contributo a fondo perduto incassata per il primo e il secondo SAL\ndel proge\ue61do SE4I, \ue61cnanziato nell\u2019ambito del PON MIUR \u201cR&I\u201d 2014-2020, Decreto\nDire\ue61doriale del 13 luglio 2017, n. 1735/Ric. \u201cAvviso per la presentazione di proge\ue61di\ndi Ricerca Industriale e Sviluppo Sperimentale nelle 12 aree di specializzazione\nindividuate dal PNR 2015-2020\u201d\n10,43 Totale\n\nErogazioni concesse in milioni di euro\nSociet\u00e0 erogante Societ\u00e0/Ente bene\ue61dciario Impo\ue61bo Note\nEnel SpA Enel Cuore Onlus 0,04 Contributo anno 2021\nEnel SpA OECD International Energy\nAgency (IEA)\n0,08 Erogazione liberale 2021\nEnel SpA Ashoka Italia Onlus 0,02 Erogazione liberale 2021\nEnel SpA European University Institute 0,10 Erogazione liberale 2021\nEnel SpA Universit\u00e0 Commerciale Luigi\nBocconi\n0,07 Erogazione liberale a sostegno di borse di studio\nEnel X Srl Enel Cuore Onlus 0,04 Contributo anno 2021\nEnel Produzione SpA Ente della zona industriale di\nPo\ue61eo Marghera\n0,02 Contributo associativo 2021\nEnel Produzione SpA Assocarboni 0,03 Adesione Enel 2021\nEnel Produzione SpA Fondazione Centro Studi Enel 0,09 Acconto 50% contributo liberale 2021\nEnel Produzione SpA Enel Cuore Onlus 0,13 Erogazione saldo contributo 2021\nEnel Produzione SpA Enel Cuore Onlus 0,04 Contributo anno 2021\nEnel Produzione SpA Enel Cuore Onlus 0,03 Contributo straordinario 2021\nEnel Produzione SpA Fondazione Centro Studi Enel 0,09 Contributo liberale 2021\nEnel Produzione SpA Assonime 0,03 Quota associativa 2021\nEnel Italia SpA ASES - Agricoltori,\nSostenibilit\u00e0 E Sviluppo\n(Associazione non pro\ue61ct)\n0,02 Contributo per il proge\ue61do #lanaturanonsiferma\nEnel Italia SpA Comune di Brindisi 0,01 Donazione a sostegno del proge\ue61do Brindisi Brilla, patrocinato dal\nComune di Brindisi e realizzato in collaborazione con l\u2019Associazione\nIl Cielo Itinerante. Il proge\ue61do ha lo scopo di avvicinare i pi\u00f9 giovani\nalle materie STEM (acronimo di Science, Technology, Engineering e\nMathematics)\nEnel Italia SpA Enel Cuore Onlus 0,11 Erogazione liberale al \ue61cne di garantire lo svolgimento delle a\ue61divit\u00e0\nistituzionali, \ue61cnalizzate principalmente a sostenere proge\ue61di in\ncoerenza con gli scopi e gli obie\ue61divi dell\u2019associazione\nEnel Italia SpA Fondazione Accademia\nNazionale \u201cSanta Cecilia\u201d\n1,20 Donazione a sostegno delle a\ue61divit\u00e0 culturali della Fondazione\nEnel Italia SpA Fondazione Centro Studi Enel 0,15 Erogazione liberale a sostegno di proge\ue61di di ricerca e di alta\nformazione\nEnel Italia SpA Fondazione Maggio Musicale\nFiorentino\n0,40 Donazione a sostegno delle a\ue61divit\u00e0 culturali della Fondazione\nEnel Italia SpA Moige - Movimento italiano\ngenitori Onlus\n0,10 Donazione a sostegno della Campagna Giovani Ambasciatori per la \nci\ue61dadinanza digitale per contrastare il fenomeno del cyber risk, del\nbullismo e del cyberbullismo in tu\ue61de le sue manifestazioni\nEnel Italia SpA Societ\u00e0 Cooperativa Sociale\nCamelot Onlus\n0,02 Erogazione liberale a sostegno del proge\ue61do con la Sustainable \nDevelopment School per la creazione di percorsi di apprendimento\nper i docenti con l\u2019obie\ue61divo di promuovere l\u2019educazione alla\nci\ue61dadinanza globale\nEnel Italia SpA Fondazione Teatro alla Scala 0,60 Donazione a sostegno delle a\ue61divit\u00e0 culturali della Fondazione\ne-distribuzione SpA Enel Cuore Onlus 2,44 80% a saldo contributo liberale 2019\ne-distribuzione SpA Enel Cuore Onlus 0,52 20% contributo liberale 2021\ne-distribuzione SpA Fondazione Centro Studi Enel 1,40 50% a saldo contributo liberale 2020\ne-distribuzione SpA Fondazione Centro Studi Enel 1,41 50% contributo liberale 2021\ne-distribuzione SpA Centro Vaccinale - Varese 0,01 Donazione collegamento alla rete ele\ue61drica per stru\ue61dure sanitarie a\ncontrasto della pandemia COVID-19\nEnel Energia SpA Anigas 0,08 Saldo quota associativa 2020\nEnel Energia SpA Anigas 0,10 Acconto quota associativa 2021\nEnel Energia SpA Anigas 0,10 Saldo adesione 2021\nEnel Energia SpA Con\ue61cmprese 0,01 Adesione 2021\nEnel Energia SpA Fondazione Centro Studi Enel 1,23 Saldo contributo anno 2020\nEnel Energia SpA Fondazione Centro Studi Enel 1,01 Acconto 50% contributo liberale 2021\nEnel Energia SpA Assonime 0,02 Quota associativa 2021\nEnel Energia SpA Enel Cuore Onlus 1,26 80% a saldo contributo liberale 2019\nEnel Energia SpA Enel Cuore Onlus 0,37 50% contributo liberale 2021\nEnel Global Trading SpA Enel Cuore Onlus 0,04 Contributo anno 2021\nEnel Global Trading SpA Fondazione Centro Studi Enel 0,10 Contributo 2021 \ue61cnalizzato al sostegno e allo sviluppo dei proge\ue61di\ndi ricerca e alta formazione\n13,50 Totale\n",
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"value": "\n54. Impegni contra\ue61euali e garanzie\nGli impegni contra\ue61duali assunti dal Gruppo Enel e le garan-\nzie prestate a terzi sono di seguito riepilogati.\nMilioni di euro\nal 31.12.2021 al 31.12.2020 2021-2020\nGaranzie prestate:\n- \ue61cdeiussioni e garanzie rilasciate a favore di terzi 4.937 11.451 (6.514)\nImpegni assunti verso fornitori per:\n- acquisti di energia ele\ue61drica 71.244 67.400 3.844\n- acquisti di combustibili 58.042 41.855 16.187\n- forniture varie 1.631 1.511 120\n- appalti 4.668 3.604 1.064\n- altre tipologie 6.187 4.348 1.839\nTotale 141.772 118.718 23.054\nTOTALE 146.709 130.169 16.540\nRispe\ue61do a quanto rilevato al 31 dicembre 2020, l\u2019incremen-\nto degli impegni assunti per gli \u201cacquisti di energia ele\ue61drica\u201d, \npari a 3.844 milioni di euro, \u00e8 riferibile essenzialmente alle so-\nciet\u00e0 rientranti nella Regione America Latina, in pa\ue61eicolare in\nBrasile, e risulta principalmente a\ue61dribuibile all\u2019e\ue61ae\ue61do cambi, ai\nprezzi pi\u00f9 elevati dovuti all\u2019in\ue61bazione del periodo, nonch\u00e9 al\ndiverso stato di avanzamento dei contra\ue61di in essere. \nLa variazione in aumento degli impegni per gli \u201cacquisti di\ncombustibili\u201d, pari a 16.187 milioni di euro, \u00e8 riferita princi-\npalmente alle forniture di gas, sopra\ue61du\ue61do in Spagna e in\nItalia, e ha risentito dell\u2019aumento della domanda di gas na-\nturale e del relativo prezzo, nonch\u00e9 dell\u2019e\ue61ae\ue61do cambi.\nPer maggiori de\ue61dagli sulla scadenza degli impegni e delle\ngaranzie si rinvia al paragrafo \u201cImpegni per l\u2019acquisto delle\ncommodity\u201d contenuto nella nota 47.\nIl Gruppo, a\ue61draverso la propria controllata Enel Italia, ha\ninoltre stipulato due contra\ue61di di avvalimento con i quali ha\nfornito a Open Fiber il requisito del fa\ue61durato necessario\nper pa\ue61eecipare ai due bandi di gara inde\ue61di da Infratel (ri-\nspe\ue61divamente, il 3 giugno 2016 e l\u20198 agosto 2016) e di cui\nla stessa Open Fiber non disponeva al momento della par-\ntecipazione alle prede\ue61de gare. Ciononostante, si precisa\nche, a oggi, la consistenza economico-patrimoniale ormai\nraggiunta da Open Fiber po\ue61ea a considerare come remota\nla possibilit\u00e0 che tale garanzia possa essere a\ue61divata.\n",
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"Tag47": {
"value": "\n55. A\ue61eivit\u00e0 e passivit\u00e0 potenziali\nDi seguito sono ripo\ue61eate le principali a\ue61divit\u00e0 e passivit\u00e0\npotenziali al 31 dicembre 2021 non rilevate in bilancio per\nassenza dei necessari presupposti previsti dal principio di\nriferimento IAS 37.\nCentrale termoele\ue61erica di Brindisi Sud -\n\u201cCeneri\u201d - Italia\nCon riferimento all\u2019indagine penale avviata dalla Procura\npresso il Tribunale di Lecce nel 2017, a\ue61aerente ai processi di\nriutilizzo, nell\u2019ambito dell\u2019industria cementiera, delle ceneri\ncosidde\ue61de \u201cleggere\u201d, la centrale termoele\ue61drica di Brindisi\nSud (Centrale) \u00e8 stata al centro di un\u2019indagine penale che\nha dato luogo a un decreto di sequestro preventivo con\nfacolt\u00e0 d\u2019uso sogge\ue61da a pa\ue61eicolari accorgimenti tecnici\ndisponendo, altres\u00ec, il sequestro di beni e crediti a danno di\nEnel Produzione \ue61cno alla concorrenza di una somma pari\na circa 523 milioni di euro. Il 1\u00b0 agosto 2018 la Procura di\nLecce ha proceduto al dissequestro della Centrale, con la\nconseguente cessazione della custodia/amministrazione\ngiudiziaria dell\u2019impianto e il riaccredito a Enel Produzione\ndella somma sequestrata. Il dissequestro \u00e8 stato disposto\nin conseguenza del fa\ue61do che durante le indagini \u00e8 stato di-\nsposto un incidente probatorio a seguito del quale i periti\nindipendenti nominati dal Giudice per le Indagini Prelimi-\nnari presso il Tribunale di Lecce hanno elaborato una peri-\nzia, depositata il 16 luglio 2018 in forma preliminare e il 10\no\ue61dobre 2018 in forma de\ue61cnitiva, che ha confermato la non\npericolosit\u00e0 delle ceneri, ritenendole idonee al riutilizzo nel\nciclo del cemento, nonch\u00e9 la corre\ue61dezza dei processi di\ngestione della Centrale. Fermo il dissequestro, la fase delle\nindagini preliminari risultava comunque pendente sia nei\nconfronti degli indagati persone \ue61csiche sia della societ\u00e0 ai\nsensi del decreto legislativo 8 giugno 2001, n. 231. All\u2019esito\ndell\u2019udienza del 22 gennaio 2019 disposta dal Giudice per\nle Indagini Preliminari, su richiesta della Procura, per l\u2019e-\nsame dei periti sulla consulenza depositata, i periti hanno\nribadito la corre\ue61dezza della quali\ue61ccazione e la non perico-\nlosit\u00e0 delle ceneri prodo\ue61de dalla Centrale e la possibilit\u00e0 del\nloro impiego nella produzione del cemento.\n\nIn seguito, nel corso del 2021 si \u00e8 tenuta l\u2019udienza preli-\nminare, all\u2019esito della quale il Giudice dell\u2019Udienza Prelimi-\nnare ha accolto la costituzione di pa\ue61ee civile del Comune\ndi Brindisi, che ha quanti\ue61ccato il danno in circa 27 milioni\ndi euro chiedendo una provvisionale di 8 milioni di euro, e\ndella Regione Puglia, che allo stato non ha quanti\ue61ccato il\ndanno. Il Giudice dell\u2019Udienza Preliminare ha in\ue61cne dispo-\nsto il rinvio a giudizio per tu\ue61di gli imputati avanti al Tribuna-\nle di Brindisi all\u2019udienza del 9 dicembre 2021.\nCentrale termoele\ue61erica di Brindisi Sud -\nProcedimenti penali a carico di dipendenti\nEnel - Italia\nSempre in relazione alla centrale termoele\ue61drica di Brindisi\nSud (Centrale), si \u00e8 svolto davanti al Tribunale di Brindisi un\nprocedimento penale nei confronti di alcuni dipendenti di\nEnel Produzione \u2013 citata quale responsabile civile \u2013 per i\nreati di danneggiamento e di ge\ue61do pericoloso di cose in\nrelazione a presunte contaminazioni di polveri di carbone\nsu terreni adiacenti l\u2019area della Centrale, che si sarebbero\nveri\ue61ccate nel periodo ricompreso tra il 1999 e il 2011. A \ue61cne\n2013 l\u2019accusa \u00e8 stata estesa anche ai due anni successivi al\n2011. Nell\u2019ambito di de\ue61do procedimento sono state pre-\nsentate le richieste delle pa\ue61ei civili costituite, tra le quali la\nProvincia e il Comune di Brindisi, per il pagamento di una\nsomma complessiva di circa 1,4 miliardi di euro. Con sen-\ntenza del 26 o\ue61dobre 2016, il Tribunale di Brindisi ha cos\u00ec\ndisposto nei confronti dei tredici imputati, tu\ue61di dipendenti\ndi Enel Produzione: (i) quanto a nove imputati, l\u2019assoluzione\nper non aver commesso il fa\ue61do; (ii) quanto a due imputati,\nil non doversi procedere per intervenuta prescrizione dei\nreati contestati; e (iii) per i restanti due imputati, la condan-\nna, con tu\ue61di i bene\ue61cci di legge, a nove mesi di reclusione.\nNell\u2019ambito della stessa sentenza, con riferimento alle ri-\nchieste di risarcimento del danno, il Tribunale ha disposto\naltres\u00ec: (i) il rige\ue61do di tu\ue61de le domande delle pa\ue61ei civili pub-\nbliche e delle associazioni costituitesi pa\ue61ee civile; (ii) l\u2019ac-\ncoglimento della maggior pa\ue61ee delle domande presentate\ndalle pa\ue61ei private, rinviando queste ultime dinanzi al giu-\ndice civile per la quanti\ue61ccazione, senza disporre il ricono-\nscimento di provvisionali. Avverso la sentenza di condanna\n\u00e8 stato proposto appello dagli imputati condannati e da\nEnel Produzione quale responsabile civile; analogo appello\n\u00e8 stato proposto da uno dei due dipendenti per il quale era\nstata dichiarata l\u2019intervenuta prescrizione. Con decisione\nresa in data 8 febbraio 2019, la Co\ue61ee d\u2019Appello di Lecce ha:\n(i) confermato la sentenza di primo grado quanto alle con-\ndanne penali per due dirigenti di Enel Produzione; (ii) riget-\ntato le domande di risarcimento del danno di alcune pa\ue61ei\nprivate appellanti; (iii) accolto alcune domande di risarci-\nmento danni, in primo grado rige\ue61date, rime\ue61dendo le pa\ue61ei \u2013\ncome gi\u00e0 fa\ue61do per le altre la cui domanda era stata accolta\nin primo grado \u2013 dinanzi al giudice civile per la quanti\ue61cca-\nzione, senza riconoscere provvisionali; (iv) confermato per\nil resto la sentenza del Tribunale di Brindisi, fa\ue61da eccezione\nper l\u2019estensione delle spese di lite anche alla Provincia di\nBrindisi, cui non era stato riconosciuto alcun risarcimento\ndel danno n\u00e9 in primo, n\u00e9 in secondo grado.\nCon successiva ordinanza, la Co\ue61ee d\u2019Appello di Lecce ha\npoi accolto l\u2019istanza di correzione della sentenza propo-\nsta dalla Provincia di Brindisi, riconoscendo la sussisten-\nza di un errore materiale e quindi il diri\ue61do generico della\nProvincia al risarcimento dei danni. Avverso la sentenza di\nappello, le difese hanno depositato ricorso per cassazio-\nne. All\u2019esito dell\u2019udienza di discussione tenutasi il 1\u00b0 o\ue61dobre\n2020, la Co\ue61ee di Cassazione ha disposto l\u2019annullamento\ndella sentenza della Co\ue61ee d\u2019Appello di Lecce, con rinvio ad\naltra sezione della medesima Co\ue61ee per la celebrazione di\nun nuovo giudizio. Il nuovo giudizio si \u00e8 tenuto dinanzi la\nSezione Promiscua Penale della Co\ue61ee d\u2019Appello di Lecce\nla quale, all\u2019udienza del 10 novembre 2021, ha pronunciato\nsentenza di assoluzione nei confronti degli imputati, con\nformula piena \u201cper non aver commesso il fa\ue61do\u201d e ha con-\nseguentemente revocato le statuizioni civili.\nIn aggiunta al precedente giudizio, alcuni dipendenti di\nEnel Produzione sono stati coinvolti in due processi penali\npresso i Tribunali di Reggio Calabria e Vibo Valentia per il\nreato di illecito smaltimento dei ri\ue61cuti a seguito di presunte\nviolazioni commesse in merito allo smaltimento dei ri\ue61cuti\ndella Centrale. In questi procedimenti Enel Produzione non\n\u00e8 stata citata quale responsabile civile. Entrambi i sudde\ue61di\nprocessi si sono risolti positivamente per i dipendenti di\nEnel Produzione: quanto al procedimento dinanzi al Tribu-\nnale di Vibo Valentia, all\u2019udienza del 17 giugno 2021 il Tribu-\nnale ha dato le\ue61dura del dispositivo della sentenza dichia-\nrando non doversi procedere nei confronti degli imputati\nin ordine ai reati loro ascri\ue61di per intervenuta prescrizione,\nescludendo, inoltre, che fosse applicabile l\u2019aggravante di\ncui all\u2019a\ue61e. 434, comma 2 c.p.; quanto al procedimento di-\nnanzi al Tribunale di Reggio Calabria, questo si era gi\u00e0 pre-\ncedentemente concluso, all\u2019udienza del 23 giugno 2016,\ncon l\u2019emissione di sentenza di assoluzione perch\u00e9 il fa\ue61do\nnon sussiste per la quasi totalit\u00e0 dei reati pi\u00f9 gravi e per\nprescrizione, per uno dei reati pi\u00f9 gravi e per tu\ue61di i restanti\nreati, di minore rilevanza penale.\nProcedimento antitrust Enel, Enel Energia e\nServizio Ele\ue61erico Nazionale\nCon provvedimento noti\ue61ccato in data 11 maggio 2017, l\u2019Au-\ntorit\u00e0 Garante della Concorrenza e del Mercato (AGCM)\nha avviato, con contestuale svolgimento di ispezioni, un\nprocedimento per presunto abuso di posizione dominan-\nte nei confronti di Enel SpA (Enel), Enel Energia SpA (EE) e\nServizio Ele\ue61drico Nazionale SpA (SEN). Il procedimento \u00e8\nstato avviato sulla base di segnalazioni e\ue61ae\ue61duate dall\u2019As-\nsociazione italiana di Grossisti di Energia e Trader (AIGET),\ndalla societ\u00e0 Green Network SpA (GN), nonch\u00e9 sulla base di\nalcune segnalazioni di singoli consumatori.\n\nIn data 20 dicembre 2018 l\u2019AGCM ha ado\ue61dato il provve-\ndimento \ue61cnale del procedimento con il quale ha disposto\nl\u2019irrogazione di una sanzione amministrativa pecuniaria di\neuro 93.084.790,50 nei confronti delle societ\u00e0 Enel, SEN\ned EE, per violazione dell\u2019a\ue61e. 102 del Tra\ue61dato sul Funziona-\nmento dell\u2019Unione Europea (TFUE).\nLa condo\ue61da contestata consisterebbe nell\u2019adozione di una\nstrategia volta a escludere i concorrenti dal mercato libero\ndella fornitura retail, realizzata dalle societ\u00e0 operative del\nGruppo, e in pa\ue61eicolare da EE, che si sarebbero avvalse\ndel consenso privacy rilasciato per \ue61cnalit\u00e0 commerciali per\nveicolare le proprie o\ue61ae\ue61ee in ambito infragruppo, al \ue61cne, in\npa\ue61eicolare, di conta\ue61dare i clienti di SEN forniti sul mercato\ntutelato.\nRelativamente alle ulteriori contestazioni mosse con il\nprovvedimento di avvio del procedimento, riguardanti l\u2019or-\nganizzazione e lo svolgimento delle a\ue61divit\u00e0 di vendita all\u2019in-\nterno dei punti \ue61csici sul territorio (Punti Enel e Punti Enel\nNegozi Pa\ue61ener) e alle politiche di winback denunciate da\nGN, l\u2019AGCM \u00e8 giunta, invece, alla conclusione che le evi-\ndenze istru\ue61dorie non abbiano fornito un quadro probato-\nrio su\ue619ciente per imputare alle societ\u00e0 del Gruppo alcuna\ncondo\ue61da abusiva.\nLe societ\u00e0 coinvolte hanno contestato il provvedimento\ndell\u2019AGCM e presentato ricorso per l\u2019annullamento avanti\nal TAR Lazio. La decisione del TAR, depositata in data 17 ot-\ntobre 2019, in parziale accoglimento dei ricorsi presentati\nda SEN ed EE, ha rideterminato il periodo dell\u2019abuso in 1\nanno e 9 mesi \u2013 in luogo dell\u2019originario periodo di 5 anni e\n5 mesi \u2013 imponendo all\u2019AGCM di rideterminare la sanzione\nsecondo i criteri speci\ue61ccati in motivazione. Con la mede-\nsima decisione il TAR ha invece respinto il ricorso di Enel\n\u2013 volto a contestare la asserita responsabilit\u00e0 solidale della\nCapogruppo con SEN ed EE. Da tale decisione non sono\nconseguiti autonomi e\ue61ae\ue61di economici rispe\ue61do all\u2019ordine\nimposto all\u2019AGCM di rideterminare la sanzione. Con prov-\nvedimento del 27 novembre 2019 l\u2019AGCM ha rideterminato\nla sanzione quanti\ue61ccandola in 27.529.786,46 euro.\nLe sentenze del TAR sono state impugnate in appello avanti\nal Consiglio di Stato dalle tre societ\u00e0 del Gruppo Enel ed \u00e8\nstata contestualmente presentata istanza cautelare per la\nsospensione del provvedimento di rideterminazione della\nsanzione ado\ue61dato dall\u2019AGCM. Con ordinanza del 20 luglio\n2020, il Consiglio di Stato, previa riunione delle tre impu-\ngnazioni, ha sospeso il giudizio e disposto il rinvio pregiu-\ndiziale dinanzi alla Co\ue61ee di Giustizia dell\u2019Unione Europea\n(CGUE) ai sensi dell\u2019a\ue61e. 267 TFUE, formulando alcuni quesiti\nvolti a chiarire l\u2019interpretazione del conce\ue61do di \u201cabuso di\nposizione dominante\u201d da applicarsi al caso di specie. L\u201911 e\nil 18 se\ue61dembre 2020, la CGUE ha noti\ue61ccato, rispe\ue61divamen-\nte, a EE e SEN e a Enel, l\u2019avvio del procedimento ai sensi\ndell\u2019a\ue61e. 267 TFUE. Le societ\u00e0 hanno presentato memorie e,\nsuccessivamente, EE e SEN hanno pa\ue61eecipato all\u2019udienza\ndiba\ue61dimentale tenutasi il 9 se\ue61dembre 2021. Alla successi-\nva udienza del 9 dicembre 2021 sono state presentate alla\nCGUE le conclusioni dell\u2019Avvocato Generale.\nNelle more dell\u2019avvio del procedimento avanti alla CGUE,\nEnel, EE e SEN hanno presentato un\u2019ulteriore istanza cau-\ntelare per la sospensione dell\u2019esecutivit\u00e0 della sentenza del\nTAR impugnata e del provvedimento di rideterminazione\ndella sanzione.\nCon tre distinte ordinanze di identico testo, pubblicate il\n16 novembre 2020, il Consiglio di Stato ha accolto l\u2019istanza\ndi sospensiva delle societ\u00e0 Enel richiedendo, a garanzia del\npagamento della sanzione per l\u2019ipotesi di eventuale esito\nsfavorevole del giudizio, il rilascio di una \ue61cdeiussione a pri-\nma richiesta in favore dell\u2019AGCM corrispondente all\u2019impor-\nto della sanzione rideterminata e sospesa in via cautelare.\nLa garanzia \u00e8 stata regolarmente rilasciata.\nCon separato provvedimento il Consiglio di Stato aveva\naltres\u00ec \ue61cssato per l\u201911 novembre 2021 la data della discus-\nsione \ue61cnale di merito del ricorso in appello. Tale udienza \u00e8\nstata rinviata in a\ue61desa della decisione della CGUE.\nContenzioso BEG - Italia, Francia, Olanda,\nLussemburgo\nA conclusione di un procedimento arbitrale avviato in Italia\ndalla societ\u00e0 BEG SpA (BEG), Enelpower SpA (Enelpower) ha\no\ue61denuto nel 2002 un lodo favorevole, confermato nel 2010\nda una pronuncia della Co\ue61ee di Cassazione, con cui \u00e8 stata\nintegralmente rige\ue61data la domanda risarcitoria avversaria\nin relazione al presunto inadempimento di Enelpower di\nun accordo per la costruzione di una centrale idroele\ue61dri-\nca in Albania. Successivamente BEG, a\ue61draverso la propria\ncontrollata Albania BEG Ambient Shpk (ABA), societ\u00e0 di\ndiri\ue61do albanese, ha avviato in Albania un giudizio contro\nEnelpower ed Enel SpA (Enel), in relazione alla medesima\nquestione, o\ue61denendo dal Tribunale Distre\ue61duale di Tirana,\nin data 24 marzo 2009, una decisione, confermata dalla\nCassazione albanese, che condanna Enelpower ed Enel al\nrisarcimento di un danno extracontra\ue61duale di circa 25 mi-\nlioni di euro per il 2004 e di un ulteriore danno, non quanti-\n\ue61ccato, per gli anni successivi. ABA, in vi\ue61e\u00f9 di tale decisione,\nha chiesto il pagamento a Enel di oltre 430 milioni di euro.\nCon sentenza del 16 giugno 2015 si \u00e8 concluso il primo\ngrado dell\u2019ulteriore giudizio intrapreso da Enel ed Enel-\npower dinanzi al Tribunale di Roma, teso a o\ue61denere l\u2019ac-\nce\ue61eamento della responsabilit\u00e0 di BEG per avere aggirato\nla pronuncia del lodo reso in Italia a favore di Enelpower\nmediante le prede\ue61de iniziative assunte dalla controlla-\nta ABA. Con tale azione, Enelpower ed Enel chiedevano\nla condanna di BEG a risarcire il danno in misura pari alla\nsomma che Enel ed Enelpower dovessero essere tenute a\ncorrispondere ad ABA in caso di esecuzione della sentenza\nalbanese. Con la sudde\ue61da sentenza il Tribunale di Roma ha\ndichiarato il dife\ue61do di legi\ue61dimazione passiva di BEG ovvero,\nin via gradata, la inammissibilit\u00e0 della domanda per difet-\nto di interesse ad agire di Enel ed Enelpower, in quanto la\nsentenza albanese non \u00e8 ancora stata dichiarata esecutiva\n\nin alcun Paese, con compensazione delle spese del giudi-\nzio. Enel ed Enelpower hanno proposto appello avverso la\ncitata sentenza di primo grado avanti alla Co\ue61ee d\u2019Appello\ndi Roma, chiedendone l\u2019integrale riforma. Il giudizio \u00e8 in\ndecisione.\nIl 5 novembre 2016 Enel ed Enelpower hanno promosso un\ngiudizio dinanzi alla Co\ue61ee di Cassazione albanese, chie-\ndendo la revocazione della sentenza emessa dal Tribunale\ndistre\ue61duale di Tirana in data 24 marzo 2009. Il procedi-\nmento \u00e8 tu\ue61dora pendente.\nIn data 20 maggio 2021 la Co\ue61ee Europea dei Diri\ue61di dell\u2019Uo-\nmo (CEDU) ha emesso la sentenza con la quale ha deciso\nsul ricorso promosso da BEG contro lo Stato italiano per\nviolazione dell\u2019a\ue61e. 6.1 della Convenzione Europea dei Di-\nri\ue61di dell\u2019Uomo. Con tale decisione la Co\ue61ee ha respinto la\nrichiesta di BEG di riaprire il procedimento arbitrale e ha,\naltres\u00ec, rige\ue61dato la domanda risarcitoria di BEG per danni\npatrimoniali pari a circa 1,2 miliardi di euro, per insussi-\nstenza del nesso di causalit\u00e0 con la condo\ue61da contestata,\nriconoscendole un risarcimento di soli 15.000,00 euro per\ndanni non patrimoniali.\nCiononostante, il 29 dicembre 2021, BEG, con un\u2019azione\nche la Societ\u00e0 e i suoi legali ritengono infondata e pre-\ntestuosa, ha deciso ugualmente di convenire in giudizio\ndinanzi al Tribunale di Milano lo Stato italiano, per chie-\ndere, come conseguenza della sentenza della CEDU, il ri-\nsarcimento a titolo di responsabilit\u00e0 extracontra\ue61duale di\nun impo\ue61eo quanti\ue61ccato in circa 1,8 miliardi di euro. In tale\ngiudizio BEG ha altres\u00ec convenuto, a titolo di responsabilit\u00e0\nsolidale, Enel ed Enelpower. L\u2019udienza di prima compari-\nzione \u00e8 a\ue61dualmente prevista per il 27 aprile 2022. Enel ed\nEnelpower stanno predisponendo le proprie difese per la\ncostituzione in giudizio.\n \nProcedimenti intrapresi da Albania BEG\nAmbient Shpk (ABA) per il riconoscimento\ndella sentenza del Tribunale di Tirana del 24\nmarzo 2009\nFrancia\nNel febbraio 2012 ABA ha convenuto Enel ed Enelpower\ndavanti al Tribunal de Grande Instance di Parigi (TGI) per ot-\ntenere il riconoscimento della sentenza albanese in Fran-\ncia. Enel ed Enelpower si sono costituite in giudizio conte-\nstando tale iniziativa.\nSuccessivamente all\u2019instaurazione di tale giudizio, tra il\n2012 e il 2013 sono stati altres\u00ec noti\ue61ccati a Enel France al-\ncuni provvedimenti di sequestro conservativo presso ter-\nzi (Saisie Conservatoire de Cr\u00e9ances) in favore di ABA di \neventuali crediti vantati da Enel nei confronti di Enel France.\nIl 29 gennaio 2018 il TGI ha emesso una decisione favore-\nvole a Enel ed Enelpower negando ad ABA il riconoscimen-\nto e l\u2019esecuzione in Francia della sentenza del Tribunale\ndi Tirana per insussistenza dei requisiti richiesti dal diri\ue61do\nfrancese ai \ue61cni dell\u2019exequatur. In pa\ue61eicolare, fra l\u2019altro, il TGI \nha statuito che: (i) la sentenza albanese contrasta con un\ngiudicato preesistente (il lodo arbitrale del 2002) e (ii) la cir-\ncostanza che BEG abbia cercato di o\ue61denere in Albania ci\u00f2\nche non \u00e8 riuscita a o\ue61denere nel giudizio arbitrale italiano,\nriproponendo la medesima domanda tramite la sua con-\ntrollata ABA, costituisce una frode alla legge.\nABA ha proposto appello avverso la citata sentenza. Con\nsentenza del 4 maggio 2021 la Co\ue61ee d\u2019Appello di Parigi ha\nrige\ue61dato integralmente il ricorso di ABA, condannandola\naltres\u00ec a rifondere a Enel ed Enelpower 200.000,00 euro\nciascuna a titolo di spese legali. In pa\ue61eicolare, la Co\ue61ee\nd\u2019Appello ha confermato integralmente quanto statuito dal\nTGI con riguardo all\u2019inconciliabilit\u00e0 della sentenza albanese\ncon il lodo arbitrale del 2002, il quale, avendo valore di cosa\ngiudicata ai sensi del diri\ue61do francese, non necessita di un\ncontrollo incidentale da pa\ue61ee del giudice.\nIn data 21 giugno 2021 ABA ha presentato ricorso dinanzi\nla Cour de Cassation avverso la sentenza della Co\ue61ee d\u2019Ap-\npello di Parigi. Enel ed Enelpower stanno predisponendo\nle proprie difese per la costituzione in giudizio dinanzi alla\nCour de Cassation. Enel ed Enelpower hanno, in\ue61cne, av-\nviato un separato giudizio volto a o\ue61denere la liberazione\ndei sequestri conservativi o\ue61denuti da ABA e venuti meno in\nconseguenza della sentenza di appello.\nOlanda\nA \ue61cne luglio 2014 ABA ha promosso dinanzi al Tribunale\ndi Amsterdam un procedimento per o\ue61denere il riconosci-\nmento e l\u2019esecuzione della decisione albanese in Olanda.\nCon sentenza del 29 giugno 2016 il Tribunale di primo gra-\ndo ha riconosciuto la sentenza albanese nei Paesi Bassi e\nha pe\ue61eanto ordinato a Enel ed Enelpower di pagare la som-\nma di 433.091.870,00 euro ad ABA, oltre spese e accesso-\nri per 60.673,78 euro. Con il medesimo provvedimento il\nTribunale di Amsterdam ha tu\ue61davia respinto la richiesta di\nABA di dichiarare la sentenza provvisoriamente esecutiva.\nCon una prima decisione del 17 luglio 2018 la Co\ue61ee d\u2019Ap-\npello di Amsterdam ha accolto l\u2019appello proposto da Enel\ned Enelpower dichiarando che la sentenza albanese non\npu\u00f2 essere riconosciuta ed eseguita nei Paesi Bassi, in\nquanto arbitraria e manifestamente irragionevole, e per-\ntanto contraria all\u2019ordine pubblico olandese.\nIl procedimento dinanzi alla Co\ue61ee d\u2019Appello \u00e8 proseguito\nrelativamente alla domanda subordinata avanzata da ABA\nvolta a o\ue61denere dalla Co\ue61ee olandese una decisione sul me-\nrito della controversia ogge\ue61do del contenzioso in Albania,\ne in pa\ue61eicolare sull\u2019asserita responsabilit\u00e0 extracontra\ue61dua-\nle di Enel ed Enelpower in merito alla mancata costruzione\ndella centrale in Albania.\nCon sentenza de\ue61cnitiva del 3 dicembre 2019 la Co\ue61ee d\u2019Ap-\npello di Amsterdam ha integralmente annullato la sentenza\ndi primo grado del 29 giugno 2016, rige\ue61dando ogni prete-\nsa avanzata da ABA. La Co\ue61ee \u00e8 giunta a questa conclusio-\nne dopo aver a\ue61aermato la propria giurisdizione sulla do-\n\nmanda subordinata di ABA e aver analizzato nuovamente il\nmerito della causa ai sensi del diri\ue61do albanese e a\ue61aermato\nl\u2019insussistenza di qualsiasi responsabilit\u00e0 extracontra\ue61duale\nin capo a Enel ed Enelpower. In conseguenza della deci-\nsione della Co\ue61ee d\u2019Appello, Enel ed Enelpower non sono\ntenute a versare alcuna somma ad ABA che, al contrario,\n\u00e8 stata condannata dalla Co\ue61ee d\u2019Appello a rimborsare alle\nsociet\u00e0 i danni so\ue61ae\ue61ei per aver sub\u00edto sequestri conser-\nvativi illegi\ue61dimi, da quanti\ue61ccarsi nell\u2019ambito di un apposito\nprocedimento, e le spese del procedimento di primo grado\ne di appello.\nABA ha impugnato la sentenza della Co\ue61ee d\u2019Appello dinan-\nzi alla Co\ue61ee Suprema olandese. In seguito al deposito del\nparere dell\u2019Avvocato Generale che ha concluso in favore di\nEnel ed Enelpower, richiedendo il rige\ue61do del ricorso propo-\nsto da ABA, il 16 luglio 2021 la Co\ue61ee Suprema ha rige\ue61dato\nintegralmente le pretese di ABA condannandola a rifonde-\nre le spese del giudizio. La decisione della Co\ue61ee d\u2019Appello \u00e8\ncos\u00ec passata in giudicato e, pe\ue61eanto, nessun giudizio \u00e8 pi\u00f9\npendente nei Paesi Bassi.\nLussemburgo\nIn Lussemburgo, sempre su iniziativa di ABA, sono stati\nnoti\ue61ccati a J.P. Morgan Bank Luxembourg SA alcuni seque-\nstri conservativi presso terzi di eventuali crediti vantati da\nentrambe le societ\u00e0 del Gruppo Enel nei confronti della\nbanca.\nParallelamente, ABA ha avviato un procedimento volto a\nriconoscere in Lussemburgo la sentenza del Tribunale di\nTirana. Il procedimento si trova ancora in una fase iniziale e\nnessun provvedimento giudiziario \u00e8 stato ancora assunto.\nUSA e Irlanda\nNel 2014 ABA aveva avviato due procedimenti di exequatur \ndinanzi ai tribunali dello Stato di New York e d\u2019Irlanda volti\na o\ue61denere il riconoscimento della sentenza albanese in tali\nPaesi. Entrambi i procedimenti si sono conclusi favorevol-\nmente per Enel ed Enelpower, rispe\ue61divamente, in data 23\nfebbraio e 26 febbraio 2018. Pe\ue61eanto, non esistono pro-\ncedimenti allo stato pendenti n\u00e9 in Irlanda, n\u00e9 nello Stato\ndi New York.\nIncentivi ambientali - Spagna\nCon decisione della Commissione Europea del 27 novem-\nbre 2017 sul tema degli incentivi ambientali per le centrali\ntermoele\ue61driche (Decisione), la Commissione ha concluso,\nin via preliminare, che l\u2019incentivo all\u2019investimento ambien-\ntale per le centrali a carbone previsto nell\u2019Ordinanza spa-\ngnola ITC/3860/2007 costituirebbe un aiuto di Stato ai\nsensi dell\u2019a\ue61e. 107 comma 1 del Tra\ue61dato sul Funzionamen-\nto dell\u2019Unione Europea (TFUE), manifestando dubbi sulla\ncompatibilit\u00e0 di tale incentivo con il mercato interno, pur\nriconoscendo che si tra\ue61di di incentivi in linea con la politi-\nca ambientale dell\u2019Unione Europea. La Direzione Generale\ndella Concorrenza della Commissione ha avviato un pro-\ncedimento di indagine formale ai sensi dell\u2019a\ue61e. 108 comma\n2 del TFUE al \ue61cne di stabilire se l\u2019incentivo in discussione\ncostituisse aiuto di Stato compatibile con il mercato inter-\nno. Il 13 aprile 2018 Endesa Generaci\u00f3n SA, nella qualit\u00e0 di\nterzo interessato, ha presentato alcune osservazioni con-\ntrarie a questa interpretazione. Successivamente, il ricorso\npresentato da Gas Natural (oggi Naturgy) dinanzi alla Co\ue61ee\ndi Giustizia dell\u2019Unione Europea (CGUE) contro la Decisione\n\u00e8 stato rige\ue61dato l\u20198 se\ue61dembre 2021. Il procedimento inve-\nstigativo ex a\ue61e. 108 del TFUE risulta ancora ape\ue61eo.\nBonus Sociale - Spagna\nCon sentenze del 24 e 25 o\ue61dobre 2016 e del 2 novembre\n2016, il Tribunal Supremo ha dichiarato inapplicabile, per\nincompatibilit\u00e0 con la Dire\ue61diva del Parlamento Europeo e\ndel Consiglio 2009/72/CE del 13 luglio 2009, l\u2019a\ue61e. 45 com-\nma 4 della Legge spagnola del Se\ue61dore Ele\ue61drico n. 24/2013\ndel 26 dicembre (LSE), in accoglimento dei ricorsi presen-\ntati da Endesa contro l\u2019obbligo di \ue61cnanziare il Bonus Socia-\nle. Il Tribunal Supremo ha riconosciuto il diri\ue61do di Endesa di \nricevere tu\ue61di gli impo\ue61ei che erano stati versati agli utenti, a\ntitolo di Bonus Sociale in forza della legge dichiarata inap-\nplicabile dal Tribunal Supremo, per un totale pari a circa\n214 milioni di euro, oltre interessi. L\u2019Amministrazione ha\nimpugnato le citate decisioni del Tribunal Supremo chie-\ndendo che venissero dichiarate nulle, ma i relativi ricorsi\nsono stati respinti.\nSuccessivamente, l\u2019Amministrazione ha presentato due\nricorsi dinanzi alla Co\ue61ee Costituzionale chiedendo la ria-\npe\ue61eura dei procedimenti del Tribunal Supremo a\ue619nch\u00e9 \nquest\u2019ultimo sollevasse una questione pregiudiziale di-\nnanzi alla Co\ue61ee di Giustizia dell\u2019Unione Europea (CGUE).\nLa Co\ue61ee Costituzionale ha accolto tali ricorsi e, pe\ue61eanto,\nil Tribunal Supremo ha sollevato la questione pregiudiziale\ndinanzi alla CGUE. Tu\ue61de le pa\ue61ei, inclusa Endesa, hanno pre-\nsentato le rispe\ue61dive conclusioni scri\ue61de. Il 14 o\ue61dobre 2021,\ndopo che l\u2019Avvocato Generale aveva reso parere favorevole\na Endesa, la CGUE ha risolto la questione pregiudiziale in\nfavore di Endesa, riconoscendo l\u2019incompatibilit\u00e0 dell\u2019a\ue61e. 45\ncomma 4 della LSE con la citata Dire\ue61diva europea. Il 21 di-\ncembre 2021 il Tribunal Supremo ha emesso la sentenza\nde\ue61cnitiva con la quale ha confermato quanto gi\u00e0 a\ue61aermato\nnella precedente sentenza del 24 o\ue61dobre 2016. In pa\ue61eico-\nlare, il Tribunal Supremo ha dichiarato che il regime di \ue61c-\nnanziamento del Bonus Sociale previsto dall\u2019a\ue61e. 45 comma\n4 della LSE \u00e8 inapplicabile in quanto contrario all\u2019a\ue61e. 3.2\ndella Dire\ue61diva 2009/72/CE, e ha dichiarato la nullit\u00e0 del Re-\ngio Decreto 968/2014.\nContenzioso \u201cRelazioni Industriali\u201d Endesa I -\nSpagna\nDopo una serie di riunioni della Comisi\u00f3n Negociadora del \n\nV Convenio Colectivo Marco de Endesa (Comisi\u00f3n Nego-\nciadora) iniziate a o\ue61dobre 2017 e susseguitesi per tu\ue61do il \n2018, considerata l\u2019impossibilit\u00e0 di raggiungere un accor-\ndo tra le Pa\ue61ei Sociali, Endesa ha comunicato ai lavoratori\ne alle loro rappresentanze sindacali che, con e\ue61ae\ue61do dal\n1\u00b0 gennaio 2019, il IV Contra\ue61do Colle\ue61divo avrebbe dovuto\nconsiderarsi risolto in forza del \u201ccontra\ue61do quadro di garan-\nzia\u201d e dell\u2019\u201caccordo sulle misure volontarie di sospensione\no risoluzione dei contra\ue61di di lavoro nel periodo 2013-2018\u201c,\nstabilendo l\u2019applicazione, a pa\ue61eire da tale data, della nor-\nmativa di diri\ue61do comune in materia di lavoro, nonch\u00e9 dei\ncriteri giurisprudenziali a essa applicabili.\nNonostante i negoziati della citata Comisi\u00f3n Negociadora \nfossero stati ripresi a febbraio 2019, le divergenze inter-\npretative tra Endesa e le rappresentanze sindacali circa\ngli e\ue61ae\ue61di della risoluzione del IV Contra\ue61do Colle\ue61divo per\nquanto a\ue61diene, in pa\ue61eicolare, ai bene\ue61cci sociali riconosciuti\nal personale in pensione, ha compo\ue61eato l\u2019avvio di un\u2019azio-\nne giudiziale di interesse colle\ue61divo da pa\ue61ee dei sindacati\nrappresentati in azienda. Il tribunale di primo grado in data\n26 marzo 2019 ha emesso una sentenza favorevole a En-\ndesa, ritenendo legi\ue61dime le argomentazioni della societ\u00e0\ncirca la corre\ue61dezza dell\u2019abolizione di alcuni bene\ue61cci sociali\nal personale in pensione quale conseguenza della risolu-\nzione del IV Convenio Colectivo Marco de Endesa. I sin-\ndacati hanno impugnato tale decisione dinanzi al Tribunal\nSupremo, mentre la sentenza di primo grado continuava a\nessere provvisoriamente esecutiva. Endesa si \u00e8 costituita\nin giudizio. A dicembre 2019 il sindacato maggiormente\nrappresentativo in Endesa ha deciso di rinunciare all\u2019azione\npendente dinanzi al Tribunal Supremo per pa\ue61eecipare vo-\nlontariamente a un arbitrato presso il Servicio Interconfe-\nderal de Mediaci\u00f3n y Arbitraje (SIMA) allo scopo di risolvere\ncon la societ\u00e0 le principali divergenze relative al V Con-\nvenio Colectivo Marco de Endesa. Le altre organizzazioni \nsindacali coinvolte hanno ri\ue61cutato di aderire all\u2019arbitrato,\nscegliendo di andare avanti con il procedimento dinanzi al\nTribunal Supremo.\nIl 21 gennaio 2020 \u00e8 stato emesso il lodo arbitrale in base\nal quale sono state modi\ue61ccate alcune pa\ue61ei del V Convenio \nColectivo Marco de Endesa che \u00e8 stato successivamente \n\ue61crmato dalle Pa\ue61ei Sociali ed \u00e8 entrato in vigore il 23 gen-\nnaio 2020. In questa stessa data Endesa ha \ue61crmato anche\ndue ulteriori contra\ue61di colle\ue61divi (\u201ccontra\ue61do quadro di garan-\nzia \u201c e \u201caccordo sulle misure volontarie di sospensione o\nrisoluzione dei contra\ue61di di lavoro\u201d) con tu\ue61de le rappresen-\ntanze sindacali presenti in azienda. Il 17 giugno 2020 il V \nConvenio Colectivo Marco de Endesa \u00e8 stato pubblicato \nnella Gazze\ue61da U\ue619ciale spagnola (Bolet\u00edn O\ue61ccial del Estado) \nacquisendo piena e\ue619cacia.\nIn data 7 luglio 2021 il Tribunal Supremo ha emesso una\ndecisione (noti\ue61ccata il 22 luglio 2021) con la quale ha inte-\ngralmente respinto i ricorsi proposti dai sudde\ue61di sindacati,\nconfermando il contenuto della sentenza di primo grado\ndel 26 marzo 2019. In pa\ue61eicolare, il Tribunal Supremo ha\na\ue61aermato che le prestazioni sociali (e tra queste, quelle re-\nlative alla tari\ue61aa ele\ue61drica) hanno origine esclusivamente nei\nContra\ue61di Colle\ue61divi, sia per il personale a\ue61dualmente in forza\nsia per quello in pensione, nonch\u00e9 per i loro familiari, con\nla conseguenza che la loro risoluzione (come \u00e8 avvenuto\nnel caso del IV Convenio Colectivo) compo\ue61ea la generale \nregolamentazione contra\ue61duale delle condizioni ivi stabilite\nper i lavoratori in forza e, nel caso di personale in pensio-\nne e dei loro familiari, la de\ue61cnitiva estinzione di tu\ue61di i loro\ndiri\ue61di, \ue61cno alla nuova regolamentazione mediante il V Con-\nvenio Colectivo Marco de Endesa. In parallelo, sono state \navviate numerose azioni individuali da pa\ue61ee di personale\ned ex dipendenti che avevano aderito ad accordi di incen-\ntivo all\u2019esodo (AVS) per far acce\ue61eare giudizialmente che\nla risoluzione del IV Convenio Colectivo Marco de Endesa \nnon producesse e\ue61ae\ue61di nei loro confronti. La maggioranza\ndi questi procedimenti era stata sospesa o era in corso di\nsospensione, nell\u2019a\ue61desa della de\ue61cnizione del giudizio col-\nle\ue61divo dinanzi al Tribunal Supremo, in quanto la sentenza di \nquest\u2019ultimo, essendo riferita a un \u201ccontenzioso colle\ue61divo\u201d,\nha e\ue61ae\ue61do di cosa giudicata sui singoli giudizi relativi allo\nstesso ogge\ue61do. In conseguenza della sentenza del Tribunal\nSupremo del 7 luglio 2021, la sospensione di molti di de\ue61di\ngiudizi \u00e8 stata revocata al \ue61cne di poter eme\ue61dere sentenze\ndi rige\ue61do.\nContenzioso \u201cRelazioni Industriali\u201d Endesa II\n- Spagna\nIl 30 dicembre 2020 la Audiencia Nacional ha noti\ue61ccato a\nEndesa una domanda di \u201ccontenzioso colle\ue61divo\u201d avviata da\ntre sindacati con rappresentanza minoritaria, depositata il\n16 dicembre 2020, avente a ogge\ue61do l\u2019annullamento di al-\ncune \u201cdisposizioni derogatorie\u201d del V Convenio Colectivo \nMarco de Endesa. A opinione degli a\ue61dori, le disposizioni \nderogatorie impugnate implicherebbero l\u2019abolizione ille-\ngi\ue61dima di bene\ue61cci sociali e diri\ue61di economici dei lavorato-\nri. Endesa ritiene, al contrario, la piena legi\ue61dimit\u00e0 di que-\nste disposizioni, in linea con le argomentazioni sostenute\nnell\u2019ambito del giudizio relativo alle deroghe dei bene\ue61cci\nsociali per il personale in pensione . Con sentenza del 15\nnovembre 2021 sono state respinte le domande dei sinda-\ncati a\ue61dori, con acce\ue61eamento della legi\ue61dimit\u00e0 del V Conve-\nnio Colectivo Marco de Endesa. La sentenza \u00e8 stata impu-\ngnata dai sindacati dinanzi al Tribunal Supremo.\nContenziosi Furnas-Tractebel - Brasile\nNel 1998 la societ\u00e0 brasiliana CIEN (oggi Enel CIEN) ha sot-\ntoscri\ue61do con Tractebel un contra\ue61do per la messa a dispo-\nsizione e fornitura di energia ele\ue61drica proveniente dall\u2019Ar-\ngentina a\ue61draverso la linea di interconnessione Argenti-\nna-Brasile di cui \u00e8 proprietaria. A causa della regolamen-\ntazione argentina, emanata quale conseguenza della crisi\neconomica del 2002, Enel CIEN si \u00e8 trovata impossibilitata\n\na me\ue61dere a disposizione l\u2019energia a Tractebel.\nNell\u2019o\ue61dobre 2009 Tractebel ha presentato una domanda\ngiudiziale contro Enel CIEN. Enel CIEN ha contestato la\npretesa invocando il caso di forza maggiore derivato dalla\ncrisi argentina come argomento principale della sua difesa.\nTractebel ha manifestato stragiudizialmente l\u2019intenzione di\nacquisire il 30% della linea di interconnessione interessa-\nta. Il 14 febbraio 2019 Enel CIEN ha ricevuto la noti\ue61cca di\nun\u2019ordinanza che ha dato avvio alle operazioni peritali, che\nrisultano a\ue61dualmente ancora pendenti. Il valore stimato del\ncontenzioso \u00e8 di circa 118 milioni di real brasiliani (circa\n28 milioni di euro), oltre interessi, rivalutazione e danni da\nquanti\ue61ccare.\nPer analoghe ragioni anche la societ\u00e0 Furnas, nel mag-\ngio 2010, aveva presentato una domanda giudiziale per\nla mancata consegna di energia ele\ue61drica da pa\ue61ee di Enel\nCIEN, chiedendo la corresponsione di circa 571,6 milioni\ndi real brasiliani (circa 91 milioni di euro), oltre ai danni da\nquanti\ue61ccare, con la pretesa di acquisire la propriet\u00e0 di una\npa\ue61ee (in tal caso il 70%) della linea di interconnessione. Il\ngiudizio si \u00e8 concluso a favore di Enel CIEN con una sen-\ntenza emessa dal Tribunal de Justi\u00e7a, passata in giudicato il\n18 o\ue61dobre 2019, che ha rige\ue61dato tu\ue61de le pretese di Furnas.\nContenziosi Cibran - Brasile\nLa societ\u00e0 Companhia Brasileira de Antibi\u00f3ticos (Cibran) ha\navviato sei azioni giudiziali nei confronti della societ\u00e0 del\nGruppo Enel Ampla Energia e Servi\u00e7os SA (Ampla)\n(40)\n per\no\ue61denere il risarcimento di presunti danni subiti come con-\nseguenza delle interruzioni nel servizio energetico fornito\ndalla societ\u00e0 di distribuzione brasiliana tra il 1987 e il 2002,\noltre a richieste di indennizzo per danni morali. Il giudice\nha disposto una perizia unica per i sudde\ue61di procedimenti,\nil cui esito \u00e8 stato in pa\ue61ee sfavorevole ad Ampla. Quest\u2019ulti-\nma ha impugnato la consulenza richiedendo l\u2019espletamen-\nto di una nuova perizia che ha po\ue61eato al rige\ue61do di pa\ue61ee\ndelle domande di Cibran, la quale ha successivamente\nimpugnato tale nuova perizia. L\u2019esito dell\u2019impugnazione \u00e8\nstato favorevole ad Ampla.\nLa prima domanda, presentata nel 1999 con riferimento\nagli anni dal 1995 al 1999, \u00e8 stata decisa con una sentenza\ndi primo grado, emessa a se\ue61dembre 2014 e che ha dispo-\nsto la condanna di Ampla al pagamento di circa 200.000\nreal brasiliani (circa 46.000 euro), oltre a danni da quan-\nti\ue61ccare separatamente. Avverso tale decisione, Ampla ha\npresentato un ricorso in appello che \u00e8 stato accolto dal\nTribunal de Justi\u00e7a, ri\ue61cutando tu\ue61de le richieste di Cibran. \nTale decisione \u00e8 passata in giudicato il 24 agosto 2020.\nCon riferimento alla seconda domanda, presentata nel\n2006 con riferimento agli anni dal 1987 al 1994, il 1\u00b0 giu-\n(40) La denominazione commerciale della societ\u00e0 Ampla \u00e8 Enel Distribui\u00e7\u00e3o Rio de Janeiro.\n(41) La denominazione commerciale della societ\u00e0 Coelce \u00e8 Enel Distribui\u00e7\u00e3o Cear\u00e1.\ngno 2015 \u00e8 stata emessa una sentenza che ha condan-\nnato Ampla al pagamento di danni materiali quanti\ue61ccati\nin 96.465.103 real brasiliani (circa 23 milioni di euro), oltre\ninteressi e a un risarcimento pari a 80.000 real brasiliani\n(circa 19.000 euro) per danni morali. In data 8 luglio 2015,\nAmpla ha presentato appello avverso tale decisione dinan-\nzi al Tribunal de Justi\u00e7a di Rio de Janeiro che, in data 6 no-\nvembre 2019, ha emesso una decisione che ha accolto nel\nmerito la domanda di Ampla, rige\ue61dando tu\ue61de le pretese di\nCibran. Il 25 novembre 2019 Cibran ha presentato ricorso\navverso la decisione del Tribunal de Justi\u00e7a di Rio de Janei-\nro, che \u00e8 stato rige\ue61dato preliminarmente per motivi formali\nin data 10 se\ue61dembre 2020. In data 29 gennaio 2021 Cibran\nha impugnato questa decisione dinanzi al Superior Tribu-\nnal de Justi\u00e7a (STJ) con un ricorso (agravo de instrumento) \nche \u00e8 stato rige\ue61dato in data 8 giugno 2021. In data 22 giu-\ngno 2021, Cibran ha presentato ricorso (agravo interno) al \nSTJ e il procedimento \u00e8 pendente.\nCon riguardo ai restanti qua\ue61dro giudizi con riguardo agli\nanni 2001-2002, si \u00e8 ancora in a\ue61desa di una decisione di\nprimo grado. L\u2019impo\ue61eo di tu\ue61de le controversie \u00e8 stimato\nin circa 612,1 milioni di real brasiliani (circa 96,02 milioni\ndi euro).\nContenzioso Coperva - Brasile\nNell\u2019ambito del proge\ue61do di ampliamento della rete nelle\nzone rurali del Brasile, la societ\u00e0 Companhia Energ\u00e9tica do\nCear\u00e1 SA (Coelce)\n(41)\n, allora posseduta dallo Stato e oggi\nsociet\u00e0 del Gruppo, aveva so\ue61doscri\ue61do nel 1982 contra\ue61di\nper l\u2019utilizzo delle reti con alcune cooperative, create ap-\npositamente per realizzare il citato proge\ue61do. I contra\ue61di\nprevedevano il pagamento di un corrispe\ue61divo mensile da\npa\ue61ee di Coelce, che avrebbe dovuto inoltre provvedere alla\nmanutenzione delle reti.\nTali contra\ue61di, so\ue61doscri\ue61di tra cooperative costituite in cir-\ncostanze pa\ue61eicolari e l\u2019allora societ\u00e0 pubblica, non identi-\n\ue61ccavano con esa\ue61dezza le reti ogge\ue61do dei contra\ue61di e ci\u00f2 ha\npo\ue61eato alcune di queste cooperative a promuovere azioni\nnei confronti di Coelce per chiedere, tra l\u2019altro, la revisione\ndel canone pa\ue61duito nel contra\ue61do.\nTra questi procedimenti si evidenzia l\u2019azione di Coopera-\ntiva de Eletri\ue61cca\u00e7\u00e3o Rural do Vale do Acarau Ltda (Coper-\nva) con un valore di circa 374 milioni di real brasiliani (circa\n59,3 milioni di euro). Coelce ha o\ue61denuto decisioni favore-\nvoli in primo grado e in appello ma Coperva ha presentato\nun ulteriore ricorso (Embargo de Declara\u00e7\u00e3o), ve\ue61eente su \nquestioni procedurali, che \u00e8 stato anch\u2019esso rige\ue61dato dal\ngiudice di secondo grado con sentenza dell\u201911 gennaio\n2016. In data 3 febbraio 2016 Coperva ha quindi presen-\ntato un ricorso speciale davanti al Superior Tribunal de\n\nJusti\u00e7a (STJ), impugnando la decisione di secondo grado\nanche nel merito. Il ricorso di Coperva \u00e8 stato accolto, il 5\nnovembre 2018, limitatamente alla decisione emessa dal\ngiudice di secondo grado sul precedente ricorso (Embargo \nde Declara\u00e7\u00e3o). Il 3 dicembre 2018 Coelce ha presentato \nricorso (agravo interno) avverso questa decisione al STJ. Il \nprocedimento \u00e8 a\ue61dualmente pendente.\nContenziosi AGM - Brasile\nNel 1993, Celg-D\n(42)\n, l\u2019Associazione dei comuni di Goi\u00e1s\n(AGM), lo Stato di Goi\u00e1s e la Banca di Goi\u00e1s hanno stipulato\nun accordo (convenio) per il pagamento di debiti delle am-\nministrazioni comunali nei confronti di Celg-D tramite la ri-\nscossione di quote dell\u2019ICMS (Imposto sobre Circula\u00e7\u00e3o de \nMercadorias e Servi\u00e7os, imposta sulla circolazione di beni \ne servizi), che lo Stato avrebbe dovuto cedere alle sudde\ue61de\namministrazioni. Nel 2001 le pa\ue61ei dell\u2019accordo sono state\nconvenute in giudizio dalle singole amministrazioni comu-\nnali al \ue61cne di dichiarare l\u2019invalidit\u00e0 dell\u2019accordo che \u00e8 stata\npoi acce\ue61eata dal Tribunale Supremo Federale in ragione\ndella mancata pa\ue61eecipazione delle amministrazioni nel-\nla formazione dello stesso. A se\ue61dembre 2004 Celg-D ha\nquindi raggiunto un accordo transa\ue61divo con 23 comuni.\nTra il 2007 e il 2008 Celg-D \u00e8 stata nuovamente convenuta\nin diversi giudizi da alcune amministrazioni comunali (at-\ntualmente si tra\ue61da di 65 procedimenti pendenti) aventi a\nogge\ue61do la restituzione delle somme \ue61cnora ricevute in forza\ndell\u2019accordo. Nonostante la nullit\u00e0 dell\u2019accordo, la posizio-\nne di Celg-D \u00e8 quella di considerare legi\ue61dimo il pagamen-\nto dei debiti da pa\ue61ee delle amministrazioni, in quanto le\nforniture sono state corre\ue61damente erogate e, pe\ue61eanto, le\nrichieste di restituzione delle somme pagate non dovreb-\nbero essere accolte.\nTra i giudizi pendenti dinanzi al Tribunale dello Stato di\nGoi\u00e1s, si evidenziano: (i) l\u2019azione del Municipio de Aparecida\nde Goi\u00e2nia pendente in primo grado e a\ue61dualmente in fase\nistru\ue61doria, per un impo\ue61eo di circa 726 milioni di real brasi-\nliani (circa 113,4 milioni di euro); (ii) l\u2019azione del Municipio de\nQuirin\u00f3polis, anch\u2019essa pendente in primo grado e in fase\nistru\ue61doria per un impo\ue61eo di circa 388 milioni di real brasi-\nliani (circa 61,48 milioni di euro); (iii) l\u2019azione del Municipio\nde An\u00e1polis, rimessa dinanzi al giudice di primo grado a\nseguito del fallimento di un tentativo di conciliazione tra le\npa\ue61ei e pendente in fase istru\ue61doria, per un impo\ue61eo di circa\n368,7 milioni di real brasiliani (circa 54,4 milioni di euro).\nIl valore totale dei contenziosi \u00e8 pari a circa 3,92 miliardi di\nreal brasiliani (circa 621,5 milioni di euro). La passivit\u00e0 po-\ntenziale derivante dal presente contenzioso \u00e8 cope\ue61ea dal\nfondo cosidde\ue61do \u201cFunac\u201d, costituito nell\u2019ambito del pro-\ncesso di privatizzazione di Celg-D.\n(42) La denominazione commerciale della societ\u00e0 Celg-D \u00e8 Enel Distribui\u00e7\u00e3o Goi\u00e1s.\n(43) La denominazione commerciale della societ\u00e0 Eletropaulo \u00e8 Enel Distribui\u00e7\u00e3o S\u00e3o Paulo.\nContenzioso ANEEL - Brasile\n \nNel 2014, Eletropaulo\n(43)\n ha avviato dinanzi alla giustizia\nfederale brasiliana un\u2019azione di annullamento del provve-\ndimento amministrativo dell\u2019Ag\u00eancia Nacional de Energia\nEl\u00e9trica (ANEEL) che, nel 2012, aveva introdo\ue61do retroa\ue61diva-\nmente un coe\ue619ciente negativo da applicarsi nella deter-\nminazione delle tari\ue61ae del successivo periodo regolatorio\n(2011-2015). Con tale provvedimento, l\u2019ANEEL disponeva\nla restituzione del valore di alcune componenti della rete\ncomputate in tari\ue61aa perch\u00e9 ritenute inesistenti, nonch\u00e9 il\nrige\ue61do della richiesta di Eletropaulo di includere nella ta-\nri\ue61aa ulteriori componenti. Tale provvedimento amministra-\ntivo dell\u2019ANEEL \u00e8 stato impugnato e in data 9 se\ue61dembre\n2014 ne \u00e8 stata disposta in via cautelare la sospensione. Il\nprocedimento di primo grado \u00e8 ancora nelle sue fasi pre-\nliminari e il valore della causa \u00e8 pari a circa 1.288 milioni di\nreal brasiliani (circa 204,1 milioni di euro).\nEl Quimbo - Colombia\nIn relazione al proge\ue61do El Quimbo per la costruzione da par-\nte di Emgesa di un impianto idroele\ue61drico di 400 MW nella\nregione di Huila (Colombia), sono pendenti alcuni giudizi\n(acciones de grupo e acciones populares) avviati da abi-\ntanti/pescatori della zona. In pa\ue61eicolare, una prima azione\ncolle\ue61diva, che si trova nella fase istru\ue61doria, \u00e8 stata avviata da\ncirca 1.140 residenti del municipio di Garz\u00f3n che lamentano\nche la costruzione della centrale ridurrebbe di circa 30% i\nricavi delle loro a\ue61divit\u00e0. Un secondo procedimento \u00e8 stato\navviato, tra agosto 2011 e dicembre 2012, da abitanti e so-\nciet\u00e0/associazioni dei cinque comuni del Huila per presunti\ndanni in relazione alla chiusura di un ponte (Paso El Cole-\ngio). In relazione alle cosidde\ue61de \u201cacciones populares\u201d (class\naction), nel 2008 alcuni abitanti della zona hanno avviato un\nprocedimento per richiedere, tra l\u2019altro, la sospensione della\nlicenza ambientale. Nell\u2019ambito di tale azione, l\u201911 se\ue61dembre\n2020, il Tribunale dell\u2019Huila ha emesso una sentenza sfavo-\nrevole a Emgesa condannandola ad adempiere agli obblighi\ngi\u00e0 previsti dalla licenza ambientale. L\u2019ANLA ha presentato\nuna richiesta di chiarimento della sentenza.\nUn\u2019ulteriore acci\u00f3n popular \u00e8 stata, invece, promossa da al-\ncune societ\u00e0 di pescatori in relazione al presunto impa\ue61do\ndelle a\ue61divit\u00e0 di riempimento del bacino del Quimbo sulla\npesca nel bacino di Betania, a valle del Quimbo. Dopo una\nserie di decisioni in sede cautelare, il giudice del Huila si \u00e8\npronunciato in data 22 febbraio 2016 autorizzando prov-\nvisoriamente la produzione per un periodo di sei mesi. Il\ngiudice ha richiesto a Emgesa la predisposizione di un pro-\nge\ue61do tecnico al \ue61cne di garantire il rispe\ue61do dei livelli di os-\nsigeno e il rilascio di una garanzia di circa 20.000.000.000\ndi pesos colombiani (circa 5,5 milioni di euro). Successi-\n\nne in merito alla nullit\u00e0 del lodo arbitrale. In data 14 luglio\n2020 Chucas ha presentato una nuova domanda di arbi-\ntrato presso l\u2019AMCHAM CICA stimata in via preliminare in\ncirca 240 milioni di dollari statunitensi. Il 14 agosto 2020\nICE ha depositato la propria risposta, chiedendo l\u2019archivia-\nzione del procedimento sul presupposto di un dife\ue61do di\ngiurisdizione del Tribunale arbitrale. L\u2019istanza di archivia-\nzione \u00e8 stata respinta dall\u2019AMCHAM CICA. In parallelo, ICE\nha presentato alcuni ricorsi cautelari al Tribunal Conten-\ncioso Administrativo contro Chucas e l\u2019AMCHAM CICA al\n\ue61cne di sospendere il procedimento arbitrale. Anche tali ri-\ncorsi, accolti in via preliminare, sono stati successivamente\nrespinti. Successivamente, a maggio 2021, Chucas ha de-\npositato la propria domanda arbitrale completa di richie-\nste istru\ue61dorie, quanti\ue61ccando il valore della propria pretesa\nin circa 362 milioni di dollari statunitensi (circa 305 milioni\ndi euro). A giugno 2021 ICE ha depositato le proprie dife-\nse, insistendo nell\u2019eccezione del dife\ue61do di giurisdizione.\nICE non ha formulato domanda riconvenzionale. In data 4\nagosto 2021 il Tribunale arbitrale ha rige\ue61dato l\u2019eccezione di\ndife\ue61do di giurisdizione di ICE. La questione \u00e8 stata ora sot-\ntoposta al vaglio della Prima Sezione della Co\ue61ee Suprema.\nIl procedimento arbitrale rimane sospeso in a\ue61desa della\ndecisione della Co\ue61ee Suprema sulla giurisdizione.\nGasAtacama Chile - Cile\nIn data 4 agosto 2016 la Superintendencia de Electricidad\ny Combustibles (SEC) ha sanzionato GasAtacama Chile\n(oggi Enel Generaci\u00f3n Chile) con una multa di 8,3 milioni di\ndollari (circa 5,8 miliardi di pesos cileni) avente a ogge\ue61do le\ninformazioni fornite da quest\u2019ultima al CDEC-SING (Centro\nde Despacho Econ\u00f3mico de Carga) tra il 1\u00b0 gennaio 2011\ne il 29 o\ue61dobre 2015, relativamente alle variabili del Minimo\nTecnico e del Tempo Minimo di Operazione nella centrale\ndi Atacama.\nAvverso tale provvedimento Enel Generaci\u00f3n Chile ha pre-\nsentato ricorso dinanzi alla stessa SEC che lo ha rige\ue61dato in\ndata 2 novembre 2016. Enel Generaci\u00f3n Chile ha impugna-\nto questa decisione dinanzi alla Co\ue61ee d\u2019Appello di Santiago\nche, in data 9 aprile 2019, ha emesso una sentenza che ha\nrido\ue61do l\u2019impo\ue61eo della multa irrogata a circa 432.000 dol-\nlari statunitensi (circa 290 milioni di pesos cileni). Sia Enel\nGeneraci\u00f3n Chile sia la SEC hanno impugnato questa deci-\nsione dinanzi alla Co\ue61ee Suprema del Cile. Il 28 giugno 2019\nsi \u00e8 tenuta un\u2019udienza nella quale sono state ascoltate en-\ntrambe le pa\ue61ei e, il 15 gennaio 2020, la Co\ue61ee Suprema del\nCile ha emesso una sentenza con la quale ha confermato la\ndecisione della Co\ue61ee d\u2019Appello di Santiago, lasciando inva-\nriata la riduzione dell\u2019impo\ue61eo della multa come da quest\u2019ul-\ntima de\ue61cnito. La multa, cos\u00ec rideterminata, \u00e8 stata pagata in\ndata 12 marzo 2020.\nIn parallelo, Enel Generaci\u00f3n Chile aveva anche presentato\nricorso dinanzi alla Co\ue61ee Costituzionale, sostenendo che le\ndisposizioni giuridiche in forza delle quali la SEC ha irrogato\nla multa erano state abrogate alla data in cui la sanzione era\nstata emessa. Tale ricorso \u00e8 stato rige\ue61dato dalla Co\ue61ee Costi-\ntuzionale il 17 luglio 2018.\nIn relazione con la questione sopra menzionata, alcuni ope-\nratori del Sistema Interconectado del No\ue61ee Grande (SING),\ntra i quali Aes Gener SA, El\u00e9ctrica Angamos SA ed Engie\nEnerg\u00eda Chile SA, hanno convenuto in giudizio Enel Gene-\nraci\u00f3n Chile al \ue61cne di o\ue61denere il risarcimento dei danni, per\nun impo\ue61eo di circa 58 milioni di euro, la prima, e circa 141\nmilioni di euro, i secondi. I sudde\ue61di contenziosi sono stati \nin pa\ue61ee riuniti in un unico procedimento e sono a\ue61dualmen-\nte pendenti. Dopo un periodo di sospensione del procedi-\nmento a causa dello stato di emergenza nazionale inde\ue61do a\ncausa della pandemia da COVID-19, l\u2019a\ue61dore ha chiesto la ri-\nassunzione del procedimento, che \u00e8 stata concessa dal tri-\nbunale. Il tribunale ha disposto la noti\ue61cca del provvedimento\nche determina i fa\ue61di sostanziali, pe\ue61einenti e controversi del\ngiudizio. La fase istru\ue61doria non \u00e8 ancora iniziata.\nArbitrato Kino - Messico\nIn data 16 se\ue61dembre 2020 \u00e8 stata noti\ue61ccata a Kino Con-\ntractor SA de Cv (Kino Contractor), Kino Facilities Manager\nSA de Cv (Kino Facilities) ed Enel SpA (Enel) una domanda\ndi arbitrato presentata da Parque Solar Don Jos\u00e9 SA de Cv,\nVillanueva Solar SA de Cv e Parque Solar Villanueva Tres SA\nde Cv (insieme, le \u201cSociet\u00e0 di Proge\ue61do\u201d), nella quale le So-\nciet\u00e0 di Proge\ue61do lamentano la violazione (i) da pa\ue61ee di Kino\nContractor di alcune previsioni dell\u2019EPC Contract e (ii) da\npa\ue61ee di Kino Facilities di alcune previsioni dell\u2019Asset Mana-\ngement Agreement, entrambi contra\ue61di relativi ai proge\ue61di\nsolari di propriet\u00e0 delle tre societ\u00e0 a\ue61drici.\nEnel \u2013 la quale \u00e8 garante delle obbligazioni assunte da Kino\nContractor e Kino Facilities in forza dei prede\ue61di contra\ue61di\n\u2013 \u00e8 stata altres\u00ec chiamata in arbitrato, ma senza che siano\nstate avanzate \u2013 per il momento \u2013 nei suoi confronti spe-\nci\ue61cche domande.\nLe Societ\u00e0 di Proge\ue61do, nelle quali Enel Green Power SpA\n\u00e8 azionista minoritario, sono controllate da CDPQ Infrae-\nstructura Pa\ue61eicipaci\u00f3n SA de Cv (controllata da Caisse de\nD\u00e9p\u00f4t et Placement du Qu\u00e9bec) e CKD Infraestructura\nM\u00e9xico SA de Cv. Dopo la domanda di arbitrato e la relativa\nrisposta dei convenuti, le pa\ue61ei si sono scambiate ulterio-\nri memorie introdu\ue61dive, nell\u2019ambito delle quali la pretesa\neconomica delle contropa\ue61ei \u00e8 stata quanti\ue61ccata in circa\n140 milioni di dollari statunitensi, mentre Kino Facilities ha\nquanti\ue61ccato la propria domanda riconvenzionale in circa\n3,3 milioni di dollari statunitensi. A\ue61dualmente \u00e8 in corso la\nfase di produzione documentale.\n\nContenziosi \ue61fscali in Brasile\nWhithholding Tax - Ampla\nNel 1998 Ampla Energia e Servi\u00e7os SA (Ampla) \ue61cnanzi\u00f2\nl\u2019acquisizione di Coelce mediante l\u2019emissione di bond per\n350 milioni di dollari statunitensi (c.d. \u201cFixed Rate Notes\u201d\n- FRN) so\ue61doscri\ue61di da una propria \ue61cliale panamense, costi-\ntuita al \ue61cne di raccogliere \ue61cnanziamenti all\u2019estero. In vi\ue61e\u00f9 di\nun regime speciale allora vigente, subordinato al manteni-\nmento del prestito obbligazionario \ue61cno al 2008, gli interes-\nsi corrisposti da Ampla alla propria controllata fruivano di\nun regime di esenzione da ritenuta in Brasile.\nTu\ue61davia, la crisi \ue61cnanziaria del 1998 costrinse la \ue61cliale pa-\nnamense a ri\ue61cnanziarsi dalla propria controllante brasilia-\nna, che a tal \ue61cne chiese appositi prestiti alle banche locali.\nL\u2019Amministrazione Finanziaria ha ritenuto che tale ultimo\n\ue61cnanziamento equivalesse a un\u2019estinzione anticipata del\nprestito obbligazionario originario con conseguente per-\ndita del diri\ue61do all\u2019applicazione del prede\ue61do regime di esen-\nzione.\nNel dicembre 2005 Ampla ha e\ue61ae\ue61duato una scissione a fa-\nvore di Ampla Investimentos e Servi\u00e7os SA che compo\ue61e\u00f2\nil trasferimento del residuo debito FRN e dei diri\ue61di e delle\nobbligazioni a esso riferiti.\nIn data 6 novembre 2012 la C\u00e2mara Superior de Recursos\nFiscais (ultimo grado del giudizio amministrativo) ha emes-\nso una decisione sfavorevole per Ampla rispe\ue61do alla quale\nla societ\u00e0 ha prontamente presentato al medesimo Orga-\nnismo una richiesta di chiarimento. In data 15 o\ue61dobre 2013\n\u00e8 stato noti\ue61ccato ad Ampla il ri\ue61cuto della richiesta di chia-\nrimento (Embargo de Declara\u00e7\u00e3o) e, pe\ue61eanto, \u00e8 stata con-\nfermata la precedente decisione sfavorevole. La societ\u00e0 ha\npresentato una garanzia del debito e il 27 giugno 2014 ha\nproseguito il contenzioso dinanzi al Giudice Ordinario (Tri-\nbunal de Justi\u00e7a).\nA dicembre 2017 il Giudice ha nominato un espe\ue61eo al \ue61cne\ndi approfondire ulteriormente il tema e, conseguentemen-\nte, suppo\ue61eare l\u2019emissione della futura sentenza. A se\ue61dem-\nbre 2018 l\u2019espe\ue61eo ha rilasciato la propria perizia richieden-\ndo ulteriore documentazione.\nA dicembre 2018 la societ\u00e0 ha prodo\ue61do l\u2019ulteriore docu-\nmentazione probatoria richiesta e a\ue61dende di conoscere\nl\u2019esito della valutazione del Giudice in merito agli argomenti\ne ai documenti presentati dalle pa\ue61ei.\nIl valore complessivo della causa al 31 dicembre 2021 \u00e8 di\ncirca 211 milioni di euro.\nIRPJ/CSLL - Eletropaulo\nIl 5 o\ue61dobre 2021 Eletropaulo ha ricevuto un avviso di ac-\nce\ue61eamento, emesso dall\u2019Autorit\u00e0 Fiscale brasiliana, con il\nquale viene contestata la deducibilit\u00e0, ai \ue61cni delle imposte\nsul reddito (Imposto sobre a Renda das Pessoas Jur\u00eddicas \n- IRPJ e Contribui\u00e7\u00e3o Social sobre o Lucro L\u00edquido - CSLL), \ndell\u2019ammo\ue61eamento \ue61cscale sugli extra valori generati da\noperazioni straordinarie, realizzate prima dell\u2019acquisizione\ndella societ\u00e0 da pa\ue61ee del Gruppo Enel. In pa\ue61eicolare, il pe-\nriodo ogge\ue61do di contestazione va dal 2017 al 2019.\nLa societ\u00e0, ritenendo solide le proprie argomentazioni, ha\npresentato la propria difesa nel primo grado di giudizio\namministrativo.\nIl valore complessivo della causa al 31 dicembre 2021 \u00e8 di\ncirca 110 milioni di euro.\nPIS - Eletropaulo\nNel luglio del 2000 Eletropaulo ha instaurato un contenzio-\nso per il riconoscimento di un credito PIS (Programa Inte-\ngra\u00e7\u00e3o Social) derivante da somme versate in applicazione \ndi norme (Decreti Legge n. 2.445/1988 e n. 2.449/1988)\nsuccessivamente dichiarate incostituzionali dal Supremo\nTribunal Federal (STF). Nel maggio del 2012 \u00e8 stata emessa\ndal Superior Tribunal de Justi\u00e7a (STJ) la sentenza \ue61cnale fa-\nvorevole alla societ\u00e0 che ha riconosciuto il diri\ue61do al credito.\nNel 2002, prima dell\u2019emissione della citata sentenza \ue61cna-\nle favorevole, la societ\u00e0 ha compensato il credito con al-\ntri tributi federali. Tale compo\ue61eamento \u00e8 stato contestato\ndall\u2019Autorit\u00e0 Fiscale Federale ma la societ\u00e0, sostenendo la\ncorre\ue61dezza del proprio operato, ha impugnato in tribunale\ngli a\ue61di emessi dall\u2019Autorit\u00e0 Fiscale Federale. A seguito della\nscon\ue61c\ue61da in primo grado, la societ\u00e0 ha presentato appello\nin secondo grado.\nIl valore complessivo delle cause al 31 dicembre 2021 \u00e8 di\ncirca 106 milioni di euro.\nICMS - Ampla, Coelce ed Eletropaulo\nGli Stati di Rio de Janeiro, di Cear\u00e1 e di S\u00e3o Paulo hanno\nnoti\ue61ccato diversi a\ue61di impositivi, rispe\ue61divamente alla so-\nciet\u00e0 Ampla Energia e Servi\u00e7os SA (per i periodi 1996-1999\ne 2007-2017), alla societ\u00e0 Companhia Energ\u00e9tica do Ce-\nar\u00e1 SA (Coelce) (per i periodi 2003, 2004, 2006-2012, 2015\ne 2016) e alla societ\u00e0 Eletropaulo (per il periodo 2008-\n2020), contestando la detrazione dell\u2019ICMS (Imposto so-\nbre Circula\u00e7\u00e3o de Mercadorias e Servi\u00e7os, imposta sulla \ncircolazione di beni e servizi) relativa all\u2019acquisto di alcune\nimmobilizzazioni. Le societ\u00e0 hanno impugnato gli a\ue61di di-\nfendendo la corre\ue61da detrazione dell\u2019imposta e sostenendo\nche i beni, la cui acquisizione ha generato l\u2019ICMS, sono de-\nstinati all\u2019a\ue61divit\u00e0 di distribuzione di energia ele\ue61drica.\nLe societ\u00e0 continuano a difendere il proprio operato nei\ndiversi gradi di giudizio.\nIl valore complessivo delle cause al 31 dicembre 2021 \u00e8 di\ncirca 79 milioni di euro.\nWithholding Tax - Endesa Brasil\nIl 4 novembre 2014 l\u2019Autorit\u00e0 Fiscale brasiliana ha emesso\nun avviso di acce\ue61eamento verso Endesa Brasil SA (a\ue61duale\nEnel Brasil SA) contestando una mancata applicazione di\nritenute sul pagamento di presunti maggiori dividendi at-\ntribuibili a sogge\ue61di non residenti.\n\nIn pa\ue61eicolare, nel 2009, Endesa Brasil, per e\ue61ae\ue61do della pri-\nma applicazione degli IFRS-IAS, ha e\ue61ae\ue61duato lo storno di\nun goodwill imputandone gli e\ue61ae\ue61di a patrimonio ne\ue61do, sul-\nla base di quanto previsto della corre\ue61da applicazione dei\nprincipi contabili ado\ue61dati. Viceversa, l\u2019Amministrazione Fi-\nnanziaria brasiliana ha ritenuto \u2013 nel corso di una veri\ue61cca\n\ue61cscale \u2013 che la scelta contabile ado\ue61data dalla societ\u00e0 non\nfosse corre\ue61da e che gli e\ue61ae\ue61di dello storno si sarebbero do-\nvuti rilevare a Conto economico; per e\ue61ae\ue61do di ci\u00f2, il corri-\nspondente valore (circa 202 milioni di euro) \u00e8 stato riquali-\n\ue61ccato quale pagamento di reddito a sogge\ue61di non residenti\ne, pe\ue61eanto, sogge\ue61do a una withholding tax del 15%.\nA tal riguardo, si annota che l\u2019impostazione contabile adot-\ntata dalla societ\u00e0 era stata condivisa dall\u2019Auditor esterno e\naltres\u00ec confermata da una speci\ue61cca legal opinion, rilasciata\nda uno Studio locale.\nA seguito degli esiti sfavorevoli nei gradi di giudizio ammi-\nnistrativo, la societ\u00e0 continua a difendere in via giudiziale il \nproprio operato e la corre\ue61dezza del tra\ue61damento contabile\nado\ue61dato.\nIl valore complessivo della causa al 31 dicembre 2021 \u00e8 di\ncirca 58 milioni di euro.\nICMS - Coelce\nLo Stato di Cear\u00e1 ha noti\ue61ccato nel tempo diversi a\ue61di im-\npositivi alla societ\u00e0 Companhia Energ\u00e9tica do Cear\u00e1 SA\n(Coelce) (per il periodo 2005-2014), contestando la deter-\nminazione della quota detraibile dell\u2019ICMS (Imposto sobre \nCircula\u00e7\u00e3o de Mercadorias e Servi\u00e7os, imposta sulla cir-\ncolazione di beni e servizi) e in pa\ue61eicolare la modalit\u00e0 di\ncalcolo del pro rata di detrazione con riferimento ai ricavi \nderivanti dall\u2019applicazione di una speciale tari\ue61aa prevista\ndal Governo brasiliano per la vendita di energia ele\ue61drica\nalle persone a basso reddito (Baixa Renda). \nLa societ\u00e0 ha impugnato i singoli a\ue61di difendendo la corret-\nta detrazione dell\u2019imposta e sostenendo la regolarit\u00e0 dei\ncalcoli e\ue61ae\ue61duati, e difende il proprio operato nei diversi\ngradi di giudizio.\nIl valore complessivo delle cause al 31 dicembre 2021 \u00e8 di\ncirca 40 milioni di euro.\nPIS - Eletropaulo\nNel corso del mese di dicembre del 1995 il Governo bra-\nsiliano ha disposto un incremento dell\u2019aliquota dell\u2019impo-\nsta federale PIS (Programa Integra\u00e7\u00e3o Social) da 0,50% a \n0,65% a\ue61draverso l\u2019emanazione di un provvedimento prov-\nvisorio (Executive Provisional Order).\nSuccessivamente, il sudde\ue61do provvedimento provvisorio \u00e8\nstato reiterato per cinque volte prima della sua de\ue61cnitiva\nconversione in legge avvenuta nel 1998. Secondo la nor-\nmativa brasiliana, l\u2019aumento dell\u2019aliquota \ue61cscale (o l\u2019istitu-\nzione di un nuovo tributo) pu\u00f2 essere disposto solo in forza\ndi legge ed \u00e8 e\ue619cace una volta decorsi 90 giorni dalla sua\npubblicazione.\nPe\ue61eanto, Eletropaulo ha instaurato un contenzioso argo-\nmentando che l\u2019aumento dell\u2019aliquota \ue61cscale sarebbe stato\ne\ue619cace solo dopo 90 giorni dall\u2019ultimo ordine provvisorio\nsostenendo, quindi, che siano da considerarsi nulli gli e\ue61aet-\nti dei primi qua\ue61dro provvedimenti provvisori (in quanto mai\nconve\ue61eiti in legge). Tale contenzioso si \u00e8 concluso nell\u2019aprile\ndel 2008 riconoscendo la validit\u00e0 dell\u2019incremento dell\u2019ali-\nquota del PIS a pa\ue61eire dal primo provvedimento provvisorio.\nNel maggio 2008 l\u2019Autorit\u00e0 Fiscale brasiliana ha intentato\nuna causa nei confronti della societ\u00e0 Eletropaulo per ri-\nchiedere il versamento delle maggiori imposte corrispon-\ndenti all\u2019incremento di aliquota per il periodo marzo 1996\n- dicembre 1998. Al riguardo, Eletropaulo si \u00e8 opposta a\ntale richiesta, nei diversi gradi di giudizio, sollevando l\u2019inter-\nvenuta prescrizione dei tempi per l\u2019emissione dell\u2019avviso di\nacce\ue61eamento. In pa\ue61eicolare, essendo trascorsi pi\u00f9 di cin-\nque anni dal veri\ue61ccarsi del presupposto impositivo (dicem-\nbre 1995, data del primo provvedimento provvisorio) senza\nl\u2019emissione di alcun a\ue61do formale, si contesta all\u2019Autorit\u00e0 Fi-\nscale la prescrizione del diri\ue61do di richiedere il versamento\ndelle maggiori imposte nonch\u00e9 la possibilit\u00e0 di instaurare\nqualsiasi azione legale in tal senso.\nNel 2017, a seguito delle decisioni sfavorevoli pronunciate\nnei precedenti gradi di giudizio, Eletropaulo ha presentato\nappello \u2013 per vedere riconosciuti i propri diri\ue61di e per di-\nfendere il proprio operato \u2013 presso il Superior Tribunal de\nJusti\u00e7a (STJ) e il Supremo Tribunal Federal (STF). I sudde\ue61di\ngiudizi sono tu\ue61dora pendenti mentre, gli impo\ue61ei ogge\ue61do\ndi contestazione sono stati ogge\ue61do di cope\ue61eura mediante\ngaranzia bancaria.\nCon riferimento alla richiesta dell\u2019U\ue619cio del Procuratore\nGenerale del Dipa\ue61eimento del Tesoro Nazionale brasiliano\ndi sostituire la garanzia bancaria con un deposito giudizia-\nrio, il tribunale giudiziario di secondo grado ha accolto tale\nistanza. Pe\ue61eanto, la societ\u00e0 ha sostituito la garanzia banca-\nria con un deposito in contanti e ha presentato una mozio-\nne di chiarimento contro la relativa decisione, a\ue61dualmente\nin a\ue61desa di giudizio.\nIl valore complessivo della causa al 31 dicembre 2021 \u00e8 di\ncirca 39 milioni di euro.\nFINSOCIAL - Eletropaulo\nA seguito di una sentenza de\ue61cnitiva, emessa dalla Co\ue61ee\nRegionale Federale l\u201911 se\ue61dembre 2011, la societ\u00e0 Eletro-\npaulo ha visto riconosciuto il diri\ue61do alla compensazione\ndi alcuni crediti FINSOCIAL (contributo sociale), relativi a\nsomme versate da se\ue61dembre 1989 a marzo 1992.\nNonostante lo scadere dei relativi termini di prescrizione\n(statute of limitations), l\u2019Autorit\u00e0 Fiscale Federale ha con-\ntestato la determinazione di alcuni crediti e ha rige\ue61dato\nle corrispondenti compensazioni, eme\ue61dendo alcuni a\ue61di\nimpositivi che la societ\u00e0 ha prontamente impugnato in via\namministrativa, difendendo la corre\ue61dezza dei propri calcoli\ne sostenendo la regolarit\u00e0 del proprio operato.\n\nDopo una sentenza sfavorevole in primo grado, la societ\u00e0\nha presentato appello dinanzi al tribunale amministrativo\nin secondo grado.\nIl valore complessivo delle cause al 31 dicembre 2021 \u00e8 di\ncirca 37 milioni di euro.\nContenziosi \ue61fscali in Spagna\nImposte sui redditi - Enel Iberia, Endesa e controllate\nNel 2018 l\u2019Autorit\u00e0 Fiscale spagnola ha concluso una veri-\n\ue61cca generale che ha interessato le societ\u00e0 del Gruppo fa-\ncenti pa\ue61ee del consolidato \ue61cscale spagnolo. Tale veri\ue61cca,\navviata nel 2016, ha interessato l\u2019imposta sui redditi delle\nsociet\u00e0, l\u2019imposta sul valore aggiunto e le ritenute (princi-\npalmente relativamente agli anni dal 2012 al 2014).\nCon riferimento alle principali contestazioni, le societ\u00e0\ninteressate hanno impugnato i relativi a\ue61di in primo grado\namministrativo (Tribunal Econ\u00f3mico-Administrativo Cen-\ntral - TEAC), difendendo la corre\ue61dezza del proprio operato.\nIn relazione alle contestazioni in materia di imposta sui red-\nditi delle societ\u00e0, il contenzioso valutato con esito possibile\nammonta a circa 155 milioni di euro al 31 dicembre 2021:\n\u2022 Enel Iberia difende la corre\ue61dezza del criterio ado\ue61dato \nper la determinazione della deducibilit\u00e0 di minusvalenze\nderivanti da vendite azionarie (circa 106 milioni di euro)\ne di alcuni oneri \ue61cnanziari (circa 18 milioni di euro);\n\u2022 Endesa e le sue controllate principalmente difendono \nla corre\ue61dezza del criterio ado\ue61dato per la deducibilit\u00e0 di\nalcuni oneri \ue61cnanziari (circa 25 milioni di euro) e di costi\nper lo smantellamento di centrali nucleari (circa 6 milioni\ndi euro).\nNel 2021, l\u2019Autorit\u00e0 Fiscale spagnola ha concluso una nuo-\nva veri\ue61cca generale relativamente agli anni dal 2015 al\n2018. Le societ\u00e0 interessate hanno impugnato i relativi a\ue61di\nin primo grado amministrativo (TEAC), difendendo la cor-\nre\ue61dezza del proprio operato.\nIn relazione alla principale contestazione in materia di im-\nposta sui redditi delle societ\u00e0, riferibile alla deducibilit\u00e0 di\nalcuni oneri \ue61cnanziari, il contenzioso valutato con esito\npossibile ammonta a circa 232 milioni di euro al 31 dicem-\nbre 2021 (Enel Iberia 219 milioni di euro; Endesa SA 13 mi-\nlioni di euro).\nImposte sui redditi - Enel Green Power Espa\u00f1a SL\nIl 7 giugno 2017 l\u2019Autorit\u00e0 Fiscale spagnola ha emesso un\navviso di acce\ue61eamento verso Enel Green Power Espa\u00f1a SL,\ncontestando il regime di neutralit\u00e0 \ue61cscale applicato alla fu-\nsione di Enel Uni\u00f3n Fenosa Renovables SA (EUFER) in Enel\nGreen Power Espa\u00f1a SL avvenuta nel 2011. Tale rilevo si\nfonda sulla presunta assenza di valide ragioni economiche\na suppo\ue61eo dell\u2019operazione.\nIl 6 luglio 2017 la societ\u00e0 ha impugnato l\u2019a\ue61do in primo\ngrado amministrativo (Tribunal Econ\u00f3mico-Administrat-\nivo Central - TEAC), difendendo la corre\ue61dezza del tra\ue61da-\nmento \ue61cscale applicato alla fusione. Al riguardo, la societ\u00e0\nha fornito il suppo\ue61eo documentale a\ue61destante le sinergie\nconseguite per e\ue61ae\ue61do della fusione al \ue61cne di dimostrare\nl\u2019esistenza delle valide motivazioni economiche a suppo\ue61eo\ndella stessa. Il 10 dicembre 2019 il TEAC ha respinto il ricor-\nso e la societ\u00e0 continua a difendere il proprio operato in\nsede giudiziale (Audiencia Nacional).\nIl valore complessivo della causa al 31 dicembre 2021 \u00e8 di\ncirca 98 milioni di euro.\nContenziosi \ue61fscali in Italia\nWithholding Tax - Enel Servizio Ele\ue61erico Nazionale\nIn esito a una veri\ue61cca \ue61cscale avviata nel marzo 2018 e in se-\nguito a una successiva a\ue61divit\u00e0 istru\ue61doria condo\ue61da median-\nte l\u2019invio di questionari alle banche intervenute in qualit\u00e0\ndi cessionarie in talune operazioni di acquisto dei crediti\ndella Societ\u00e0 Servizio Ele\ue61drico Nazionale SpA (SEN) verso i\nclienti mass market ogge\ue61do di un accordo quadro, in data\n19 dicembre 2018 l\u2019Agenzia delle Entrate - Direzione Re-\ngionale del Lazio - U\ue619cio Grandi Contribuenti ha noti\ue61ccato\nalla societ\u00e0 un avviso di acce\ue61eamento con il quale \u00e8 stata\ncontestata la presunta violazione degli obblighi di sostituto\ndi imposta, relativamente alle somme corrisposte alle ban-\nche nell\u2019ambito delle gi\u00e0 menzionate operazioni di cessio-\nne intervenute nell\u2019anno 2013.\nIn pa\ue61eicolare, tale contestazione scaturisce da una valu-\ntazione dell\u2019U\ue619cio che ha: (i) riquali\ue61ccato, ai soli \ue61cni \ue61cscali,\nla cessione dei crediti in una operazione di \ue61cnanziamento;\n(ii) ipotizzato un presunto obbligo di ritenuta in capo alla\nsociet\u00e0 da commisurarsi sul costo dell\u2019operazione (come\ndi\ue61aerenza tra il valore nominale dei crediti ceduti e il prezzo\ndi cessione), ricostruendo le vicende successive dei crediti\nogge\ue61do di cessione (cessioni ulteriori e/o ca\ue61eolarizzazio-\nne con sogge\ue61di non residenti e\ue61ae\ue61duate dalle banche), alle\nquali la societ\u00e0 \u00e8 estranea.\nNei primi gradi del giudizio, scaturito in seguito alla impu-\ngnazione da pa\ue61ee di SEN dell\u2019avviso di acce\ue61eamento, non\nhanno trovato accoglimento le eccezioni della societ\u00e0 sulla\nillegi\ue61dimit\u00e0 della contestazione per l\u2019erronea riquali\ue61cca-\nzione, ai \ue61cni \ue61cscali, dell\u2019operazione e, conseguentemente,\ndei \ue61bussi di pagamento operata dall\u2019U\ue619cio e nonostante\nla violazione di rilevanti aspe\ue61di procedurali nell\u2019a\ue61divit\u00e0 di\nacce\ue61eamento.\nLa societ\u00e0, ritenendo che sussistano validi elementi di di-\nri\ue61do per la prosecuzione del giudizio, ha noti\ue61ccato ricorso\nin Co\ue61ee di Cassazione al \ue61cne di far valere l\u2019illegi\ue61dimit\u00e0 della\npretesa impositiva per violazione e falsa applicazione del-\nle norme che, ad avviso dei giudici di merito, consentono\ndi quali\ue61ccare il reddito riveniente dalla cessione dei crediti\ncome \u201creddito di capitale\u201d e che, di conseguenza, avreb-\nbero imposto a SEN l\u2019applicazione della ritenuta.\nIl valore complessivo della causa al 31 dicembre 2021 \u00e8 di\ncirca 81 milioni di euro.\n\nvamente, il Tribunale del Huila ha disposto la proroga del\ntermine di sei mesi, e pe\ue61eanto, in assenza di provvedimenti\ngiudiziari contrari, la centrale del Quimbo sta continuando\na produrre energia in quanto il sistema di ossigenazione\nimplementato da Emgesa ha \ue61cnora dimostrato di con-\nsentire il raggiungimento dei livelli di ossigeno imposti dal\nTribunale. Il 22 marzo 2018, l\u2019ANLA e la CAM hanno pre-\nsentato congiuntamente la relazione \ue61cnale sulle a\ue61divit\u00e0\ndi monitoraggio della qualit\u00e0 dell\u2019acqua a valle della diga\ndella centrale El Quimbo, con la quale entrambe le auto-\nrit\u00e0 hanno confermato il rispe\ue61do dei livelli di ossigeno da\npa\ue61ee di Emgesa. Dopo il deposito delle memorie difensive\ndelle pa\ue61ei, in data 12 gennaio 2021 si \u00e8 appresa la notizia\ndell\u2019emissione della sentenza di primo grado da pa\ue61ee del\nTribunale del Huila (successivamente noti\ue61ccata alla societ\u00e0\nin data 1\u00b0 febbraio 2021) la quale, pur riconoscendo che il\nsistema di ossigenazione implementato da Emgesa avesse\nmitigato i rischi associati alla tutela della fauna nel baci-\nno di Betania, ha imposto una serie di obblighi in capo alle\nautorit\u00e0 ambientali coinvolte, nonch\u00e9 alla stessa Emgesa.\nIn pa\ue61eicolare, quest\u2019ultima \u00e8 stata chiamata a implementa-\nre un proge\ue61do di decontaminazione volto a garantire che\nl\u2019acqua del bacino non generi rischi per la \ue61bora e la fauna\ndel \ue61cume e che sar\u00e0 so\ue61doposto a veri\ue61cca dell\u2019ANLA, non-\nch\u00e9 ad assicurare, in maniera permanente, l\u2019operativit\u00e0 del\nsistema di ossigenazione gi\u00e0 implementato, adeguandolo\nai parametri richiesti dall\u2019ANLA. Il 4 marzo 2021 Emgesa ha\nimpugnato questa decisione in appello dinanzi al Consiglio\ndi Stato.\nIl 31 dicembre 2021 il Consiglio di Stato ha dichiarato l\u2019im-\npugnazione di Emgesa ammissibile. Il procedimento pro-\nsegue in secondo grado.\nProcedimento utenti Nivel de Tensi\u00f3n Uno - \nColombia\nSi tra\ue61da di una acci\u00f3n de grupo avviata dal Centro M\u00e9d-\nico de la Sabana e altri sogge\ue61di nei confronti di Codensa\nper ricevere la restituzione di quanto sarebbe stato asse-\nritamente pagato in eccesso in tari\ue61aa. L\u2019azione si fonda\nsull\u2019asserita mancata applicazione da pa\ue61ee di Codensa di\nuna agevolazione tari\ue61aaria cui avrebbero diri\ue61do gli a\ue61dori\nin qualit\u00e0 di utenti appa\ue61eenenti al livello di Tensione Uno\n(tensione minore di 1 kV) e proprietari delle infrastru\ue61dure,\ncome stabilito nella delibera n. 82 del 2002, successiva-\nmente modi\ue61ccata dalla delibera n. 97 del 2008. Il proce-\ndimento si trova a\ue61dualmente nella fase istru\ue61doria. Il valore\nstimato del procedimento \u00e8 di circa 337 miliardi di pesos\ncolombiani (circa 96 milioni di euro).\nContenzioso Gab\u010d\u00edkovo - Slovacchia\n \nLa societ\u00e0 Slovensk\u00e9 elektr\u00e1rne (SE) \u00e8 coinvolta in diversi\nprocedimenti avviati davanti alle co\ue61ei nazionali in relazione\nall\u2019impianto idroele\ue61drico di 720 MW di Gabc\u00edkovo, ammi-\nnistrato da Vodohospod\u00e1rska V\u00fdstavba \u0160t\u00e1tny Podnik (VV)\ne la cui gestione e manutenzione, nel contesto della pri-\nvatizzazione di SE del 2006, era stata a\ue619data a SE per un\nperiodo di 30 anni con un accordo di gestione (VEG Ope-\nrating Agreement).\nSubito dopo il closing della privatizzazione, il Public Pro-\ncurement O\ue619ce (PPO) ha promosso un\u2019azione davanti al\nTribunale di Bratislava al \ue61cne di acce\ue61eare l\u2019invalidit\u00e0 del VEG\nOperating Agreement sulla base di una asserita violazione\ndella normativa sugli appalti pubblici, quali\ue61ccando il pre-\nde\ue61do contra\ue61do come contra\ue61do di servizi e come tale sog-\nge\ue61do alla citata normativa. Il primo grado di giudizio si \u00e8\nconcluso nel novembre 2011 con decisione favorevole per\nSE, appellata subito dal PPO.\nIn parallelo all\u2019azione del PPO, anche VV ha iniziato diverse\nazioni e in pa\ue61eicolare ha richiesto di dichiarare il VEG Ope-\nrating Agreement nullo.\nIl 12 dicembre 2014 VV ha e\ue61ae\ue61duato il recesso unilatera-\nle dal VEG Operating Agreement, comunicando, in data 9\nmarzo 2015, la risoluzione per inadempimento del citato\ncontra\ue61do. Lo stesso 9 marzo 2015 \u00e8 stato le\ue61do in udienza\nil dispositivo della decisione del tribunale di appello che,\nin contrasto con la decisione del giudice di primo grado,\nha dichiarato la nullit\u00e0 dello stesso contra\ue61do nell\u2019ambito\ndell\u2019azione promossa dal PPO. SE ha presentato ricorso\nstraordinario avverso la decisione stessa alla Co\ue61ee Supre-\nma. All\u2019udienza del 29 giugno 2016 \u00e8 stata le\ue61da la decisione\nsul ricorso straordinario e la Co\ue61ee Suprema ha rige\ue61dato\ntale richiesta. SE ha presentato ricorso dinanzi alla Co\ue61ee\nCostituzionale che \u00e8 stato rige\ue61dato con sentenza del 18\ngennaio 2017.\nInoltre, SE ha presentato una domanda di arbitrato pres-\nso il Vienna International Arbitral Centre (VIAC) sulla base\ndel VEG Indemnity Agreement. In base a questo accordo,\nso\ue61doscri\ue61do nell\u2019ambito della privatizzazione tra il National\nPrope\ue61ey Fund (oggi MH Manazment - MHM) della Repub-\nblica Slovacca e SE, quest\u2019ultima ha diri\ue61do a essere inden-\nnizzata in caso di interruzione anticipata del VEG Opera-\nting Agreement per motivi non imputabili a SE. Il Tribunale\narbitrale ha rige\ue61dato l\u2019eccezione di giurisdizione sollevata\ndai convenuti e il procedimento \u00e8 proseguito per l\u2019esame\ndella domanda nel merito relativamente all\u2019an, rinviando\na un eventuale giudizio successivo per la pronuncia sul\nquantum. In data 30 giugno 2017 il Tribunale arbitrale ha \nemesso la propria decisione con la quale \u00e8 stata rige\ue61data\nla domanda di SE.\n\nParallelamente al procedimento arbitrale avviato da SE, sia\nVV sia MHM hanno avviato due procedimenti dinanzi ai tri-\nbunali slovacchi volti ad acce\ue61eare e dichiarare l\u2019invalidit\u00e0\ndel VEG Indemnity Agreement a causa dell\u2019asserito colle-\ngamento di quest\u2019ultimo con il VEG Operating Agreement.\nTali procedimenti sono stati riuniti e, il 27 se\ue61dembre 2017,\nsi \u00e8 tenuta un\u2019udienza dinanzi al Tribunale di Bratislava nella\nquale il giudice ha rige\ue61dato le richieste delle pa\ue61ei a\ue61drici per\nragioni processuali. Sia VV che MHM hanno presentato ap-\npello avverso tale decisione. L\u2019appello presentato da MHM\n\u00e8 stato respinto dalla Co\ue61ee d\u2019Appello di Bratislava in data 8\ngiugno 2019, confermando la decisione di primo grado a\nfavore di SE. Allo stesso modo, l\u2019appello presentato da VV\n\u00e8 stato rige\ue61dato, confermando la decisione di primo grado\na favore di SE. Avverso questa decisione, VV ha presentato\nun ulteriore ricorso (dovolanie) dinanzi alla Co\ue61ee Supre-\nma in data 9 marzo 2020 al quale SE ha risposto con una\nmemoria presentata l\u20198 giugno 2020. Il 24 marzo 2021 la\nCo\ue61ee Suprema ha annullato la decisione della Co\ue61ee d\u2019Ap-\npello di Bratislava, rinviando il giudizio alla medesima Co\ue61ee\nd\u2019Appello di Bratislava. Il 21 luglio 2021 SE ha presentato\nun ricorso davanti alla Co\ue61ee Costituzionale slovacca, che \u00e8\nstato rige\ue61dato il 29 luglio 2021 e il procedimento \u00e8 a\ue61dual-\nmente pendente dinanzi alla Co\ue61ee d\u2019Appello di Bratislava.\nSempre in ambito locale, VV ha intentato altres\u00ec diversi giu-\ndizi nei confronti di SE per l\u2019acce\ue61eamento di un asserito in-\ngiusti\ue61ccato arricchimento da pa\ue61ee di quest\u2019ultima (stimato\nin circa 360 milioni di euro, oltre interessi) per il periodo\n2006-2015. SE ha presentato domande riconvenzionali in\ntu\ue61di i menzionati procedimenti. In relazione a tali procedi-\nmenti si osserva quanto segue:\n\u2022 con riguardo agli anni 2006-2008, all\u2019udienza del 26 \ngiugno 2019 il Tribunale di Bratislava ha rige\ue61dato le ri-\nchieste di entrambe le pa\ue61ei per ragioni processuali. La\nsentenza di primo grado \u00e8 stata appellata sia da VV sia\nda SE e i procedimenti d\u2019appello relativi agli anni 2006\ne 2008 sono pendenti. Quanto al procedimento d\u2019ap-\npello relativo all\u2019anno 2007, a novembre 2019 SE aveva\nsollevato una questione pregiudiziale che \u00e8 stata riget-\ntata dalla Co\ue61ee d\u2019Appello il 15 gennaio 2020. Il 18 agosto\n2020 SE ha impugnato tale decisione di fronte alla Co\ue61ee\nCostituzionale e il ricorso \u00e8 stato rige\ue61dato il 18 se\ue61dem-\nbre 2021. Il procedimento prosegue pe\ue61eanto nel merito\ndinanzi alla Co\ue61ee d\u2019Appello;\n\u2022 i procedimenti relativi agli anni dal 2009 al 2011 e dal \n2013 al 2015 sono tu\ue61di pendenti in primo grado; in al-\ncuni sono state scambiate delle memorie. Per tu\ue61di i\nprocedimenti la \ue61cssazione dell\u2019udienza di primo grado,\na seguito di alcuni rinvii a data \ue61cssa, \u00e8 stata successiva-\nmente rinviata a data da destinarsi a causa della situa-\nzione di emergenza epidemiologica in corso;\n\u2022 il procedimento relativo all\u2019anno 2012 \u00e8 pendente in \ngrado di appello a seguito dell\u2019impugnazione di VV della\nsentenza di primo grado, favorevole a SE.\nIn\ue61cne, in un altro procedimento pendente innanzi il Tribu-\nnale di Bratislava, VV ha richiesto a SE la restituzione del\ncorrispe\ue61divo per il trasferimento da SE a VV degli asset\ntecnologici dell\u2019impianto di Gab\u010d\u00edkovo, avvenuto nell\u2019ambi-\nto della privatizzazione, per un valore di circa 43 milioni di\neuro, oltre interessi. Le pa\ue61ei hanno e\ue61ae\ue61duato lo scambio di\nmemorie. All\u2019udienza del 19 novembre 2019, il Tribunale ha\nemesso una decisione preliminare sul caso nella quale ha\nrilevato la carenza di legi\ue61dimazione a\ue61diva di VV. All\u2019udienza\ndel 1\u00b0 o\ue61dobre 2020 le pa\ue61ei hanno depositato le memorie\nconclusionali e il Tribunale ha emesso, in data 18 dicembre\n2020, una decisione favorevole a SE, rige\ue61dando le pretese\ndi VV. Il 4 gennaio 2021 VV ha proposto appello avverso\ntale decisione, e il procedimento \u00e8 pendente.\nArbitrato Chucas - Costa Rica\nPH Chucas SA (Chucas) \u00e8 una societ\u00e0 di proge\ue61do costituita\nda Enel Green Power Costa Rica SA a seguito dell\u2019aggiu-\ndicazione di una gara bandita nel 2007 dall\u2019Instituto Co-\nstarricence de Electricidad (ICE) per la realizzazione di un\nimpianto idroele\ue61drico da 50 MW e la vendita dell\u2019energia\nprodo\ue61da dalla centrale allo stesso ICE in base a un contrat-\nto Build, Operation and Transfer (BOT).\nIn data 27 maggio 2015 Chucas ha avviato un procedimen-\nto arbitrale di fronte alla C\u00e1mara Costarricense-No\ue61eeame-\nricana de Comercio (AMCHAM CICA) al \ue61cne di o\ue61denere il\nriconoscimento dei maggiori costi sostenuti per la costru-\nzione dell\u2019impianto e dei ritardi nella realizzazione del pro-\nge\ue61do e l\u2019annullamento della multa comminata dall\u2019ICE per\nun presunto ritardo nella \ue61cnalizzazione delle opere. Con\ndecisione emessa a novembre 2017 il Tribunale arbitrale ha\nriconosciuto a favore di Chucas i maggiori costi sostenuti\nnella misura di circa 113 milioni di dollari statunitensi (cir-\nca 91 milioni di euro) e le spese legali, e ha ritenuto che\nChucas non dovesse corrispondere le multe all\u2019ICE. L\u2019ICE\nha impugnato il lodo davanti alla Co\ue61ee Suprema e, in data\n5 se\ue61dembre 2019, \u00e8 stata noti\ue61ccata a Chucas la sentenza\ncon la quale \u00e8 stato parzialmente accolto il ricorso di nullit\u00e0\ndi ICE, limitatamente ad alcuni motivi formali del procedi-\nmento arbitrale e, pe\ue61eanto, \u00e8 stata dichiarata la nullit\u00e0 del\nlodo. In data 11 se\ue61dembre 2019 Chucas ha presentato un\nrecurso de aclaraci\u00f3n y adici\u00f3n davanti alla stessa Co\ue61ee \nche \u00e8 stato parzialmente accolto in data 8 giugno 2020.\nCon tale decisione, la Co\ue61ee Suprema ha integrato il di-\nspositivo della sentenza del 5 se\ue61dembre 2019 con alcune\ninformazioni relative all\u2019ammissione di elementi probatori\ndepositati da Chucas senza, tu\ue61davia, modi\ue61ccare la decisio-\n",
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"value": "\n56. Princ\u00edpi contabili di futura\napplicazione\nDi seguito l\u2019elenco dei princ\u00edpi e delle modi\ue61cche ai princ\u00edpi\ne alle interpretazioni la cui data di e\ue619cacia per il Gruppo \u00e8\nsuccessiva al 31 dicembre 2021.\n\u2022 \u201cAmendments to IAS 1 - Classi\ue61ccation of Liabilities as \nCurrent or Non-current\u201d, emesso a gennaio 2020. Le \nmodi\ue61cche interessano le previsioni dello IAS 1 relativa-\nmente alla presentazione delle passivit\u00e0. Pi\u00f9 nel de\ue61da-\nglio, le modi\ue61cche chiariscono:\n \u2013 i criteri per classi\ue61ccare una passivit\u00e0 come corrente o \nnon corrente, speci\ue61ccando cosa si intende per diri\ue61do\ndi una societ\u00e0 a di\ue61aerire il regolamento e che tale di-\nri\ue61do deve esistere alla \ue61cne dell\u2019esercizio;\n \u2013 che la classi\ue61ccazione non \u00e8 in\ue61buenzata dalle inten-\nzioni o aspe\ue61dative del management su quando una\nsociet\u00e0 eserciter\u00e0 il suo diri\ue61do di di\ue61aerire il regola-\nmento di una passivit\u00e0;\n \u2013 che esiste un diri\ue61do di di\ue61aerire solo se la societ\u00e0 sod-\ndisfa le condizioni speci\ue61ccate nel contra\ue61do di pre-\nstito alla \ue61cne dell\u2019esercizio, anche se il creditore non\nveri\ue61cca la conformit\u00e0 \ue61cno a una data successiva; e\n \u2013 che il regolamento si riferisce al trasferimento alla \ncontropa\ue61ee di liquidit\u00e0, strumenti rappresentativi di\ncapitale, altri beni o servizi.\nLe modi\ue61cche saranno applicabili, previa omologazio-\nne, a pa\ue61eire dagli esercizi che hanno inizio il 1\u00b0 gennaio\n2023 o successivamente. \u00c8 consentita un\u2019applicazione\nanticipata.\n\u2022 \u201cAmendments to IFRS 3 - Reference to the Concep-\ntual Framework\u201d, emesso a maggio 2020. Le modi\ue61cche \nintendono sostituire un riferimento alle de\ue61cnizioni di\na\ue61divit\u00e0 e passivit\u00e0 fornite dal Revised Conceptual Fra-\nmework for Financial Repo\ue61ding emesso a marzo 2018 \n(Conceptual Framework) senza modi\ue61ccare in modo si-\ngni\ue61ccativo le sue disposizioni.\nLe modi\ue61cche hanno anche aggiunto all\u2019IFRS 3 una di-\nsposizione in base alla quale, relativamente alle opera-\nzioni e altri eventi che rientrano nell\u2019ambito di applica-\nzione dello \u201cIAS 37 - Accantonamenti, passivit\u00e0 e a\ue61divit\u00e0\npotenziali\u201d o \u201cIFRIC 21 - Tributi\u201d, un acquirente applica i\nsudde\ue61di princ\u00edpi, invece del Conceptual Framework, per \nidenti\ue61ccare le passivit\u00e0 che ha assunto in un\u2019aggrega-\nzione aziendale.\nIn\ue61cne, le modi\ue61cche chiariscono le linee guida esistenti\nnell\u2019IFRS 3 per le a\ue61divit\u00e0 potenziali acquisite in un\u2019ag-\ngregazione aziendale, speci\ue61ccando che, se non \u00e8 sicuro\nche un\u2019a\ue61divit\u00e0 esista alla data di acquisizione, la possi-\nbile a\ue61divit\u00e0 non si quali\ue61cca per la rilevazione contabile.\nLe modi\ue61cche saranno applicabili a pa\ue61eire dagli esercizi\nche hanno inizio il 1\u00b0 gennaio 2022 o successivamente.\n\u2022 \u201cAmendments to IAS 16 - Prope\ue61dy, Plant and Equip-\nment: Proceeds before Intended Use\u201d, emesso a maggio \n2020. Le modi\ue61cche vietano alle societ\u00e0 di dedurre dal\ncosto di un elemento di immobili, impianti e macchina-\nri qualsiasi provento derivante dalla vendita di elementi\nprodo\ue61di mentre si po\ue61ea tale bene nel luogo e nelle con-\ndizioni necessarie al funzionamento nel modo inteso\ndalla direzione aziendale. Al contrario, una societ\u00e0 deve\nrilevare i proventi derivanti dalla vendita di tali elementi\ne i costi relativi alla loro produzione a Conto economico.\nLe modi\ue61cche saranno applicabili a pa\ue61eire dagli esercizi\nche hanno inizio il 1\u00b0 gennaio 2022 o successivamente.\n\u00c8 consentita un\u2019applicazione anticipata.\n\u2022 \u201cAmendments to IAS 37 - Onerous Contracts - Costs \nof Ful\ue61clling a Contract\u201d, emesso a maggio 2020. Le mo-\ndi\ue61cche speci\ue61ccano quali costi una societ\u00e0 include nella\ndeterminazione del costo necessario all\u2019adempimento\ndi un contra\ue61do al \ue61cne di valutare se il contra\ue61do \u00e8 onero-\nso. A tal \ue61cne, il \u201ccosto necessario all\u2019adempimento\u201d di un\ncontra\ue61do comprende i costi che si riferiscono dire\ue61da-\nmente al contra\ue61do; questi ultimi possono essere o costi\nincrementali necessari per l\u2019adempimento di tale con-\ntra\ue61do oppure una ripa\ue61eizione di altri costi dire\ue61damente\ncorrelati all\u2019adempimento del contra\ue61do. Le modi\ue61cche\nsaranno applicabili a pa\ue61eire dagli esercizi che hanno ini-\nzio il 1\u00b0 gennaio 2022 o successivamente. \u00c8 consentita\nun\u2019applicazione anticipata.\n\u2022 \u201cAnnual improvements to IFRS Standards 2018-2020\u201d, \nemesso a maggio 2020. Il documento appo\ue61ea princi-\npalmente modi\ue61cche ai seguenti princ\u00edpi:\n \u2013 \u201cIFRS 1 - Prima Adozione degli International Finan-\ncial Repo\ue61ding Standards\u201d; la modi\ue61cca sempli\ue61cca \nl\u2019applicazione dell\u2019IFRS 1 per una societ\u00e0 pa\ue61eecipa-\nta (controllata, collegata e joint venture) che diventa\nneo-utilizzatrice degli IFRS dopo la sua controllante/\npa\ue61eecipante. In pa\ue61eicolare, se la societ\u00e0 pa\ue61eecipata\nado\ue61da gli IFRS dopo la sua controllante/pa\ue61eecipante\ne applica l\u2019IFRS 1.D16 (a), allora tale societ\u00e0 pa\ue61eeci-\npata pu\u00f2 scegliere di misurare le di\ue61aerenze cumu-\nlative di conversione per tu\ue61de le gestioni estere agli\nimpo\ue61ei inclusi nel bilancio consolidato della control-\nlante/pa\ue61eecipante, basato sulla data di transizione di\nquest\u2019ultima agli IFRS;\n \u2013 \u201cIFRS 9 - Strumenti Finanziari\u201d; con riferimento alle \ncommissioni incluse nel test del \u201c10 per cento\u201d per la\nderecognition delle passivit\u00e0 \ue61cnanziarie, la modi\ue61cca\nchiarisce quali sono le commissioni che una societ\u00e0\ninclude nel valutare se i termini di una passivit\u00e0 \ue61cnan-\nziaria (nuova o modi\ue61ccata) siano sostanzialmente di-\nversi dai termini della passivit\u00e0 \ue61cnanziaria originaria.\nNel determinare tali commissioni pagate al ne\ue61do del-\nle commissioni ricevute, il debitore include soltanto\nle commissioni pagate o ricevute tra il debitore e il\ncreditore, comprese le commissioni pagate o rice-\nvute dal debitore o dal creditore per conto dell\u2019altra\npa\ue61ee;\n \u2013 \u201cIFRS 16 - Leasing\u201d; l\u2019International Accounting Stan-\ndards Board ha modi\ue61ccato l\u2019Esempio illustrativo 13 \n\nche accompagna l\u2019\u201dIFRS 16 - Leasing\u201d. In pa\ue61eicolare,\nla modi\ue61cca elimina la probabile confusione nell\u2019ap-\nplicazione dell\u2019IFRS 16 per il modo in cui l\u2019Esempio \nillustrativo 13 aveva illustrato i requisiti per gli incen-\ntivi al leasing. In e\ue61ae\ue61di, l\u2019esempio includeva un rim-\nborso per migliorie su beni di terzi senza fornire una\nspiegazione sul fa\ue61do che il rimborso soddisfacesse la\nde\ue61cnizione di incentivo al leasing. La modi\ue61cca rimuo-\nve dall\u2019esempio l\u2019illustrazione del rimborso relativa a\nmigliorie su beni di terzi;\n \u2013 \u201cIAS 41 - Agricoltura\u201d; la modi\ue61cca rimuove la dispo-\nsizione di escludere i \ue61bussi di cassa dalla tassazio-\nne quando si valuta il fair value. Pe\ue61eanto, la societ\u00e0\ndeve utilizzare \ue61bussi \ue61cnanziari al ne\ue61do delle imposte\ne un\u2019aliquota al ne\ue61do delle imposte per a\ue61dualizzare\ntali \ue61bussi \ue61cnanziari.\nLe modi\ue61cche devono essere applicate prospe\ue61dicamen-\nte a pa\ue61eire dagli esercizi che hanno inizio il 1\u00b0 gennaio\n2022 o successivamente. \u00c8 consentita un\u2019applicazione\nanticipata.\n\u2022 \u201cAmendments to IAS 1 and IFRS Practice Statement 2 \n- Disclosure of Accounting Policies\u201d, emesso a febbraio \n2021. Le modi\ue61cche hanno lo scopo di suppo\ue61eare le so-\nciet\u00e0 nel decidere quali princ\u00edpi contabili illustrare in bi-\nlancio. Le modi\ue61cche allo IAS 1 richiedono alle societ\u00e0 di\nfornire informazioni sui princ\u00edpi contabili rilevanti, piut-\ntosto che su quelli signi\ue61ccativi. Una guida su come ap-\nplicare il conce\ue61do di materialit\u00e0 all\u2019informativa sui prin-\nc\u00edpi contabili \u00e8 fornita dalle modi\ue61cche all\u2019IFRS Practice\nStatement 2. Le modi\ue61cche saranno applicabili a pa\ue61eire\ndagli esercizi che hanno inizio il 1\u00b0 gennaio 2023 o suc-\ncessivamente. \u00c8 consentita un\u2019applicazione anticipata.\n\u2022 \u201cAmendments to IAS 8 - De\ue61cnition of Accounting Esti-\nmates\u201d, emesso a febbraio 2021. Le modi\ue61cche hanno lo \nscopo di suppo\ue61eare le societ\u00e0 nel distinguere tra cam-\nbiamenti nei princ\u00edpi contabili e cambiamenti nelle sti-\nme contabili; la de\ue61cnizione di cambiamenti nelle stime\ncontabili \u00e8 sostituita con una de\ue61cnizione di stime conta-\nbili come \u201cimpo\ue61ei monetari che in bilancio sono sogget-\nti a ince\ue61eezza nella misurazione\u201d. Le modi\ue61cche saranno\napplicabili a pa\ue61eire dagli esercizi che hanno inizio il 1\u00b0\ngennaio 2023 o successivamente. \u00c8 consentita un\u2019ap-\nplicazione anticipata.\n\u2022 \u201cAmendments to IAS 12 Income Taxes: Deferred Tax \nrelated to Assets and Liabilities arising from a Single\nTransaction\u201d, emesso a maggio 2021. Le modi\ue61cche ri-\nchiedono alle societ\u00e0 di rilevare \ue61cscalit\u00e0 di\ue61aerita sulle\ntransazioni che, alla rilevazione iniziale, danno origine a\ndi\ue61aerenze temporanee imponibili e deducibili di ugua-\nle ammontare. Le modi\ue61cche saranno applicabili, previa\nomologazione, a pa\ue61eire dagli esercizi che hanno inizio il\n1\u00b0 gennaio 2023 o successivamente. \u00c8 consentita un\u2019ap-\nplicazione anticipata.\n\u2022 \u201cAmendments to IFRS 10 and IAS 28 - Sale or Contribu-\ntion of Assets between an Investor and its Associate or\nJoint Venture\u201d, emesso a se\ue61dembre 2014. Le modi\ue61cche \nchiariscono il tra\ue61damento contabile di vendite o con-\nferimenti di a\ue61divit\u00e0 tra un investitore e le sue collegate\no joint venture. Le modi\ue61cche confermano che il tra\ue61da-\nmento contabile varia a seconda che le a\ue61divit\u00e0 vendute\no conferite a una societ\u00e0 collegata o joint venture co-\nstituiscano un \u201cbusiness\u201d (come de\ue61cnito dall\u2019IFRS 3). Lo\nIASB ha rinviato inde\ue61cnitamente la data di prima appli-\ncazione delle modi\ue61cche in ogge\ue61do.\n\u2022 \u201cIFRS 17 - Insurance Contracts\u201d, emesso a maggio 2017. \nIl principio sar\u00e0 applicabile a pa\ue61eire dagli esercizi che\nhanno inizio il 1\u00b0 gennaio 2023 o successivamente. \u00c8\nconsentita un\u2019applicazione anticipata.\nIl Gruppo sta valutando i potenziali e\ue61ae\ue61di derivanti dalla fu-\ntura applicazione delle nuove disposizioni.\n",
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"value": "\n57. Fa\ue61ei di rilievo intervenuti dopo la\nchiusura dell\u2019esercizio\nEnel pe\ue619eziona l\u2019acquisizione di 527 MW di\nimpianti idroele\ue61erici da ERG\nIn data 3 gennaio 2022 Enel Produzione SpA ha pe\ue61fezio-\nnato l\u2019acquisizione dell\u2019intero capitale sociale di ERG Hydro\nSrl da ERG Power Generation SpA. Enel Produzione ha rico-\nnosciuto un corrispe\ue61divo di circa 1.039 milioni di euro, cui\nsi \u00e8 aggiunto al closing un primo aggiustamento prezzo di\ncirca 226 milioni di euro concernente la valorizzazione del\nmark to market di alcuni derivati di cope\ue61eura di ERG Power\nGeneration relativi a pa\ue61ee dell\u2019energia prodo\ue61da in futuro\ndagli impianti di ERG Hydro. L\u2019accordo di compravendita\nprevede inoltre un ulteriore aggiustamento del corrispe\ue61di-\nvo nei mesi successivi, che sar\u00e0 e\ue61ae\ue61duato principalmente\nin base alla variazione di capitale circolante ne\ue61do e po-\nsizione \ue61cnanziaria ne\ue61da di ERG Hydro e all\u2019e\ue61ae\ue61divo livello\ndelle riserve d\u2019acqua di alcuni bacini inclusi nel perimetro.\nGli impianti detenuti da ERG Hydro, situati tra Umbria, Lazio\ne Marche, hanno una capacit\u00e0 installata di 527 MW e una\nproduzione media annua di circa 1,5 TWh.\nEnel colloca un \u201cSustainability-Linked Bond\u201d\nda 2,75 miliardi di euro in tre tranche sul\nmercato Eurobond\nIn data 10 gennaio 2022 Enel Finance International NV, la\nsociet\u00e0 \ue61cnanziaria di diri\ue61do olandese controllata da Enel\nSpA, ha collocato un \u201cSustainability-Linked Bond\u201d da 2,75\nmiliardi di euro in tre tranche, legato al raggiungimento\ndell\u2019obie\ue61divo di sostenibilit\u00e0 di Enel relativo alla riduzione\ndi emissioni dire\ue61de di gas serra (Scope 1), contribuendo\nall\u2019Obie\ue61divo di Sviluppo Sostenibile 13 delle Nazioni Unite\n(\"Climate Action\") e in conformit\u00e0 con il \u201cSustainability-Lin-\nked Financing Framework\u201d del Gruppo.\n\nFitch rivede il rating di Enel a lungo termine a\n\u201cBBB+\u201d e conferma il rating a breve termine a\n\u201cF-2\u201d. Outlook stabile\nL\u2019agenzia Fitch Ratings ha comunicato in data 4 febbraio\n2022 di aver rivisto il rating a lungo termine di Enel SpA\npo\ue61eandolo a \u201cBBB+\u201d dal precedente livello di \u201cA-\u201d. La stessa\nagenzia ha altres\u00ec confermato a \u201cF-2\u201d il rating a breve ter-\nmine di Enel. L\u2019outlook resta stabile.\nStando a quanto comunicato dall\u2019agenzia, la modi\ue61cca del\nrating di Enel ri\ue61be\ue61de principalmente il previsto aumento\ndella leva \ue61cnanziaria nel medio termine, dovuto alle oppor-\ntunit\u00e0 di investimento che hanno po\ue61eato Enel a espandere\nprogressivamente il suo piano di Capex nel contesto della\ntransizione energetica.\nCon\ue61ci\ue61eo Russia-Ucraina\nIl 24 febbraio 2022 il Presidente russo ha annunciato \u201cun\u2019o-\nperazione militare speciale\u201d in territorio ucra\u00ecno che ha de-\nterminato lo scoppio del con\ue61bi\ue61do tra i due Paesi.\nNelle se\ue61dimane precedenti erano stati compiuti vari tentati-\nvi per una soluzione diplomatica della tensione tra Russia e\nUcra\u00ecna che, in seguito a vaste e prolungate manovre militari\ndelle forze armate russe lungo il con\ue61cne ucra\u00ecno, perdurava\ngi\u00e0 da tempo. Con il passare dei giorni, si \u00e8 assistito a un\u2019e-\nscalation delle ostilit\u00e0, con un intensi\ue61ccarsi degli scontri.\nL\u2019intervento militare russo in Ucra\u00ecna ha determinato pron-\nte reazioni da pa\ue61ee di diversi Stati e Organizzazioni sovra-\nnazionali. In pa\ue61eicolare, il Consiglio Europeo si \u00e8 espresso\na\ue619nch\u00e9 la Russia cessi immediatamente le ostilit\u00e0 e ritiri le\nsue forze armate dall\u2019Ucra\u00ecna nel rispe\ue61do del diri\ue61do inter-\nnazionale; anche l\u2019Assemblea Generale delle Nazioni Unite,\ncon una sessione di emergenza, ha approvato una risolu-\nzione per condannare l\u2019azione militare russa in Ucra\u00ecna e\nper chiedere alla Russia di ritirare l\u2019esercito.\nAllo stesso tempo, la Commissione Europea sta fronteg-\ngiando la crisi umanitaria generata dal con\ue61bi\ue61do in Ucra\u00ecna\ncon aiuti umanitari e con programmi di aiuti di emergenza,\nanche tramite un maggiore sostegno \ue61cnanziario al Paese.\nSono in corso negoziazioni tra le pa\ue61ei coinvolte al \ue61cne di\nindividuare le soluzioni diplomatiche pi\u00f9 appropriate per\nscongiurare che questa situazione si trasformi in una mi-\nnaccia alla pace e alla sicurezza internazionale.\nL\u2019Unione Europea e altri Paesi (per es., Stati Uniti, Regno\nUnito, Australia, Giappone, Svizzera ecc.) hanno imposto\nsevere misure sanzionatorie alla Russia che, seppur con\ndiversi termini di e\ue619cacia, colpiscono i se\ue61dori strategici\ndell\u2019economia del Paese, il se\ue61dore \ue61cnanziario e impongo-\nno restrizioni personali al Presidente russo e ad altre \ue61cgure\npolitiche e imprenditoriali. Le principali sanzioni europee\nriguardano:\n\u2022 il congelamento degli asset russi nell\u2019Eurozona;\n\u2022 il blocco dell\u2019accesso delle banche russe ai mercati \ue61c-\nnanziari europei;\n\u2022 le misure di controllo delle espo\ue61eazioni (incluso il divieto \ndi espo\ue61eazione di beni verso la Russia e la Bielorussia\nnei se\ue61dori aeronautico, mari\ue61dimo, spaziale, tecnologico\ne dei beni \u201ca duplice uso\u201d);\n\u2022 il blocco delle transazioni commerciali con le regioni \nucra\u00ecne di Donetsk e Luhansk;\n\u2022 l\u2019esclusione delle principali banche russe dal sistema in-\nternazionale di transazioni SWIFT;\n\u2022 il blocco dei conti correnti con il gruppo bancario Sber-\nbank;\n\u2022 la chiusura dello spazio aereo ai voli russi;\n\u2022 il congelamento dei patrimoni personali del Presidente \nrusso e di oligarchi, politici e alti dirigenti delle societ\u00e0\nrusse che lo sostengono.\nTali sanzioni hanno prodo\ue61do i primi impa\ue61di sull\u2019andamento\ndel tasso di cambio della divisa (il rublo si \u00e8 fo\ue61eemente de-\nprezzato nei confronti dell\u2019euro e del dollaro statunitense),\nsui tassi di interesse locali (aumentati al 20% dalla Banca\nCentrale russa) e sul corso dei valori azionari delle societ\u00e0\nquotate alla Borsa di Mosca (con una \ue61bessione impo\ue61eante\nregistrata nel mese di marzo).\nAlle di\ue619colt\u00e0 \ue61cnanziarie si \u00e8 associato anche un aumen-\ntato livello dei rischi informatici, cui sono esposte imprese\ne amministrazioni, che sta rendendo necessario ado\ue61dare\nadeguate misure di difesa e massimi controlli interni per la\nprotezione delle proprie infrastru\ue61dure digitali.\nConsiderato lo scenario di riferimento, il Gruppo Enel ha\na\ue61divato una Task Force allo scopo di monitorare a\ue61denta-\nmente lo status e l\u2019evoluzione dell\u2019a\ue61duale situazione gene-\nrata dalla crisi e gestire potenzialmente i rischi.\nA\ue61dualmente il Gruppo Enel \u00e8 presente in Russia a\ue61draver-\nso alcune societ\u00e0 di cui detiene il controllo o il controllo\ncongiunto con altri investitori. Nel de\ue61daglio, il Gruppo Enel\ncontrolla:\n\u2022 Enel Russia PJSC (pa\ue61eecipata di Enel SpA al 56,43%), \nsociet\u00e0 quotata presso la Borsa di Mosca che svolge at-\ntivit\u00e0 di generazione di energia ele\ue61drica principalmente\na\ue61draverso tre impianti di generazione termoele\ue61drica e\ndetiene pa\ue61eecipazioni totalitarie in tre societ\u00e0 di gene-\nrazione da fonti rinnovabili;\n\u2022 Enel Green Power Rus LLC (pa\ue61eecipata indire\ue61da di Enel \nSpA al 100%), societ\u00e0 che presta servizi allo sviluppo di\nproge\ue61di rinnovabili e che detiene pa\ue61eecipazioni totalita-\nrie in qua\ue61dro societ\u00e0 di generazione da fonti rinnovabili;\n\u2022 Enel X Rus LLC (pa\ue61eecipata indire\ue61da di Enel SpA al 99%). \nInoltre, Enel SpA detiene dire\ue61damente una pa\ue61eecipazione,\npari al 49,5%, in una societ\u00e0 a controllo congiunto (Ruse-\nnergosbyt LLC) operante nella Linea di Business Mercati\n\ue61cnali.\nA \ue61cne 2021, i tre impianti di generazione termoele\ue61dri-\nca operanti in Russia hanno una capacit\u00e0 installata pari a\n5.276 MW, mentre la capacit\u00e0 installata rinnovabile eolica\n\u00e8 pari a 228 MW (inclusi 138 MW di capacit\u00e0 addizionale\nparziale dell\u2019impianto Murmansk Kolskaya Wind Farm in\nfase di costruzione).\nIl contributo delle societ\u00e0 operanti in Russia ai principa-\n\nli indicatori economici consolidati nel 2021 (considerando\nil tasso di cambio medio 2021 euro/rublo di 87,18) non \u00e8\nsigni\ue61ccativo e si sostanzia in ricavi per 564 milioni di euro\n(0,6% sul totale dei ricavi consolidati del Gruppo Enel), ri-\nsultato operativo per 51 milioni di euro (0,7% sul totale del\nrisultato operativo del Gruppo Enel) e in una contribuzione\nall\u2019utile ne\ue61do di Gruppo per 64 milioni di euro (2,0% sull\u2019u-\ntile del Gruppo Enel).\nAl 31 dicembre 2021, considerando il tasso di cambio euro/\nrublo di \ue61cne 2021 di 85,35, le principali voci patrimoniali\nrelative alle societ\u00e0 del Gruppo Enel operanti in Russia ri-\nguardano:\n\u2022 nell\u2019ambito delle a\ue61divit\u00e0: immobili, impianti e macchinari \n(846 milioni di euro), imposte di\ue61aerite a\ue61dive (47 milioni\ndi euro), crediti commerciali (44 milioni di euro) e dispo-\nnibilit\u00e0 liquide e mezzi equivalenti (123 milioni di euro);\n\u2022 nell\u2019ambito delle passivit\u00e0: \ue61cnanziamenti (428 milioni di \neuro), imposte di\ue61aerite passive (54 milioni di euro) e de-\nbiti commerciali (93 milioni di euro).\nIl Gruppo Enel monitora costantemente i ri\ue61bessi della crisi\ninternazionale sulle proprie a\ue61divit\u00e0 di business in Russia (in\npa\ue61eicolare, in termini di approvvigionamento dei materiali,\ndei servizi e della manodopera), valutando anche l\u2019evoluzio-\nne delle variabili di mercato (per es., tassi di cambio, tassi\ndi interesse) e tenendo sopra\ue61du\ue61do in considerazione i po-\ntenziali impa\ue61di economici e patrimoniali causati dall\u2019e\ue61ae\ue61do\ncambio negativo relativo al deprezzamento del rublo nei\nconfronti dell\u2019euro. Inoltre, il Gruppo Enel tiene conto degli\nsviluppi connessi alle contro-sanzioni previste dalla Russia\naventi per ogge\ue61do gli investimenti detenuti nel Paese.\nIl Gruppo Enel ha avviato alcune analisi volte alla valutazio-\nne degli impa\ue61di indire\ue61di della guerra in Ucra\u00ecna sulle a\ue61divit\u00e0\ndi business, sulla situazione \ue61cnanziaria e sulla pe\ue61formance\neconomica nei principali Paesi dell\u2019Eurozona in cui \u00e8 pre-\nsente, con pa\ue61eicolare riferimento alla minore disponibilit\u00e0 di \napprovvigionamento di materie prime dalle aree interessate\ndal con\ue61bi\ue61do e all\u2019incremento generalizzato dei prezzi delle\ncommodity.\nIl Gruppo Enel non ha contra\ue61di di approvvigionamento gas\n(pipeline e LNG) con la Russia, ma in Italia, a livello normati-\nvo e regolatorio, si stanno valutando le misure per ridurre\nil fabbisogno di gas e per contenerne la volatilit\u00e0 di prezzo\nsui mercati di riferimento; mentre in Spagna (dove il Gruppo\nEnel \u00e8 presente con la sua controllata Endesa SA), oltre al\ncontesto regolatorio, il Gruppo Enel sta altres\u00ec analizzando\ngli e\ue61ae\ue61di sugli ordini di combustibile nucleare dalla Russia.\nPa\ue61eicolare a\ue61denzione viene altres\u00ec prestata agli impa\ue61di del-\nla guerra sulle a\ue61divit\u00e0 in Slovacchia, dove il Gruppo Enel \u00e8 \npresente con la societ\u00e0 a controllo congiunto Slovensk\u00e9\n(44) ESMA n. 71-99-1864 del 14 marzo 2022; Richiamo di A\ue61denzione CONSOB del notiziario se\ue61dimanale 9-14 marzo 2022.\nelektr\u00e1rne AS (SE), di cui Enel SpA detiene indire\ue61damente\nil 33% del capitale, operante nella generazione di energia\nele\ue61drica da fonte nucleare, termica e idroele\ue61drica con una\ncapacit\u00e0 installata di 4 GW. Con riferimento agli impianti nu-\ncleari, sussistono correlazioni con la Russia in termini di at-\ntivit\u00e0 tecnico-operative (fornitura del combustibile nucleare \ne della tecnologia), di investimenti (fornitori russi coinvolti \nnella costruzione dell\u2019impianto MO3/4, al momento non in-\nteressati dalle sanzioni) e di \ue61cnanziamenti (esposizione de-\nbitoria di SE con la banca Sberbank).\nIn uno scenario in continua evoluzione, cara\ue61derizzato da\nuna notevole ince\ue61eezza regolatoria e da un contesto di\nprezzi elevati e volatili, \u00e8 a\ue61divo da pa\ue61ee del Gruppo Enel un\nmonitoraggio costante delle variabili macroeconomiche e\ndi business per avere disponibile in tempo reale la miglior\nstima dei potenziali impa\ue61di connessi ai cambi regolatori, alle\nsanzioni e alle restrizioni sugli asset detenuti, nonch\u00e9 sui \nfornitori e sui contra\ue61di applicabili al Gruppo Enel, tenendo\nanche in considerazione le diverse raccomandazioni degli\norganismi di vigilanza nazionali e sovranazionali\n(44)\n sul tema.\nEnel \ue61fnalizza il rinnovo della sua pa\ue61dnership\ncon Cinven in U\ue61fnet Latam\nIn data 24 marzo 2022 Enel X International Srl (Enel X In-\nternational), societ\u00e0 interamente controllata da Enel X Srl\n(Enel X), ha \ue61cnalizzato l\u2019accordo siglato lo scorso 21 dicem-\nbre 2021 con una holding controllata da Sixth Cinven Fund\ne con una holding controllata da Seventh Cinven Fund\ntramite cui ha acquisito in via indire\ue61da, per il tramite di\nuna holding, il 79% circa del capitale sociale di U\ue61cnet La-\ntam SLU (\u201cU\ue61cnet\u201d o la \u201cSociet\u00e0\u201d) da Sixth Cinven Fund e ha\ncontestualmente venduto l\u201980,5% del capitale sociale del-\nla Societ\u00e0 a Seventh Cinven Fund. Di conseguenza, Enel X\nInternational detiene ora una pa\ue61eecipazione indire\ue61da del\n19,5% nel capitale di U\ue61cnet, rinnovando la pa\ue61enership nella\nSociet\u00e0 con Cinven.\nIn pa\ue61eicolare, Enel X International, che in precedenza dete-\nneva indire\ue61damente il 21% circa del capitale della Societ\u00e0,\nha esercitato l\u2019opzione call per acquistare il 79% circa del\ncapitale di U\ue61cnet a fronte di un corrispe\ue61divo di 1.320 milio-\nni di euro. Enel X International ha ricevuto contestualmente\ncirca 207 milioni di euro a titolo di distribuzione di riserve\ndisponibili di U\ue61cnet e, allo stesso tempo, ha venduto l\u201980,5%\ndel capitale della Societ\u00e0 a Seventh Cinven Fund per un\ncorrispe\ue61divo di circa 1.186 milioni di euro.\nIn base a tale accordo, oltre alla pa\ue61eecipazione indire\ue61da del\n19,5% nel capitale di U\ue61cnet, Enel X International mantiene\nuna rappresentanza nei consigli di amministrazione di\nquest\u2019ultima e della sua holding, conservando diri\ue61di stan-\ndard quale azionista di minoranza.\n",
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"Tag216": {
"value": "\nAttestazione dell\u2019Amministratore Delegato e del Dirigente preposto alla \nredazione dei documenti contabili societari relativa al Bilancio consolidato \ndel Gruppo Enel al 31 dicembre 2021, ai sensi dell\u2019art. 154-bis, comma 5, \ndel decreto legislativo 24 febbraio 1998, n. 58 e dell\u2019art. 81-ter \ndel Regolamento CONSOB 14 maggio 1999, n. 11971 \n\n1. I sottoscritti Francesco Starace e Alberto De Paoli, nella qualit\u00e0 rispettivamente di \nAmministratore Delegato e di Dirigente preposto alla redazione dei documenti contabili \nsocietari di Enel SpA attestano, tenuto anche conto di quanto previsto dall\u2019art. 154-\nbis, commi 3 e 4, del decreto legislativo 24 febbraio 1998, n. 58: \na. l\u2019adeguatezza in relazione alle caratteristiche del Gruppo Enel e \nb. l\u2019effettiva applicazione \ndelle procedure amministrative e contabili per la formazione del Bilancio consolidato \ndel Gruppo Enel nel corso del periodo compreso tra il 1\u00b0 gennaio 2021 e il 31 dicembre \n2021. \n\n2. Al riguardo si segnala che: \na. l\u2019adeguatezza delle procedure amministrative e contabili per la formazione del \nBilancio consolidato del Gruppo Enel \u00e8 stata verificata mediante la valutazione del \nsistema di controllo interno sull\u2019informativa finanziaria. Tale valutazione \u00e8 stata\neffettuata prendendo a riferimento i criteri stabiliti nel modello \u201cInternal Controls \u2013 \nIntegrated Framework\u201d emesso dal Committee of Sponsoring Organizations of the\nTreadway Commission (\u201cCOSO\u201d); \nb. dalla valutazione del sistema di controllo interno sull\u2019informativa finanziaria non \nsono emersi aspetti di rilievo. \n\n3. Si attesta inoltre che il Bilancio consolidato del Gruppo Enel al 31 dicembre 2021: \na. \u00e8 redatto in conformit\u00e0 ai principi contabili internazionali applicabili riconosciuti \nnella Comunit\u00e0 europea ai sensi del regolamento (CE) n. 1606/2002 del \nParlamento europeo e del Consiglio, del 19 luglio 2002; \nb. corrisponde alle risultanze dei libri e delle scritture contabili; \nc. \u00e8 idoneo a fornire una rappresentazione veritiera e corretta della situazione \npatrimoniale, economica e finanziaria dell'emittente e dell\u2019insieme delle imprese \nincluse nel consolidamento. \n\n4. Si attesta infine che la relazione sulla gestione, che correda il Bilancio consolidato del \nGruppo Enel al 31 dicembre 2021, comprende un'analisi attendibile dell'andamento\ne del risultato della gestione, nonch\u00e9 della situazione dell'emittente e dell\u2019insieme \ndelle imprese incluse nel consolidamento, unitamente alla descrizione dei principali \nrischi e incertezze cui sono esposti. \n\n\nRoma, 17 marzo 2022 \nFrancesco Starace \nAmministratore Delegato di Enel SpA \n\n\n\n\n\n\nAlberto De Paoli \nDirigente preposto alla redazione dei documenti\n\ncontabili societari di Enel SpA \n\n\n\nALBERTO MARIA\nGIUSEPPE DE\nPAOLI\n\n\nFirmato digitalmente da ALBERTO MARIA\nGIUSEPPE DE PAOLI\nND: dnQualifier=2017503298228, c=IT,\no=GRUPPO ENEL/00811720580,\nserialNumber=TINIT-DPLLRT65R01G388C,\ntitle=GRUPPO ENEL, sn=DE PAOLI,\ngivenName=ALBERTO MARIA GIUSEPPE,\ncn=ALBERTO MARIA GIUSEPPE DE PAOLI\nData: 2022.03.17 08:05:16 +01'00'\n\n\nSTARACE/\nFRANCESCO/2\n016130577A3\n7\n\n\nFirmato digitalmente\nda STARACE/\nFRANCESCO/201613\n0577A37\nData: 2022.03.17\n08:51:56 +01'00'\n\n",
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"concept": "ifrs-full:DisclosureOfAuthorisationOfFinancialStatementsExplanatory",
"language": "it",
"entity": "scheme:WOCMU6HCI0OJWNPRZS33",
"period": "2021-01-01T00:00:00/2022-01-01T00:00:00"
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"Tag49": {
"value": "\nAllegati\nImprese e pa\ue61fecipazioni rilevanti del Gruppo Enel\nal 31 dicembre 2021\nIn conformit\u00e0 a quanto disposto dagli a\ue61ft. 38 e 39 del de-\ncreto legislativo n. 127/1991 e dalla Comunicazione CON-\nSOB n. DEM/6064293 del 28 luglio 2006, sono forniti di\nseguito gli elenchi delle imprese controllate da Enel SpA\ne a essa collegate al 31 dicembre 2021, a norma dell\u2019a\ue61f.\n2359 del codice civile, nonch\u00e9 delle altre pa\ue61fecipazioni ri-\nlevanti. Tu\ue61ee le pa\ue61fecipazioni sono possedute a titolo di\npropriet\u00e0.\nPer ogni impresa sono indicati: la denominazione, la sede\nlegale, il capitale sociale, la valuta in cui \u00e8 espresso, il set-\ntore di a\ue61eivit\u00e0, il metodo di consolidamento, le societ\u00e0 del\nGruppo che possiedono una pa\ue61fecipazione nell\u2019impresa\ne le rispe\ue61eive percentuali di possesso e la percentuale di\npossesso del Gruppo.\nDi seguito viene ripo\ue61fata l\u2019illustrazione gra\ue61dca associata al\nse\ue61eore di a\ue61eivit\u00e0.\n\nDenominazione societ\u00e0 Sede legale Nazione Capitale sociale Valuta\nSe\ue61fore\ndi a\ue61fivit\u00e0\nMetodo di\nconsolidamento Detenuta da\n%\npossesso\nazioni\nordinarie\n%\npossesso\nGruppo\nControllante\nEnel SpA Roma IT 10.166.679.946,00 EUR Holding 100,00%\nControllate\n25 Mile Creek\nWindfarm LLC\nAndover US 1,00 USD\nIntegrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%\n400 Manley Solar LLC Boston US - USD\nIntegrale\nEnel X Finance\nPa\ue61fner LLC \n100,00% 100,00%\n4814 Investments LLC Andover US - USD\nIntegrale\nTradewind Energy\nInc.\n100,00% 100,00%\nABC Solar 11 SpA\nSantiago del\nCile\nCL 1.000.000,00 CLP\nEquity\nEnel Green Power\nChile SA\n100,00% 64,93%\nABC Solar 3 SpA\nSantiago del\nCile\nCL 1.000.000,00 CLP\nEquity\nEnel Green Power\nChile SA\n100,00% 64,93%\nAbu Renewables India\nPrivate Limited\nGurugram IN 100.000,00 INR\nIntegrale\nEnel Green Power\nIndia Private Limited \n100,00% 100,00%\nAced Renewables\nHidden Valley (RF)\n(Pty) Ltd\nJohannesburg ZA 1.000,00 ZAR\nAFS\nEnel Green Power\nRSA 2 (RF) (Pty) Ltd\n55,00% 55,00%\nAcefat AIE Barcellona ES 793.340,00 EUR\n-\nEdistribuci\u00f3n\nRedes Digitales\nSL (Sociedad\nUnipersonal)\n14,29% 10,02%\nAdams Solar PV Project\nTwo (RF) (Pty) Ltd\nJohannesburg ZA 10.000.000,00 ZAR\nIntegrale\nEnel Green Power\nRSA (Pty) Ltd\n60,00% 60,00%\nAdria Link Srl Gorizia IT 300.297,00 EUR\nEquity\nEnel Produzione\nSpA\n50,00% 50,00%\nAero-Tanna Srl Roma IT 15.000,00 EUR\nIntegrale\nEnel Green Power\nItalia Srl\n100,00% 100,00%\nAgassiz Beach LLC Minneapolis US - USD\nIntegrale\nChi Minnesota Wind\nLLC \n51,00% 51,00%\nAgatos Green Power\nTrino Srl\nRoma IT 10.000,00 EUR\nIntegrale\nEnel Green Power\nSolar Energy Srl\n100,00% 100,00%\nAguil\u00f3n 20 SA Saragozza ES 2.682.000,00 EUR\nIntegrale\nEnel Green Power\nEspa\u00f1a SLU \n51,00% 35,76%\nAlba Energia Ltda Rio de Janeiro BR 16.045.169,00 BRL\nIntegrale\nEnel Brasil SA 100,00%\n82,27%\nEnel Green Power\nDesenvolvimento\nLtda \n0,00%\nAlbany Solar LLC Wilmington US - USD\nIntegrale\nAurora Distributed\nSolar LLC\n100,00% 74,13 %\nAlliance SA Managua NI 6.180.150,00 NIO\nEquity U\ue61dnet Latam SLU 49,90% 10,28%\nAlpe Adria Energia Srl Udine IT 900.000,00 EUR\nEquity\nEnel Produzione\nSpA\n50,00% 50,00%\nAlta Farms Azure\nRanchland Holdings\nLLC\nDover US 100,00 USD\nIntegrale\nEnel Green Power\nNo\ue61fh America Inc.\n100,00% 100,00%\nAlta Farms Wind\nProject II LLC\nAndover US 1,00 USD\nIntegrale\nEnel Green Power\nAzure Ranchland \nHoldings LLC\n100,00% 100,00%\n\nDenominazione societ\u00e0 Sede legale Nazione Capitale sociale Valuta\nSe\ue61fore\ndi a\ue61fivit\u00e0\nMetodo di\nconsolidamento Detenuta da\n%\npossesso\nazioni\nordinarie\n%\npossesso\nGruppo\nAlvorada Energia SA Niter\u00f3i BR 22.317.415,92 BRL Integrale Enel Brasil SA 100,00% 82,27%\nAmpla Energia e\nServi\u00e7os SA\nRio de Janeiro BR 2.498.230.386,65 BRL\nIntegrale Enel Brasil SA 99,73% 82,05%\nAnnandale Solar LLC Wilmington US - USD\nIntegrale\nAurora Distributed\nSolar LLC\n100,00% 74,13 %\nApiac\u00e1s Energia SA Rio de Janeiro BR 14.216.846,33 BRL\nIntegrale Enel Brasil SA 100,00% 82,27%\nAquilla Wind Project\nLLC\nAndover US 1,00 USD\nIntegrale\nTradewind Energy\nInc.\n100,00% 100,00%\nAragonesa de\nActividades\nEnerg\u00e9ticas SA\nTeruel ES 60.100,00 EUR\nIntegrale\nEndesa Red\nSA (Sociedad\nUnipersonal)\n100,00% 70,11%\nArano\ue61f Desarrollos SL Madrid ES 3.010,00 EUR\nIntegrale\nEnel Green Power\nEspa\u00f1a SLU \n100,00% 70,11%\nAravalli Surya (Project 1)\nPrivate Limited\nGurugram IN 8.100.000,00 INR\nIntegrale\nEnel Green Power\nIndia Private Limited \n100,00% 100,00%\nArcadia Power Inc. Washington DC US - USD\n-\nEnel X No\ue61fh\nAmerica Inc.\n0,14% 0,14%\nArena Power Solar\n11 SLU\nMadrid ES 3.000,00 EUR\nIntegrale\nEnel Green Power\nEspa\u00f1a SLU \n100,00% 70,11%\nArena Power Solar\n12 SLU\nMadrid ES 3.000,00 EUR\nIntegrale\nEnel Green Power\nEspa\u00f1a SLU \n100,00% 70,11%\nArena Power Solar\n13 SLU\nSiviglia ES 3.000,00 EUR\nIntegrale\nEnel Green Power\nEspa\u00f1a SLU \n100,00% 70,11%\nArena Power Solar\n20 SLU\nSiviglia ES 3.000,00 EUR\nIntegrale\nEnel Green Power\nEspa\u00f1a SLU \n100,00% 70,11%\nArena Power Solar\n33 SLU\nMadrid ES 3.000,00 EUR\nIntegrale\nEnel Green Power\nEspa\u00f1a SLU \n100,00% 70,11%\nArena Power Solar\n34 SLU\nMadrid ES 3.000,00 EUR\nIntegrale\nEnel Green Power\nEspa\u00f1a SLU \n100,00% 70,11%\nArena Power Solar\n35 SLU\nSiviglia ES 3.000,00 EUR\nIntegrale\nEnel Green Power\nEspa\u00f1a SLU \n100,00% 70,11%\nAsociaci\u00f3n Nuclear\nAsc\u00f3-Vandell\u00f3s II AIE\nTarragona ES 19.232.400,00 EUR\nProporzionale\nEndesa Generaci\u00f3n\nSA\n85,41% 59,88%\nAteca Renovables SL Madrid ES 3.000,00 EUR\nEquity\nBaylio Solar SLU 19,72%\n35,06%\nDehesa de los\nGuadalupes Solar\nSLU \n14,93%\nSeguidores\nSolares Planta \n2 SL (Sociedad\nUnipersonal)\n15,35%\nAthonet France SASU Parigi FR 50.000,00 EUR\n- Athonet Srl 100,00% 16,00%\nAthonet Srl Trieste IT 68.927,57 EUR\n- Enel X Srl 16,00% 16,00%\nAthonet UK Ltd\nBa\ue61ele, East\nSussex\nGB 250.001,00 GBP\n- Athonet Srl 100,00% 16,00%\n\nDenominazione societ\u00e0 Sede legale Nazione Capitale sociale Valuta\nSe\ue61fore\ndi a\ue61fivit\u00e0\nMetodo di\nconsolidamento Detenuta da\n%\npossesso\nazioni\nordinarie\n%\npossesso\nGruppo\nAthonet USA Inc. Wilmington US 1,00 USD - Athonet Srl 100,00% 16,00%\nAtl\u00e1ntico Photovoltaic\nSAS ESP\nBarranquilla CO 2.000.000,00 COP\nIntegrale\nEnel Green Power\nColombia SAS ESP\n100,00% 82,27%\nAtwater Solar LLC Wilmington US - USD\nIntegrale\nAurora Distributed\nSolar LLC\n100,00% 74,13 %\nAurora Distributed\nSolar LLC\nWilmington US - USD\nIntegrale\nAurora Solar \nHoldings LLC\n74, 13% 74,13 %\nAurora Land Holdings \nLLC\nWilmington US - USD\nIntegrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%\nAurora Solar Holdings \nLLC\nWilmington US - USD\nIntegrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%\nAurora Wind Holdings \nLLC\nAndover US - USD\nIntegrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%\nAurora Wind Project\nLLC\nAndover US 1,00 USD\nIntegrale\nAurora Wind \nHoldings LLC\n100,00% 100,00%\nAutumn Hills LLC Wilmington US - USD\nIntegrale\nChi Minnesota Wind\nLLC \n51,00% 51,00%\nAvikiran Energy India\nPrivate Limited\nGurugram IN 73.300.000,00 INR\nIntegrale\nEnel Green Power\nIndia Private Limited \n100,00% 100,00%\nAvikiran Solar India \nPrivate Limited\nNew Delhi IN 253.659.580,00 INR\nIntegrale\nEnel Green Power\nIndia Private Limited \n100,00% 100,00%\nAvikiran Surya India\nPrivate Limited\nGurugram IN 100.000,00 INR\nIntegrale\nEnel Green Power\nIndia Private Limited \n100,00% 100,00%\nAvikiran Vayu India\nPrivate Limited\nGurugram IN 100.000,00 INR\nIntegrale\nEnel Green Power\nIndia Private Limited \n100,00% 100,00%\nAzure Blue Jay Holdings \nLLC\nDover US 100,00 USD\nIntegrale\nEnel Green Power\nNo\ue61fh America Inc.\n100,00% 100,00%\nAzure Blue Jay Solar \nHoldings LLC\nAndover US 1,00 USD\nIntegrale\nEnel Green Power\nAzure Blue Jay Solar \nHoldings LLC \n100,00% 100,00%\nAzure Sky Solar Project\nLLC\nAndover US 1,00 USD\nIntegrale\nAzure Blue Jay Solar \nHoldings LLC\n100,00% 100,00%\nAzure Sky Wind\nHoldings LLC\nAndover US - USD\nIntegrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%\nAzure Sky Wind Project \nLLC\nAndover US 1,00 USD\nIntegrale\nEnel Green Power\nAzure Ranchland \nHoldings LLC\n100,00% 100,00%\nAzure Sky Wind\nStorage LLC\nAndover US - USD\nIntegrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%\nBaikal Enterprise SL\nPalma de\nMallorca\nES 3.006,00 EUR\nIntegrale\nEnel Green Power\nEspa\u00f1a SLU \n100,00% 70,11%\nBaleares Energy SL\nPalma de\nMallorca\nES 4.509,00 EUR\nIntegrale\nEnel Green Power\nEspa\u00f1a SLU \n100,00% 70,11%\nBarnwell County Solar\nProject LLC\nAndover US - USD\nIntegrale\nTradewind Energy\nInc.\n100,00% 100,00%\nBaylio Solar SLU Siviglia ES 3.000,00 EUR\nIntegrale\nEnel Green Power\nEspa\u00f1a SLU \n100,00% 70,11%\nBeaver Falls Water\nPower Company\nWilmington US - USD\nIntegrale\nBeaver Valley\nHoldings LLC\n67,50% 67,50%\n\nDenominazione societ\u00e0 Sede legale Nazione Capitale sociale Valuta\nSe\ue61fore\ndi a\ue61fivit\u00e0\nMetodo di\nconsolidamento Detenuta da\n%\npossesso\nazioni\nordinarie\n%\npossesso\nGruppo\nBeaver Valley Holdings\nLLC\nWilmington US - USD Integrale\nEnel Green Power\nNo\ue61fh America Inc.\n100,00% 100,00%\nBelomechetskaya WPS Mosca RU 3.010.000,00 RUB\nIntegrale\nEnel Green Power\nRus Limited Liability\nCompany\n100,00% 100,00%\nBijou Hills Wind LLC Andover US 1,00 USD\nIntegrale\nTradewind Energy\nInc.\n100,00% 100,00%\nBioenergy Casei Gerola\nSrl\nRoma IT 100.000,00 EUR\nIntegrale\nEnel Green Power\nItalia Srl\n100,00% 100,00%\nBison Meadows Wind\nProject LLC\nAndover US - USD\nIntegrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%\nBlair Solar I LLC Andover US 1,00 USD\nIntegrale\nBrick Road Solar\nHoldings LLC\n100,00% 100,00%\nBlue Jay Solar I LLC Andover US 1,00 USD\nIntegrale\nAzure Blue Jay Solar \nHoldings LLC\n100,00% 100,00%\nBlue Jay Solar II LLC Andover US 1,00 USD\nIntegrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%\nBlue Star Wind Project\nLLC\nAndover US 1,00 USD\nIntegrale\nTradewind Energy\nInc.\n100,00% 100,00%\nBluRe MA San Jos\u00e9 LU 7.092.970,00 EUR\n-\nSlovensk\u00e9 elektr\u00e1rne\nAS\n5,00% 1,65%\nBogaris PV1 SLU Madrid ES 3.000,00 EUR\nIntegrale\nEnel Green Power\nEspa\u00f1a SLU \n100,00% 70,11%\nBogot\u00e1 ZE SAS Bogot\u00e0 CO 503.609.700,00 COP\nIntegrale\nCodensa SA ESP 62,99%\n39,74%\nEnel X Colombia\nSAS\n37,01%\nBoiro Energ\u00eda SA Boiro ES 601.010,00 EUR\nEquity\nEnel Green Power\nEspa\u00f1a SLU \n40,00% 28,04%\nBondia Energia Ltda Niter\u00f3i BR 2.950.888,00 BRL\nIntegrale\nEnel Brasil SA 100,00%\n82,27%\nEnel Green Power\nDesenvolvimento\nLtda \n0,00%\nBoone Stephens Solar\nI LLC\nAndover US 1,00 USD\nIntegrale\nBrick Road Solar\nHoldings LLC\n100,00% 100,00%\nBosa del Ebro SL Saragozza ES 3.010,00 EUR\nIntegrale\nEnel Green Power\nEspa\u00f1a SLU \n51,00% 35,75%\nBo\ue61eom Grass Solar\nProject LLC\nAndover US - USD\nIntegrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%\nBoujdour Wind Farm Casablanca MA 300.000,00 MAD\nEquity\nNareva Enel Green\nPower Morocco SA\n90,00% 45,00%\nBouldercombe Solar\nFarm Trust\nSydney AU 10,00 AUD\nIntegrale\nEnel Green Power\nBouldercombe Trust\n100,00% 100,00%\nBouldercombe Solar\n(Pty) Ltd\nSydney AU 100,00 AUD\nIntegrale\nEnel Green Power\nBouldercombe\nHolding (Pty) Ltd\n100,00% 100,00%\nBp Hydro Finance\nPa\ue61fnership\nSalt Lake City US - USD\nIntegrale\nEnel Green Power\nNo\ue61fh America Inc.\n24,08%\n100,00%\nEnel Kansas LLC 75,92%\n\nDenominazione societ\u00e0 Sede legale Nazione Capitale sociale Valuta\nSe\ue61fore\ndi a\ue61fivit\u00e0\nMetodo di\nconsolidamento Detenuta da\n%\npossesso\nazioni\nordinarie\n%\npossesso\nGruppo\nBrandonville Solar I LLC Andover US 1,00 USD Integrale\nBrick Road Solar\nHoldings LLC\n100,00% 100,00%\nBravo Dome Wind \nProject LLC\nAndover US 1,00 USD\nIntegrale\nTradewind Energy\nInc.\n100,00% 100,00%\nBrazoria West Solar\nProject LLC\nAndover US - USD\nIntegrale\nTradewind Energy\nInc.\n100,00% 100,00%\nBrazos Flat Solar\nProject LLC\nAndover US - USD\nIntegrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%\nBrick Road Solar\nHoldings LLC\nAndover US 1,00 USD\nIntegrale\nTradewind Energy\nInc.\n100,00% 100,00%\nBrush County Solar\nProject LLC\nAndover US - USD\nIntegrale\nTradewind Energy\nInc.\n100,00% 100,00%\nBuckshutem Solar I LLC Andover US 1,00 USD\nIntegrale\nBrick Road Solar\nHoldings LLC\n100,00% 100,00%\nBuckshutem Solar\nII LLC\nAndover US 1,00 USD\nIntegrale\nBrick Road Solar\nHoldings LLC\n100,00% 100,00%\nBu\ue61calo Dunes Wind\nProject LLC\nTopeka US - USD\nIntegrale\nEGPNA\nDevelopment\nHoldings LLC\n75,00% 75,00%\nBu\ue61calo Jump LP Albe\ue61fa CA 10,00 CAD\nIntegrale\nEnel Albe\ue61fa Wind\nInc.\n0,10%\n100,00%\nEnel Green Power\nCanada Inc.\n99,90%\nBu\ue61calo Spirit Wind\nProject LLC\nAndover US 1,00 USD\nIntegrale\nTradewind Energy\nInc.\n100,00% 100,00%\nBungala One Finco\n(Pty) Ltd\nSydney AU 1.000,00 AUD\nIntegrale\nBungala One\nPrope\ue61fy (Pty) Ltd\n100,00% 51,00%\nBungala One Operation\nHolding Trust\nSydney AU 100,00 AUD\nIntegrale\nEnel Green Power\nBungala (Pty) Ltd\n50,00% 50,00%\nBungala One\nOperations Holding\n(Pty) Ltd\nSydney AU 100,00 AUD\nIntegrale\nEnel Green Power\nBungala (Pty) Ltd\n51,00% 51,00%\nBungala One\nOperations (Pty) Ltd\nSydney AU 1.000,00 AUD\nIntegrale\nBungala One\nOperations Holding\n(Pty) Ltd\n100,00% 51,00%\nBungala One\nOperations Trust\nSydney AU - AUD\nIntegrale\nBungala One\nOperations Holding\n(Pty) Ltd\n100,00% 51,00%\nBungala One Prope\ue61fy\nHolding (Pty) Ltd\nSydney AU 100,00 AUD\nIntegrale\nEnel Green Power\nBungala (Pty) Ltd\n51,00% 51,00%\nBungala One Prope\ue61fy\nHolding Trust\nSydney AU 100,00 AUD\nIntegrale\nEnel Green Power\nBungala (Pty) Ltd\n50,00% 50,00%\nBungala One Prope\ue61fy\n(Pty) Ltd\nSydney AU 1.000,00 AUD\nIntegrale\nBungala One\nPrope\ue61fy Holding\n(Pty) Ltd\n100,00% 51,00%\nBungala One Prope\ue61fy\nTrust\nSydney AU - AUD\nIntegrale\nBungala One\nPrope\ue61fy Holding\n(Pty) Ltd\n100,00% 51,00%\nBungala Two Finco\n(Pty) Ltd\nSydney AU - AUD\nIntegrale\nBungala Two \nPrope\ue61fy (Pty) Ltd\n100,00% 51,00%\nBungala Two \nOperations Holding\n(Pty) Ltd\nSydney AU - AUD\nIntegrale\nEnel Green Power\nBungala (Pty) Ltd\n51,00% 51,00%\n\nDenominazione societ\u00e0 Sede legale Nazione Capitale sociale Valuta\nSe\ue61fore\ndi a\ue61fivit\u00e0\nMetodo di\nconsolidamento Detenuta da\n%\npossesso\nazioni\nordinarie\n%\npossesso\nGruppo\nBungala Two \nOperations Holding\nTrust\nSydney AU - AUD Integrale\nEnel Green Power\nBungala (Pty) Ltd\n50,00% 50,00%\nBungala Two \nOperations (Pty) Ltd\nSydney AU - AUD\nIntegrale\nBungala Two \nOperations Holding\n(Pty) Ltd\n100,00% 51,00%\nBungala Two \nOperations Trust\nSydney AU - AUD\nIntegrale\nBungala Two \nOperations Holding\n(Pty) Ltd\n100,00% 51,00%\nBungala Two Prope\ue61fy\nHolding (Pty) Ltd\nSydney AU - AUD\nIntegrale\nEnel Green Power\nBungala (Pty) Ltd\n51,00% 51,00%\nBungala Two Prope\ue61fy\nHolding Trust\nSydney AU - AUD\nIntegrale\nEnel Green Power\nBungala (Pty) Ltd\n50,00% 50,00%\nBungala Two Prope\ue61fy\n(Pty) Ltd\nSydney AU - AUD\nIntegrale\nBungala Two \nPrope\ue61fy Holding\n(Pty) Ltd\n100,00% 51,00%\nBungala Two Prope\ue61fy\nTrust\nSydney AU 1,00 AUD\nIntegrale\nBungala Two \nPrope\ue61fy Holding\n(Pty) Ltd\n100,00% 51,00%\nBusiness Venture\nInvestments 1468 \n(Pty) Ltd\nJohannesburg ZA 100,00 ZAR\nIntegrale\nEnel Green Power\nRSA (Pty) Ltd\n100,00% 100,00%\nBu\ue61ee\ue61bly Meadows\nSolar Project LLC\nAndover US - USD\nIntegrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%\nC&C Castelvetere Srl Roma IT 100.000,00 EUR\nIntegrale\nEnel Green Power\nItalia Srl\n100,00% 100,00%\nC&C Uno Energy Srl Roma IT 118.000,00 EUR\nIntegrale\nEnel Green Power\nItalia Srl\n100,00% 100,00%\nCanastota Wind Power\nLLC\nAndover US - USD\nIntegrale\nFenner Wind\nHoldings LLC\n100,00% 100,00%\nCaney River Wind\nProject LLC\nOverland Park US - USD\nEquity\nRocky Caney Wind\nLLC \n100,00% 20,00%\nCastiblanco Solar SL Madrid ES 3.000,00 EUR\nIntegrale\nEnel Green Power\nEspa\u00f1a SLU \n100,00% 70,11%\nCastle Rock Ridge\nLimited Pa\ue61fnership\nAlbe\ue61fa CA - CAD\nIntegrale\nEnel Albe\ue61fa Wind\nInc.\n0,10%\n100,00%\nEnel Green Power\nCanada Inc.\n99,90%\nCatalana d\u2019Iniciatives\nSCR SA\nBarcellona ES 30.862.800,00 EUR\n-\nEndesa Red\nSA (Sociedad\nUnipersonal)\n0,94% 0,66%\nCCP.RO Bucharest SA Bucarest RO 79.800.000,00 RON\n- Enel Romania SA 9,52% 9,52%\nCdec - Sic Ltda\nSantiago del\nCile\nCL 709.783.206,00 CLP\n-\nEnel Green Power\nChile SA\n6,00% 3,90%\nCedar Run Wind\nProject LLC\nAndover US 1,00 USD\nIntegrale\nTradewind Energy\nInc.\n100,00% 100,00%\nCelg Distribui\u00e7\u00e3o SA -\nCelg D\nGoi\u00e1s BR 5.664.951.979,22 BRL\nIntegrale Enel Brasil SA 99,96% 82,24%\nCentral Dock Sud SA Buenos Aires AR 1.231.270.567,54 ARS\nIntegrale\nEnel Argentina SA 0,24%\n33,94%\nInversora Dock\nSud SA\n71,78%\n\nDenominazione societ\u00e0 Sede legale Nazione Capitale sociale Valuta\nSe\ue61fore\ndi a\ue61fivit\u00e0\nMetodo di\nconsolidamento Detenuta da\n%\npossesso\nazioni\nordinarie\n%\npossesso\nGruppo\nCentral Geradora \nFotovoltaica Bom\nNome Ltda\nSalvador BR 4.979.739,00 BRL\nIntegrale\nEnel Brasil SA 100,00%\n82,27%\nEnel Green Power\nDesenvolvimento\nLtda \n0,00%\nCentral Geradora \nFotovoltaica S\u00e3o\nFrancisco Ltda\nNiter\u00f3i BR 113.749.250,00 BRL\nIntegrale\nEnel Brasil SA 0,00%\n82,27%\nEnel X Brasil SA 100,00%\nCentral Geradora \nTermel\u00e9trica Fo\ue61faleza\nSA\nFo\ue61faleza BR 151.935.779,00 BRL\nIntegrale Enel Brasil SA 100,00% 82,27%\nCentral Hidr\u00e1ulica\nG\u00fcejar-Sierra SL\nSiviglia ES 364.213,34 EUR\nEquity\nEnel Green Power\nEspa\u00f1a SLU \n33,30% 23,35%\nCentral T\u00e9rmica de\nAnllares AIE\nMadrid ES 595.000,00 EUR\nEquity\nEndesa Generaci\u00f3n\nSA\n33,33% 23,37%\nCentral Vuelta de \nObligado SA\nBuenos Aires AR 500.000,00 ARS\nEquity\nCentral Dock Sud SA 6,40%\n20,93%\nEnel Generaci\u00f3n\nCostanera SA \n1,30%\nEnel Generaci\u00f3n El\nChoc\u00f3n SA\n33,20%\nCentrales Nucleares\nAlmaraz-Trillo AIE\nMadrid ES - EUR\nEquity\nEndesa Generaci\u00f3n\nSA\n24,18% 16,95%\nCentrum Pre Vedu A \nVyskum SRO\nKaln\u00e1 Nad\nHronom\nSK 6.639,00 EUR\nEquity\nSlovensk\u00e9 elektr\u00e1rne\nAS\n100,00% 33,00%\nCESI - Centro\nEle\ue61erotecnico \nSperimentale Italiano\nGiacinto Mo\ue61ea SpA\nMilano IT 8.550.000,00 EUR\nEquity Enel SpA 42,70% 42,70%\nChampagne Storage \nLLC\nWilmington US 1,00 USD\nIntegrale\nEnel Energy Storage\nHoldings LLC (ex \nEGP Energy Storage\nHoldings LLC)\n100,00% 100,00%\nCheyenne Ridge II\nWind Project LLC\nAndover US 1,00 USD\nIntegrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%\nCheyenne Ridge Wind\nProject LLC\nAndover US 1,00 USD\nIntegrale\nTradewind Energy\nInc.\n100,00% 100,00%\nChi Black River LLC Wilmington US - USD\nIntegrale\nEnel Green Power\nNo\ue61fh America Inc.\n100,00% 100,00%\nChi Minnesota Wind\nLLC\nWilmington US - USD\nIntegrale\nEnel Green Power\nNo\ue61fh America Inc.\n100,00% 100,00%\nChi Operations Inc. Andover US 100,00 USD\nIntegrale\nEnel Green Power\nNo\ue61fh America Inc.\n100,00% 100,00%\nChi Power Inc. Naples US 100,00 USD\nIntegrale\nEnel Green Power\nNo\ue61fh America Inc.\n100,00% 100,00%\nChi Power Marketing\nInc.\nWilmington US 100,00 USD\nIntegrale\nEnel Green Power\nNo\ue61fh America Inc.\n100,00% 100,00%\nChi West LLC San Francisco US 100,00 USD\nIntegrale\nEnel Green Power\nNo\ue61fh America Inc.\n100,00% 100,00%\nChinango SAC San Miguel PE 295.249.298,00 PEN\nIntegrale\nEnel Generaci\u00f3n\nPer\u00fa SAA\n80,00% 55,02%\nChisago Solar LLC Wilmington US - USD\nIntegrale\nAurora Distributed\nSolar LLC\n100,00% 74,13 %\n\nDenominazione societ\u00e0 Sede legale Nazione Capitale sociale Valuta\nSe\ue61fore\ndi a\ue61fivit\u00e0\nMetodo di\nconsolidamento Detenuta da\n%\npossesso\nazioni\nordinarie\n%\npossesso\nGruppo\nChisholm View II\nHolding LLC\nWilmington US - USD Integrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%\nChisholm View Wind\nProject II LLC\nWilmington US - USD\nIntegrale\nChisholm View II\nHolding LLC\n62,79% 62,79%\nChisholm View Wind\nProject LLC\nNew York US - USD\nEquity\nEGPNA REP Wind\nHoldings LLC\n100,00% 20,00%\nCimarron Bend Assets\nLLC\nWilmington US - USD\nIntegrale\nCimarron Bend\nWind Project I LLC \n49,00%\n100,00%\nCimarron Bend\nWind Project II LLC \n49,00%\nCimarron Bend\nWind Project III LLC \n1,00%\nEnel Kansas LLC 1,00%\nCimarron Bend III\nHoldCo LLC\nAndover US 1,00 USD\nIntegrale\nEnel Green Power\nCimarron Bend\nWind Holdings III\nLLC \n100,00% 100,00%\nCimarron Bend Wind\nHoldings I LLC\nWilmington US - USD\nIntegrale\nCimarron Bend\nWind Holdings II LLC\n100,00% 100,00%\nCimarron Bend Wind\nHoldings II LLC\nDover US 100,00 USD\nIntegrale\nCimarron Bend\nWind Holdings LLC\n100,00% 100,00%\nCimarron Bend Wind\nHoldings III LLC\nAndover US - USD\nIntegrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%\nCimarron Bend Wind\nHoldings LLC\nWilmington US - USD\nIntegrale\nEnel Green Power\nNo\ue61fh America Inc.\n100,00% 100,00%\nCimarron Bend Wind\nProject I LLC\nWilmington US - USD\nIntegrale\nCimarron Bend\nWind Holdings I LLC\n100,00% 100,00%\nCimarron Bend Wind\nProject II LLC\nWilmington US - USD\nIntegrale\nCimarron Bend\nWind Holdings I LLC\n100,00% 100,00%\nCimarron Bend Wind\nProject III LLC\nWilmington US - USD\nIntegrale\nCimarron Bend\nWind Holdings III\nLLC \n100,00% 100,00%\nCipher Solar Project\nLLC\nAndover US 1,00 USD\nIntegrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%\nCityPoste Payment\nDigital Srl\nTeramo IT 10.000,00 EUR\nAFS\nCityPoste Payment\nSpA\n100,00% 100,00%\nCityPoste Payment SpA Teramo IT - EUR\nAFS Enel X Srl 100,00% 100,00%\nCivDrone Haifa IL 1.093.350,00 ILS\n-\nEnel Global\nInfrastructure and\nNetworks Srl\n4,27% 4,27%\nClear Sky Wind Project\nLLC\nAndover US 1,00 USD\nIntegrale\nTradewind Energy\nInc.\n100,00% 100,00%\nClinton Farms Wind \nProject LLC\nAndover US 1,00 USD\nIntegrale\nTradewind Energy\nInc.\n100,00% 100,00%\nCloudwalker Wind\nProject LLC\nAndover US 1,00 USD\nIntegrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%\nCodensa SA ESP Bogot\u00e0 CO 13.487.545.000,00 COP\nIntegrale Enel Am\u00e9ricas SA 48,30% 39,74%\n\nDenominazione societ\u00e0 Sede legale Nazione Capitale sociale Valuta\nSe\ue61fore\ndi a\ue61fivit\u00e0\nMetodo di\nconsolidamento Detenuta da\n%\npossesso\nazioni\nordinarie\n%\npossesso\nGruppo\nCogein Sannio Srl Roma IT 10.000,00 EUR Integrale\nEnel Green Power\nItalia Srl\n100,00% 100,00%\nCogeneraci\u00f3n El Salto\nSL\nSaragozza ES 36.060,73 EUR\nEquity\nEnel Green Power\nEspa\u00f1a SLU \n20,00% 14,02%\nCogenio Srl Roma IT 2.310.000,00 EUR\nEquity Enel X Italia Srl 20,00% 20,00%\nCohuna Solar Farm\n(Pty) Ltd\nSydney AU 100,00 AUD\nIntegrale\nEnel Green Power\nCohuna Holdings\n(Pty) Ltd\n100,00% 100,00%\nCohuna Solar Farm\nTrust\nSydney AU 1,00 AUD\nIntegrale\nEnel Green Power\nCohuna Trust\n100,00% 100,00%\nComanche Crest\nRanch LLC\nAndover US 1,00 USD\nIntegrale\nTradewind Energy\nInc.\n100,00% 100,00%\nComercializadora\nEl\u00e9ctrica de C\u00e1diz SA\nCadice ES 600.000,00 EUR\nEquity\nEndesa Red\nSA (Sociedad\nUnipersonal)\n33,50% 23,49%\nCompagnia Po\ue61fo di\nCivitavecchia SpA in \nliquidazione\nRoma IT 14.730.800,00 EUR\nEquity\nEnel Produzione\nSpA\n25,00% 25,00%\nCompanhia Energ\u00e9tica\ndo Cear\u00e1 - Coelce\nFo\ue61faleza BR 914.346.885,76 BRL\nIntegrale Enel Brasil SA 74,05% 60,92%\nCompa\u00f1\u00eda de\nTrasmisi\u00f3n del\nMercosur SA - CTM\nBuenos Aires AR 2.025.191.313,00 ARS\nIntegrale\nEnel Brasil SA 74,15%\n82,27%Enel CIEN SA 25,85%\nEnel SpA 0,00%\nCompa\u00f1\u00eda Energ\u00e9tica\nVeracruz SAC\nSan Miguel PE 2.886.000,00 PEN\nIntegrale Enel Per\u00fa SAC 100,00% 82,27%\nCompa\u00f1\u00eda E\u00f3lica\nTierras Altas SA\nSoria ES 13.222.000,00 EUR\nEquity\nCompa\u00f1\u00eda E\u00f3lica\nTierras Altas SA\n5,00%\n26,29%\nEnel Green Power\nEspa\u00f1a SLU \n35,63%\nConce\ue61f Srl Roma IT 10.000,00 EUR\nIntegrale\nEnel Global Thermal\nGeneration Srl\n100,00% 100,00%\nConcho Solar I LLC Andover US 1,00 USD\nIntegrale\nTradewind Energy\nInc.\n100,00% 100,00%\nConsolidated Hydro \nNew Hampshire LLC\nWilmington US - USD\nIntegrale\nEnel Green Power\nNo\ue61fh America Inc.\n100,00% 100,00%\nConsolidated Hydro \nSoutheast LLC\nWilmington US - USD\nIntegrale\nEnel Green Power\nNo\ue61fh America Inc.\n100,00% 100,00%\nConsolidated Pumped\nStorage Inc.\nWilmington US 550.000,00 USD\nIntegrale\nEnel Green Power\nNo\ue61fh America Inc.\n81,83% 81,83%\nConza Green Energy\nSrl\nRoma IT 73.000,00 EUR\nIntegrale\nEnel Green Power\nItalia Srl\n100,00% 100,00%\nCopper Landing Solar\nProject LLC\nAndover US - USD\nIntegrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%\nCorporaci\u00f3n\nEmpresarial de\nExtremadura SA\nBadajoz ES 44.538.000,00 EUR\n- Endesa SA 1,01% 0,71%\nCorporaci\u00f3n E\u00f3lica de\nZaragoza SL\nLa Puebla de\nAl\ue61dnden\nES 271.652,00 EUR\nEquity\nEnel Green Power\nEspa\u00f1a SLU \n25,00% 17,53%\n\nDenominazione societ\u00e0 Sede legale Nazione Capitale sociale Valuta\nSe\ue61fore\ndi a\ue61fivit\u00e0\nMetodo di\nconsolidamento Detenuta da\n%\npossesso\nazioni\nordinarie\n%\npossesso\nGruppo\nCountry Roads Solar\nProject LLC\nAndover US 1,00 USD Integrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%\nCow Creek Wind\nProject LLC\nAndover US 1,00 USD\nIntegrale\nTradewind Energy\nInc.\n100,00% 100,00%\nCrocke\ue61e Solar I LLC Andover US 1,00 USD\nIntegrale\nTradewind Energy\nInc.\n100,00% 100,00%\nCross Trails Energy\nStorage Project LLC\nAndover US - USD\nIntegrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%\nDairy Meadows Wind\nProject 1 LLC \nAndover US 1,00 USD\nIntegrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%\nDairy Meadows Wind\nProject 2 LLC\nAndover US 1,00 USD\nIntegrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%\nDairy Meadows Wind\nProject 3 LLC\nAndover US 1,00 USD\nIntegrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%\nDaisy Patch Solar\nProject LLC\nAndover US - USD\nIntegrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%\nDanax Energy (Pty) Ltd Sandton ZA 100,00 ZAR\nIntegrale\nEnel Green Power\nRSA (Pty) Ltd\n100,00% 100,00%\nDara Solar Investment \nSrl\nBucarest RO 592.400,00 RON\nIntegrale\nEnel Green Power\nRomania Srl\n100,00% 100,00%\nDauphin Solar I LLC Andover US 1,00 USD\nIntegrale\nBrick Road Solar\nHoldings LLC\n100,00% 100,00%\nDe Rock Int\u2019l Srl Bucarest RO 5.629.000,00 RON\nIntegrale\nEnel Green Power\nRomania Srl\n100,00%\n100,00%\nEnel Green Power\nSpA\n0,00%\nDehesa de los\nGuadalupes Solar SLU\nSiviglia ES 3.000,00 EUR\nIntegrale\nEnel Green Power\nEspa\u00f1a SLU \n100,00% 70,11%\nDehesa PV Farm 03\nSLU\nMadrid ES 3.000,00 EUR\nIntegrale\nEnel Green Power\nEspa\u00f1a SLU \n100,00% 70,11%\nDehesa PV Farm 04\nSLU\nMadrid ES 3.000,00 EUR\nIntegrale\nEnel Green Power\nEspa\u00f1a SLU \n100,00% 70,11%\nDepuraci\u00f3n Destilaci\u00f3n\nReciclaje SL\nBoiro ES 600.000,00 EUR\nEquity\nEnel Green Power\nEspa\u00f1a SLU \n40,00% 28,04%\nDerivex SA Bogot\u00e0 CO 715.292.000,00 COP\n- Emgesa SA ESP 5,00% 1,99%\nDesarrollo de Fuerzas\nRenovables S de RL\nde Cv\nCi\ue61e\u00e0 del\nMessico\nMX 33.101.350,00 MXN\nIntegrale\nEnel Green Power\nM\u00e9xico S de RL\nde Cv\n99,99%\n100,00%\nEnerg\u00eda Nueva\nEnerg\u00eda Limpia\nM\u00e9xico S de RL\nde Cv\n0,01%\nDI.T.N.E. - Distre\ue61eo\nTecnologico Nazionale\nsull\u2019Energia -\nSociet\u00e0 Conso\ue61file a\nResponsabilit\u00e0 Limitata\nRoma IT 436.535,29 EUR\n-\nEnel Produzione\nSpA\n1,76% 1,76%\nDiamond Vista\nHoldings LLC\nWilmington US 1,00 USD\nIntegrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%\n\nSe\ue61fore di a\ue61fivit\u00e0 Descrizione se\ue61fore di a\ue61fivit\u00e0\nHolding di Gruppo\nHolding di Paese\nEnel Green Power\nGenerazione Termoele\ue61erica\nTrading\nInfrastru\ue61eure e Reti\nEnel X\nMercati \ue61dnali\nServizi\nFinanziario\n\nDenominazione societ\u00e0 Sede legale Nazione Capitale sociale Valuta\nSe\ue61fore\ndi a\ue61fivit\u00e0\nMetodo di\nconsolidamento Detenuta da\n%\npossesso\nazioni\nordinarie\n%\npossesso\nGruppo\nDistribuidora de\nEnerg\u00eda El\u00e9ctrica del\nBages SA\nBarcellona ES 108.240,00 EUR Integrale\nEndesa Red\nSA (Sociedad\nUnipersonal)\n55,00%\n70,11%\nHidroel\u00e9ctrica de\nCatalunya SL\n45,00%\nDistribuidora El\u00e9ctrica\ndel Pue\ue61fo de la Cruz\nSA\nSanta Cruz de\nTenerife\nES 12.621.210,00 EUR\nIntegrale\nEndesa Red\nSA (Sociedad\nUnipersonal)\n100,00% 70,11%\nDistrilec Inversora SA Buenos Aires AR 497.612.021,00 ARS\nIntegrale Enel Am\u00e9ricas SA 51,50% 42,37%\nDmd Holding AS in\nliquidazione\nTren\u010d\u00edn-\nZlatovce\nSK 199.543.284,87 EUR\n-\nSlovensk\u00e9 elektr\u00e1rne\nAS\n2,94% 0,97%\nDodge Center\nDistributed Solar LLC\nWilmington US - USD\nIntegrale\nAurora Distributed\nSolar LLC\n100,00% 74,13 %\nDolores Wind SA de Cv\nCi\ue61e\u00e0 del\nMessico\nMX 200,00 MXN\nIntegrale\nEnel Rinnovabile SA\nde Cv\n99,00%\n100,00%\nHidroelectricidad\ndel Pac\u00ed\ue61dco S de RL\nde Cv\n1,00%\nDominica Energ\u00eda\nLimpia SA de Cv\nCi\ue61e\u00e0 del\nMessico\nMX 2.070.600.646,00 MXN\nEquity\nTenedora de Energ\u00eda \nRenovable Sol y\nViento SAPI de Cv \n60,80% 20,00%\nDorset Ridge Wind\nProject LLC\nAndover US 1,00 USD\nIntegrale\nTradewind Energy\nInc.\n100,00% 100,00%\nDover Solar I LLC Andover US - USD\nIntegrale\nTradewind Energy\nInc.\n100,00% 100,00%\nDragon\ue619y Fields Solar\nProject LLC\nAndover US - USD\nIntegrale\nTradewind Energy\nInc.\n100,00% 100,00%\nDrift Sand Wind\nHoldings LLC\nWilmington US - USD\nEquity Enel Kansas LLC 50,00% 50,00%\nDrift Sand Wind Project\nLLC\nWilmington US - USD\nEquity\nDrift Sand Wind\nHoldings LLC\n100,00% 50,00%\nDwarka Vayu 1 Private\nLimited\nGurgaon IN 100.000,00 INR\nIntegrale\nEnel Green Power\nIndia Private Limited \n100,00% 100,00%\nE.S.CO. Comuni Srl Bergamo IT 1.000.000,00 EUR\nIntegrale Enel X Italia Srl 60,00% 60,00%\nEastwood Solar LLC Wilmington US - USD\nIntegrale\nAurora Distributed\nSolar LLC\n100,00% 74,13 %\nEbenezer Solar I LLC Andover US 1,00 USD\nIntegrale\nBrick Road Solar\nHoldings LLC\n100,00% 100,00%\nEdga\ue61fown Depot Solar\n1 LLC\nBoston US - USD\nIntegrale\nEnel X MA Holdings\nLLC \n100,00% 100,00%\nEdistribuci\u00f3n Redes \nDigitales SL (Sociedad\nUnipersonal)\nMadrid ES 1.204.540.060,00 EUR\nIntegrale\nEndesa Red\nSA (Sociedad\nUnipersonal)\n100,00% 70,11%\nE-Distribu\u0163ie Banat SA Timisoara RO 382.158.580,00 RON\nIntegrale Enel SpA 51,00% 51,00%\nE-Distribu\u0163ie Dobrogea\nSA\nConstan\u0163a RO 280.285.560,00 RON\nIntegrale Enel SpA 51,00% 51,00%\nE-Distribu\u0163ie Muntenia\nSA\nBucarest RO 271.635.250,00 RON\nIntegrale Enel SpA 78,00% 78,00%\n\nDenominazione societ\u00e0 Sede legale Nazione Capitale sociale Valuta\nSe\ue61fore\ndi a\ue61fivit\u00e0\nMetodo di\nconsolidamento Detenuta da\n%\npossesso\nazioni\nordinarie\n%\npossesso\nGruppo\ne-distribuzione SpA Roma IT 2.600.000.000,00 EUR Integrale Enel Italia SpA 100,00% 100,00%\nEF Divesture LLC Andover US 1,00 USD\nIntegrale\nTradewind Energy\nInc.\n100,00% 100,00%\nE\ue617cientya Srl Bergamo IT 100.000,00 EUR\nEquity Enel X Italia Srl 50,00% 50,00%\nEGP Australia (Pty) Ltd Sydney AU 10.000,00 AUD\nIntegrale\nEnel Green Power\nAustralia (Pty) Ltd\n100,00% 100,00%\nEGP Bioenergy Srl Roma IT 1.000.000,00 EUR\nIntegrale\nEnel Green Power\nPuglia Srl\n100,00% 100,00%\nEGP Fotovoltaica\nLa Loma SAS in\nliquidazione\nBogot\u00e0 CO 8.000.000,00 COP\nIntegrale\nEnel Green Power\nColombia SAS ESP\n100,00% 82,27%\nEGP Geronimo Holding\nCompany Inc.\nWilmington US 1.000,00 USD\nIntegrale\nEnel Green Power\nNo\ue61fh America Inc.\n100,00% 100,00%\nEGP HoldCo 1 LLC Andover US - USD\nIntegrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%\nEGP HoldCo 10 LLC Andover US - USD\nIntegrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%\nEGP HoldCo 11 LLC Andover US - USD\nIntegrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%\nEGP HoldCo 12 LLC Andover US - USD\nIntegrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%\nEGP HoldCo 13 LLC Andover US - USD\nIntegrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%\nEGP HoldCo 14 LLC Andover US - USD\nIntegrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%\nEGP HoldCo 15 LLC Andover US - USD\nIntegrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%\nEGP HoldCo 16 LLC Andover US - USD\nIntegrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%\nEGP HoldCo 17 LLC Andover US - USD\nIntegrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%\nEGP HoldCo 18 LLC Andover US - USD\nIntegrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%\nEGP HoldCo 2 LLC Andover US - USD\nIntegrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%\nEGP HoldCo 3 LLC Andover US - USD\nIntegrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%\nEGP HoldCo 4 LLC Andover US - USD\nIntegrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%\nEGP HoldCo 5 LLC Andover US - USD\nIntegrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%\nEGP HoldCo 6 LLC Andover US - USD\nIntegrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%\nEGP HoldCo 7 LLC Andover US - USD\nIntegrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%\nEGP HoldCo 8 LLC Andover US - USD\nIntegrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%\n\nDenominazione societ\u00e0 Sede legale Nazione Capitale sociale Valuta\nSe\ue61fore\ndi a\ue61fivit\u00e0\nMetodo di\nconsolidamento Detenuta da\n%\npossesso\nazioni\nordinarie\n%\npossesso\nGruppo\nEGP HoldCo 9 LLC Andover US - USD Integrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%\nEGP Magdalena Solar\nSA de Cv\nCi\ue61e\u00e0 del\nMessico\nMX 691.771.740,00 MXN\nIntegrale\nEnel Rinnovabile SA\nde Cv\n99,00%\n100,00%\nHidroelectricidad\ndel Pac\u00ed\ue61dco S de RL\nde Cv\n1,00%\nEGP Matimba NewCo\n1 Srl\nRoma IT 10.000,00 EUR\nIntegrale\nEnel Green Power\nSpA\n100,00% 100,00%\nEGP Matimba NewCo\n2 Srl\nRoma IT 10.000,00 EUR\nIntegrale\nEnel Green Power\nSpA\n100,00% 100,00%\nEGP Nevada Power LLC Wilmington US - USD\nIntegrale\nEnel Green Power\nNo\ue61fh America Inc.\n100,00% 100,00%\nEGP Salt Wells Solar \nLLC\nWilmington US - USD\nIntegrale\nEnel Green Power\nNo\ue61fh America Inc.\n100,00% 100,00%\nEGP San Leandro\nMicrogrid I LLC\nWilmington US - USD\nIntegrale\nEnel Green Power\nNo\ue61fh America Inc.\n100,00% 100,00%\nEGP Solar Services LLC Andover US - USD\nIntegrale\nTradewind Energy\nInc.\n100,00% 100,00%\nEGP Stillwater Solar\nLLC\nWilmington US - USD\nIntegrale Enel Stillwater LLC 100,00% 100,00%\nEGP Stillwater Solar PV\nII LLC\nWilmington US 1,00 USD\nIntegrale\nStillwater Woods Hill \nHoldings LLC\n100,00% 100,00%\nEGP Timber Hills\nProject LLC\nLos Angeles US - USD\nIntegrale\nPadoma Wind\nPower LLC\n100,00% 100,00%\nEGPNA 2020 HoldCo\n1 LLC\nAndover US 1,00 USD\nIntegrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%\nEGPNA 2020 HoldCo\n10 LLC\nAndover US 1,00 USD\nIntegrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%\nEGPNA 2020 HoldCo\n11 LLC\nAndover US 1,00 USD\nIntegrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%\nEGPNA 2020 HoldCo\n12 LLC\nAndover US 1,00 USD\nIntegrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%\nEGPNA 2020 HoldCo\n13 LLC\nAndover US 1,00 USD\nIntegrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%\nEGPNA 2020 HoldCo\n14 LLC\nAndover US 1,00 USD\nIntegrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%\nEGPNA 2020 HoldCo\n15 LLC\nAndover US 1,00 USD\nIntegrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%\nEGPNA 2020 HoldCo\n16 LLC\nAndover US 1,00 USD\nIntegrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%\nEGPNA 2020 HoldCo\n17 LLC\nAndover US 1,00 USD\nIntegrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%\nEGPNA 2020 HoldCo\n18 LLC\nAndover US 1,00 USD\nIntegrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%\nEGPNA 2020 HoldCo\n19 LLC\nAndover US 1,00 USD\nIntegrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%\nEGPNA 2020 HoldCo\n2 LLC\nAndover US 1,00 USD\nIntegrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%\n\nDenominazione societ\u00e0 Sede legale Nazione Capitale sociale Valuta\nSe\ue61fore\ndi a\ue61fivit\u00e0\nMetodo di\nconsolidamento Detenuta da\n%\npossesso\nazioni\nordinarie\n%\npossesso\nGruppo\nEGPNA 2020 HoldCo\n20 LLC\nAndover US 1,00 USD Integrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%\nEGPNA 2020 HoldCo\n21 LLC\nAndover US 1,00 USD\nIntegrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%\nEGPNA 2020 HoldCo\n22 LLC\nAndover US 1,00 USD\nIntegrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%\nEGPNA 2020 HoldCo\n23 LLC\nAndover US 1,00 USD\nIntegrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%\nEGPNA 2020 HoldCo\n24 LLC\nAndover US 1,00 USD\nIntegrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%\nEGPNA 2020 HoldCo\n25 LLC\nAndover US 1,00 USD\nIntegrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%\nEGPNA 2020 HoldCo\n26 LLC\nAndover US 1,00 USD\nIntegrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%\nEGPNA 2020 HoldCo\n27 LLC\nAndover US 1,00 USD\nIntegrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%\nEGPNA 2020 HoldCo\n28 LLC\nAndover US 1,00 USD\nIntegrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%\nEGPNA 2020 HoldCo\n29 LLC\nAndover US 1,00 USD\nIntegrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%\nEGPNA 2020 HoldCo\n3 LLC\nAndover US 1,00 USD\nIntegrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%\nEGPNA 2020 HoldCo\n30 LLC\nAndover US 1,00 USD\nIntegrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%\nEGPNA 2020 HoldCo\n4 LLC\nAndover US 1,00 USD\nIntegrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%\nEGPNA 2020 HoldCo\n5 LLC\nAndover US 1,00 USD\nIntegrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%\nEGPNA 2020 HoldCo\n6 LLC\nAndover US 1,00 USD\nIntegrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%\nEGPNA 2020 HoldCo\n7 LLC\nAndover US 1,00 USD\nIntegrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%\nEGPNA 2020 HoldCo\n8 LLC\nAndover US 1,00 USD\nIntegrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%\nEGPNA 2020 HoldCo\n9 LLC\nAndover US 1,00 USD\nIntegrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%\nEGPNA Development\nHoldings LLC\nWilmington US - USD\nIntegrale\nEnel Green Power\nNo\ue61fh America\nDevelopment LLC\n100,00% 100,00%\nEGPNA Hydro Holdings\nLLC\nWilmington US - USD\nIntegrale\nEnel Green Power\nNo\ue61fh America Inc.\n100,00% 100,00%\nEGPNA Preferred Wind\nHoldings II LLC\nWilmington US - USD\nIntegrale\nEnel Green Power\nNo\ue61fh America Inc.\n100,00% 100,00%\nEGPNA Preferred Wind\nHoldings LLC\nWilmington US - USD\nIntegrale\nEnel Green Power\nNo\ue61fh America Inc.\n100,00% 100,00%\nEGPNA Project HoldCo \n1 LLC\nDover US 100,00 USD\nIntegrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%\nEGPNA Project HoldCo \n2 LLC\nDover US 100,00 USD\nIntegrale\nEnel Green Power\nNo\ue61fh America Inc.\n100,00% 100,00%\n\nDenominazione societ\u00e0 Sede legale Nazione Capitale sociale Valuta\nSe\ue61fore\ndi a\ue61fivit\u00e0\nMetodo di\nconsolidamento Detenuta da\n%\npossesso\nazioni\nordinarie\n%\npossesso\nGruppo\nEGPNA Project HoldCo \n5 LLC\nDover US 100,00 USD Integrale\nEnel Green Power\nNo\ue61fh America Inc.\n100,00% 100,00%\nEGPNA Project HoldCo \n6 LLC\nDover US 100,00 USD\nIntegrale\nEnel Green Power\nNo\ue61fh America Inc.\n100,00% 100,00%\nEGPNA Project HoldCo \n7 LLC\nDover US 100,00 USD\nIntegrale\nEnel Green Power\nNo\ue61fh America Inc.\n100,00% 100,00%\nEGPNA Renewable\nEnergy Pa\ue61fners LLC\nWilmington US - USD\nEquity\nEGPNA REP\nHoldings LLC\n20,00% 20,00%\nEGPNA REP Holdings\nLLC\nWilmington US - USD\nIntegrale\nEnel Green Power\nNo\ue61fh America Inc.\n100,00% 100,00%\nEGPNA REP Solar\nHoldings LLC\nWilmington US - USD\nIntegrale\nEnel Green Power\nNo\ue61fh America Inc.\n100,00% 100,00%\nEGPNA REP Wind\nHoldings LLC\nWilmington US - USD\nEquity\nEGPNA Renewable\nEnergy Pa\ue61fners LLC\n100,00% 20,00%\nEGPNA Wind Holdings\n1 LLC\nWilmington US - USD\nEquity\nEGPNA REP Wind\nHoldings LLC\n100,00% 20,00%\nEGPNA-SP Seven\nCowboy Holdings LLC\nAndover US 1,00 USD\nIntegrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%\nElcogas SA in\nliquidazione\nPue\ue61follano\n(Ciudad Real)\nES 809.690,40 EUR\nEquity\nEndesa Generaci\u00f3n\nSA\n40,99%\n33,06%\nEnel SpA 4,32%\nElcomex Solar Energy\nSrl\nBucarest RO 4.590.000,00 RON\nIntegrale\nEnel Green Power\nRomania Srl\n100,00%\n100,00%\nEnel Green Power\nSpA\n0,00%\nElecgas SA Pego PT 50.000,00 EUR\nEquity\nEndesa Generaci\u00f3n\nPo\ue61fugal SA\n50,00% 35,06%\nElectra Capital (RF)\n(Pty) Ltd\nJohannesburg ZA 10.000.000,00 ZAR\nIntegrale\nEnel Green Power\nRSA (Pty) Ltd\n60,00% 60,00%\nEl\u00e9ctrica de Jafre SA Barcellona ES 165.876,00 EUR\nIntegrale\nEndesa Red\nSA (Sociedad\nUnipersonal)\n52,54%\n70,11%\nHidroel\u00e9ctrica de\nCatalunya SL\n47,46%\nEl\u00e9ctrica de Lijar SL Cadice ES 1.081.821,79 EUR\nEquity\nEndesa Red\nSA (Sociedad\nUnipersonal)\n50,00% 35,06%\nEl\u00e9ctrica del Ebro SA\n(Sociedad Unipersonal)\nBarcellona ES 500.000,00 EUR\nIntegrale\nEndesa Red\nSA (Sociedad\nUnipersonal)\n100,00% 70,11%\nElectricidad de Pue\ue61fo\nReal SA\nCadice ES 4.960.246,40 EUR\nEquity\nEndesa Red\nSA (Sociedad\nUnipersonal)\n50,00% 35,06%\nElectrometal\u00fargica del\nEbro SL\nBarcellona ES 2.906.862,00 EUR\n-\nEnel Green Power\nEspa\u00f1a SLU \n0,18% 0,12%\nEletropaulo\nMetropolitana \nEletricidade de S\u00e3o\nPaulo SA\nS\u00e3o Paulo BR 3.079.524.934,33 BRL\nIntegrale Enel Brasil SA 100,00% 82,27%\nElini Antwerpen BE 76.273.810,00 EUR\n-\nSlovensk\u00e9 elektr\u00e1rne\nAS\n4,00% 1,32%\n\nDenominazione societ\u00e0 Sede legale Nazione Capitale sociale Valuta\nSe\ue61fore\ndi a\ue61fivit\u00e0\nMetodo di\nconsolidamento Detenuta da\n%\npossesso\nazioni\nordinarie\n%\npossesso\nGruppo\nEmerging Networks El\nSalvador SA de Cv\nSan Salvador SV 2.000,00 USD Equity\nLivister Guatemala\nSA\n1,00%\n20,60%\nLivister Latam SLU 99,00%\nEmerging Networks\nLatam Inc.\nWilmington US 100,00 USD\nEquity Ifx Networks Ltd 100,00% 20,60%\nEmerging Networks\nPanama SA\nPanama City PA 300,00 USD\nEquity\nIfx/eni - Spc Panama\nInc.\n100,00% 20,60%\nEmgesa SA ESP Bogot\u00e0 CO 655.222.312.800,00 COP\nIntegrale Enel Am\u00e9ricas SA 48,48% 39,89%\nEmintegral Cycle SLU Madrid ES 3.000,00 EUR\nIntegrale\nEnel Green Power\nEspa\u00f1a SLU \n100,00% 70,11%\nEmpresa Carbon\u00edfera\ndel Sur SA\nMadrid ES 18.030.000,00 EUR\nIntegrale\nEndesa Generaci\u00f3n\nSA\n100,00% 70,11%\nEmpresa de Alumbrado \nEl\u00e9ctrico de Ceuta\nDistribuci\u00f3n SA\n(Sociedad Unipersonal)\nCeuta ES 9.335.000,00 EUR\nIntegrale\nEmpresa de\nAlumbrado El\u00e9ctrico\nde Ceuta SA\n100,00% 67,5 9%\nEmpresa de Alumbrado \nEl\u00e9ctrico de Ceuta SA\nCeuta ES 16.562.250,00 EUR\nIntegrale\nEndesa Red\nSA (Sociedad\nUnipersonal)\n96,41% 67,59 %\nEmpresa de\nGeneraci\u00f3n El\u00e9ctrica\nLos Pinos SA\nSan Miguel PE 7.928.044,00 PEN\nIntegrale\nEnel Green Power\nPer\u00fa SAC \n100,00%\n82,27%\nEnerg\u00e9tica Monz\u00f3n\nSAC\n0,00%\nEmpresa de\nGeneraci\u00f3n El\u00e9ctrica\nMarcona SAC\nSan Miguel PE 3.368.424,00 PEN\nIntegrale\nEnel Green Power\nPer\u00fa SAC \n100,00%\n82,27%\nEnerg\u00e9tica Monz\u00f3n\nSAC \n0,00%\nEmpresa Distribuidora\nSur SA - Edesur\nBuenos Aires AR 898.585.028,00 ARS\nIntegrale\nDistrilec Inversora\nSA\n56,36%\n59,33%\nEnel Argentina SA 43,10%\nEmpresa El\u00e9ctrica\nPehuenche SA\nSantiago del\nCile\nCL 175.774.920.733,00 CLP\nIntegrale\nEnel Generaci\u00f3n\nChile SA\n92,65% 56,27%\nEmpresa Propietaria de\nla Red SA\nPanama City PA 58.500.000,00 USD\n- Enel SpA 11,11% 11,11%\nEndesa Capital SA Madrid ES 60.200,00 EUR\nIntegrale Endesa SA 100,00% 70,11%\nEndesa\nComercializa\u00e7\u00e3o de\nEnergia SA\nPo\ue61fo PT 250.000,00 EUR\nIntegrale Endesa Energ\u00eda SA 100,00% 70,11%\nEndesa Energ\u00eda\nRenovable SL\n(Sociedad Unipersonal)\nMadrid ES 100.000,00 EUR\nIntegrale Endesa Energ\u00eda SA 100,00% 70,11%\nEndesa Energ\u00eda SA Madrid ES 14.445.575,90 EUR\nIntegrale Endesa SA 100,00% 70,11%\nEndesa Financiaci\u00f3n\nFiliales SA\nMadrid ES 4.621.003.006,00 EUR\nIntegrale Endesa SA 100,00% 70,11%\nEndesa Generaci\u00f3n\nII SA\nSiviglia ES 63.107,00 EUR\nIntegrale Endesa SA 100,00% 70,11%\n\nDenominazione societ\u00e0 Sede legale Nazione Capitale sociale Valuta\nSe\ue61fore\ndi a\ue61fivit\u00e0\nMetodo di\nconsolidamento Detenuta da\n%\npossesso\nazioni\nordinarie\n%\npossesso\nGruppo\nEnel Chile SA\nSantiago del\nCile\nCL 3.882.103.470.184,00 CLP Integrale Enel SpA 64,93% 64,93%\nEnel CIEN SA Rio de Janeiro BR 285.044.682,00 BRL\nIntegrale Enel Brasil SA 100,00% 82,27%\nEnel Colina SA\nSantiago del\nCile\nCL 82.222.000,00 CLP\nIntegrale\nEnel Chile SA 0,00%\n64,34%\nEnel Distribuci\u00f3n\nChile SA\n100,00%\nEnel Cove Fo\ue61f II LLC Wilmington US - USD\nIntegrale\nEnel Green Power\nNo\ue61fh America Inc.\n100,00% 100,00%\nEnel Cove Fo\ue61f LLC Beaver US - USD\nIntegrale\nEnel Geothermal\nLLC \n100,00% 100,00%\nEnel Distribuci\u00f3n Chile\nSA\nSantiago del\nCile\nCL 177.568.664.063,00 CLP\nIntegrale Enel Chile SA 99,09% 64,34%\nEnel Distribuci\u00f3n Per\u00fa\nSAA\nSan Miguel PE 638.563.900,00 PEN\nIntegrale Enel Per\u00fa SAC 83,15% 68,41%\nEnel Energia SpA Roma IT 302.039,00 EUR\nIntegrale Enel Italia SpA 100,00% 100,00%\nEnel Energ\u00eda SA de Cv\nCi\ue61e\u00e0 del\nMessico\nMX 25.000.100,00 MXN\nIntegrale\nEnel Green Power\nM\u00e9xico S de RL\nde Cv\n100,00%\n100,00%\nEnerg\u00eda Nueva de\nIguu S de RL de Cv\n0,00%\nEnel Energie Muntenia\nSA\nBucarest RO 37.004.350,00 RON\nIntegrale Enel SpA 78,00% 78,00%\nEnel Energie SA Bucarest RO 140.000.000,00 RON\nIntegrale Enel SpA 51,00% 51,00%\nEnel Energy Australia\n(Pty) Ltd\nSydney AU 200.100,00 AUD\nIntegrale\nEnel Green Power\nAustralia (Pty) Ltd\n100,00% 100,00%\nEnel Energy South\nAfrica\nWilmington ZA 100,00 ZAR\nIntegrale\nEnel X International\nSrl\n100,00% 100,00%\nEnel Energy Storage\nHoldings LLC (ex \nEGP Energy Storage\nHoldings LLC)\nAndover US 100,00 USD\nIntegrale\nEnel Green Power\nNo\ue61fh America Inc.\n100,00% 100,00%\nEnel Finance America\nLLC\nWilmington US 200.000.000,00 USD\nIntegrale\nEnel No\ue61fh America\nInc.\n100,00% 100,00%\nEnel Finance\nInternational NV\nAmsterdam NL 1.478.810.371,00 EUR\nIntegrale\nEnel Holding\nFinance Srl\n75,00%\n100,00%\nEnel SpA 25,00%\nEnel Fo\ue61funa SA Panama City PA 100.000.000,00 USD\nIntegrale\nEnel Green Power\nPanam\u00e1 Srl\n50,06% 41,18%\nEnel Future Project\n2020 #1 LLC\nAndover US - USD\nIntegrale\nTradewind Energy\nInc.\n100,00% 100,00%\nEnel Future Project\n2020 #10 LLC\nAndover US - USD\nIntegrale\nTradewind Energy\nInc.\n100,00% 100,00%\nEnel Future Project\n2020 #11 LLC\nAndover US - USD\nIntegrale\nTradewind Energy\nInc.\n100,00% 100,00%\nEnel Future Project\n2020 #12 LLC\nAndover US - USD\nIntegrale\nTradewind Energy\nInc.\n100,00% 100,00%\n\nDenominazione societ\u00e0 Sede legale Nazione Capitale sociale Valuta\nSe\ue61fore\ndi a\ue61fivit\u00e0\nMetodo di\nconsolidamento Detenuta da\n%\npossesso\nazioni\nordinarie\n%\npossesso\nGruppo\nEnel Future Project\n2020 #13 LLC\nAndover US - USD Integrale\nTradewind Energy\nInc.\n100,00% 100,00%\nEnel Future Project\n2020 #14 LLC\nAndover US - USD\nIntegrale\nTradewind Energy\nInc.\n100,00% 100,00%\nEnel Future Project\n2020 #15 LLC\nAndover US - USD\nIntegrale\nTradewind Energy\nInc.\n100,00% 100,00%\nEnel Future Project\n2020 #16 LLC\nAndover US - USD\nIntegrale\nTradewind Energy\nInc.\n100,00% 100,00%\nEnel Future Project\n2020 #17 LLC\nAndover US - USD\nIntegrale\nTradewind Energy\nInc.\n100,00% 100,00%\nEnel Future Project\n2020 #18 LLC\nAndover US - USD\nIntegrale\nTradewind Energy\nInc.\n100,00% 100,00%\nEnel Future Project\n2020 #19 LLC\nAndover US - USD\nIntegrale\nTradewind Energy\nInc.\n100,00% 100,00%\nEnel Future Project\n2020 #2 LLC\nAndover US - USD\nIntegrale\nTradewind Energy\nInc.\n100,00% 100,00%\nEnel Future Project\n2020 #20 LLC\nAndover US - USD\nIntegrale\nTradewind Energy\nInc.\n100,00% 100,00%\nEnel Future Project\n2020 #3 LLC\nAndover US - USD\nIntegrale\nTradewind Energy\nInc.\n100,00% 100,00%\nEnel Future Project\n2020 #4 LLC\nAndover US - USD\nIntegrale\nTradewind Energy\nInc.\n100,00% 100,00%\nEnel Future Project\n2020 #5 LLC\nAndover US - USD\nIntegrale\nTradewind Energy\nInc.\n100,00% 100,00%\nEnel Future Project\n2020 #6 LLC\nAndover US - USD\nIntegrale\nTradewind Energy\nInc.\n100,00% 100,00%\nEnel Future Project\n2020 #7 LLC\nAndover US - USD\nIntegrale\nTradewind Energy\nInc.\n100,00% 100,00%\nEnel Future Project\n2020 #8 LLC\nAndover US - USD\nIntegrale\nTradewind Energy\nInc.\n100,00% 100,00%\nEnel Future Project\n2020 #9 LLC\nAndover US - USD\nIntegrale\nTradewind Energy\nInc.\n100,00% 100,00%\nEnel Generaci\u00f3n Chile\nSA\nSantiago del\nCile\nCL 552.777.320.871,00 CLP\nIntegrale Enel Chile SA 93,55% 60,74%\nEnel Generaci\u00f3n\nCostanera SA\nBuenos Aires AR 701.988.378,00 ARS\nIntegrale Enel Argentina SA 75,68% 62,25%\nEnel Generaci\u00f3n El\nChoc\u00f3n SA\nBuenos Aires AR 18.321.776.559,00 ARS\nIntegrale\nEnel Argentina SA 8,67%\n54,07%\nHidroinvest SA 59,00%\nEnel Generaci\u00f3n Per\u00fa \nSAA\nSan Miguel PE 2.108.101.266,48 PEN\nIntegrale Enel Per\u00fa SAC 83,60% 68,78%\nEnel Generaci\u00f3n Piura \nSA\nSan Miguel PE 73.982.594,00 PEN\nIntegrale Enel Per\u00fa SAC 96,50% 79,39%\n\nDenominazione societ\u00e0 Sede legale Nazione Capitale sociale Valuta\nSe\ue61fore\ndi a\ue61fivit\u00e0\nMetodo di\nconsolidamento Detenuta da\n%\npossesso\nazioni\nordinarie\n%\npossesso\nGruppo\nEnel Generaci\u00f3n SA\nde Cv\nCi\ue61e\u00e0 del\nMessico\nMX 7.100.100,00 MXN Integrale\nEnel Green Power\nM\u00e9xico S de RL\nde Cv\n100,00%\n100,00%\nEnerg\u00eda Nueva de\nIguu S de RL de Cv\n0,00%\nEnel Geothermal LLC Wilmington US - USD\nIntegrale\nEnel Green Power\nNo\ue61fh America Inc.\n100,00% 100,00%\nEnel Global\nInfrastructure and\nNetworks Srl\nRoma IT 10.100.000,00 EUR\nIntegrale Enel SpA 100,00% 100,00%\nEnel Global Services Srl Roma IT 10.000,00 EUR\nIntegrale Enel SpA 100,00% 100,00%\nEnel Global Thermal\nGeneration Srl\nRoma IT 1.000.000,00 EUR\nIntegrale Enel SpA 100,00% 100,00%\nEnel Global Trading\nSpA\nRoma IT 90.885.000,00 EUR\nIntegrale Enel SpA 100,00% 100,00%\nEnel Green Power\nArgentina SA\nBuenos Aires AR 463.577.761,00 ARS\nIntegrale\nEnel Am\u00e9ricas SA 99,86%\n82,27%\nEnel Green Power\nSpA\n0,00%\nEnerg\u00eda y Servicios\nSouth America SpA\n0,14%\nEnel Green Power\nAroeira 01 SA\nRio de Janeiro BR 1.000,00 BRL\nIntegrale\nEnel Brasil SA 99,90%\n82,27%\nEnel Green Power\nDesenvolvimento\nLtda \n0,10%\nEnel Green Power\nAroeira 02 SA\nRio de Janeiro BR 1.000,00 BRL\nIntegrale\nEnel Brasil SA 99,90%\n82,27%\nEnel Green Power\nDesenvolvimento\nLtda \n0,10%\nEnel Green Power\nAroeira 03 SA\nRio de Janeiro BR 1.000,00 BRL\nIntegrale\nEnel Brasil SA 99,90%\n82,27%\nEnel Green Power\nDesenvolvimento\nLtda \n0,10%\nEnel Green Power\nAroeira 04 SA\nRio de Janeiro BR 1.000,00 BRL\nIntegrale\nEnel Brasil SA 99,90%\n82,27%\nEnel Green Power\nDesenvolvimento\nLtda \n0,10%\nEnel Green Power\nAroeira 05 SA\nRio de Janeiro BR 1.000,00 BRL\nIntegrale\nEnel Brasil SA 99,90%\n82,27%\nEnel Green Power\nDesenvolvimento\nLtda \n0,10%\nEnel Green Power\nAroeira 06 SA\nRio de Janeiro BR 1.000,00 BRL\nIntegrale\nEnel Brasil SA 99,90%\n82,27%\nEnel Green Power\nDesenvolvimento\nLtda \n0,10%\nEnel Green Power\nAroeira 07 SA\nRio de Janeiro BR 1.000,00 BRL\nIntegrale\nEnel Brasil SA 99,90%\n82,27%\nEnel Green Power\nDesenvolvimento\nLtda \n0,10%\n\nDenominazione societ\u00e0 Sede legale Nazione Capitale sociale Valuta\nSe\ue61fore\ndi a\ue61fivit\u00e0\nMetodo di\nconsolidamento Detenuta da\n%\npossesso\nazioni\nordinarie\n%\npossesso\nGruppo\nEndesa Generaci\u00f3n\nNuclear SA\nSiviglia ES 60.000,00 EUR Integrale\nEndesa Generaci\u00f3n\nSA\n100,00% 70,11%\nEndesa Generaci\u00f3n\nPo\ue61fugal SA\nLisbona PT 50.000,00 EUR\nIntegrale\nEndesa Energ\u00eda SA 0,20%\n70,11%\nEndesa Generaci\u00f3n\nSA\n99,20%\nEnel Green Power\nEspa\u00f1a SLU \n0,60%\nEndesa Generaci\u00f3n SA Siviglia ES 1.940.379.735,35 EUR\nIntegrale Endesa SA 100,00% 70,11%\nEndesa Ingenier\u00eda SLU Siviglia ES 965.305,00 EUR\nIntegrale\nEndesa Red\nSA (Sociedad\nUnipersonal)\n100,00% 70,11%\nEndesa Medios y\nSistemas SL (Sociedad\nUnipersonal)\nMadrid ES 89.999.790,00 EUR\nIntegrale Endesa SA 100,00% 70,11%\nEndesa Operaciones y\nServicios Comerciales\nSL\nMadrid ES 10.138.580,00 EUR\nIntegrale Endesa Energ\u00eda SA 100,00% 70,11%\nEndesa Red SA\n(Sociedad Unipersonal)\nMadrid ES 719.901.723,26 EUR\nIntegrale Endesa SA 100,00% 70,11%\nEndesa SA Madrid ES 1.270.502.540,40 EUR\nIntegrale\nEndesa SA 0,02%\n70,11%\nEnel Iberia Srl 70,10%\nEndesa Soluciones SL Madrid ES 2.874.621,80 EUR\nEquity\nEndesa X Servicios\nSLU \n20,00% 14,02%\nEndesa X Servicios SLU Madrid ES 60.000,00 EUR\nIntegrale Endesa SA 100,00% 70,11%\nEnel Albe\ue61fa Wind Inc. Albe\ue61fa CA 16.251.021,00 CAD\nIntegrale\nEnel Green Power\nCanada Inc.\n100,00% 100,00%\nEnel Am\u00e9ricas SA\nSantiago del\nCile\nCL 15.799.498.544,85 USD\nIntegrale\nEnel Am\u00e9ricas SA 0,00%\n82,27%\nEnel SpA 82,27%\nEnel and Shikun & Binui\nInnovation\nInfralab Ltd\nAirpo\ue61f City IL 38.000,00 ILS\nEquity\nEnel Global\nInfrastructure and\nNetworks Srl\n50,00% 50,00%\nEnel Argentina SA Buenos Aires AR 2.297.711.908,00 ARS\nIntegrale\nEnel Am\u00e9ricas SA 99,92%\n82,25%\nEnel Generaci\u00f3n\nChile SA\n0,08%\nEnel Bella Energy\nStorage LLC\nWilmington US - USD\nIntegrale\nEnel Energy Storage\nHoldings LLC (ex \nEGP Energy Storage\nHoldings LLC)\n100,00% 100,00%\nEnel Brasil Central SA Rio de Janeiro BR 10.000,00 BRL\nIntegrale Enel Brasil SA 100,00% 82,27%\nEnel Brasil SA Niter\u00f3i BR 32.387.634.190,06 BRL\nIntegrale\nEnel Am\u00e9ricas SA 99,50%\n82,27%Enel Brasil SA 0,50%\nEnerg\u00eda y Servicios\nSouth America SpA\n0,00%\n\nDenominazione societ\u00e0 Sede legale Nazione Capitale sociale Valuta\nSe\ue61fore\ndi a\ue61fivit\u00e0\nMetodo di\nconsolidamento Detenuta da\n%\npossesso\nazioni\nordinarie\n%\npossesso\nGruppo\nEnel Green Power\nAroeira 08 SA\nRio de Janeiro BR 1.000,00 BRL Integrale\nEnel Brasil SA 99,90%\n82,27%\nEnel Green Power\nDesenvolvimento\nLtda \n0,10%\nEnel Green Power\nAroeira 09 SA (ex Enel\nGreen Power S\u00e3o\nGon\u00e7alo Pa\ue61ficipa\u00e7\u00f5es\nSA)\nRio de Janeiro BR 1.000,00 BRL\nIntegrale\nEnel Brasil SA 99,90%\n82,27%\nEnel Green Power\nDesenvolvimento\nLtda \n0,10%\nEnel Green Power\nAustralia (Pty) Ltd\nSydney AU 100,00 AUD\nIntegrale\nEnel Green Power\nSpA\n100,00% 100,00%\nEnel Green Power\nAustralia Trust\nSydney AU 100,00 AUD\nIntegrale\nEnel Green Power\nSpA\n100,00% 100,00%\nEnel Green Power\nAzure Blue Jay Solar \nHoldings LLC\nAndover US 1,00 USD\nIntegrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%\nEnel Green Power\nAzure Ranchland \nHoldings LLC\nAndover US - USD\nIntegrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%\nEnel Green Power Boa\nVista 01 Ltda\nSalvador BR 3.554.607,00 BRL\nIntegrale\nEnel Brasil SA 100,00%\n82,27%\nEnel Green Power\nDesenvolvimento\nLtda \n0,00%\nEnel Green Power Boa\nVista E\u00f3lica SA\nRio de Janeiro BR 104.890.000,00 BRL\nIntegrale Enel Brasil SA 100,00% 82,27%\nEnel Green Power\nBouldercombe Holding\n(Pty) Ltd\nSydney AU 100,00 AUD\nIntegrale\nEnel Green Power\nAustralia (Pty) Ltd\n100,00% 100,00%\nEnel Green Power\nBouldercombe Trust\nSydney AU 10,00 AUD\nIntegrale\nEnel Green Power\nAustralia Trust\n100,00% 100,00%\nEnel Green Power\nBrejol\u00e2ndia Solar SA\nRio de Janeiro BR 1.000,00 BRL\nIntegrale\nEnel Brasil SA 99,90%\n82,27%\nEnel Green Power\nDesenvolvimento\nLtda \n0,10%\nEnel Green Power\nBungala (Pty) Ltd\nSydney AU 100,00 AUD\nIntegrale\nEnel Green Power\nAustralia (Pty) Ltd\n100,00% 100,00%\nEnel Green Power\nBungala Trust\nSydney AU - AUD\nIntegrale\nEnel Green Power\nAustralia (Pty) Ltd\n100,00% 100,00%\nEnel Green Power\nCabe\u00e7a de Boi SA\nNiter\u00f3i BR 270.114.539,00 BRL\nIntegrale Enel Brasil SA 100,00% 82,27%\nEnel Green Power\nCachoeira Dourada SA\nCachoeira\nDourada\nBR 64.339.835,85 BRL\nIntegrale\nEnel Brasil SA 99,61%\n82,07%\nEnel Green Power\nCachoeira Dourada \nSA\n0,15%\nEnel Green Power\nCalabria Srl\nRoma IT 10.000,00 EUR\nIntegrale\nEnel Green Power\nItalia Srl\n100,00% 100,00%\nEnel Green Power\nCanada Inc.\nMontreal CA 85.681.857,00 CAD\nIntegrale\nEnel Green Power\nNo\ue61fh America Inc.\n100,00% 100,00%\nEnel Green Power\nCerrado Solar SA\nRio de Janeiro BR 1.000,00 BRL\nIntegrale\nEnel Brasil SA 99,90%\n82,27%\nEnel Green Power\nDesenvolvimento\nLtda \n0,10%\n\nDenominazione societ\u00e0 Sede legale Nazione Capitale sociale Valuta\nSe\ue61fore\ndi a\ue61fivit\u00e0\nMetodo di\nconsolidamento Detenuta da\n%\npossesso\nazioni\nordinarie\n%\npossesso\nGruppo\nEnel Green Power\nChile SA\nSantiago del\nCile\nCL 842.121.530,67 USD Integrale\nEnel Chile SA 99,99%\n64,93%\nEnel SpA 0,01%\nEnel Green Power\nCimarron Bend Wind\nHoldings III LLC\nAndover US 1,00 USD\nIntegrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%\nEnel Green Power\nCohuna Holdings (Pty)\nLtd\nSydney AU 3.419.700,00 AUD\nIntegrale\nEnel Green Power\nAustralia (Pty) Ltd\n100,00% 100,00%\nEnel Green Power\nCohuna Trust\nSydney AU - AUD\nIntegrale\nEnel Green Power\nAustralia Trust\n100,00% 100,00%\nEnel Green Power\nColombia SAS ESP\nBogot\u00e0 CO 13.849.425.000,00 COP\nIntegrale Enel Am\u00e9ricas SA 100,00% 82,27%\nEnel Green Power\nCosta Rica SA\nSan Jos\u00e9 CR 27.500.000,00 USD\nIntegrale ESSA2 SpA 100,00% 82,27%\nEnel Green Power Cove \nFo\ue61f Solar LLC\nWilmington US 1,00 USD\nIntegrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%\nEnel Green Power\nCremzow GmbH &\nCo. Kg\nSchenkenberg DE 1.000,00 EUR\nIntegrale\nEnel X Germany\nGmbH\n90,00% 90,00%\nEnel Green Power\nCremzow Verwaltungs\nGmbH\nSchenkenberg DE 25.000,00 EUR\nIntegrale\nEnel X Germany\nGmbH\n90,00% 90,00%\nEnel Green Power\nCristal E\u00f3lica SA\nRio de Janeiro BR 144.784.899,00 BRL\nIntegrale\nEnel Brasil SA 99,17%\n82,27%\nEnel Green Power\nCristal E\u00f3lica SA\n0,00%\nEnel Green Power\nDesenvolvimento\nLtda \n0,83%\nEnel Green Power\nCumaru 01 SA\nNiter\u00f3i BR 204.653.590,90 BRL\nIntegrale\nEnel Brasil SA 100,00%\n82,27%\nEnel Green Power\nDesenvolvimento\nLtda \n0,00%\nEnel Green Power\nCumaru 02 SA\nNiter\u00f3i BR 210.001.000,00 BRL\nIntegrale\nEnel Brasil SA 100,00%\n82,27%\nEnel Green Power\nDesenvolvimento\nLtda \n0,00%\nEnel Green Power\nCumaru 03 SA\nRio de Janeiro BR 200.001.000,00 BRL\nIntegrale\nEnel Brasil SA 100,00%\n82,27%\nEnel Green Power\nDesenvolvimento\nLtda \n0,00%\nEnel Green Power\nCumaru 04 SA\nRio de Janeiro BR 200.001.000,00 BRL\nIntegrale\nEnel Brasil SA 100,00%\n82,27%\nEnel Green Power\nDesenvolvimento\nLtda \n0,00%\nEnel Green Power\nCumaru 05 SA\nRio de Janeiro BR 180.208.000,90 BRL\nIntegrale\nEnel Brasil SA 100,00%\n82,27%\nEnel Green Power\nDesenvolvimento\nLtda \n0,00%\n\nDenominazione societ\u00e0 Sede legale Nazione Capitale sociale Valuta\nSe\ue61fore\ndi a\ue61fivit\u00e0\nMetodo di\nconsolidamento Detenuta da\n%\npossesso\nazioni\nordinarie\n%\npossesso\nGruppo\nEnel Green Power\nCumaru Pa\ue61ficipa\u00e7\u00f5es\nSA\nRio de Janeiro BR 1.000,00 BRL Integrale\nEnel Brasil SA 99,90%\n82,27%\nEnel Green Power\nDesenvolvimento\nLtda \n0,10%\nEnel Green Power\nCumaru Solar 01 SA\nRio de Janeiro BR 1.000,00 BRL\nIntegrale\nEnel Brasil SA 99,90%\n82,27%\nEnel Green Power\nDesenvolvimento\nLtda \n0,10%\nEnel Green Power\nCumaru Solar 02 SA\nRio de Janeiro BR 1.000,00 BRL\nIntegrale\nEnel Brasil SA 99,90%\n82,27%\nEnel Green Power\nDesenvolvimento\nLtda \n0,10%\nEnel Green Power\nDamascena E\u00f3lica SA\nRio de Janeiro BR 83.709.003,00 BRL\nIntegrale\nEnel Brasil SA 99,16%\n82,27%\nEnel Green Power\nDesenvolvimento\nLtda \n0,84%\nEnel Green Power\nDel\ue61dna A E\u00f3lica SA\nRio de Janeiro BR 549.062.483,00 BRL\nIntegrale Enel Brasil SA 100,00% 82,27%\nEnel Green Power\nDel\ue61dna B E\u00f3lica SA\nRio de Janeiro BR 93.068.000,00 BRL\nIntegrale Enel Brasil SA 100,00% 82,27%\nEnel Green Power\nDel\ue61dna C E\u00f3lica SA\nRio de Janeiro BR 31.105.000,00 BRL\nIntegrale Enel Brasil SA 100,00% 82,27%\nEnel Green Power\nDel\ue61dna D E\u00f3lica SA\nRio de Janeiro BR 105.864.000,00 BRL\nIntegrale Enel Brasil SA 100,00% 82,27%\nEnel Green Power\nDel\ue61dna E E\u00f3lica SA\nNiter\u00f3i BR 105.936.000,00 BRL\nIntegrale Enel Brasil SA 100,00% 82,27%\nEnel Green Power\nDesenvolvimento Ltda\nRio de Janeiro BR 46.617.590,35 BRL\nIntegrale\nEnel Brasil SA 100,00%\n82,27%\nEnerg\u00eda y Servicios\nSouth America SpA\n0,00%\nEnel Green Power\nDevelopment Srl\nRoma IT 20.000,00 EUR\nIntegrale\nEnel Green Power\nSpA\n100,00% 100,00%\nEnel Green Power\nDiamond Vista Wind\nProject LLC\nWilmington US 1,00 USD\nIntegrale\nDiamond Vista\nHoldings LLC\n100,00% 100,00%\nEnel Green Power Dois\nRiachos E\u00f3lica SA\nRio de Janeiro BR 130.354.009,00 BRL\nIntegrale Enel Brasil SA 100,00% 82,27%\nEnel Green Power\nEgypt SAE\nCairo EG 250.000,00 EGP\nIntegrale\nEnel Green Power\nSpA\n100,00% 100,00%\nEnel Green Power El\nSalvador SA de Cv\nEl Salvador SV 22.860,00 USD\nIntegrale\nEnel Green Power\nSpA\n99,96%\n99,99%\nEnerg\u00eda y Servicios\nSouth America SpA\n0,04%\nEnel Green Power\nElkwater Wind Limited \nPa\ue61fnership\nAlbe\ue61fa CA 1.000,00 CAD\nIntegrale\nEnel Albe\ue61fa Wind\nInc.\n1,00%\n100,00%\nEnel Green Power\nCanada Inc.\n99,00%\n\nDenominazione societ\u00e0 Sede legale Nazione Capitale sociale Valuta\nSe\ue61fore\ndi a\ue61fivit\u00e0\nMetodo di\nconsolidamento Detenuta da\n%\npossesso\nazioni\nordinarie\n%\npossesso\nGruppo\nEnel Green Power\nElmsthorpe Wind LP\nCalgary CA 1.000,00 CAD Integrale\nEnel Albe\ue61fa Wind\nInc.\n0,10%\n100,00%\nEnel Green Power\nCanada Inc.\n99,90%\nEnel Green Power\nEmiliana E\u00f3lica SA\nRio de Janeiro BR 135.191.530,00 BRL\nIntegrale\nEnel Brasil SA 98,81%\n82,27%\nEnel Green Power\nDesenvolvimento\nLtda \n1,19%\nEnel Green Power\nEmiliana E\u00f3lica SA\n0,00%\nEnel Green Power\nEspa\u00f1a SLU\nSiviglia ES 11.152,74 EUR\nIntegrale\nEndesa Generaci\u00f3n\nSA\n100,00% 70,11%\nEnel Green Power\nEsperan\u00e7a E\u00f3lica SA\nRio de Janeiro BR 129.418.174,00 BRL\nIntegrale\nEnel Brasil SA 99,14%\n82,27%\nEnel Green Power\nDesenvolvimento\nLtda \n0,86%\nEnel Green Power\nEsperan\u00e7a Solar SA\nRio de Janeiro BR 1.000,00 BRL\nIntegrale\nEnel Brasil SA 99,90%\n82,27%\nEnel Green Power\nDesenvolvimento\nLtda \n0,10%\nEnel Green Power\nFazenda SA\nNiter\u00f3i BR 264.141.174,00 BRL\nIntegrale Enel Brasil SA 100,00% 82,27%\nEnel Green Power\nFontes dos Ventos 2 SA\nRio de Janeiro BR 283.315.219,00 BRL\nIntegrale\nEnel Brasil SA 100,00%\n82,27%\nEnel Green Power\nDesenvolvimento\nLtda \n0,00%\nEnel Green Power\nFontes dos Ventos 3 SA\nRio de Janeiro BR 221.001.000,00 BRL\nIntegrale\nEnel Brasil SA 100,00%\n82,27%\nEnel Green Power\nDesenvolvimento\nLtda \n0,00%\nEnel Green Power\nFontes II Pa\ue61ficipa\u00e7\u00f5es \nSA\nRio de Janeiro BR 1.000,00 BRL\nIntegrale\nEnel Brasil SA 99,90%\n82,27%\nEnel Green Power\nDesenvolvimento\nLtda \n0,10%\nEnel Green Power\nFontes Solar SA\nRio de Janeiro BR 1.000,00 BRL\nIntegrale\nEnel Brasil SA 99,90%\n82,27%\nEnel Green Power\nDesenvolvimento\nLtda \n0,10%\nEnel Green Power\nFrance SAS\nParigi FR 100.000,00 EUR\nIntegrale\nEnel Green Power\nSpA\n100,00% 100,00%\nEnel Green Power\nGermany GmbH\nBerlino DE 25.000,00 EUR\nIntegrale\nEnel Green Power\nSpA\n100,00% 100,00%\nEnel Green Power\nGirgarre Holdings \n(Pty) Ltd\nSydney AU 100,00 AUD\nIntegrale\nEnel Green Power\nAustralia (Pty) Ltd\n100,00% 100,00%\nEnel Green Power\nGirgarre Trust\nSydney AU 10,00 AUD\nIntegrale\nEnel Green Power\nAustralia Trust\n100,00% 100,00%\n\nDenominazione societ\u00e0 Sede legale Nazione Capitale sociale Valuta\nSe\ue61fore\ndi a\ue61fivit\u00e0\nMetodo di\nconsolidamento Detenuta da\n%\npossesso\nazioni\nordinarie\n%\npossesso\nGruppo\nEnel Green Power\nGlobal Investment BV\nAmsterdam NL 10.000,00 EUR Integrale\nEnel Green Power\nSpA\n100,00% 100,00%\nEnel Green Power\nGuatemala SA\nCi\ue61e\u00e0 del\nGuatemala\nGT 67.208.000,00 GTQ\nIntegrale\nEnel Am\u00e9ricas SA 0,00%\n82,27%\nESSA2 SpA 100,00%\nEnel Green Power\nHadros Wind Limited\nPa\ue61fnership\n- CA 1.000,00 CAD\nIntegrale\nEnel Albe\ue61fa Wind\nInc.\n1,00%\n100,00%\nEnel Green Power\nCanada Inc.\n99,00%\nEnel Green Power\nHellas SA\nMaroussi GR 159.187.850,00 EUR\nIntegrale\nEnel Green Power\nSpA\n100,00% 100,00%\nEnel Green Power\nHellas Supply Single\nMember SA\nMaroussi GR 600.000,00 EUR\nIntegrale\nEnel Green Power\nHellas SA\n100,00% 100,00%\nEnel Green Power\nHellas Wind Parks\nSouth Evia Single\nMember SA\nMaroussi GR 141.569.641,00 EUR\nIntegrale\nEnel Green Power\nHellas SA\n100,00% 100,00%\nEnel Green Power\nHilltopper Wind LLC (ex\nHilltopper Wind Power\nLLC)\nDover US 1,00 USD\nIntegrale\nHilltopper Wind\nHoldings LLC\n100,00% 100,00%\nEnel Green Power\nHorizonte Mp Solar SA\nRio de Janeiro BR 431.566.053,00 BRL\nIntegrale\nAlba Energia Ltda 0,01%\n82,27%\nEnel Brasil SA 99,99%\nEnel Green Power India\nPrivate Limited\nNew Delhi IN 113.504.823,00 INR\nIntegrale\nEnel Green Power\nDevelopment Srl\n100,00% 100,00%\nEnel Green Power\nItalia Srl\nRoma IT 272.000.000,00 EUR\nIntegrale Enel Italia SpA 100,00% 100,00%\nEnel Green Power\nItuverava No\ue61fe Solar \nSA\nRio de Janeiro BR 210.706.645,67 BRL\nIntegrale\nBondia Energia Ltda 0,09%\n82,27%\nEnel Brasil SA 99,91%\nEnel Green Power\nBrasil Pa\ue61ficipa\u00e7\u00f5es\nLtda \n0,00%\nEnel Green Power\nItuverava Solar SA\nRio de Janeiro BR 219.235.933,00 BRL\nIntegrale\nBondia Energia Ltda 0,00%\n82,27%\nEnel Brasil SA 100,00%\nEnel Green Power\nItuverava Sul Solar SA\nRio de Janeiro BR 407.279.143,00 BRL\nIntegrale\nBondia Energia Ltda 0,00%\n82,27%\nEnel Brasil SA 100,00%\nEnel Green Power\nJoana E\u00f3lica SA\nRio de Janeiro BR 130.259.530,00 BRL\nIntegrale\nEnel Brasil SA 98,84%\n82,27%\nEnel Green Power\nDesenvolvimento\nLtda \n1,16%\n\nDenominazione societ\u00e0 Sede legale Nazione Capitale sociale Valuta\nSe\ue61fore\ndi a\ue61fivit\u00e0\nMetodo di\nconsolidamento Detenuta da\n%\npossesso\nazioni\nordinarie\n%\npossesso\nGruppo\nEnel Green Power\nKenya Limited\nNairobi KE 100.000,00 KES Integrale\nEnel Green Power\nRSA (Pty) Ltd\n1,00%\n100,00%\nEnel Green Power\nSpA\n99,00%\nEnel Green Power\nKorea LLC\nSeoul KR 4.350.000.000,00 KRW\nIntegrale\nEnel Green Power\nSpA\n100,00% 100,00%\nEnel Green Power\nLagoa do Sol 01 SA\nTeresina BR 1.000,00 BRL\nIntegrale\nEnel Brasil SA 99,90%\n82,27%\nEnel Green Power\nDesenvolvimento\nLtda \n0,10%\nEnel Green Power\nLagoa do Sol 02 SA\nTeresina BR 1.000,00 BRL\nIntegrale\nEnel Brasil SA 99,90%\n82,27%\nEnel Green Power\nDesenvolvimento\nLtda \n0,10%\nEnel Green Power\nLagoa do Sol 03 SA\nTeresina BR 1.000,00 BRL\nIntegrale\nEnel Brasil SA 99,90%\n82,27%\nEnel Green Power\nDesenvolvimento\nLtda \n0,10%\nEnel Green Power\nLagoa do Sol 04 SA\nTeresina BR 1.000,00 BRL\nIntegrale\nEnel Brasil SA 99,90%\n82,27%\nEnel Green Power\nDesenvolvimento\nLtda \n0,10%\nEnel Green Power\nLagoa do Sol 05 SA\nTeresina BR 1.000,00 BRL\nIntegrale\nEnel Brasil SA 99,90%\n82,27%\nEnel Green Power\nDesenvolvimento\nLtda \n0,10%\nEnel Green Power\nLagoa do Sol 06 SA\nTeresina BR 1.000.000,00 BRL\nIntegrale\nEnel Brasil SA 99,90%\n82,27%\nEnel Green Power\nDesenvolvimento\nLtda \n0,10%\nEnel Green Power\nLagoa do Sol 07 SA\nTeresina BR 1.000,00 BRL\nIntegrale\nEnel Brasil SA 99,90%\n82,27%\nEnel Green Power\nDesenvolvimento\nLtda \n0,10%\nEnel Green Power\nLagoa do Sol 08 SA\nTeresina BR 1.000,00 BRL\nIntegrale\nEnel Brasil SA 99,90%\n82,27%\nEnel Green Power\nDesenvolvimento\nLtda \n0,10%\nEnel Green Power\nLagoa do Sol 09 SA\nTeresina BR 1.000,00 BRL\nIntegrale\nEnel Brasil SA 99,90%\n82,27%\nEnel Green Power\nDesenvolvimento\nLtda \n0,10%\nEnel Green Power\nLagoa II Pa\ue61ficipa\u00e7\u00f5es\nSA\nRio de Janeiro BR 1.000,00 BRL\nIntegrale\nEnel Brasil SA 99,90%\n82,27%\nEnel Green Power\nDesenvolvimento\nLtda \n0,10%\n\nDenominazione societ\u00e0 Sede legale Nazione Capitale sociale Valuta\nSe\ue61fore\ndi a\ue61fivit\u00e0\nMetodo di\nconsolidamento Detenuta da\n%\npossesso\nazioni\nordinarie\n%\npossesso\nGruppo\nEnel Green Power\nLagoa III Pa\ue61ficipa\u00e7\u00f5es\nSA\nRio de Janeiro BR 1.000,00 BRL Integrale\nEnel Brasil SA 99,90%\n82,27%\nEnel Green Power\nDesenvolvimento\nLtda \n0,10%\nEnel Green Power\nLagoa Pa\ue61ficipa\u00e7\u00f5es SA\n(ex Enel Green Power\nProjetos 45 SA)\nRio de Janeiro BR 1.000,00 BRL\nIntegrale\nEnel Brasil SA 99,90%\n82,27%\nEnel Green Power\nDesenvolvimento\nLtda \n0,10%\nEnel Green Power Lily\nSolar Holdings LLC\nAndover US 1,00 USD\nIntegrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%\nEnel Green Power\nMani\u00e7oba E\u00f3lica SA\nRio de Janeiro BR 90.722.530,00 BRL\nIntegrale\nEnel Brasil SA 99,20%\n82,27%\nEnel Green Power\nDesenvolvimento\nLtda \n0,80%\nEnel Green Power\nMatimba Srl\nRoma IT 10.000,00 EUR\nEquity\nEnel Green Power\nSpA\n50,00% 50,00%\nEnel Green Power\nMetehara Solar Private\nLimited Company\n- ET 5.600.000,00 ETB\nIntegrale\nEnel Green Power\nSolar Metehara SpA\n80,00% 80,00%\nEnel Green Power\nM\u00e9xico S de RL de Cv\nCi\ue61e\u00e0 del\nMessico\nMX 662.949.966,00 MXN\nIntegrale\nEnel Green Power\nSpA\n100,00%\n100,00%\nEnel Rinnovabile SA\nde Cv\n0,00%\nEnel Green Power\nModelo I E\u00f3lica SA\nRio de Janeiro BR 132.642.000,00 BRL\nIntegrale Enel Brasil SA 100,00% 82,27%\nEnel Green Power\nModelo II E\u00f3lica SA\nRio de Janeiro BR 107.742.000,00 BRL\nIntegrale Enel Brasil SA 100,00% 82,27%\nEnel Green Power\nMorocco SARLAU\nCasablanca MA 480.000.000,00 MAD\nIntegrale\nEnel Green Power\nSpA\n100,00% 100,00%\nEnel Green Power\nMorro do Chap\u00e9u I\nE\u00f3lica SA\nRio de Janeiro BR 248.138.287,11 BRL\nIntegrale Enel Brasil SA 100,00% 82,27%\nEnel Green Power\nMorro do Chap\u00e9u II\nE\u00f3lica SA\nRio de Janeiro BR 206.050.114,05 BRL\nIntegrale Enel Brasil SA 100,00% 82,27%\nEnel Green Power\nMorro do Chap\u00e9u Solar\n01 SA (ex Enel Green\nPower S\u00e3o Gon\u00e7alo III\nPa\ue61ficipa\u00e7\u00f5es SA)\nRio de Janeiro BR 1.000,00 BRL\nIntegrale\nEnel Brasil SA 99,90%\n82,27%\nEnel Green Power\nDesenvolvimento\nLtda \n0,10%\nEnel Green Power\nMour\u00e3o SA\nRio de Janeiro BR 25.600.100,00 BRL\nIntegrale Enel Brasil SA 100,00% 82,27%\nEnel Green Power\nNamibia (Pty) Ltd\nWindhoek NA 10.000,00 NAD\nIntegrale\nEnel Green Power\nSpA\n100,00% 100,00%\nEnel Green Power\nNo\ue61fh America\nDevelopment LLC\nWilmington US - USD\nIntegrale\nEnel No\ue61fh America\nInc.\n100,00% 100,00%\nEnel Green Power\nNo\ue61fh America Inc.\nAndover US - USD\nIntegrale\nEnel No\ue61fh America\nInc.\n100,00% 100,00%\n\nDenominazione societ\u00e0 Sede legale Nazione Capitale sociale Valuta\nSe\ue61fore\ndi a\ue61fivit\u00e0\nMetodo di\nconsolidamento Detenuta da\n%\npossesso\nazioni\nordinarie\n%\npossesso\nGruppo\nEnel Green Power Nova\nOlinda 01 SA\nTeresina BR 1.000,00 BRL Integrale\nEnel Brasil SA 99,90%\n82,27%\nEnel Green Power\nDesenvolvimento\nLtda \n0,10%\nEnel Green Power Nova\nOlinda 02 SA\nTeresina BR 1.000,00 BRL\nIntegrale\nEnel Brasil SA 99,90%\n82,27%\nEnel Green Power\nDesenvolvimento\nLtda \n0,10%\nEnel Green Power Nova\nOlinda 03 SA\nTeresina BR 1.000,00 BRL\nIntegrale\nEnel Brasil SA 99,90%\n82,27%\nEnel Green Power\nDesenvolvimento\nLtda \n0,10%\nEnel Green Power Nova\nOlinda 04 SA\nTeresina BR 1.000,00 BRL\nIntegrale\nEnel Brasil SA 99,90%\n82,27%\nEnel Green Power\nDesenvolvimento\nLtda \n0,10%\nEnel Green Power Nova\nOlinda 05 SA\nTeresina BR 1.000,00 BRL\nIntegrale\nEnel Brasil SA 99,90%\n82,27%\nEnel Green Power\nDesenvolvimento\nLtda \n0,10%\nEnel Green Power Nova\nOlinda 06 SA\nTeresina BR 1.000,00 BRL\nIntegrale\nEnel Brasil SA 99,90%\n82,27%\nEnel Green Power\nDesenvolvimento\nLtda \n0,10%\nEnel Green Power Nova\nOlinda 07 SA\nTeresina BR 1.000,00 BRL\nIntegrale\nEnel Brasil SA 99,90%\n82,27%\nEnel Green Power\nDesenvolvimento\nLtda \n0,10%\nEnel Green Power Nova\nOlinda 08 SA\nTeresina BR 1.000,00 BRL\nIntegrale\nEnel Brasil SA 99,90%\n82,27%\nEnel Green Power\nDesenvolvimento\nLtda \n0,10%\nEnel Green Power Nova\nOlinda 09 SA\nTeresina BR 1.000,00 BRL\nIntegrale\nEnel Brasil SA 99,90%\n82,27%\nEnel Green Power\nDesenvolvimento\nLtda \n0,10%\nEnel Green Power Novo \nLapa 01 SA\nRio de Janeiro BR 1.000,00 BRL\nIntegrale\nEnel Brasil SA 99,90%\n82,27%\nEnel Green Power\nDesenvolvimento\nLtda \n0,10%\nEnel Green Power Novo \nLapa 02 SA\nRio de Janeiro BR 1.000,00 BRL\nIntegrale\nEnel Brasil SA 99,90%\n82,27%\nEnel Green Power\nDesenvolvimento\nLtda \n0,10%\n\nDenominazione societ\u00e0 Sede legale Nazione Capitale sociale Valuta\nSe\ue61fore\ndi a\ue61fivit\u00e0\nMetodo di\nconsolidamento Detenuta da\n%\npossesso\nazioni\nordinarie\n%\npossesso\nGruppo\nEnel Green Power Novo \nLapa 03 SA\nRio de Janeiro BR 1.000,00 BRL Integrale\nEnel Brasil SA 99,90%\n82,27%\nEnel Green Power\nDesenvolvimento\nLtda \n0,10%\nEnel Green Power Novo \nLapa 04 SA\nRio de Janeiro BR 1.000,00 BRL\nIntegrale\nEnel Brasil SA 99,90%\n82,27%\nEnel Green Power\nDesenvolvimento\nLtda \n0,10%\nEnel Green Power Novo \nLapa 05 SA\nRio de Janeiro BR 1.000,00 BRL\nIntegrale\nEnel Brasil SA 99,90%\n82,27%\nEnel Green Power\nDesenvolvimento\nLtda \n0,10%\nEnel Green Power Novo \nLapa 06 SA\nRio de Janeiro BR 1.000,00 BRL\nIntegrale\nEnel Brasil SA 99,90%\n82,27%\nEnel Green Power\nDesenvolvimento\nLtda \n0,10%\nEnel Green Power Novo \nLapa 07 SA\nRio de Janeiro BR 1.000,00 BRL\nIntegrale\nEnel Brasil SA 99,90%\n82,27%\nEnel Green Power\nDesenvolvimento\nLtda \n0,10%\nEnel Green Power Novo \nLapa 08 SA\nRio de Janeiro BR 1.000,00 BRL\nIntegrale\nEnel Brasil SA 99,90%\n82,27%\nEnel Green Power\nDesenvolvimento\nLtda \n0,10%\nEnel Green Power O&M\nSolar LLC\nAndover US - USD\nIntegrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%\nEnel Green Power\nPanam\u00e1 Srl\nPanama City PA 3.001,00 USD\nIntegrale\nEnel Am\u00e9ricas SA 0,03%\n82,27%\nESSA2 SpA 99,97%\nEnel Green Power\nParanapanema SA\nNiter\u00f3i BR 162.567.500,00 BRL\nIntegrale Enel Brasil SA 100,00% 82,27%\nEnel Green Power\nPa\ue61fecipazioni Speciali\nSrl\nRoma IT 10.000,00 EUR\nIntegrale\nEnel Green Power\nSpA\n100,00% 100,00%\nEnel Green Power Pau \nFerro E\u00f3lica SA\nRio de Janeiro BR 125.124.000,00 BRL\nIntegrale\nEnel Brasil SA 98,77%\n82,27%\nEnel Green Power\nDesenvolvimento\nLtda \n1,23%\nEnel Green Power\nPau Ferro E\u00f3lica SA\n0,00%\nEnel Green Power\nPedra do Ger\u00f4nimo\nE\u00f3lica SA\nRio de Janeiro BR 184.319.527,57 BRL\nIntegrale\nEnel Brasil SA 98,86%\n82,27%\nEnel Green Power\nDesenvolvimento\nLtda \n1,14%\n\nDenominazione societ\u00e0 Sede legale Nazione Capitale sociale Valuta\nSe\ue61fore\ndi a\ue61fivit\u00e0\nMetodo di\nconsolidamento Detenuta da\n%\npossesso\nazioni\nordinarie\n%\npossesso\nGruppo\nEnel Green Power Per\u00fa\nSAC\nSan Miguel PE 973.213.507,00 PEN Integrale\nEnel Am\u00e9ricas SA 100,00%\n82,27%\nEnerg\u00eda y Servicios\nSouth America SpA\n0,00%\nEnel Green Power\nPrimavera E\u00f3lica SA\nRio de Janeiro BR 143.674.900,01 BRL\nIntegrale\nEnel Brasil SA 99,00%\n82,27%\nEnel Green Power\nDesenvolvimento\nLtda \n1,00%\nEnel Green Power\nPuglia Srl\nRoma IT 1.000.000,00 EUR\nIntegrale\nEnel Green Power\nItalia Srl\n100,00% 100,00%\nEnel Green Power RA\nSAE in liquidazione\nCairo EG 15.000.000,00 EGP\nIntegrale\nEnel Green Power\nEgypt SAE\n100,00% 100,00%\nEnel Green Power\nRa\ue61elesnake Creek\nWind Project LLC (ex\nRa\ue61elesnake Creek\nWind Project LLC)\nDelaware US 1,00 USD\nIntegrale\nRa\ue61elesnake Creek\nHoldings LLC\n100,00% 100,00%\nEnel Green Power\nRoadrunner Solar\nProject Holdings II LLC\nAndover US - USD\nIntegrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%\nEnel Green Power\nRoadrunner Solar\nProject Holdings LLC\nAndover US - USD\nIntegrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%\nEnel Green Power\nRoadrunner Solar\nProject II LLC\nDover US 100,00 USD\nIntegrale\nEnel Roadrunner\nSolar Project\nHoldings II LLC\n100,00% 100,00%\nEnel Green Power\nRockhaven Ranchland\nHoldings LLC\nAndover US 1,00 USD\nIntegrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%\nEnel Green Power\nRomania Srl\nBucarest RO 2.430.631.000,00 RON\nIntegrale\nEnel Green Power\nSpA\n100,00% 100,00%\nEnel Green Power\nRoseland Solar LLC\nAndover US 1,00 USD\nIntegrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%\nEnel Green Power RSA\n(Pty) Ltd\nJohannesburg ZA 1.000,00 ZAR\nIntegrale\nEGP Matimba\nNewCo 1 Srl\n100,00% 100,00%\nEnel Green Power RSA\n2 (RF) (Pty) Ltd\nJohannesburg ZA 120,00 ZAR\nAFS\nEnel Green Power\nRSA (Pty) Ltd\n100,00% 100,00%\nEnel Green Power\nRus Limited Liability\nCompany\nMosca RU 60.500.000,00 RUB\nIntegrale\nEnel Green Power\nPa\ue61fecipazioni\nSpeciali Srl\n1,00%\n100,00%\nEnel Green Power\nSpA\n99,00%\nEnel Green Power SpA Roma IT 272.000.000,00 EUR\nIntegrale Enel SpA 100,00% 100,00%\nEnel Green Power\nSalto Apiac\u00e1s SA (ex \nEnel Green Power\nDamascena E\u00f3lica SA)\nRio de Janeiro BR 274.420.832,00 BRL\nIntegrale Enel Brasil SA 100,00% 82,27%\nEnel Green Power\nSannio Srl\nRoma IT 750.000,00 EUR\nIntegrale\nEnel Green Power\nItalia Srl\n100,00% 100,00%\nEnel Green Power S\u00e3o\nAbra\u00e3o E\u00f3lica SA\nRio de Janeiro BR 91.300.000,00 BRL\nIntegrale Enel Brasil SA 100,00% 82,27%\n\nDenominazione societ\u00e0 Sede legale Nazione Capitale sociale Valuta\nSe\ue61fore\ndi a\ue61fivit\u00e0\nMetodo di\nconsolidamento Detenuta da\n%\npossesso\nazioni\nordinarie\n%\npossesso\nGruppo\nEnel Green Power S\u00e3o\nGon\u00e7alo 21 SA (ex Enel \nGreen Power Projetos\n16)\nTeresina BR 139.939.932,22 BRL\nIntegrale\nAlba Energia Ltda 0,00%\n82,27%\nEnel Brasil SA 100,00%\nEnel Green Power S\u00e3o\nGon\u00e7alo 22 SA (ex Enel\nGreen Power Projetos\n30)\nTeresina BR 138.733.692,21 BRL\nIntegrale\nAlba Energia Ltda 0,00%\n82,27%\nEnel Brasil SA 100,00%\nEnel Green Power S\u00e3o\nGon\u00e7alo 3 SA (ex Enel\nGreen Power Projetos\n12)\nTeresina BR 216.609.843,02 BRL\nIntegrale\nAlba Energia Ltda 0,00%\n82,27%\nEnel Brasil SA 100,00%\nEnel Green Power S\u00e3o\nGon\u00e7alo 4 SA (ex Enel\nGreen Power Projetos\n13)\nTeresina BR 124.870.989,57 BRL\nIntegrale\nAlba Energia Ltda 0,00%\n82,27%\nEnel Brasil SA 100,00%\nEnel Green Power S\u00e3o\nGon\u00e7alo 5 SA (ex Enel\nGreen Power Projetos\n14)\nTeresina BR 123.176.257,11 BRL\nIntegrale\nAlba Energia Ltda 0,00%\n82,27%\nEnel Brasil SA 100,00%\nEnel Green Power S\u00e3o\nGon\u00e7alo 6 SA (ex Enel\nGreen Power Projetos\n19 SA)\nTeresina BR 180.887.848,28 BRL\nIntegrale\nAlba Energia Ltda 0,00%\n82,27%\nEnel Brasil SA 100,00%\nEnel Green Power\nBrasil Pa\ue61ficipa\u00e7\u00f5es\nLtda \n0,00%\nEnel Green Power S\u00e3o\nJudas E\u00f3lica SA\nNiter\u00f3i BR 143.674.900,00 BRL\nIntegrale\nEnel Brasil SA 99,00%\n82,27%\nEnel Green Power\nDesenvolvimento\nLtda \n1,00%\nEnel Green Power\nS\u00e3o Micael 01 SA (ex \nEnel Green Power S\u00e3o\nGon\u00e7alo 9 SA)\nTeresina BR 1.000,00 BRL\nIntegrale\nAlba Energia Ltda 0,10%\n82,27%\nEnel Brasil SA 99,90%\nEnel Green Power\nS\u00e3o Micael 02 SA (ex\nEnel Green Power S\u00e3o\nGon\u00e7alo 13)\nTeresina BR 1.000,00 BRL\nIntegrale\nAlba Energia Ltda 0,10%\n82,27%\nEnel Brasil SA 99,90%\nEnel Green Power\nS\u00e3o Micael 03 SA (ex\nEnel Green Power S\u00e3o\nGon\u00e7alo 16 SA)\nTeresina BR 1.000,00 BRL\nIntegrale\nAlba Energia Ltda 0,10%\n82,27%\nEnel Brasil SA 99,90%\nEnel Green Power\nS\u00e3o Micael 04 SA (ex\nEnel Green Power S\u00e3o\nGon\u00e7alo 20 SA)\nTeresina BR 1.000,00 BRL\nIntegrale\nEnel Brasil SA 99,90%\n82,27%\nEnel Green Power\nDesenvolvimento\nLtda \n0,10%\n\nDenominazione societ\u00e0 Sede legale Nazione Capitale sociale Valuta\nSe\ue61fore\ndi a\ue61fivit\u00e0\nMetodo di\nconsolidamento Detenuta da\n%\npossesso\nazioni\nordinarie\n%\npossesso\nGruppo\nSociedad E\u00f3lica Los\nLances SA\nSiviglia ES 2.404.048,42 EUR Integrale\nEnel Green Power\nEspa\u00f1a SLU \n60,00% 42,07%\nSociedad para el\nDesarrollo de Sierra\nMorena Cordobesa SA\nCordoba ES 86.063,20 EUR\n-\nEndesa Generaci\u00f3n\nSA\n1,82% 1,27%\nSociedad Po\ue61fuaria\nCentral Ca\ue61fagena SA\nBogot\u00e0 CO 89.714.600,00 COP\nIntegrale\nEmgesa SA ESP 94,94%\n39,87%\nInversora Codensa\nSAS\n5,05%\nSociet\u00e0 Ele\ue61erica Trigno \nSrl\nTrivento IT 100.000,00 EUR\nIntegrale\nEnel Green Power\nItalia Srl\n100,00% 100,00%\nSoetwater Wind Farm \n(RF) (Pty) Ltd\nJohannesburg ZA 1.000,00 ZAR\nAFS\nEnel Green Power\nRSA 2 (RF) (Pty) Ltd\n55,00% 55,00%\nSolana Renovables SL Madrid ES 5.000,00 EUR\nEquity\nEnel Green Power\nEspa\u00f1a SLU \n49,84% 34,94%\nSolas Electricity Srl Bucarest RO 740.000,00 RON\nIntegrale\nEnel Green Power\nRomania Srl\n100,00% 100,00%\nSoliloquoy Ridge LLC Minneapolis US - USD\nIntegrale\nChi Minnesota Wind\nLLC \n51,00% 51,00%\nSomerswo\ue61fh Hydro\nCompany Inc.\nWilmington US 100,00 USD\nAFS\nEnel Green Power\nNo\ue61fh America Inc.\n100,00% 100,00%\nSona Enerj\u00ed\n\u00dcret\u00edm Anon\u00edm\n\u015e\u00edrket\u00ed\nIstanbul TR 50.000,00 TRY\nIntegrale\nEnel Green Power\nTurkey Enerj\u00ed\nYatirimlari Anon\u00edm\n\u015e\u00edrket\u00ed\n100,00% 100,00%\nSonak Solar Project\nLLC\nAndover US - USD\nIntegrale\nTradewind Energy\nInc.\n100,00% 100,00%\nSotavento Galicia SA\nSantiago de\nCompostela\nES 601.000,00 EUR\nEquity\nEnel Green Power\nEspa\u00f1a SLU \n36,00% 25,24%\nSouth Italy Green\nHydrogen Srl\nRoma IT 10.000,00 EUR\nEquity\nEnel Green Power\nItalia Srl\n50,00% 50,00%\nSouth Rock Wind\nProject LLC\nAndover US 1,00 USD\nIntegrale\nTradewind Energy\nInc.\n100,00% 100,00%\nSouth Wind Energy Srl Bucarest RO 2.000,00 RON\nIntegrale\nEnel Green Power\nRomania Srl\n100,00% 100,00%\nSouthwest\nTransmission LLC\nCedar Blu\ue61c US - USD\nIntegrale\nChi Minnesota Wind\nLLC \n100,00% 100,00%\nSpa\ue61fan Hills LLC Minneapolis US - USD\nIntegrale\nChi Minnesota Wind\nLLC \n51,00% 51,00%\nSpinazzola SPV Srl Roma IT 10.000,00 EUR\nIntegrale\nEnel Green Power\nItalia Srl\n100,00% 100,00%\nSpring Wheat Solar\nProject LLC\nAndover US 1,00 USD\nIntegrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%\nStampede Solar\nProject LLC\nAndover US - USD\nIntegrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%\nSterling and Wilson\nEnel X e-Mobility\nPrivate Limited\nMumbai IN 90.000.000,00 INR\nEquity\nEnel X International\nSrl\n50,00% 50,00%\nStillman Valley Solar\nLLC\nWilmington US - USD\nIntegrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%\nStillwater Woods Hill \nHoldings LLC\nWilmington US 1,00 USD\nIntegrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%\n\nDenominazione societ\u00e0 Sede legale Nazione Capitale sociale Valuta\nSe\ue61fore\ndi a\ue61fivit\u00e0\nMetodo di\nconsolidamento Detenuta da\n%\npossesso\nazioni\nordinarie\n%\npossesso\nGruppo\nStipa Naya\u00e1 SA de Cv\nCi\ue61e\u00e0 del\nMessico\nMX 1.811.016.348,00 MXN Integrale\nEnel Green Power\nM\u00e9xico S de RL\nde Cv\n55,21%\n95,37%\nEnel Green Power\nPa\ue61fecipazioni\nSpeciali Srl\n40,16%\nStockyard Solar Project\nLLC\nAndover US - USD\nIntegrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%\nStrinestown Solar I LLC Andover US - USD\nIntegrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%\nSuave Energ\u00eda S de RL \nde Cv\nCiudad de\nMexico\nMX 1.000,00 MXN\nIntegrale\nEnel Green Power\nM\u00e9xico S de RL\nde Cv\n0,10%\n100,00%\nEnel Rinnovabile SA\nde Cv\n99,90%\nSublunary Trading (RF)\n(Pty) Ltd\nBryanston ZA 13.750.000,00 ZAR\nIntegrale\nEnel Green Power\nRSA (Pty) Ltd\n57,00% 57,00%\nSugar Pine Solar\nProject LLC\nAndover US 1,00 USD\nIntegrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%\nSuggestion\nPower\n(Unipessoal) Ltda\nPa\u00e7o de Arcos PT 50.000,00 EUR\nIntegrale\nEndesa Generaci\u00f3n\nPo\ue61fugal SA\n100,00% 70,11%\nSuministradora de\nbuses K Cuatro SpA\nSantiago del\nCile\nCL 14.840.473.200,00 CLP\n-\nSociedad de\nInversiones K Cuatro\nSpA\n99,00% 6,43%\nSuministradora\nEl\u00e9ctrica de C\u00e1diz SA\nCadice ES 12.020.240,00 EUR\nEquity\nEndesa Red\nSA (Sociedad\nUnipersonal)\n33,50% 23,49%\nSuministro de Luz y\nFuerza SL\nBarcellona ES 2.800.000,00 EUR\nIntegrale\nHidroel\u00e9ctrica de\nCatalunya SL\n60,00% 42,07%\nSummit Energy\nStorage Inc.\nWilmington US 1.000,00 USD\nIntegrale\nEnel Green Power\nNo\ue61fh America Inc.\n75,00% 75,00%\nSun River LLC Bend US - USD\nIntegrale\nChi Minnesota Wind\nLLC \n51,00% 51,00%\nSundance Wind\nProject LLC\nDover US 100,00 USD\nIntegrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%\nSun\ue619ower Prairie Solar \nProject LLC\nAndover US - USD\nIntegrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%\nSwather Solar Project\nLLC\nAndover US 1,00 USD\nIntegrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%\nSweet Apple Solar\nProject LLC\nAndover US 1,00 USD\nIntegrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%\nTae Technologies Inc. Pauling US 53.207.936,00 USD\n-\nEnel Produzione\nSpA\n1,12%\n1,12%\nTae Technologies\nInc.\n0,00%\nTauste Energ\u00eda\nDistribuida SL\nSaragozza ES 60.508,00 EUR\nIntegrale\nEnel Green Power\nEspa\u00f1a SLU \n51,00% 35,76%\nTecnatom SA Madrid ES 4.025.700,00 EUR\nEquity\nEndesa Generaci\u00f3n\nSA\n45,00% 31,55%\nTecnoguat SA\nCi\ue61e\u00e0 del\nGuatemala\nGT 30.948.000,00 GTQ\nIntegrale ESSA2 SpA 75,00% 61,70%\n\nDenominazione societ\u00e0 Sede legale Nazione Capitale sociale Valuta\nSe\ue61fore\ndi a\ue61fivit\u00e0\nMetodo di\nconsolidamento Detenuta da\n%\npossesso\nazioni\nordinarie\n%\npossesso\nGruppo\nTejo Energia\n- Produ\u00e7\u00e3o e\nDistribui\u00e7\u00e3o de\nEnergia El\u00e9ctrica\nSA\nLisbona PT 5.025.000,00 EUR Equity\nEndesa Generaci\u00f3n\nSA\n43,75% 30,67%\nTenedora de Energ\u00eda \nRenovable Sol y Viento\nSAPI de Cv\nCi\ue61e\u00e0 del\nMessico\nMX 2.892.643.576,00 MXN\nEquity\nEnel Green Power\nSpA\n32,89% 32,90%\nTeploprogress JSC Sredneuralsk RU 128.000.000,00 RUB\nIntegrale Enel Russia PJSC 60,00% 33,86%\nTera Renewables India\nPrivate Limited\nGurugram IN 100.000,00 INR\nIntegrale\nEnel Green Power\nIndia Private Limited \n100,00% 100,00%\nTermica Colleferro SpA Bologna IT 6.100.000,00 EUR\nEquity Cogenio Srl 60,00% 12,00%\nTermoel\u00e9ctrica Jos\u00e9 de\nSan Ma\ue61f\u00edn SA\nBuenos Aires AR 7.078.298,00 ARS\n-\nCentral Dock Sud SA 0,42%\n4,22%\nEnel Generaci\u00f3n\nCostanera SA \n1,68%\nEnel Generaci\u00f3n El\nChoc\u00f3n SA\n5,60%\nTermoel\u00e9ctrica Manuel\nBelgrano SA\nBuenos Aires AR 7.078.307,00 ARS\n-\nCentral Dock Sud SA 0,47%\n4,71%\nEnel Generaci\u00f3n\nCostanera SA \n1,89%\nEnel Generaci\u00f3n El\nChoc\u00f3n SA\n6,23%\nTermotec Energ\u00eda AIE \nin liquidazione\nLa Pobla de\nVallbona\nES 481.000,00 EUR\nEquity\nEnel Green Power\nEspa\u00f1a SLU \n45,00% 31,55%\nTerrer Renovables SL Madrid ES 5.000,00 EUR\nEquity\nBaylio Solar SLU 11,66%\n20,73%\nDehesa de los\nGuadalupes Solar\nSLU \n8,83%\nSeguidores\nSolares Planta \n2 SL (Sociedad\nUnipersonal)\n9,08%\nTesting Stand of\nIvanovskaya GRES JSC\nKomsomolsk RU 118.213.473,45 RUB\n- Enel Russia PJSC 1,65% 0,93%\nTexkan Wind LLC Andover US - USD\nIntegrale Enel Texkan Inc. 100,00% 100,00%\nThar Surya 1 Private \nLimited\nGurgaon IN 100.000,00 INR\nIntegrale\nAvikiran Surya India\nPrivate Limited \n100,00% 100,00%\nThunder Ranch Wind\nHoldings I LLC\nDover US 100,00 USD\nIntegrale\nEnel Green Power\nNo\ue61fh America Inc.\n100,00% 100,00%\nThunder Ranch Wind\nHoldings LLC\nWilmington US - USD\nIntegrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%\nThunder Ranch Wind\nProject LLC\nDover US 1,00 USD\nIntegrale\nThunder Ranch\nWind Holdings LLC\n100,00% 100,00%\nThunderegg Wind\nProject LLC\nAndover US 1,00 USD\nIntegrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%\nTico Solar 1 SLU Saragozza ES 3.000,00 EUR\nIntegrale\nEnel Green Power\nEspa\u00f1a SLU \n100,00% 70,11%\n\nDenominazione societ\u00e0 Sede legale Nazione Capitale sociale Valuta\nSe\ue61fore\ndi a\ue61fivit\u00e0\nMetodo di\nconsolidamento Detenuta da\n%\npossesso\nazioni\nordinarie\n%\npossesso\nGruppo\nTico Solar 2 SLU Saragozza ES 3.000,00 EUR Integrale\nEnel Green Power\nEspa\u00f1a SLU \n100,00% 70,11%\nTobivox (RF) (Pty) Ltd Johannesburg ZA 10.000.000,00 ZAR\nIntegrale\nEnel Green Power\nRSA (Pty) Ltd\n60,00% 60,00%\nToledo PV AIE Madrid ES 26.887,96 EUR\nEquity\nEnel Green Power\nEspa\u00f1a SLU \n33,33% 23,37%\nToplet Power Park Srl Bucarest RO 2.000,00 RON\nIntegrale\nEnel Green Power\nRomania Srl\n100,00% 100,00%\nTopwind Energy Srl Bucarest RO 2.000,00 RON\nIntegrale\nEnel Green Power\nRomania Srl\n100,00% 100,00%\nToro Renovables 400\nkV SL\nMadrid ES 3.000,00 EUR\n-\nFRV Zamora Solar\n1 SLU\n8,28% 5,81%\nTorrepalma Energy\n1 SLU\nMadrid ES 3.100,00 EUR\nIntegrale\nEnel Green Power\nEspa\u00f1a SLU \n100,00% 70,11%\nTradewind Energy Inc. Wilmington US 1.000,00 USD\nIntegrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%\nTransmisora de Energ\u00eda\nRenovable SA\nCi\ue61e\u00e0 del\nGuatemala\nGT 233.561.800,00 GTQ\nIntegrale\nEnel Green Power\nGuatemala SA\n0,00%\n82,27%ESSA2 SpA 100,00%\nGeneradora \nMontecristo SA\n0,00%\nTranspo\ue61fadora de\nEnerg\u00eda SA-TESA\nBuenos Aires AR 2.584.473.416,00 ARS\nIntegrale\nEnel Argentina SA 0,00%\n82,27%Enel Brasil SA 60,15%\nEnel CIEN SA 39,85%\nTranspo\ue61fes y\nDistribuciones\nEl\u00e9ctricas SA in\nliquidazione\nGirona ES 72.121,45 EUR\nIntegrale\nEdistribuci\u00f3n\nRedes Digitales\nSL (Sociedad\nUnipersonal)\n73,33% 51,42%\nTr\u00e9vago Renovables SL Madrid ES 3.000,00 EUR\nEquity\nFuratena Solar 1 SLU 17,7 3%\n24,89%\nSeguidores\nSolares Planta \n2 SL (Sociedad\nUnipersonal)\n17,77%\nTsar Nicholas LLC Minneapolis US - USD\nIntegrale\nChi Minnesota Wind\nLLC \n51,00% 51,00%\nTula WPS LLC Tula RU - RUB\nIntegrale\nEnel Green Power\nRus Limited Liability\nCompany\n100,00% 100,00%\nTulip Grove Solar\nProject LLC\nAndover US - USD\nIntegrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%\nTunga Renewable\nEnergy Private Limited\nGurugram IN 19.100.000,00 INR\nIntegrale\nAvikiran Energy India\nPrivate Limited \n100,00% 100,00%\nTWE Franklin Solar\nProject LLC\nAndover US - USD\nIntegrale\nTradewind Energy\nInc.\n100,00% 100,00%\nTWE ROT DA LLC Andover US 1,00 USD\nIntegrale\nTradewind Energy\nInc.\n100,00% 100,00%\n\nDenominazione societ\u00e0 Sede legale Nazione Capitale sociale Valuta\nSe\ue61fore\ndi a\ue61fivit\u00e0\nMetodo di\nconsolidamento Detenuta da\n%\npossesso\nazioni\nordinarie\n%\npossesso\nGruppo\nTwin Lake Hills LLC Minneapolis US - USD Integrale\nChi Minnesota Wind\nLLC \n51,00% 51,00%\nTwin Saranac Holdings\nLLC\nWilmington US - USD\nIntegrale\nEnel Green Power\nNo\ue61fh America Inc.\n100,00% 100,00%\nTyme Srl Bergamo IT 100.000,00 EUR\nEquity Enel X Italia Srl 50,00% 50,00%\nU\ue61dnet Argentina SA Buenos Aires AR 9.745.583,00 ARS\nEquity\nU\ue61dnet Latam SLU 99,95%\n20,60%\nU\ue61dnet Panam\u00e1 SA 0,05%\nU\ue61dnet Brasil\nPa\ue61ficipa\u00e7\u00f5es Ltda\nSanto Andr\u00e9 BR 120.784.639,00 BRL\nEquity Zacapa Topco II S\u00e0rl 100,00% 50,00%\nU\ue61dnet Brasil SA Barueri BR 29.800.000,00 BRL\nEquity\nU\ue61dnet Brasil\nTelecomunica\u00e7\u00e3o\nLtda\n60,00% 30,00%\nU\ue61dnet Brasil\nTelecomunica\u00e7\u00e3o Ltda\nSanto Andr\u00e9 BR 120.784.638,00 BRL\nEquity\nU\ue61dnet Brasil\nPa\ue61ficipa\u00e7\u00f5es Ltda\n100,00%\n50,00%\nU\ue61dnet Latam SLU 0,00%\nU\ue61dnet Chile SpA\nSantiago del\nCile\nCL 233.750.000,00 CLP\nEquity U\ue61dnet Latam SLU 100,00% 20,60%\nU\ue61dnet Colombia\nPa\ue61ficipaciones SAS\nBogot\u00e0 CO 10.001.001.000,00 COP\nEquity U\ue61dnet Latam SLU 100,00% 20,60%\nU\ue61dnet Colombia SA Bogot\u00e0 CO 1.180.000.000,00 COP\nEquity\nU\ue61dnet Guatemala SA 0,00%\n18,54%\nU\ue61dnet Honduras SA 0,00%\nU\ue61dnet Latam SLU 90,00%\nU\ue61dnet Panam\u00e1 SA 0,00%\nU\ue61dnet Costa Rica SA San Jos\u00e9 CR 25.000,00 USD\nEquity U\ue61dnet Latam SLU 100,00% 20,60%\nU\ue61dnet Ecuador U\ue61dec\nSA\nQuito EC 9.865.110,00 USD\nEquity\nU\ue61dnet Guatemala SA 0,00%\n20,60%\nU\ue61dnet Latam SLU 100,00%\nU\ue61dnet El Salvador SA\nde Cv\nSan Salvador SV 10.000,00 USD\nEquity\nU\ue61dnet Guatemala SA 0,01%\n20,60%\nU\ue61dnet Latam SLU 99,99%\nU\ue61dnet FTTH Guatemala\nLtda\nCi\ue61e\u00e0 del\nGuatemala\nGT 50.000,00 GTQ\n- U\ue61dnet Latam SLU 51,00% 10,51%\nU\ue61dnet Guatemala SA\nCi\ue61e\u00e0 del\nGuatemala\nGT 3.000.000,00 GTQ\nEquity\nU\ue61dnet Latam SLU 99,99%\n20,60%\nU\ue61dnet Panam\u00e1 SA 0,01%\n\nDenominazione societ\u00e0 Sede legale Nazione Capitale sociale Valuta\nSe\ue61fore\ndi a\ue61fivit\u00e0\nMetodo di\nconsolidamento Detenuta da\n%\npossesso\nazioni\nordinarie\n%\npossesso\nGruppo\nU\ue61dnet Honduras SA Tegucigalpa HN 194.520,00 HNL Equity\nU\ue61dnet Latam SLU 99,99%\n20,60%\nU\ue61dnet Panam\u00e1 SA 0,01%\nU\ue61dnet Latam SLU Madrid ES 15.906.312,00 EUR\nEquity Zacapa S\u00e0rl 100,00% 20,60%\nU\ue61dnet M\u00e9xico S de RL\nde Cv\nCi\ue61e\u00e0 del\nMessico\nMX 7.635.430,00 MXN\nEquity\nU\ue61dnet Guatemala SA 1,31%\n20,60%\nU\ue61dnet Latam SLU 98,69%\nU\ue61dnet Nicaragua SA Managua NI 2.800.000,00 NIO\nEquity\nU\ue61dnet Guatemala SA 0,50%\n20,60%U\ue61dnet Latam SLU 99,00%\nU\ue61dnet Panam\u00e1 SA 0,50%\nU\ue61dnet Panam\u00e1 SA Panama City PA 1.275.000,00 USD\nEquity U\ue61dnet Latam SLU 100,00% 20,60%\nU\ue61dnet Paraguay SA Asunci\u00f3n PY 79.488.240.000,00 PYG\nEquity U\ue61dnet Latam SLU 75,00% 15,45%\nU\ue61dnet Per\u00fa SAC Lima PE 2.836.474,00 PEN\nEquity\nU\ue61dnet Latam SLU 100,00%\n20,60%\nU\ue61dnet Panam\u00e1 SA 0,00%\nU\ue61dnet US LLC Wilmington US 1.000,00 USD\nEquity U\ue61dnet Latam SLU 100,00% 20,60%\nUkuqala Solar\nProprietary Limited\nJohannesburg ZA 1.000,00 ZAR\nIntegrale\nEnel Green Power\nRSA (Pty) Ltd\n100,00% 100,00%\nUni\u00f3n El\u00e9ctrica de\nCanarias Generaci\u00f3n\nSAU\nLas Palmas de\nGran Canaria\nES 190.171.520,00 EUR\nIntegrale\nEndesa Generaci\u00f3n\nSA\n100,00% 70,11%\nUpington Solar (Pty) Ltd Johannesburg ZA 1.000,00 ZAR\nIntegrale\nEnel Green Power\nRSA (Pty) Ltd\n100,00% 100,00%\nUSME ZE SAS Bogot\u00e0 CO 104.872.000,00 COP\nIntegrale Bogot\u00e1 ZE SAS 100,00% 39,74%\nUstav Jadern\u00e9ho\nV\u00fdzkumu Rez AS\n\u0158e\u017e CZ 524.139.000,00 CZK\nEquity\nSlovensk\u00e9 elektr\u00e1rne\nAS\n27,77% 9,17%\nValdecaballero Solar SL Madrid ES 3.000,00 EUR\nIntegrale\nEnel Green Power\nEspa\u00f1a SLU \n100,00% 70,11%\nVayu (Project 1) Private\nLimited\nGurugram IN 30.000.000,00 INR\nIntegrale\nEnel Green Power\nIndia Private Limited \n100,00% 100,00%\nVekt\u00f6r Enerj\u00ed\n\u00dcret\u00edm Anon\u00edm\n\u015e\u00edrket\u00ed\nIstanbul TR 3.500.000,00 TRY\nAFS Enel SpA 100,00% 100,00%\nVentos de Santa\n\u00c2ngela Energias\nRenov\u00e1veis SA\nRio de Janeiro BR 7.315.000,00 BRL\nIntegrale Enel Brasil SA 100,00% 82,27%\nVentos de Santa\nEsperan\u00e7a Energias\nRenov\u00e1veis SA\nRio de Janeiro BR 4.727.414,00 BRL\nIntegrale Enel Brasil SA 100,00% 82,27%\nVentos de Santo\nOrestes Energias\nRenov\u00e1veis SA\nRio de Janeiro BR 1.754.031,00 BRL\nIntegrale Enel Brasil SA 100,00% 82,27%\n\nDenominazione societ\u00e0 Sede legale Nazione Capitale sociale Valuta\nSe\ue61fore\ndi a\ue61fivit\u00e0\nMetodo di\nconsolidamento Detenuta da\n%\npossesso\nazioni\nordinarie\n%\npossesso\nGruppo\nVentos de S\u00e3o Roque \nEnergias Renov\u00e1veis SA\nRio de Janeiro BR 10.188.722,00 BRL Integrale Enel Brasil SA 100,00% 82,27%\nVientos del Altiplano\nSA de Cv\nCi\ue61e\u00e0 del\nMessico\nMX 1.455.854.094,00 MXN\nEquity\nTenedora de Energ\u00eda \nRenovable Sol y\nViento SAPI de Cv \n60,80% 20,00%\nVillanueva Solar SA\nde Cv\nCi\ue61e\u00e0 del\nMessico\nMX 205.316.027,15 MXN\nEquity\nTenedora de Energ\u00eda \nRenovable Sol y\nViento SAPI de Cv \n60,80% 20,00%\nViruleiros SL\nSantiago de\nCompostela\nES 160.000,00 EUR\nIntegrale\nEnel Green Power\nEspa\u00f1a SLU \n67,00% 46,97%\nViva Labs AS Oslo NO 104.724,90 NOK\nIntegrale\nEnel X International\nSrl\n60,00% 60,00%\nWapella Blu\ue61cs Wind\nProject LLC\nAndover US 1,00 USD\nIntegrale\nTradewind Energy\nInc.\n100,00% 100,00%\nWaseca Solar LLC Waseca US - USD\nIntegrale\nAurora Distributed\nSolar LLC\n100,00% 74,13 %\nWaypost Solar Project\nLLC\nAndover US 1,00 USD\nIntegrale\nTradewind Energy\nInc.\n100,00% 100,00%\nWeber Energy Storage\nProject LLC\nWilmington US - USD\nIntegrale\nEnel Energy Storage\nHoldings LLC (ex \nEGP Energy Storage\nHoldings LLC)\n100,00% 100,00%\nWespire Inc. Boston US 1.625.000,00 USD\n-\nEnel X No\ue61fh\nAmerica Inc.\n11,21% 11,21%\nWest Faribault Solar\nLLC\nWilmington US - USD\nIntegrale\nAurora Distributed\nSolar LLC\n100,00% 74,13 %\nWest Hopkinton Hydro\nLLC\nWilmington US - USD\nAFS\nEnel Green Power\nNo\ue61fh America Inc.\n100,00% 100,00%\nWest Waconia Solar \nLLC\nWilmington US - USD\nIntegrale\nAurora Distributed\nSolar LLC\n100,00% 74,13 %\nWestern New York \nWind Corporation\nAlbany US 300,00 USD\nIntegrale\nEnel Green Power\nNo\ue61fh America Inc.\n100,00% 100,00%\nWha\ue61fon-El Campo\nSolar Project LLC\nAndover US 1,00 USD\nIntegrale\nTradewind Energy\nInc.\n100,00% 100,00%\nWhite Cloud Wind\nHoldings LLC\nAndover US - USD\nIntegrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%\nWhite Cloud Wind\nProject LLC\nAndover US 1,00 USD\nIntegrale\nWhite Cloud Wind\nHoldings LLC\n100,00% 100,00%\nWhite Peaks Wind\nProject LLC\nAndover US 1,00 USD\nIntegrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%\nWhitetail Trails Solar\nProject LLC\nAndover US - USD\nIntegrale\nTradewind Energy\nInc.\n100,00% 100,00%\nWhitney Hill Wind\nPower Holdings LLC\nAndover US 99,00 USD\nIntegrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%\nWhitney Hill Wind\nPower LLC\nAndover US - USD\nIntegrale\nWhitney Hill Wind\nPower Holdings LLC\n100,00% 100,00%\nWhi\ue61ele\u2019s Ferry Solar\nProject LLC\nAndover US 1,00 USD\nIntegrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%\n\nDenominazione societ\u00e0 Sede legale Nazione Capitale sociale Valuta\nSe\ue61fore\ndi a\ue61fivit\u00e0\nMetodo di\nconsolidamento Detenuta da\n%\npossesso\nazioni\nordinarie\n%\npossesso\nGruppo\nWild Run LP Albe\ue61fa CA 10,00 CAD Integrale\nEnel Albe\ue61fa Wind\nInc.\n0,10%\n100,00%\nEnel Green Power\nCanada Inc.\n99,90%\nWildcat Flats Wind\nProject LLC\nAndover US 1,00 USD\nIntegrale\nTradewind Energy\nInc.\n100,00% 100,00%\nWilderness Range\nSolar Project LLC\nAndover US - USD\nIntegrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%\nWind Belt Transco LLC Andover US 1,00 USD\nIntegrale\nTradewind Energy\nInc.\n100,00% 100,00%\nWind Energy Green \nPark Srl\nBucarest RO 2.000,00 RON\nIntegrale\nEnel Green Power\nRomania Srl\n100,00% 100,00%\nWind Parks Anatolis -\nPrinias Single Member\nSA\nMaroussi GR 15.803.388,00 EUR\nIntegrale\nEnel Green Power\nHellas Wind Parks\nSouth Evia Single\nMember SA\n100,00% 100,00%\nWind Parks Bolibas SA Maroussi GR 551.500,00 EUR\nEquity\nEnel Green Power\nHellas SA\n30,00% 30,00%\nWind Parks Distomos\nSA\nMaroussi GR 556.500,00 EUR\nEquity\nEnel Green Power\nHellas SA\n30,00% 30,00%\nWind Parks Folia SA Maroussi GR 424.000,00 EUR\nEquity\nEnel Green Power\nHellas SA\n30,00% 30,00%\nWind Parks Gagari SA Maroussi GR 389.000,00 EUR\nEquity\nEnel Green Power\nHellas SA\n30,00% 30,00%\nWind Parks Goraki SA Maroussi GR 551.500,00 EUR\nEquity\nEnel Green Power\nHellas SA\n30,00% 30,00%\nWind Parks Gourles SA Maroussi GR 555.000,00 EUR\nEquity\nEnel Green Power\nHellas SA\n30,00% 30,00%\nWind Parks Kafoutsi SA Maroussi GR 551.500,00 EUR\nEquity\nEnel Green Power\nHellas SA\n30,00% 30,00%\nWind Parks Katharas\nSingle Member SA\nMaroussi GR 19.932.048,00 EUR\nIntegrale\nEnel Green Power\nHellas Wind Parks\nSouth Evia Single\nMember SA\n100,00% 100,00%\nWind Parks Kerasias\nSingle Member SA\nMaroussi GR 26.107.790,00 EUR\nIntegrale\nEnel Green Power\nHellas Wind Parks\nSouth Evia Single\nMember SA\n100,00% 100,00%\nWind Parks Milias\nSingle Member SA\nMaroussi GR 19.909.374,00 EUR\nIntegrale\nEnel Green Power\nHellas Wind Parks\nSouth Evia Single\nMember SA\n100,00% 100,00%\nWind Parks Mitikas\nSingle Member SA\nMaroussi GR 22.268.039,00 EUR\nIntegrale\nEnel Green Power\nHellas Wind Parks\nSouth Evia Single\nMember SA\n100,00% 100,00%\nWind Parks Petalo SA Maroussi GR 575.000,00 EUR\nEquity\nEnel Green Power\nHellas SA\n30,00% 30,00%\nWind Parks Platanos\nSingle Member SA\nMaroussi GR 13.342.867,00 EUR\nIntegrale\nEnel Green Power\nHellas Wind Parks\nSouth Evia Single\nMember SA\n100,00% 100,00%\nWind Parks Skoubi SA Maroussi GR 472.000,00 EUR\nEquity\nEnel Green Power\nHellas SA\n30,00% 30,00%\n\nDenominazione societ\u00e0 Sede legale Nazione Capitale sociale Valuta\nSe\ue61fore\ndi a\ue61fivit\u00e0\nMetodo di\nconsolidamento Detenuta da\n%\npossesso\nazioni\nordinarie\n%\npossesso\nGruppo\nWind Parks Spilias\nSingle Member SA\nMaroussi GR 28.267.490,00 EUR Integrale\nEnel Green Power\nHellas Wind Parks\nSouth Evia Single\nMember SA\n100,00% 100,00%\nWind Parks\nStrouboulas SA\nMaroussi GR 576.500,00 EUR\nEquity\nEnel Green Power\nHellas SA\n30,00% 30,00%\nWind Parks Vitalio SA Maroussi GR 361.000,00 EUR\nEquity\nEnel Green Power\nHellas SA\n30,00% 30,00%\nWind Parks Vourlas SA Maroussi GR 554.000,00 EUR\nEquity\nEnel Green Power\nHellas SA\n30,00% 30,00%\nWinter\u2019s Spawn LLC Minneapolis US - USD\nIntegrale\nChi Minnesota Wind\nLLC \n51,00% 51,00%\nWkn Basilicata\nDevelopment PE1 Srl\nRoma IT 10.000,00 EUR\nIntegrale\nEnel Green Power\nItalia Srl\n100,00% 100,00%\nWoods Hill Solar LLC Wilmington US - USD\nIntegrale\nStillwater Woods Hill \nHoldings LLC\n100,00% 100,00%\nXaloc Solar SLU Valencia ES 3.000,00 EUR\nIntegrale\nEnel Green Power\nEspa\u00f1a SLU \n100,00% 70,11%\nX-bus Italia Srl Milano IT 15.000,00 EUR\nEquity Enel X Italia Srl 20,00% 20,00%\nYacylec SA Buenos Aires AR 20.000.000,00 ARS\nEquity Enel Am\u00e9ricas SA 33,33% 27,42%\nYedesa-Cogeneraci\u00f3n\nSA\nAlmer\u00eda ES 234.394,72 EUR\nEquity\nEnel Green Power\nEspa\u00f1a SLU \n40,00% 28,04%\nZacapa HoldCo S\u00e0rl Lussemburgo LU 76.180.812,49 EUR\nEquity Zacapa Topco S\u00e0rl 100,00% 20,60%\nZacapa LLC Wilmington US 100,00 USD\nEquity Zacapa Topco S\u00e0rl 100,00% 20,60%\nZacapa S\u00e0rl Lussemburgo LU 82.866.475,04 USD\nEquity Zacapa HoldCo S\u00e0rl 100,00% 20,60%\nZacapa Topco II S\u00e0rl Lussemburgo LU 12.000,00 EUR\nEquity\nEnel X International\nSrl\n50,00% 50,00%\nZacapa Topco S\u00e0rl Lussemburgo LU 30.000.000,00 EUR\nEquity\nEnel X International\nSrl\n20,60% 20,60%\nZephir 3 Constanta Srl Bucarest RO 1.031.260,00 RON\nIntegrale\nEnel Green Power\nRomania Srl\n100,00% 100,00%\nZoo Solar Project LLC Andover US - USD\nIntegrale\nTradewind Energy\nInc.\n100,00% 100,00%\n\nDenominazione societ\u00e0 Sede legale Nazione Capitale sociale Valuta\nSe\ue61fore\ndi a\ue61fivit\u00e0\nMetodo di\nconsolidamento Detenuta da\n%\npossesso\nazioni\nordinarie\n%\npossesso\nGruppo\nMaty Energia Srl Roma IT 10.000,00 EUR Integrale\nEnel Green Power\nItalia Srl\n100,00% 100,00%\nMC Solar I LLC Andover US - USD\nIntegrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%\nMcBride Wind Project\nLLC\nWilmington US 1,00 USD\nIntegrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%\nMedidas Ambientales\nSL\nBurgos ES 60.100,00 EUR\nEquity Tecnatom SA 50,00% 15,78%\nMerit Wind Project LLC Andover US 1,00 USD\nIntegrale\nTradewind Energy\nInc.\n100,00% 100,00%\nMetro Wind LLC Minneapolis US - USD\nIntegrale\nChi Minnesota Wind\nLLC \n51,00% 51,00%\nMexicana de\nHidroelectricidad\nMexhidro S de RL de Cv\nCi\ue61e\u00e0 del\nMessico\nMX 181.728.901,00 MXN\nIntegrale\nEnel Green Power\nM\u00e9xico S de RL\nde Cv\n99,99% 99,99%\nMibgas SA Madrid ES 3.000.000,00 EUR\n- Endesa SA 1,35% 0,95%\nMidelt Wind Farm SA Casablanca MA 145.000.000,00 MAD\nEquity\nNareva Enel Green\nPower Morocco SA\n70,00% 35,00%\nMinglanilla Renovables\n400 kV AIE\nValencia ES - EUR\nProporzionale\nEnerg\u00eda Base Natural \nSLU \n4,79%\n25,35%\nEnerg\u00eda E\u00f3lica\n\u00c1brego SLU \n7,98%\nEnerg\u00eda E\u00f3lica\nGalerna SLU\n9,31%\nEnerg\u00eda E\u00f3lica\nGregal SLU \n9,31%\nEnerg\u00eda y Naturaleza\nSLU \n4,79%\nMinicentrales Acequia\nCinco Villas AIE\nEjea de los\nCaballeros\nES 3.346.993,04 EUR\n-\nEnel Green Power\nEspa\u00f1a SLU \n5,39% 3,78%\nMinicentrales del Canal\nde las B\u00e1rdenas AIE\nSaragozza ES 1.202.000,00 EUR\n-\nEnel Green Power\nEspa\u00f1a SLU \n15,00% 10,52%\nMinicentrales del Canal\nImperial-Gallur SL\nSaragozza ES 1.820.000,00 EUR\nEquity\nEnel Green Power\nEspa\u00f1a SLU \n36,50% 25,59%\nMinority Stock Holding\nCorp.\nTo\ue61fola VG 100,00 USD\nEquity Ifx Networks Ltd 100,00% 20,60%\nMira Energy (Pty) Ltd Johannesburg ZA 100,00 ZAR\nIntegrale\nEnel Green Power\nRSA (Pty) Ltd\n100,00% 100,00%\nMiranda Plataforma\nLog\u00edstica SA\nBurgos ES 1.800.000,00 EUR\n- Nuclenor SA 0,22% 0,08%\nMoebius Tecnologia\nem Inform\u00e1tica SA\nRio de Janeiro BR 150.000,00 BRL\nEquity\nU\ue61dnet Brasil\nTelecomunica\u00e7\u00e3o\nLtda\n70,00% 35,00%\nMonte Reina\nRenovables SL\nMadrid ES 4.000,00 EUR\nEquity\nFRV Zamora Solar\n1 SLU\n20,58% 14,43%\nMontrose Solar LLC Wilmington US - USD\nIntegrale\nAurora Distributed\nSolar LLC\n100,00% 74,13 %\nMoonbeam Solar\nProject LLC\nAndover US 1,00 USD\nIntegrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%\n\nDenominazione societ\u00e0 Sede legale Nazione Capitale sociale Valuta\nSe\ue61fore\ndi a\ue61fivit\u00e0\nMetodo di\nconsolidamento Detenuta da\n%\npossesso\nazioni\nordinarie\n%\npossesso\nGruppo\nMorgan Branch Solar\nI LLC\nAndover US 1,00 USD Integrale\nBrick Road Solar\nHoldings LLC\n100,00% 100,00%\nMountrail Wind Project\nLLC\nAndover US 1,00 USD\nIntegrale\nTradewind Energy\nInc.\n100,00% 100,00%\nMPG Solar I LLC Andover US 1,00 USD\nIntegrale\nBrick Road Solar\nHoldings LLC\n100,00% 100,00%\nMucho Viento Wind\nProject LLC\nAndover US 1,00 USD\nIntegrale\nTradewind Energy\nInc.\n100,00% 100,00%\nMuskegon County\nSolar Project LLC\nAndover US 1,00 USD\nIntegrale\nTradewind Energy\nInc.\n100,00% 100,00%\nMuskegon Green Wind\nProject LLC\nAndover US 1,00 USD\nIntegrale\nTradewind Energy\nInc.\n100,00% 100,00%\nMustang Run Wind\nProject LLC\nAndover US 1,00 USD\nIntegrale\nTradewind Energy\nInc.\n100,00% 100,00%\nNabb Solar I LLC Andover US 1,00 USD\nIntegrale\nBrick Road Solar\nHoldings LLC\n100,00% 100,00%\nNapolean Wind Project\nLLC\nAndover US 1,00 USD\nIntegrale\nTradewind Energy\nInc.\n100,00% 100,00%\nNareva Enel Green\nPower Morocco SA\nCasablanca MA 98.750.000,00 MAD\nEquity\nEnel Green Power\nMorocco SARLAU\n50,00% 50,00%\nNavalvillar Solar SL Madrid ES 3.000,00 EUR\nIntegrale\nEnel Green Power\nEspa\u00f1a SLU \n100,00% 70,11%\nNegocios y Telefon\u00eda\nNedetel SA\nGuayaquil EC 4.773.525,00 USD\n- Livister Latam SLU 70,00% 14,42%\nNet Botanic Internet\nInteligente SA\nRio de Janeiro BR 450.000,00 BRL\nEquity\nU\ue61dnet Brasil\nTelecomunica\u00e7\u00e3o\nLtda\n70,00% 35,00%\nNevkan Renewables\nLLC\nWilmington US - USD\nIntegrale Enel Nevkan Inc. 100,00% 100,00%\nNew York Distributed\nStorage Projects LLC\nBoston US - USD\nIntegrale\nEnel X No\ue61fh\nAmerica Inc.\n100,00% 100,00%\nNewbury Hydro \nCompany LLC\nAndover US - USD\nAFS\nEnel Green Power\nNo\ue61fh America Inc.\n100,00% 100,00%\nNgonye Power\nCompany Limited\nLusaka ZM 10,00 ZMW\nAFS\nEnel Green Power\nSolar Ngonye SpA\n(ex Enel Green \nPower Africa Srl)\n80,00% 80,00%\nNojoli Wind Farm (RF) \n(Pty) Ltd\nJohannesburg ZA 10.000.000,00 ZAR\nIntegrale\nEnel Green Power\nRSA (Pty) Ltd\n60,00% 60,00%\nNo\ue61fh English Wind\nProject LLC\nAndover US 1,00 USD\nIntegrale\nTradewind Energy\nInc.\n100,00% 100,00%\nNo\ue61fh Rock Wind LLC Andover US 1,00 USD\nIntegrale\nTradewind Energy\nInc.\n100,00% 100,00%\nNo\ue61fhland Wind Project\nLLC\nAndover US 1,00 USD\nIntegrale\nTradewind Energy\nInc.\n100,00% 100,00%\nNo\ue61fhstar Wind Project \nLLC\nAndover US - USD\nIntegrale\nTradewind Energy\nInc.\n100,00% 100,00%\nNo\ue61fhumberland Solar\nProject I LLC\nAndover US - USD\nIntegrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%\n\nDenominazione societ\u00e0 Sede legale Nazione Capitale sociale Valuta\nSe\ue61fore\ndi a\ue61fivit\u00e0\nMetodo di\nconsolidamento Detenuta da\n%\npossesso\nazioni\nordinarie\n%\npossesso\nGruppo\nNo\ue61fhwest Hydro LLC Wilmington US - USD Integrale Chi West LLC 100,00% 100,00%\nNotch Bu\ue61ee Hydro\nCompany Inc.\nWilmington US 100,00 USD\nIntegrale\nEnel Green Power\nNo\ue61fh America Inc.\n100,00% 100,00%\nNuclenor SA Burgos ES 102.000.000,00 EUR\nEquity\nEndesa Generaci\u00f3n\nSA\n50,00% 35,06%\nNuove Energie Srl\nPo\ue61fo \nEmpedocle\nIT 5.204.028,73 EUR\nIntegrale\nEnel Global Trading\nSpA\n100,00% 100,00%\nNxuba Wind Farm (RF)\n(Pty) Ltd\nJohannesburg ZA 1.000,00 ZAR\nAFS\nEnel Green Power\nRSA 2 (RF) (Pty) Ltd\n51,00% 51,00%\nNyc Storage (353 \nChester) Spe LLC\nWilmington US 1,00 USD\nIntegrale\nEnel X No\ue61fh\nAmerica Inc.\n100,00% 100,00%\nOchrana A Bezpecnost\nSe SRO\nKaln\u00e1 Nad\nHronom\nSK 33.193,92 EUR\nEquity\nSlovensk\u00e9 elektr\u00e1rne\nAS\n100,00% 33,00%\nOlathe Solar I LLC Andover US 1,00 USD\nIntegrale\nBrick Road Solar\nHoldings LLC\n100,00% 100,00%\nOlivum PV Farm 01 SLU Madrid ES 3.000,00 EUR\nIntegrale\nEnel Green Power\nEspa\u00f1a SLU \n100,00% 70,11%\nOMIP - Operador\ndo Mercado Ib\u00e9rico\n(Po\ue61fugal) SGPS SA\nLisbona PT 2.610.000,00 EUR\n- Endesa SA 5,00% 3,51%\nOpen Range Wind\nProject LLC\nAndover US 1,00 USD\nIntegrale\nTradewind Energy\nInc.\n100,00% 100,00%\nOperador del Mercado\nIb\u00e9rico de Energ\u00eda -\nPolo Espa\u00f1ol SA\nMadrid ES 1.999.998,00 EUR\n- Endesa SA 5,00% 3,51%\nOravita Power Park Srl Bucarest RO 2.000,00 RON\nIntegrale\nEnel Green Power\nRomania Srl\n100,00% 100,00%\nOrchid Acres Solar \nProject LLC\nAndover US - USD\nIntegrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%\nOrigin Goodwell\nHoldings LLC\nWilmington US - USD\nEquity\nEGPNA Wind\nHoldings 1 LLC\n100,00% 20,00%\nOrigin Wind Energy\nLLC\nWilmington US - USD\nEquity\nOrigin Goodwell\nHoldings LLC\n100,00% 20,00%\nOsage Wind Holdings\nLLC\nWilmington US 100,00 USD\nIntegrale Enel Kansas LLC 50,00% 50,00%\nOsage Wind LLC Wilmington US - USD\nIntegrale\nOsage Wind\nHoldings LLC\n100,00% 50,00%\nO\ue61eauquechee Hydro \nCompany Inc.\nWilmington US 100,00 USD\nAFS\nEnel Green Power\nNo\ue61fh America Inc.\n100,00% 100,00%\nOvacik Eol\u00edko\nEnerj\u00ed Elektr\u00edk\n\u00dcret\u00edm Ve T\u00edcaret\nAnon\u00edm \u015e\u00edrket\u00ed\nIstanbul TR 11.250.000,00 TRY\nIntegrale\nEnel Green Power\nTurkey Enerj\u00ed\nYatirimlari Anon\u00edm\n\u015e\u00edrket\u00ed\n100,00% 100,00%\nOxagesa AIE Alca\u00f1iz ES 6.010,00 EUR\nEquity\nEnel Green Power\nEspa\u00f1a SLU \n33,33% 23,37%\nOyster Bay Wind Farm\n(RF) (Pty) Ltd\nJohannesburg ZA 1.000,00 ZAR\nAFS\nEnel Green Power\nRSA 2 (RF) (Pty) Ltd\n55,00% 55,00%\nPadoma Wind Power\nLLC\nElida US - USD\nIntegrale\nEnel Green Power\nNo\ue61fh America Inc.\n100,00% 100,00%\n\nDenominazione societ\u00e0 Sede legale Nazione Capitale sociale Valuta\nSe\ue61fore\ndi a\ue61fivit\u00e0\nMetodo di\nconsolidamento Detenuta da\n%\npossesso\nazioni\nordinarie\n%\npossesso\nGruppo\nPalo Alto Farms Wind \nProject LLC\nDallas US - USD Integrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%\nPampinus PV Farm\n01 SLU\nMadrid ES 3.000,00 EUR\nIntegrale\nEnel Green Power\nEspa\u00f1a SLU \n100,00% 70,11%\nParadise Creek Wind\nProject LLC\nAndover US 1,00 USD\nIntegrale\nTradewind Energy\nInc.\n100,00% 100,00%\nParavento SL Lugo ES 3.006,00 EUR\nIntegrale\nEnel Green Power\nEspa\u00f1a SLU \n90,00% 63,10%\nParc E\u00f2lic La\nTossa - La Mola\nd\u2019en Pascual SL\nMadrid ES 1.183.100,00 EUR\nEquity\nEnel Green Power\nEspa\u00f1a SLU \n30,00% 21,03%\nParc E\u00f2lic Los Aligars\nSL\nMadrid ES 1.313.100,00 EUR\nEquity\nEnel Green Power\nEspa\u00f1a SLU \n30,00% 21,03%\nParco Eolico Monti\nSicani Srl\nRoma IT 10.000,00 EUR\nIntegrale\nEnel Green Power\nItalia Srl\n100,00% 100,00%\nParque Amistad II SA\nde Cv\nCi\ue61e\u00e0 del\nMessico\nMX 1.413.533.480,00 MXN\nIntegrale\nEnel Rinnovabile SA\nde Cv\n99,00%\n100,00%\nHidroelectricidad\ndel Pac\u00ed\ue61dco S de RL\nde Cv\n1,00%\nParque Amistad III SA\nde Cv\nCi\ue61e\u00e0 del\nMessico\nMX 931.692.540,00 MXN\nIntegrale\nEnel Rinnovabile SA\nde Cv\n99,00%\n100,00%\nHidroelectricidad\ndel Pac\u00ed\ue61dco S de RL\nde Cv\n1,00%\nParque Amistad IV SA\nde Cv\nCi\ue61e\u00e0 del\nMessico\nMX 1.489.508.400,00 MXN\nIntegrale\nEnel Rinnovabile SA\nde Cv\n99,00%\n100,00%\nHidroelectricidad\ndel Pac\u00ed\ue61dco S de RL\nde Cv\n1,00%\nParque E\u00f3lico A \nCapelada SL (Sociedad\nUnipersonal)\nLa Coru\u00f1a ES 5.857.704,33 EUR\nIntegrale\nEnel Green Power\nEspa\u00f1a SLU \n100,00% 70,11%\nParque E\u00f3lico BR-1\nSAPI de Cv\nCi\ue61e\u00e0 del\nMessico\nMX - MXN\nIntegrale\nEnel Green Power\nM\u00e9xico S de RL\nde Cv\n0,50%\n25,50%\nEnel Rinnovabile SA\nde Cv\n25,00%\nParque E\u00f3lico \nCarretera de Arinaga\nSA\nLas Palmas de\nGran Canaria\nES 1.603.000,00 EUR\nIntegrale\nEnel Green Power\nEspa\u00f1a SLU \n80,00% 56,09%\nParque E\u00f3lico de \nBarbanza SA\nLa Coru\u00f1a ES 3.606.072,60 EUR\nIntegrale\nEnel Green Power\nEspa\u00f1a SLU \n75,00%\n52,58%\nParque E\u00f3lico de \nBarbanza SA\n0,00%\nParque E\u00f3lico de \nBelmonte SA\nMadrid ES 120.400,00 EUR\nIntegrale\nEnel Green Power\nEspa\u00f1a SLU \n50,17% 35,17%\nParque E\u00f3lico de San \nAndr\u00e9s SA\nLa Coru\u00f1a ES 552.920,00 EUR\nIntegrale\nEnel Green Power\nEspa\u00f1a SLU \n82,00% 57,49 %\nParque E\u00f3lico de Santa\nLuc\u00eda SA\nLas Palmas de\nGran Canaria\nES 901.500,00 EUR\nIntegrale\nEnel Green Power\nEspa\u00f1a SLU \n65,67%\n46,51%\nParque E\u00f3lico de \nSanta Luc\u00eda SA\n1,00%\n\nDenominazione societ\u00e0 Sede legale Nazione Capitale sociale Valuta\nSe\ue61fore\ndi a\ue61fivit\u00e0\nMetodo di\nconsolidamento Detenuta da\n%\npossesso\nazioni\nordinarie\n%\npossesso\nGruppo\nParque E\u00f3lico Finca de\nMog\u00e1n SA\nSanta Cruz de\nTenerife\nES 3.810.340,00 EUR Integrale\nEnel Green Power\nEspa\u00f1a SLU \n90,00% 63,10%\nParque E\u00f3lico Montes\nde Las Navas SA\nMadrid ES 6.540.000,00 EUR\nIntegrale\nEnel Green Power\nEspa\u00f1a SLU \n75,50% 52,93%\nParque E\u00f3lico Muniesa \nSL\nMadrid ES 3.006,00 EUR\nIntegrale\nEnel Green Power\nEspa\u00f1a SLU \n100,00% 70,11%\nParque E\u00f3lico Palmas\ndos Ventos Ltda\nSalvador BR 4.096.626,00 BRL\nIntegrale\nEnel Brasil SA 100,00%\n82,27%\nEnel Green Power\nDesenvolvimento\nLtda \n0,00%\nParque E\u00f3lico Pampa\nSA\nBuenos Aires AR 477.139.364,00 ARS\nIntegrale\nEnel Green Power\nSpA\n100,00% 100,00%\nParque E\u00f3lico Punta de\nTeno SA\nSanta Cruz de\nTenerife\nES 528.880,00 EUR\nIntegrale\nEnel Green Power\nEspa\u00f1a SLU \n52,00% 36,46%\nParque E\u00f3lico Sierra del\nMadero SA\nMadrid ES 7.193.970,00 EUR\nIntegrale\nEnel Green Power\nEspa\u00f1a SLU \n58,00% 40,66%\nParque E\u00f3lico Tico SLU Saragozza ES 234.900,00 EUR\nIntegrale\nEnel Green Power\nEspa\u00f1a SLU \n100,00% 70,11%\nParque Salitrillos SA \nde Cv\nCi\ue61e\u00e0 del\nMessico\nMX 100,00 MXN\nEquity\nTenedora de Energ\u00eda \nRenovable Sol y\nViento SAPI de Cv \n60,80% 20,00%\nParque Solar Cauchari\nIV SA\nSan Salvador\nde Jujuy\nAR 500.000,00 ARS\nEquity\nEnel Green Power\nArgentina SA\n95,00%\n82,27%\nEnerg\u00eda y Servicios\nSouth America SpA\n5,00%\nParque Solar Don Jos\u00e9\nSA de Cv\nCi\ue61e\u00e0 del\nMessico\nMX 100,00 MXN\nEquity\nTenedora de Energ\u00eda \nRenovable Sol y\nViento SAPI de Cv \n60,80% 20,00%\nParque Solar Villanueva\nTres SA de Cv\nCi\ue61e\u00e0 del\nMessico\nMX 306.024.631,13 MXN\nEquity\nTenedora de Energ\u00eda \nRenovable Sol y\nViento SAPI de Cv \n60,80% 20,00%\nParque Talinay Oriente\nSA\nSantiago del\nCile\nCL 66.092.165.170,93 CLP\nIntegrale\nEnel Green Power\nChile SA\n60,91%\n78,64%\nEnel Green Power\nSpA\n39,09%\nPastis - Centro\nNazionale per la\nricerca e lo sviluppo\ndei materiali SCPA in\nliquidazione\nBrindisi IT 2.065.000,00 EUR\n- Enel Italia SpA 1,14% 1,14%\nPaynesville Solar LLC Wilmington US - USD\nIntegrale\nAurora Distributed\nSolar LLC\n100,00% 74,13 %\nPayTipper Network Srl Cascina IT 40.000,00 EUR\nAFS PayTipper SpA 100,00% 55,00%\nPayTipper SpA Milano IT 3.000.000,00 EUR\nAFS Enel X Srl 55,00% 55,00%\nPDP Technologies Ltd Israel IL 1.129.252,00 ILS\n-\nEnel Global\nInfrastructure and\nNetworks Srl\n5,72% 5,72%\nPegop - Energia\nEl\u00e9ctrica SA\nPego PT 50.000,00 EUR\nEquity\nEndesa Generaci\u00f3n\nPo\ue61fugal SA\n0,02%\n35,06%\nEndesa Generaci\u00f3n\nSA\n49,98%\n\nDenominazione societ\u00e0 Sede legale Nazione Capitale sociale Valuta\nSe\ue61fore\ndi a\ue61fivit\u00e0\nMetodo di\nconsolidamento Detenuta da\n%\npossesso\nazioni\nordinarie\n%\npossesso\nGruppo\nPH Chucas SA San Jos\u00e9 CR 100.000,00 CRC Integrale\nEnel Green Power\nCosta Rica SA\n40,31%\n53,48%\nESSA2 SpA 24,69%\nPH Don Pedro SA San Jos\u00e9 CR 100.001,00 CRC\nIntegrale\nEnel Green Power\nCosta Rica SA\n33,44%\n32,99%\nGlobyte SA 66,54%\nPH R\u00edo Volc\u00e1n SA San Jos\u00e9 CR 100.001,00 CRC\nIntegrale\nEnel Green Power\nCosta Rica SA\n34,32%\n33,64%\nGlobyte SA 65,66%\nPilesgrove Solar I LLC Andover US 1,00 USD\nIntegrale\nBrick Road Solar\nHoldings LLC\n100,00% 100,00%\nPincher Creek LP Albe\ue61fa CA - CAD\nIntegrale\nEnel Albe\ue61fa Wind\nInc.\n99,00%\n100,00%\nEnel Green Power\nCanada Inc.\n1,00%\nPine Island Distributed\nSolar LLC\nWilmington US - USD\nIntegrale\nAurora Distributed\nSolar LLC\n100,00% 74,13 %\nPlanta E\u00f3lica Europea\nSAU\nSiviglia ES 1.198.532,32 EUR\nIntegrale\nEnel Green Power\nEspa\u00f1a SLU \n100,00% 70,11%\nPoint Rider Solar\nProject LLC\nAndover US - USD\nIntegrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%\nPomerado Energy\nStorage LLC\nWilmington US 1,00 USD\nIntegrale\nEnel Energy Storage\nHoldings LLC (ex \nEGP Energy Storage\nHoldings LLC)\n100,00% 100,00%\nPotoc Power Park Srl Bucarest RO 2.000,00 RON\nIntegrale\nEnel Green Power\nRomania Srl\n100,00% 100,00%\nPowerCrop\nMacchiareddu Srl\nBologna IT 100.000,00 EUR\nAFS\nPowerCrop SpA (ex \nPowerCrop Srl)\n100,00% 50,00%\nPowerCrop Russi Srl Bologna IT 100.000,00 EUR\nAFS\nPowerCrop SpA (ex \nPowerCrop Srl)\n100,00% 50,00%\nPowerCrop SpA (ex \nPowerCrop Srl)\nBologna IT 4.000.000,00 EUR\nAFS\nEnel Green Power\nItalia Srl\n50,00% 50,00%\nPrairie Rose\nTransmission LLC\nMinneapolis US - USD\nEquity\nPrairie Rose Wind\nLLC \n100,00% 20,00%\nPrairie Rose Wind LLC Albany US - USD\nEquity\nEGPNA REP Wind\nHoldings LLC\n100,00% 20,00%\nPrimavera Energia SA Niter\u00f3i BR 36.965.444,64 BRL\nIntegrale Enel Brasil SA 100,00% 82,27%\nProductive Solar\nSystems SLU\nRivas-\nVaciamadrid\nES 3.000,00 EUR\nIntegrale\nEnel Green Power\nEspa\u00f1a SLU \n100,00% 70,11%\nProductora de Energ\u00edas\nSA\nBarcellona ES 60.101,22 EUR\nEquity\nEnel Green Power\nEspa\u00f1a SLU \n30,00% 21,03%\nProductora El\u00e9ctrica\nUrgelense SA\nL\u00e9rida ES 8.400.000,00 EUR\n- Endesa SA 8,43% 5,91%\nProgreso Solar 20\nMW SA\nPanama City PA 10.000,00 USD\nIntegrale\nEnel Green Power\nPanam\u00e1 Srl\n100,00% 82,27%\n\nDenominazione societ\u00e0 Sede legale Nazione Capitale sociale Valuta\nSe\ue61fore\ndi a\ue61fivit\u00e0\nMetodo di\nconsolidamento Detenuta da\n%\npossesso\nazioni\nordinarie\n%\npossesso\nGruppo\nPromociones\nEnerg\u00e9ticas del Bierzo\nSL\nMadrid ES 12.020,00 EUR Integrale\nEnel Green Power\nEspa\u00f1a SLU \n100,00% 70,11%\nProveedora de\nElectricidad de\nOccidente S de RL\nde Cv\nCi\ue61e\u00e0 del\nMessico\nMX 89.708.835,00 MXN\nIntegrale\nEnel Green Power\nM\u00e9xico S de RL\nde Cv\n99,99% 99,99%\nProyecto Almer\u00eda\nMediterr\u00e1neo SA\nMadrid ES 601.000,00 EUR\nEquity Endesa SA 45,00% 31,55%\nProyectos \nUniversitarios de \nEnerg\u00edas Renovables SL\nAlicante ES 27.000,00 EUR\nEquity\nEnel Green Power\nEspa\u00f1a SLU \n33,33% 23,37%\nProyectos y Soluciones\nRenovables SAC\nSan Miguel PE 1.000,00 PEN\nIntegrale\nEnel Green Power\nPa\ue61fecipazioni\nSpeciali Srl\n99,90%\n99,98%\nEnerg\u00eda y Servicios\nSouth America SpA\n0,10%\nPSG Energy Private\nLimited\nHyderabad IN 100.000,00 INR\nIntegrale\nEnel Green Power\nIndia Private Limited \n100,00% 100,00%\nPT Enel Green Power\nOptima Way Ratai\nJaka\ue61fa ID 10.002.600,00 USD\nIntegrale\nEnel Green Power\nSpA\n90,00% 90,00%\nPue\ue61fo Santa Mar\u00eda\nEnerg\u00eda I SLU\nMadrid ES 3.000,00 EUR\nIntegrale\nEnel Green Power\nEspa\u00f1a SLU \n100,00% 70,11%\nPue\ue61fo Santa Mar\u00eda\nEnerg\u00eda II SLU\nMadrid ES 3.000,00 EUR\nIntegrale\nEnel Green Power\nEspa\u00f1a SLU \n100,00% 70,11%\nPulida Energy (RF)\n(Pty) Ltd\nJohannesburg ZA 10.000.000,00 ZAR\nIntegrale\nEnel Green Power\nRSA (Pty) Ltd\n52,70% 52,70%\nPumpkin Vine Wind\nProject LLC\nAndover US - USD\nIntegrale\nTradewind Energy\nInc.\n100,00% 100,00%\nQuatiara Energia SA Niter\u00f3i BR 13.766.118,96 BRL\nIntegrale Enel Brasil SA 100,00% 82,27%\nQueens Energy\nStorage LLC\nAndover US - USD\nIntegrale\nEnel Energy Storage\nHoldings LLC (ex \nEGP Energy Storage\nHoldings LLC)\n100,00% 100,00%\nRaleigh Solar I LLC Andover US 1,00 USD\nIntegrale\nBrick Road Solar\nHoldings LLC\n100,00% 100,00%\nRanchland Solar\nProject LLC\nAndover US 1,00 USD\nIntegrale\nTradewind Energy\nInc.\n100,00% 100,00%\nRanchland Wind\nHoldings LLC\nAndover US - USD\nIntegrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%\nRanchland Wind\nProject II LLC\nAndover US 1,00 USD\nIntegrale\nRanchland Wind\nHoldings LLC\n100,00% 100,00%\nRanchland Wind\nProject LLC\nAndover US - USD\nIntegrale\nRockhaven\nRanchland Holdings\nLLC \n100,00% 100,00%\nRanchland Wind\nStorage LLC\nAndover US - USD\nIntegrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%\nRa\ue61elesnake Creek\nHoldings LLC\nDelaware US 1,00 USD\nIntegrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%\nRausch Creek Wind \nProject LLC\nAndover US 1,00 USD\nIntegrale\nTradewind Energy\nInc.\n100,00% 100,00%\nRC Wind Srl Milano IT 10.000,00 EUR\n-\nEnel Green Power\nItalia Srl\n0,50% 0,50%\n\nDenominazione societ\u00e0 Sede legale Nazione Capitale sociale Valuta\nSe\ue61fore\ndi a\ue61fivit\u00e0\nMetodo di\nconsolidamento Detenuta da\n%\npossesso\nazioni\nordinarie\n%\npossesso\nGruppo\nRE Arroyo LLC Andover US 1,00 USD Integrale\nTradewind Energy\nInc.\n100,00% 100,00%\nReakto\ue61fest SRO Trnava SK 66.389,00 EUR\nEquity\nSlovensk\u00e9 elektr\u00e1rne\nAS\n49,00% 16,17%\nRed Centroamericana\nde Telecomunicacio-\nnes SA\nPanama City PA 2.700.000,00 USD\n- Enel SpA 11,11% 11,11%\nRed Di\ue61f Wind Holdings\nI LLC\nDover US 100,00 USD\nIntegrale\nEnel Green Power\nNo\ue61fh America Inc.\n100,00% 100,00%\nRed Di\ue61f Wind Holdings\nLLC\nWilmington US - USD\nIntegrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%\nRed Di\ue61f Wind Project\nLLC\nDover US 1,00 USD\nIntegrale\nRed Di\ue61f Wind\nHoldings LLC\n100,00% 100,00%\nRed Fox Wind Project\nLLC\nWilmington US 1,00 USD\nIntegrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%\nRedes y Telecomunica-\nciones S de RL de Cv\nSan Pedro Sula HN 82.395.000,00 HNL\n- Livister Latam SLU 80,00% 16,48%\nRenovables Andorra\nSLU\nMadrid ES 3.000,00 EUR\nIntegrale\nEnel Green Power\nEspa\u00f1a SLU \n100,00% 70,11%\nRenovables de\nGuatemala SA\nCi\ue61e\u00e0 del\nGuatemala\nGT 1.924.465.600,00 GTQ\nIntegrale\nEnel Green Power\nGuatemala SA\n0,00%\n82,27%\nESSA2 SpA 100,00%\nRenovables La Pedrera\nSLU\nSaragozza ES 3.000,00 EUR\nIntegrale\nEnel Green Power\nEspa\u00f1a SLU \n100,00% 70,11%\nRenovables\nManzanares 400 kV SL\nMadrid ES 5.000,00 EUR\nEquity\nEnel Green Power\nEspa\u00f1a SLU \n27,86% 19,53%\nRenovables Mediavilla\nSLU\nSaragozza ES 3.000,00 EUR\nIntegrale\nEnel Green Power\nEspa\u00f1a SLU \n100,00% 70,11%\nRenovables Teruel SLU Madrid ES 3.000,00 EUR\nIntegrale\nEnel Green Power\nEspa\u00f1a SLU \n100,00% 70,11%\nRiverbend Farms Wind\nProject LLC\nAndover US 1,00 USD\nIntegrale\nTradewind Energy\nInc.\n100,00% 100,00%\nRiverview LP Albe\ue61fa CA - CAD\nIntegrale\nEnel Albe\ue61fa Wind\nInc.\n99,00%\n100,00%\nEnel Green Power\nCanada Inc.\n1,00%\nRiverview Solar I LLC Andover US 1,00 USD\nIntegrale\nBrick Road Solar\nHoldings LLC\n100,00% 100,00%\nRoadrunner Solar\nProject LLC\nAndover US 100,00 USD\nIntegrale\nEnel Roadrunner\nSolar Project\nHoldings LLC\n100,00% 100,00%\nRoadrunner Storage\nLLC\nAndover US - USD\nIntegrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%\nRochelle Solar LLC Coral Springs US 1,00 USD\nIntegrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%\nRock Creek Wind\nHoldings I LLC\nDover US 100,00 USD\nIntegrale\nEnel Green Power\nNo\ue61fh America Inc.\n100,00% 100,00%\nRock Creek Wind\nHoldings II LLC\nDover US 100,00 USD\nIntegrale\nRock Creek Wind\nHoldings LLC\n100,00% 100,00%\n\nDenominazione societ\u00e0 Sede legale Nazione Capitale sociale Valuta\nSe\ue61fore\ndi a\ue61fivit\u00e0\nMetodo di\nconsolidamento Detenuta da\n%\npossesso\nazioni\nordinarie\n%\npossesso\nGruppo\nRock Creek Wind\nHoldings LLC\nWilmington US - USD Integrale\nEGPNA Preferred\nWind Holdings II LLC\n100,00% 100,00%\nRock Creek Wind\nProject LLC\nClayton US 1,00 USD\nIntegrale\nRock Creek Wind\nHoldings LLC\n100,00% 100,00%\nRockhaven Ranchland\nHoldings LLC\nAndover US 1,00 USD\nIntegrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%\nRockhaven Wind\nProject LLC\nAndover US 1,00 USD\nIntegrale\nRockhaven\nRanchland Holdings\nLLC \n100,00% 100,00%\nRocky Caney Holdings\nLLC\nOklahoma City US 1,00 USD\nEquity Enel Kansas LLC 20,00% 20,00%\nRocky Caney Wind LLC Albany US - USD\nEquity\nRocky Caney\nHoldings LLC\n100,00% 20,00%\nRocky Ridge Wind\nProject LLC\nOklahoma City US - USD\nEquity\nRocky Caney Wind\nLLC \n100,00% 20,00%\nRodnikovskaya WPS Mosca RU 6.010.000,00 RUB\nIntegrale\nEnel Green Power\nRus Limited Liability\nCompany\n100,00% 100,00%\nRoha Renewables India\nPrivate Limited\nGurugram IN 100.000,00 INR\nIntegrale\nEnel Green Power\nIndia Private Limited \n100,00% 100,00%\nRolling Farms Wind \nProject LLC\nAndover US 1,00 USD\nIntegrale\nTradewind Energy\nInc.\n100,00% 100,00%\nRusenergosbyt LLC Mosca RU 18.000.000,00 RUB\nEquity Enel SpA 49,50% 49,50%\nRusenergosbyt Siberia\nLLC\nKrasnoyarsk\nCity\nRU 4.600.000,00 RUB\nEquity Rusenergosbyt LLC 50,00% 24,75%\nRustler Wind Project \nLLC\nAndover US 1,00 USD\nIntegrale\nTradewind Energy\nInc.\n100,00% 100,00%\nRuthton Ridge LLC Minneapolis US - USD\nIntegrale\nChi Minnesota Wind\nLLC \n51,00% 51,00%\nSaburoy SA Montevideo UY 100.000,00 UYU\nEquity Ifx Networks LLC 100,00% 20,60%\nSacme SA Buenos Aires AR 12.000,00 ARS\nEquity\nEmpresa\nDistribuidora Sur SA\n- Edesur\n50,00% 29,66%\nSaddle House Solar\nProject LLC\nAndover US - USD\nIntegrale\nTradewind Energy\nInc.\n100,00% 100,00%\nSalmon Falls Hydro LLC Wilmington US - USD\nAFS\nEnel Green Power\nNo\ue61fh America Inc.\n100,00% 100,00%\nSalt Springs Wind\nProject LLC\nAndover US - USD\nIntegrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%\nSalto de San Rafael SL Siviglia ES 462.185,98 EUR\nEquity\nEnel Green Power\nEspa\u00f1a SLU \n50,00% 35,06%\nSan Francisco de\nBorja SA\nSaragozza ES 60.000,00 EUR\nIntegrale\nEnel Green Power\nEspa\u00f1a SLU \n66,67% 46,74%\nSan Juan Mesa Wind\nProject II LLC\nWilmington US - USD\nIntegrale\nPadoma Wind\nPower LLC\n100,00% 100,00%\nSanosari Energy Private \nLimited\nGurugram IN 100.000,00 INR\nIntegrale\nAvikiran Energy India\nPrivate Limited \n100,00% 100,00%\nSanto Rostro\nCogeneraci\u00f3n SA\nSiviglia ES 207.340,00 EUR\nEquity\nEnel Green Power\nEspa\u00f1a SLU \n45,00% 31,55%\n\nDenominazione societ\u00e0 Sede legale Nazione Capitale sociale Valuta\nSe\ue61fore\ndi a\ue61fivit\u00e0\nMetodo di\nconsolidamento Detenuta da\n%\npossesso\nazioni\nordinarie\n%\npossesso\nGruppo\nSardhy Green\nHydrogen Srl\nSarroch IT 10.000,00 EUR Equity\nEnel Green Power\nItalia Srl\n50,00% 50,00%\nSaugus River Energy\nStorage LLC\nDover US 100,00 USD\nIntegrale\nEnel Energy Storage\nHoldings LLC (ex \nEGP Energy Storage\nHoldings LLC)\n100,00% 100,00%\nSavanna Power Solar\n10 SLU\nMadrid ES 3.000,00 EUR\nIntegrale\nEnel Green Power\nEspa\u00f1a SLU \n100,00% 70,11%\nSavanna Power Solar\n12 SLU\nSiviglia ES 3.000,00 EUR\nIntegrale\nEnel Green Power\nEspa\u00f1a SLU \n100,00% 70,11%\nSavanna Power Solar\n13 SLU\nSiviglia ES 3.000,00 EUR\nIntegrale\nEnel Green Power\nEspa\u00f1a SLU \n100,00% 70,11%\nSavanna Power Solar\n4 SLU\nMadrid ES 3.000,00 EUR\nIntegrale\nEnel Green Power\nEspa\u00f1a SLU \n100,00% 70,11%\nSavanna Power Solar\n5 SLU\nMadrid ES 3.000,00 EUR\nIntegrale\nEnel Green Power\nEspa\u00f1a SLU \n100,00% 70,11%\nSavanna Power Solar\n6 SLU\nMadrid ES 3.000,00 EUR\nIntegrale\nEnel Green Power\nEspa\u00f1a SLU \n100,00% 70,11%\nSavanna Power Solar\n9 SLU\nMadrid ES 3.000,00 EUR\nIntegrale\nEnel Green Power\nEspa\u00f1a SLU \n100,00% 70,11%\nSe Slu\u017eby In\u017einierskych\nStavieb SRO\nKaln\u00e1 Nad\nHronom\nSK 200.000,00 EUR\nEquity\nSlovensk\u00e9 elektr\u00e1rne\nAS\n100,00% 33,00%\nSeguidores Solares\nPlanta 2 SL (Sociedad \nUnipersonal)\nMadrid ES 3.010,00 EUR\nIntegrale\nEnel Green Power\nEspa\u00f1a SLU \n100,00% 70,11%\nServicio de Operaci\u00f3n\ny Mantenimiento para\nEnerg\u00edas Renovables S\nde RL de Cv\nCi\ue61e\u00e0 del\nMessico\nMX 3.000,00 MXN\nIntegrale\nEnel Green Power\nGuatemala SA\n0,01%\n99,99%\nEnerg\u00eda Nueva\nEnerg\u00eda Limpia\nM\u00e9xico S de RL\nde Cv\n99,99%\nServicios de Internet\nEni Chile Ltda\nSantiago del\nCile\nCL 2.768.688.228,00 CLP\nEquity\nIfx Networks Ltd 0,10%\n20,60%\nIfx/eni - Spc IV Inc. 99,90%\nServizio Ele\ue61erico\nNazionale SpA\nRoma IT 10.000.000,00 EUR\nIntegrale Enel Italia SpA 100,00% 100,00%\nSetyl Srl Bergamo IT 100.000,00 EUR\nEquity Enel X Italia Srl 27,50% 27,50%\nSeven Cowboy Wind\nProject Holdings LLC\nAndover US 1,00 USD\nIntegrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%\nSeven Cowboy Wind\nProject II LLC\nAndover US 1,00 USD\nIntegrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%\nSeven Cowboy Wind\nProject LLC\nAndover US 1,00 USD\nIntegrale\nSeven Cowboy Wind\nProject Holdings LLC \n100,00% 100,00%\nSeven Cowboys Solar\nProject LLC\nAndover US - USD\nIntegrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%\nShiawassee Wind\nProject LLC\nWilmington US 1,00 USD\nIntegrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%\nShield Energy Storage\nProject LLC\nWilmington US - USD\nIntegrale\nEnel Energy Storage\nHoldings LLC (ex \nEGP Energy Storage\nHoldings LLC)\n100,00% 100,00%\n\nDenominazione societ\u00e0 Sede legale Nazione Capitale sociale Valuta\nSe\ue61fore\ndi a\ue61fivit\u00e0\nMetodo di\nconsolidamento Detenuta da\n%\npossesso\nazioni\nordinarie\n%\npossesso\nGruppo\nShikhar Surya (One)\nPrivate Limited\nGurugram IN 10.100.000,00 INR Integrale\nEnel Green Power\nIndia Private Limited \n100,00% 100,00%\nSIET - Societ\u00e0\nInformazioni\nEsperienze\nTermoidrauliche SpA\nPiacenza IT 697.820,00 EUR\nEquity\nEnel Innovation\nHubs Srl\n41,55% 41,55%\nSilt Solar I LLC Andover US 1,00 USD\nIntegrale\nBrick Road Solar\nHoldings LLC\n100,00% 100,00%\nSilver Dollar Solar\nProject LLC\nAndover US 1,00 USD\nIntegrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%\nSinergia GP6 Srl Roma IT 10.000,00 EUR\nEquity\nEnel Green Power\nItalia Srl\n100,00% 100,00%\nSinergia GP7 Srl Roma IT 10.000,00 EUR\nEquity\nEnel Green Power\nItalia Srl\n100,00% 100,00%\nSistema El\u00e9ctrico de\nConexi\u00f3n Valcaire SL\nMadrid ES 175.200,00 EUR\nEquity\nEnel Green Power\nEspa\u00f1a SLU \n28,13% 19,72%\nSistemas Energ\u00e9ticos \nMa\u00f1\u00f3n O\ue61figueira SA\nLa Coru\u00f1a ES 2.007.750,00 EUR\nIntegrale\nEnel Green Power\nEspa\u00f1a SLU \n96,00% 67,31%\nSkyview Wind Project\nLLC\nAndover US 1,00 USD\nIntegrale\nTradewind Energy\nInc.\n100,00% 100,00%\nSleep Hollow Solar\nI LLC\nAndover US 1,00 USD\nIntegrale\nBrick Road Solar\nHoldings LLC\n100,00% 100,00%\nSlovak Power Holding\nBV\nAmsterdam NL 25.010.000,00 EUR\nEquity\nEnel Produzione\nSpA\n50,00% 50,00%\nSlovensk\u00e9\nelektr\u00e1rne -\nEnergetick\u00e9\nSlu\u017eby SRO \nBratislava SK 4.505.000,00 EUR\nEquity\nSlovensk\u00e9 elektr\u00e1rne\nAS\n100,00% 33,00%\nSlovensk\u00e9 elektr\u00e1rne\nAS\nBratislava SK 1.269.295.724,66 EUR\nEquity\nSlovak Power\nHolding BV\n66,00% 33,00%\nSlovensk\u00e9\nelektr\u00e1rne \u010cesk\u00e1\nRepublika SRO\nMoravsk\u00e1\nOstrava \nCZ 295.819,00 CZK\nEquity\nSlovensk\u00e9 elektr\u00e1rne\nAS\n100,00% 33,00%\nSmoky Hill Holdings\nII LLC\nWilmington US - USD\nIntegrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%\nSmoky Hills Wind Farm \nLLC\nTopeka US - USD\nIntegrale\nEGPNA Project \nHoldCo 1 LLC\n100,00% 100,00%\nSmoky Hills Wind\nProject II LLC\nLenexa US - USD\nIntegrale\nEGPNA Project \nHoldCo 1 LLC\n100,00% 100,00%\nSnyder Wind Farm LLC Hermleigh US - USD\nIntegrale Texkan Wind LLC 100,00% 100,00%\nSocibe Energia SA Niter\u00f3i BR 12.969.032,25 BRL\nIntegrale Enel Brasil SA 100,00% 82,27%\nSociedad Agr\u00edcola de\nCameros Ltda\nSantiago del\nCile\nCL 5.738.046.495,00 CLP\nIntegrale Enel Chile SA 57,50% 37,33%\nSociedad de\nInversiones K Cuatro\nSpA\nSantiago del\nCile\nCL 316.318.800,00 CLP\n- Enel X Chile SpA 10,00% 6,49%\nSociedad E\u00f3lica de\nAndaluc\u00eda SA\nSiviglia ES 4.507.590,78 EUR\nIntegrale\nEnel Green Power\nEspa\u00f1a SLU \n64,75% 45,40%\nSociedad E\u00f3lica El\nPuntal SL\nSiviglia ES 1.643.000,00 EUR\nEquity\nEnel Green Power\nEspa\u00f1a SLU \n50,00% 35,06%\n\nDenominazione societ\u00e0 Sede legale Nazione Capitale sociale Valuta\nSe\ue61fore\ndi a\ue61fivit\u00e0\nMetodo di\nconsolidamento Detenuta da\n%\npossesso\nazioni\nordinarie\n%\npossesso\nGruppo\nEnerg\u00eda E\u00f3lica Galerna\nSLU\nMadrid ES 3.413,00 EUR Integrale\nEnel Green Power\nEspa\u00f1a SLU \n100,00% 70,11%\nEnerg\u00eda E\u00f3lica Gregal\nSLU\nMadrid ES 3.250,00 EUR\nIntegrale\nEnel Green Power\nEspa\u00f1a SLU \n100,00% 70,11%\nEnergia Eolica Srl in\nsigla EN.EO. Srl\nRoma IT 4.840.000,00 EUR\nIntegrale\nEnel Green Power\nItalia Srl\n100,00% 100,00%\nEnerg\u00eda Global de\nM\u00e9xico (Enermex) SA \nde Cv\nCi\ue61e\u00e0 del\nMessico\nMX 50.000,00 MXN\nIntegrale\nEnel Green Power\nSpA\n99,00% 99,00%\nEnerg\u00eda Global\nOperaciones Srl\nSan Jos\u00e9 CR 10.000,00 CRC\nIntegrale\nEnel Green Power\nCosta Rica SA\n100,00% 82,27%\nEnerg\u00eda Limpia de\nAmistad SA de Cv\nCi\ue61e\u00e0 del\nMessico\nMX 33.452.769,00 MXN\nEquity\nTenedora de Energ\u00eda \nRenovable Sol y\nViento SAPI de Cv \n60,80% 20,00%\nEnerg\u00eda Limpia de Palo \nAlto SA de Cv\nCi\ue61e\u00e0 del\nMessico\nMX 673.583.489,00 MXN\nEquity\nTenedora de Energ\u00eda \nRenovable Sol y\nViento SAPI de Cv \n60,80% 20,00%\nEnerg\u00eda Limpia de\nPue\ue61fo Libe\ue61fad S de\nRL de Cv\nCi\ue61e\u00e0 del\nMessico\nMX 2.953.980,00 MXN\nIntegrale\nEnel Green Power\nM\u00e9xico S de RL\nde Cv\n0,01%\n100,00%\nEnel Rinnovabile SA\nde Cv\n99,99%\nEnerg\u00eda Marina SpA\nSantiago del\nCile\nCL 2.404.240.000,00 CLP\nEquity\nEnel Green Power\nChile SA\n25,00% 16,23%\nEnerg\u00eda Neta Sa Caseta\nLlucmajor SL (Sociedad\nUnipersonal)\nPalma de\nMallorca\nES 9.000,00 EUR\nIntegrale\nEnel Green Power\nEspa\u00f1a SLU \n100,00% 70,11%\nEnerg\u00eda Nueva de Iguu\nS de RL de Cv\nCi\ue61e\u00e0 del\nMessico\nMX 51.879.307,00 MXN\nIntegrale\nEnel Green Power\nM\u00e9xico S de RL\nde Cv\n99,90%\n99,91%\nEnerg\u00eda Nueva\nEnerg\u00eda Limpia\nM\u00e9xico S de RL\nde Cv\n0,01%\nEnerg\u00eda Nueva Energ\u00eda\nLimpia M\u00e9xico S de RL\nde Cv\nCi\ue61e\u00e0 del\nMessico\nMX 5.339.650,00 MXN\nIntegrale\nEnel Green Power\nGuatemala SA\n0,04%\n99,99%\nEnel Green Power\nSpA\n99,96%\nEnerg\u00eda XXI\nComercializadora de\nReferencia SL\nMadrid ES 2.000.000,00 EUR\nIntegrale Endesa Energ\u00eda SA 100,00% 70,11%\nEnerg\u00eda y Naturaleza\nSLU\nValencia ES 3.000,00 EUR\nIntegrale\nEnel Green Power\nEspa\u00f1a SLU \n100,00% 70,11%\nEnerg\u00eda y Servicios\nSouth America SpA\nSantiago del\nCile\nCL 12.120.575,70 USD\nIntegrale Enel Am\u00e9ricas SA 100,00% 82,27%\nEnerg\u00edas Alternativas\ndel Sur SL\nLas Palmas de\nGran Canaria\nES 546.919,10 EUR\nIntegrale\nEnel Green Power\nEspa\u00f1a SLU \n54,95% 38,52%\nEnerg\u00edas de Arag\u00f3n I SL Saragozza ES 3.200.000,00 EUR\nIntegrale\nEndesa Red\nSA (Sociedad\nUnipersonal)\n100,00% 70,11%\nEnerg\u00edas de Graus SL Barcellona ES 1.298.160,00 EUR\nIntegrale\nEnel Green Power\nEspa\u00f1a SLU \n66,67% 46,74%\nEnerg\u00edas Especiales de\nCare\u00f3n SA\nSantiago de\nCompostela\nES 270.450,00 EUR\nIntegrale\nEnel Green Power\nEspa\u00f1a SLU \n77,00% 53,99%\nEnerg\u00edas Especiales de\nPe\u00f1a Armada SA\nMadrid ES 963.300,00 EUR\nIntegrale\nEnel Green Power\nEspa\u00f1a SLU \n80,00% 56,09%\n\nDenominazione societ\u00e0 Sede legale Nazione Capitale sociale Valuta\nSe\ue61fore\ndi a\ue61fivit\u00e0\nMetodo di\nconsolidamento Detenuta da\n%\npossesso\nazioni\nordinarie\n%\npossesso\nGruppo\nEnerg\u00edas Especiales del\nAlto Ulla SA\nMadrid ES 19.594.860,00 EUR Integrale\nEnel Green Power\nEspa\u00f1a SLU \n100,00% 70,11%\nEnerg\u00edas Especiales del\nBierzo SA\nTorre del Bierzo ES 1.635.000,00 EUR\nEquity\nEnel Green Power\nEspa\u00f1a SLU \n50,00% 35,06%\nEnerg\u00edas Renovables La\nMata SA de Cv\nCi\ue61e\u00e0 del\nMessico\nMX 656.615.400,00 MXN\nIntegrale\nEnel Green Power\nM\u00e9xico S de RL\nde Cv\n99,00%\n100,00%\nEnerg\u00eda Nueva de\nIguu S de RL de Cv\n1,00%\nEnergie Electrique de\nTahadda\ue61f SA\nTangeri MA 510.270.000,00 MAD\nEquity\nEndesa Generaci\u00f3n\nSA\n32,00% 22,44%\nEnergo Sonne Srl Bucarest RO 31.520,00 RON\nIntegrale\nEnel Green Power\nRomania Srl\n100,00% 100,00%\nEnergotel AS Bratislava SK 2.191.200,00 EUR\nEquity\nSlovensk\u00e9 elektr\u00e1rne\nAS\n20,00% 6,60%\nEnergy Hydro Piave Srl\nin liquidazione\nBelluno IT 800.000,00 EUR\nIntegrale\nEnel Produzione\nSpA\n100,00% 100,00%\nEnergy Response\nHoldings (Pty) Ltd\nMelbourne AU 630.451,00 AUD\nIntegrale\nEnel X Australia\nHolding (Pty) Ltd\n100,00% 100,00%\nEnerlive Srl Roma IT 6.520.000,00 EUR\nIntegrale Maicor Wind Srl 100,00% 100,00%\nEnerNOC GmbH Monaco DE 25.000,00 EUR\nIntegrale\nEnel X No\ue61fh\nAmerica Inc.\n100,00% 100,00%\nEnerNOC Ireland\nLimited\nDublino IE 10.535,00 EUR\nIntegrale\nEnel X Ireland\nLimited\n100,00% 100,00%\nEnerNOC UK II Limited Londra GB 21.000,00 GBP\nIntegrale Enel X UK Limited 100,00% 100,00%\nEntech (China)\nInformation Technology\nCo. Ltd\nShenzhen CN 140.000,00 USD\nEquity\nEnerNOC UK II\nLimited\n50,00% 50,00%\nEntech Utility Service\nBureau Inc.\nLutherville US 1.500,00 USD\nIntegrale\nEnel X No\ue61fh\nAmerica Inc.\n100,00% 100,00%\nEnvatios Promoci\u00f3n\nI SLU\nMadrid ES 3.000,00 EUR\nIntegrale\nEnel Green Power\nEspa\u00f1a SLU \n100,00% 70,11%\nEnvatios Promoci\u00f3n\nII SLU\nMadrid ES 3.000,00 EUR\nIntegrale\nEnel Green Power\nEspa\u00f1a SLU \n100,00% 70,11%\nEnvatios Promoci\u00f3n\nIII SLU\nMadrid ES 3.000,00 EUR\nIntegrale\nEnel Green Power\nEspa\u00f1a SLU \n100,00% 70,11%\nEnvatios Promoci\u00f3n\nXX SLU\nMadrid ES 3.000,00 EUR\nIntegrale\nEnel Green Power\nEspa\u00f1a SLU \n100,00% 70,11%\nE\u00f3lica Valle del Ebro SA Saragozza ES 3.561.342,50 EUR\nIntegrale\nEnel Green Power\nEspa\u00f1a SLU \n50,50% 35,40%\nE\u00f3lica Zopiloapan SA \nde Cv\nCi\ue61e\u00e0 del\nMessico\nMX 1.877.201,54 MXN\nIntegrale\nEnel Green Power\nM\u00e9xico S de RL\nde Cv\n56,98%\n96,48%\nEnel Green Power\nPa\ue61fecipazioni\nSpeciali Srl\n39,50%\nE\u00f3licas de Agaete SL\nLas Palmas de\nGran Canaria\nES 240.400,00 EUR\nIntegrale\nEnel Green Power\nEspa\u00f1a SLU \n80,00% 56,09%\nE\u00f3licas de Fuencaliente\nSA\nLas Palmas de\nGran Canaria\nES 216.360,00 EUR\nIntegrale\nEnel Green Power\nEspa\u00f1a SLU \n55,00% 38,56%\n\nDenominazione societ\u00e0 Sede legale Nazione Capitale sociale Valuta\nSe\ue61fore\ndi a\ue61fivit\u00e0\nMetodo di\nconsolidamento Detenuta da\n%\npossesso\nazioni\nordinarie\n%\npossesso\nGruppo\nE\u00f3licas de\nFue\ue61feventura AIE\nPue\ue61fo del\nRosario\nES - EUR Equity\nEnel Green Power\nEspa\u00f1a SLU \n40,00% 28,04%\nE\u00f3licas de la Patagonia\nSA\nBuenos Aires AR 480.930,00 ARS\nEquity\nEnel Green Power\nEspa\u00f1a SLU \n50,00% 35,06%\nE\u00f3licas de Lanzarote SL\nLas Palmas de\nGran Canaria\nES 1.758.000,00 EUR\nEquity\nEnel Green Power\nEspa\u00f1a SLU \n40,00% 28,04%\nE\u00f3licas de Tenerife AIE\nSanta Cruz de\nTenerife\nES 420.708,40 EUR\nEquity\nEnel Green Power\nEspa\u00f1a SLU \n50,00% 35,06%\nE\u00f3licas de Tirajana SL\nLas Palmas de\nGran Canaria\nES 3.000,00 EUR\nIntegrale\nEnel Green Power\nEspa\u00f1a SLU \n60,00% 42,07%\nEpresa Energ\u00eda SA Cadice ES 2.500.000,00 EUR\nEquity\nEndesa Red\nSA (Sociedad\nUnipersonal)\n50,00% 35,06%\nE-Solar Srl Roma IT 2.500,00 EUR\nIntegrale\nEnel Green Power\nItalia Srl\n100,00% 100,00%\nESSA2 SpA\nSantiago del\nCile\nCL 701.166.335,30 USD\nIntegrale Enel Am\u00e9ricas SA 100,00% 82,27%\nEssaouira Wind Farm Casablanca MA 300.000,00 MAD\nEquity\nNareva Enel Green\nPower Morocco SA\n70,00% 35,00%\nEuropean Energy\nExchange AG\nLeipzig DE 40.050.000,00 EUR\n-\nEnel Global Trading\nSpA\n2,38% 2,38%\nExpedition Solar\nProject LLC\nAndover US 1,00 USD\nIntegrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%\nExplorer Wind Project \nLLC\nAndover US 1,00 USD\nIntegrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%\nExplotaciones E\u00f3licas\nde Escucha SA\nSaragozza ES 3.505.000,00 EUR\nIntegrale\nEnel Green Power\nEspa\u00f1a SLU \n70,00% 49,08%\nExplotaciones E\u00f3licas\nEl Pue\ue61fo SA\nSaragozza ES 3.230.000,00 EUR\nIntegrale\nEnel Green Power\nEspa\u00f1a SLU \n73,60% 51,60%\nExplotaciones E\u00f3licas\nSanto Domingo de\nLuna SA\nSaragozza ES 100.000,00 EUR\nIntegrale\nEnel Green Power\nEspa\u00f1a SLU \n51,00% 35,76%\nExplotaciones E\u00f3licas\nSaso Plano SA\nSaragozza ES 5.488.500,00 EUR\nIntegrale\nEnel Green Power\nEspa\u00f1a SLU \n65,00% 45,57%\nExplotaciones E\u00f3licas\nSierra Costera SA\nSaragozza ES 8.046.800,00 EUR\nIntegrale\nEnel Green Power\nEspa\u00f1a SLU \n90,00% 63,10%\nExplotaciones E\u00f3licas\nSierra La Virgen SA\nSaragozza ES 4.200.000,00 EUR\nIntegrale\nEnel Green Power\nEspa\u00f1a SLU \n90,00% 63,10%\nFaye\ue61ee Solar I LLC Andover US 1,00 USD\nIntegrale\nBrick Road Solar\nHoldings LLC\n100,00% 100,00%\nFazenda Aroeira\nEmpreendimento de\nEnergia Ltda\nRio de Janeiro BR 2.362.045,90 BRL\nIntegrale Enel Brasil SA 100,00% 82,27%\nFence Post Solar\nProject LLC\nAndover US - USD\nIntegrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%\nFenner Wind Holdings\nLLC\nDover US 100,00 USD\nIntegrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%\nFinsec Lab Ltd Tel Aviv IL 100,00 ILS\nEquity Enel X Srl 30,00% 30,00%\nFlagpay Srl Milano IT 10.000,00 EUR\nAFS PayTipper SpA 100,00% 55,00%\n\nDenominazione societ\u00e0 Sede legale Nazione Capitale sociale Valuta\nSe\ue61fore\ndi a\ue61fivit\u00e0\nMetodo di\nconsolidamento Detenuta da\n%\npossesso\nazioni\nordinarie\n%\npossesso\nGruppo\nFlat Rock Wind Project\nLLC\nAndover US 1,00 USD Integrale\nTradewind Energy\nInc.\n100,00% 100,00%\nFlat Top Solar Project\nLLC\nAndover US - USD\nIntegrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%\nFlint Rock Solar Project\nLLC\nAndover US - USD\nIntegrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%\nFlorence Hills LLC Minneapolis US - USD\nIntegrale\nChi Minnesota Wind\nLLC \n51,00% 51,00%\nFlowing Spring Farms\nLLC\nAndover US 1,00 USD\nIntegrale\nBrick Road Solar\nHoldings LLC\n100,00% 100,00%\nFontibon ZE SAS Bogot\u00e0 CO 392.420.000,00 COP\nIntegrale Bogot\u00e1 ZE SAS 100,00% 39,74%\nF\u00f3tons de Santo\nAnchieta Energias \nRenov\u00e1veis SA\nRio de Janeiro BR 577.000,00 BRL\nIntegrale Enel Brasil SA 100,00% 82,27%\nFotovoltaica Yunclillos\nSLU\nMadrid ES 3.000,00 EUR\nIntegrale\nEnel Green Power\nEspa\u00f1a SLU \n100,00% 70,11%\nFourmile Wind Project\nLLC\nAndover US 1,00 USD\nIntegrale\nTradewind Energy\nInc.\n100,00% 100,00%\nFranklintown Farm LLC Andover US 1,00 USD\nIntegrale\nBrick Road Solar\nHoldings LLC\n100,00% 100,00%\nFreedom Energy \nStorage LLC\nAndover US - USD\nIntegrale\nEnel Energy Storage\nHoldings LLC (ex \nEGP Energy Storage\nHoldings LLC)\n100,00% 100,00%\nFront Mar\u00edtim del \nBes\u00f2s SL\nBarcellona ES 9.000,00 EUR\nEquity\nEndesa Generaci\u00f3n\nSA\n61,37% 43,03%\nFrontiersman Solar\nProject LLC\nAndover US 1,00 USD\nIntegrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%\nFRV Corchitos I SLU Madrid ES 75.800,00 EUR\nIntegrale\nEnel Green Power\nEspa\u00f1a SLU \n100,00% 70,11%\nFRV Corchitos II SOLAR\nSLU\nMadrid ES 22.000,00 EUR\nIntegrale\nEnel Green Power\nEspa\u00f1a SLU \n100,00% 70,11%\nFRV Gibalb\u00edn - Jerez\nSLU\nMadrid ES 23.000,00 EUR\nIntegrale\nEnel Green Power\nEspa\u00f1a SLU \n100,00% 70,11%\nFRV Tarifa SLU Madrid ES 3.000,00 EUR\nIntegrale\nEnel Green Power\nEspa\u00f1a SLU \n100,00% 70,11%\nFRV Villalobillos SLU Madrid ES 3.000,00 EUR\nIntegrale\nEnel Green Power\nEspa\u00f1a SLU \n100,00% 70,11%\nFRV Zamora Solar 1\nSLU\nMadrid ES 3.000,00 EUR\nIntegrale\nEnel Green Power\nEspa\u00f1a SLU \n100,00% 70,11%\nFRV Zamora Solar 3\nSLU\nMadrid ES 3.000,00 EUR\nIntegrale\nEnel Green Power\nEspa\u00f1a SLU \n100,00% 70,11%\nFundamental\nRecognized Systems \nSLU\nRivas-\nVaciamadrid\nES 3.000,00 EUR\nIntegrale\nEnel Green Power\nEspa\u00f1a SLU \n100,00% 70,11%\nFuratena Solar 1 SLU Siviglia ES 3.000,00 EUR\nIntegrale\nEnel Green Power\nEspa\u00f1a SLU \n100,00% 70,11%\nGalaxy Wind Project\nLLC\nAndover US 1,00 USD\nIntegrale\nTradewind Energy\nInc.\n100,00% 100,00%\n\nDenominazione societ\u00e0 Sede legale Nazione Capitale sociale Valuta\nSe\ue61fore\ndi a\ue61fivit\u00e0\nMetodo di\nconsolidamento Detenuta da\n%\npossesso\nazioni\nordinarie\n%\npossesso\nGruppo\nGanado Solar LLC Andover US - USD Integrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%\nGanado Storage LLC Andover US 1,00 USD\nIntegrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%\nGarob Wind Farm (RF)\n(Pty) Ltd\nJohannesburg ZA 100,00 ZAR\nAFS\nEnel Green Power\nRSA 2 (RF) (Pty) Ltd\n55,00% 55,00%\nGas y Electricidad\nGeneraci\u00f3n SAU\nPalma de\nMallorca\nES 213.775.700,00 EUR\nIntegrale\nEndesa Generaci\u00f3n\nSA\n100,00% 70,11%\nGauley Hydro LLC Wilmington US - USD\nEquity GRPP Holdings LLC 100,00% 50,00%\nGauley River\nManagement LLC\nWillison US 1,00 USD\nIntegrale\nEnel Green Power\nNo\ue61fh America Inc.\n100,00% 100,00%\nGeneradora de \nOccidente Ltda\nCi\ue61e\u00e0 del\nGuatemala\nGT 16.261.697,33 GTQ\nIntegrale\nEnel Green Power\nGuatemala SA\n1,00%\n82,27%\nESSA2 SpA 99,00%\nGeneradora E\u00f3lica Alto\nPacora Srl\nPanama City PA 10.100,00 USD\nIntegrale\nEnel Green Power\nPanam\u00e1 Srl\n99,01%\n82,27%\nESSA2 SpA 0,99%\nGeneradora \nMontecristo SA\nCi\ue61e\u00e0 del\nGuatemala\nGT 3.820.000,00 GTQ\nIntegrale\nEnel Green Power\nGuatemala SA\n0,00%\n82,27%\nESSA2 SpA 100,00%\nGeneradora Solar \nAustral SA\nChiriqu\u00ed PA 10.000,00 USD\nIntegrale\nEnel Green Power\nPanam\u00e1 Srl\n100,00% 82,27%\nGeneradora Solar de \nOccidente SA\nPanama City PA 10.000,00 USD\nIntegrale\nEnel Green Power\nPanam\u00e1 Srl\n100,00% 82,27%\nGeneradora Solar El \nPue\ue61fo SA\nChiriqu\u00ed PA 10.000,00 USD\nIntegrale\nEnel Green Power\nPanam\u00e1 Srl\n100,00% 82,27%\nGeneradora Solar \nTol\u00e9 Srl\nPanama City PA 10.100,00 USD\nIntegrale\nEnel Green Power\nPanam\u00e1 Srl\n99,01%\n82,27%\nESSA2 SpA 0,99%\nGeot\u00e9rmica del No\ue61fe\nSA\nSantiago del\nCile\nCL 326.577.419.702,00 CLP\nIntegrale\nEnel Green Power\nChile SA\n84,59% 54,92%\nGibson Bay Wind Farm\n(RF) (Pty) Ltd\nJohannesburg ZA 1.000,00 ZAR\nIntegrale\nEnel Green Power\nRSA (Pty) Ltd\n60,00% 60,00%\nGirgarre Solar Farm\n(Pty) Ltd\nSydney AU - AUD\nIntegrale\nEnel Green Power\nGirgarre Holdings \n(Pty) Ltd\n100,00% 100,00%\nGirgarre Solar Farm\nTrust\nSydney AU 10,00 AUD\nIntegrale\nEnel Green Power\nGirgarre Trust\n100,00% 100,00%\nGlobal Commodities\nHoldings Limited\nLondra GB 4.042.375,00 GBP\n-\nEnel Global Trading\nSpA\n4,68% 4,68%\nGlobyte SA San Jos\u00e9 CR 900.000,00 CRC\n-\nEnel Green Power\nCosta Rica SA\n10,00% 8,23%\nGloucester Solar I LLC Andover US 1,00 USD\nIntegrale\nBrick Road Solar\nHoldings LLC\n100,00% 100,00%\n\nDenominazione societ\u00e0 Sede legale Nazione Capitale sociale Valuta\nSe\ue61fore\ndi a\ue61fivit\u00e0\nMetodo di\nconsolidamento Detenuta da\n%\npossesso\nazioni\nordinarie\n%\npossesso\nGruppo\nGnl Chile SA\nSantiago del\nCile\nCL 3.026.160,00 USD Equity\nEnel Generaci\u00f3n\nChile SA\n33,33% 20,25%\nGoodwell Wind Project\nLLC\nWilmington US - USD\nEquity\nOrigin Goodwell\nHoldings LLC\n100,00% 20,00%\nGorona del Viento El\nHierro SA\nSanta Cruz de\nTenerife\nES 30.936.736,00 EUR\nEquity\nUni\u00f3n El\u00e9ctrica\nde Canarias\nGeneraci\u00f3n SAU \n23,21% 16,27%\nGrand Prairie Solar\nProject LLC\nAndover US - USD\nIntegrale\nTradewind Energy\nInc.\n100,00% 100,00%\nGridspe\ue61fise Latam SA S\u00e3o Paulo BR 2.010.000,00 BRL\nIntegrale\nEnel Brasil SA 0,00%\n100,00%\nGridspe\ue61fise Srl 100,00%\nGridspe\ue61fise Srl Roma IT 7.500.000,00 EUR\nIntegrale\nEnel Global\nInfrastructure and\nNetworks Srl\n100,00% 100,00%\nGRPP Holdings LLC Andover US 2,00 USD\nEquity\nEGPNA REP\nHoldings LLC\n50,00% 50,00%\nGuadarranque Solar\n4 SLU\nSiviglia ES 3.006,00 EUR\nIntegrale\nEndesa Generaci\u00f3n\nII SA\n100,00% 70,11%\nGuayepo Solar SAS Bogot\u00e0 CO 1.000.000,00 COP\nIntegrale\nEnel Green Power\nColombia SAS ESP\n100,00% 82,27%\nGusty Hill Wind Project\nLLC\nAndover US 1,00 USD\nIntegrale\nTradewind Energy\nInc.\n100,00% 100,00%\nGV Energie Rigenerabili\nITAL-RO Srl\nBucarest RO 1.145.400,00 RON\nIntegrale\nEnel Green Power\nRomania Srl\n100,00%\n100,00%\nEnel Green Power\nSpA\n0,00%\nHadley Ridge LLC Minneapolis US - USD\nIntegrale\nChi Minnesota Wind\nLLC \n51,00% 51,00%\nHamilton County Solar\nProject LLC\nAndover US 1,00 USD\nIntegrale\nTradewind Energy\nInc.\n100,00% 100,00%\nHansborough Valley\nSolar Project LLC\nAndover US - USD\nIntegrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%\nHarmony Plains Solar\nI LLC\nAndover US 1,00 USD\nIntegrale\nBrick Road Solar\nHoldings LLC\n100,00% 100,00%\nHarvest Ridge Solar\nProject LLC\nAndover US - USD\nIntegrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%\nHarvest Ridge Wind\nProject LLC\nAndover US 1,00 USD\nIntegrale\nTradewind Energy\nInc.\n100,00% 100,00%\nHastings Solar LLC Wilmington US - USD\nIntegrale\nAurora Distributed\nSolar LLC\n100,00% 74,13 %\nHatch Data Inc. San Francisco US 10.000,00 USD\n-\nEnel X No\ue61fh\nAmerica Inc.\n5,00% 5,00%\nHea\ue61fland Farms Wind\nProject LLC\nWilmington US 1,00 USD\nIntegrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%\nHidroel\u00e9ctrica de\nCatalunya SL\nBarcellona ES 126.210,00 EUR\nIntegrale\nEndesa Red\nSA (Sociedad\nUnipersonal)\n100,00% 70,11%\nHidroel\u00e9ctrica de\nOurol SL\nLugo ES 1.608.200,00 EUR\nEquity\nEnel Green Power\nEspa\u00f1a SLU \n30,00% 21,03%\n\nDenominazione societ\u00e0 Sede legale Nazione Capitale sociale Valuta\nSe\ue61fore\ndi a\ue61fivit\u00e0\nMetodo di\nconsolidamento Detenuta da\n%\npossesso\nazioni\nordinarie\n%\npossesso\nGruppo\nHidroelectricidad del\nPac\u00ed\ue61dco S de RL de Cv\nColima MX 30.890.736,00 MXN Integrale\nEnel Green Power\nM\u00e9xico S de RL\nde Cv\n99,99% 99,99%\nHidro\ue619amicell SL Barcellona ES 78.120,00 EUR\nIntegrale\nHidroel\u00e9ctrica de\nCatalunya SL\n75,00% 52,58%\nHidroinvest SA Buenos Aires AR 55.312.093,00 ARS\nIntegrale\nEnel Am\u00e9ricas SA 41,94%\n79,55%\nEnel Argentina SA 54,76%\nHIF H2 SpA\nSantiago del\nCile\nCL 6.303.000,00 USD\nEquity\nEnel Green Power\nChile SA\n50,00% 32,46%\nHigh Chaparral Solar\nProject LLC\nAndover US - USD\nIntegrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%\nHigh Lonesome\nStorage LLC\nAndover US 1,00 USD\nIntegrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%\nHigh Lonesome Wind\nHoldings LLC\nWilmington US 100,00 USD\nIntegrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%\nHigh Lonesome Wind\nPower LLC\nBoston US 100,00 USD\nIntegrale\nHigh Lonesome\nWind Holdings LLC\n100,00% 100,00%\nHigh Noon Solar\nProject LLC\nAndover US - USD\nIntegrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%\nHigh Street\nCorporation (Pty) Ltd\nMelbourne AU 2,00 AUD\nIntegrale\nEnergy Response\nHoldings (Pty) Ltd\n100,00% 100,00%\nHilltopper Wind\nHoldings LLC\nWilmington US 1.000,00 USD\nIntegrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%\nHispano Generaci\u00f3n de\nEnerg\u00eda Solar SL\nJerez de los\nCaballeros\nES 3.500,00 EUR\nIntegrale\nEnel Green Power\nEspa\u00f1a SLU \n51,00% 35,76%\nHoney Stone Solar\nProject LLC\nAndover US - USD\nIntegrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%\nHoneybee Solar Project \nLLC\nAndover US - USD\nIntegrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%\nHope Creek LLC Crestview US - USD\nIntegrale\nChi Minnesota Wind\nLLC \n51,00% 51,00%\nHope Ridge Wind\nProject LLC\nAndover US 1,00 USD\nIntegrale\nTradewind Energy\nInc.\n100,00% 100,00%\nHorse Run Solar I LLC Andover US 1,00 USD\nIntegrale\nBrick Road Solar\nHoldings LLC\n100,00% 100,00%\nHorse Wrangler Solar\nProject LLC\nAndover US 1,00 USD\nIntegrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%\nHubject eRoaming\nTechnology (Shanghai)\nCo. Ltd\nShangai CN 12.668.015,70 CNY\n- Hubject GmbH 100,00% 12,50%\nHubject GmbH Berlino DE 65.943,00 EUR\n-\nEnel X International\nSrl\n12,50% 12,50%\nHubject Inc. Santa Monica US 100.000,00 USD\n- Hubject GmbH 100,00% 12,50%\nHydro Energies\nCorporation\nWillison US 5.000,00 USD\nAFS\nEnel Green Power\nNo\ue61fh America Inc.\n100,00% 100,00%\nIdalia Park Solar Project \nLLC\nAndover US - USD\nIntegrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%\n\nDenominazione societ\u00e0 Sede legale Nazione Capitale sociale Valuta\nSe\ue61fore\ndi a\ue61fivit\u00e0\nMetodo di\nconsolidamento Detenuta da\n%\npossesso\nazioni\nordinarie\n%\npossesso\nGruppo\nIdrosicilia SpA Milano IT 22.520.000,00 EUR Equity Enel SpA 1,00% 1,00%\nIfx Networks Argentina\nSrl\nBuenos Aires AR 2.260.551,00 ARS\nEquity\nIfx/eni - Spc V Inc. 99,85%\n20,60%\nMinority Stock\nHolding Corp.\n0,15%\nIfx Networks Chile SA\nSantiago del\nCile\nCL 6.235.913.725,00 CLP\nEquity\nIfx/eni - Spc IV Inc. 41,20%\n20,60%\nServicios de Internet\nEni Chile Ltda\n58,80%\nIfx Networks Colombia\nSAS\nBogot\u00e0 CO 15.734.959.000,00 COP\nEquity\nIfx Networks\nPanama SA\n58,33%\n20,60%\nIfx/eni - Spc III Inc. 41,67%\nIfx Networks LLC Wilmington US 80.848.653,00 USD\nEquity U\ue61dnet Latam SLU 100,00% 20,60%\nIfx Networks Ltd To\ue61fola VG 50.001,00 USD\nEquity Ifx Networks LLC 100,00% 20,60%\nIfx Networks Panama\nSA\nPanama City PA 21.000,00 USD\nEquity\nIfx/eni - Spc Panama\nInc.\n100,00% 20,60%\nIfx/eni - Spc III Inc. To\ue61fola VG 100,00 USD\nEquity Ifx Networks Ltd 100,00% 20,60%\nIfx/eni - Spc IV Inc. To\ue61fola VG 100,00 USD\nEquity Ifx Networks Ltd 100,00% 20,60%\nIfx/eni - Spc Panama\nInc.\nTo\ue61fola VG 100,00 USD\nEquity Ifx Networks Ltd 100,00% 20,60%\nIfx/eni - Spc V Inc. To\ue61fola VG 100,00 USD\nEquity Ifx Networks Ltd 100,00% 20,60%\nInfraestructuras Pue\ue61fo\nSanta Mar\u00eda 220 SL\nMadrid ES 3.000,00 EUR\nIntegrale\nPue\ue61fo Santa Mar\u00eda\nEnerg\u00eda I SLU \n50,00%\n70,11%\nPue\ue61fo Santa Mar\u00eda\nEnerg\u00eda II SLU \n50,00%\nInfraestructuras San\nServ\u00e1n 220 SL\nMadrid ES 12.000,00 EUR\nEquity\nCastiblanco Solar SL 10,20%\n21,59%Navalvillar Solar SL 10,30%\nValdecaballero\nSolar SL\n10,30%\nInkolan Informaci\u00f3n\ny Coordinaci\u00f3n de\nobras AIE\nBilbao ES 84.141,68 EUR\n-\nEdistribuci\u00f3n\nRedes Digitales\nSL (Sociedad\nUnipersonal)\n14,29% 10,02%\nInternational\nMultimedia University\nSrl in fallimento\n- IT 24.000,00 EUR\n- Enel Italia SpA 13,04% 13,04%\nInversora Codensa SAS Bogot\u00e0 CO 6.500.000,00 COP\nIntegrale Codensa SA ESP 100,00% 39,74%\nInversora Dock Sud SA Buenos Aires AR 828.941.660,00 ARS\nIntegrale Enel Am\u00e9ricas SA 57, 14 % 47,01%\nIsamu Ikeda Energia SA Niter\u00f3i BR 45.474.475,77 BRL\nIntegrale Enel Brasil SA 100,00% 82,27%\n\nDenominazione societ\u00e0 Sede legale Nazione Capitale sociale Valuta\nSe\ue61fore\ndi a\ue61fivit\u00e0\nMetodo di\nconsolidamento Detenuta da\n%\npossesso\nazioni\nordinarie\n%\npossesso\nGruppo\nItalgest Energy (Pty) Ltd Johannesburg ZA 1.000,00 ZAR Integrale\nEnel Green Power\nRSA (Pty) Ltd\n100,00% 100,00%\nJack River LLC Minneapolis US - USD\nIntegrale\nChi Minnesota Wind\nLLC \n51,00% 51,00%\nJade Energia Ltda Rio de Janeiro BR 4.107.097,00 BRL\nIntegrale Enel Brasil SA 100,00% 82,27%\nJaguito Solar 10 MW SA Panama City PA 10.000,00 USD\nIntegrale\nEnel Green Power\nPanam\u00e1 Srl\n100,00% 82,27%\nJessica Mills LLC Minneapolis US - USD\nIntegrale\nChi Minnesota Wind\nLLC \n51,00% 51,00%\nJuiceNet GmbH Berlino DE 25.000,00 EUR\nIntegrale\nEnel X International\nSrl\n100,00% 100,00%\nJuiceNet Ltd Londra GB 1,00 GBP\nIntegrale\nEnel X International\nSrl\n100,00% 100,00%\nJulia Hills LLC Minneapolis US - USD\nIntegrale\nChi Minnesota Wind\nLLC \n51,00% 51,00%\nJuna Renewable Energy\nPrivate Limited\nGurugram IN 36.600.000,00 INR\nIntegrale\nEnel Green Power\nIndia Private Limited \n100,00% 100,00%\nJunia Insurance Srl\nMosciano\nSant\u2019Angelo (TE)\nIT 100,00 EUR\nIntegrale Enel X Srl 100,00% 100,00%\nKeeneys Creek Solar\nI LLC\nAndover US 1,00 USD\nIntegrale\nBrick Road Solar\nHoldings LLC\n100,00% 100,00%\nKelley\u2019s Falls LLC Wilmington US - USD\nAFS\nEnel Green Power\nNo\ue61fh America Inc.\n100,00% 100,00%\nKen Renewables India\nPrivate Limited\nGurugram IN 100.000,00 INR\nIntegrale\nEnel Green Power\nIndia Private Limited \n100,00% 100,00%\nKhaba Renewable\nEnergy Private Limited\nGurugram IN 10.100.000,00 INR\nIntegrale\nEnel Green Power\nIndia Private Limited \n100,00% 100,00%\nKhidrat Renewable\nEnergy Private Limited\nGurugram IN 38.100.000,00 INR\nIntegrale\nEnel Green Power\nIndia Private Limited \n100,00% 100,00%\nKing Branch Solar I LLC Andover US 1,00 USD\nIntegrale\nBrick Road Solar\nHoldings LLC\n100,00% 100,00%\nKings River Hydro \nCompany Inc.\nWilmington US 100,00 USD\nIntegrale\nEnel Green Power\nNo\ue61fh America Inc.\n100,00% 100,00%\nKingston Energy\nStorage LLC\nWilmington US - USD\nIntegrale\nEnel Energy Storage\nHoldings LLC (ex \nEGP Energy Storage\nHoldings LLC)\n100,00% 100,00%\nKino Contractor SA\nde Cv\nCi\ue61e\u00e0 del\nMessico\nMX 100,00 MXN\nIntegrale\nEnel Green Power\nM\u00e9xico S de RL\nde Cv\n99,00%\n100,00%\nHidroelectricidad\ndel Pac\u00ed\ue61dco S de RL\nde Cv\n1,00%\nKino Facilities Manager\nSA de Cv\nCi\ue61e\u00e0 del\nMessico\nMX 100,00 MXN\nIntegrale\nEnel Green Power\nM\u00e9xico S de RL\nde Cv\n99,00%\n100,00%\nHidroelectricidad\ndel Pac\u00ed\ue61dco S de RL\nde Cv\n1,00%\nKongul Enerj\u00ed\nSanay\u00ed Ve T\u00edcaret\nAnon\u00edm \u015e\u00edrket\u00ed\nIstanbul TR 125.000.000,00 TRY\nIntegrale\nEnel Green Power\nTurkey Enerj\u00ed\nYatirimlari Anon\u00edm\n\u015e\u00edrket\u00ed\n100,00% 100,00%\n\nDenominazione societ\u00e0 Sede legale Nazione Capitale sociale Valuta\nSe\ue61fore\ndi a\ue61fivit\u00e0\nMetodo di\nconsolidamento Detenuta da\n%\npossesso\nazioni\nordinarie\n%\npossesso\nGruppo\nKoporie WPS LLC\nRegione di\nLeningrado\nRU 21.000.000,00 RUB Integrale\nEnel Green Power\nRus Limited Liability\nCompany\n100,00% 100,00%\nKorea Line Corporation Seoul KR 122.132.520.000,00 KRW\n-\nEnel Global Trading\nSpA\n0,25% 0,25%\nKromschroeder SA Barcellona ES 627.126,00 EUR\nEquity\nEndesa Medios\ny Sistemas\nSL (Sociedad\nUnipersonal)\n29,26% 20,51%\nLake Emily Solar LLC Wilmington US - USD\nIntegrale\nAurora Distributed\nSolar LLC\n100,00% 74,13 %\nLake Pulaski Solar LLC Wilmington US - USD\nIntegrale\nAurora Distributed\nSolar LLC\n100,00% 74,13 %\nLand Run Wind Project\nLLC\nDover US 100,00 USD\nIntegrale\nSundance Wind\nProject LLC \n100,00% 100,00%\nLantern Trail Solar\nProject LLC\nAndover US 1,00 USD\nIntegrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%\nLatamsolar Fotovoltaica \nFundaci\u00f3n SAS\nBogot\u00e0 CO 8.000.000,00 COP\nIntegrale\nEnel Green Power\nColombia SAS ESP\n100,00% 82,27%\nLathrop Solar I LLC Andover US 1,00 USD\nIntegrale\nBrick Road Solar\nHoldings LLC\n100,00% 100,00%\nLava Solar Project LLC Andover US 1,00 USD\nIntegrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%\nLawrence Creek Solar\nLLC\nMinneapolis US - USD\nIntegrale\nAurora Distributed\nSolar LLC\n100,00% 74,13 %\nLebanon Solar I LLC Andover US 1,00 USD\nIntegrale\nBrick Road Solar\nHoldings LLC\n100,00% 100,00%\nLemonade Solar\nProject LLC\nAndover US - USD\nIntegrale\nTradewind Energy\nInc.\n100,00% 100,00%\nLibe\ue61fy Energy Storage\nLLC\nAndover US - USD\nIntegrale\nEnel Energy Storage\nHoldings LLC (ex \nEGP Energy Storage\nHoldings LLC)\n100,00% 100,00%\nLibyan Italian Joint\nCompany - Azienda\nLibico-Italiana (A.L.I)\nTripoli LY 1.350.000,00 EUR\n- Enelpower SpA 0,33% 0,33%\nLily Solar Holdings LLC Andover US 1,00 USD\nIntegrale\nEnel Green Power\nLily Solar Holdings\nLLC \n100,00% 100,00%\nLily Solar LLC Andover US - USD\nIntegrale\nEnel Kansas\nDevelopment\nHoldings LLC\n100,00% 100,00%\nLindahl Wind Holdings\nLLC\nWilmington US - USD\nIntegrale\nEGPNA Preferred\nWind Holdings LLC\n100,00% 100,00%\nLindahl Wind Project\nLLC\nWilmington US - USD\nIntegrale\nLindahl Wind\nHoldings LLC\n100,00% 100,00%\nLi\ue61ele Elk Wind Holdings\nLLC\nWilmington US - USD\nIntegrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%\nLi\ue61ele Elk Wind Project\nLLC\nWilmington US - USD\nIntegrale\nLi\ue61ele Elk Wind\nHoldings LLC\n100,00% 100,00%\nLi\ue61ele Salt Solar Project\nLLC\nAndover US - USD\nIntegrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%\nLi\ue61eleville Power\nCompany Inc.\nBoston US 100,00 USD\nAFS\nEnel Green Power\nNo\ue61fh America Inc.\n100,00% 100,00%\n\nDenominazione societ\u00e0 Sede legale Nazione Capitale sociale Valuta\nSe\ue61fore\ndi a\ue61fivit\u00e0\nMetodo di\nconsolidamento Detenuta da\n%\npossesso\nazioni\nordinarie\n%\npossesso\nGruppo\nLitus Energy Storage\nLLC\nAndover US - USD Integrale\nEnel Energy Storage\nHoldings LLC (ex \nEGP Energy Storage\nHoldings LLC)\n100,00% 100,00%\nLivister Guatemala SA\nCi\ue61e\u00e0 del\nGuatemala\nGT 742.000,00 GTQ\nEquity\nLivister Latam SLU 99,99%\n20,60%\nU\ue61dnet Guatema SA 0,01%\nLivister Latam SLU Madrid ES 2.442.066,00 EUR\nEquity U\ue61dnet Latam SLU 100,00% 20,60%\nLlano S\u00e1nchez Solar\nPower One Srl\nPanama City PA 10.020,00 USD\nIntegrale\nEnel Green Power\nPanam\u00e1 Srl\n99,80%\n82,27%\nESSA2 SpA 0,20%\nLone Pine Wind Inc. Albe\ue61fa CA - CAD\n-\nEnel Green Power\nCanada Inc.\n10,00% 10,00%\nLone Pine Wind Project\nLP\nAlbe\ue61fa CA - CAD\nEquity\nEnel Green Power\nCanada Inc.\n10,00% 10,00%\nLower Valley LLC Wilmington US - USD\nIntegrale\nEnel Green Power\nNo\ue61fh America Inc.\n100,00% 100,00%\nLucas Sostenible SL Madrid ES 1.099.775,00 EUR\nEquity\nEnel Green Power\nEspa\u00f1a SLU \n35,29% 24,74%\nLuminary Highlands\nSolar Project LLC\nAndover US - USD\nIntegrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%\nLuz de Angra Energia \nSA\nRio de Janeiro BR 4.062.085,00 BRL\nIntegrale Enel X Brasil SA 51,00% 41,96%\nLuz de Macap\u00e1 Energia\nSA\nRio de Janeiro BR 1.000,00 BRL\nEquity Enel X Brasil SA 51,00% 41,96%\nMaicor Wind Srl Roma IT 20.850.000,00 EUR\nIntegrale\nEnel Green Power\nItalia Srl\n100,00% 100,00%\nMalaspina Energy Scarl\nin liquidazione\nBergamo IT 100.000,00 EUR\nIntegrale Enel X Italia Srl 100,00% 100,00%\nMaple Canada\nSolutions Holdings Ltd\n- CA - CAD\nEquity Enel X Canada Ltd 20,00% 20,00%\nMaple Energy Solutions\nLP\n- CA - CAD\nEquity\nEnel X Canada\nHolding Inc.\n20,00% 20,00%\nMarengo Solar LLC Wilmington US 1,00 USD\nIntegrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%\nMa\ue61fe Srl Roma IT 6.100.000,00 EUR\nIntegrale\nEnel Green Power\nItalia Srl\n100,00% 100,00%\nMarudhar Wind Energy\nPrivate Limited\nGurugram IN 100.000,00 INR\nIntegrale\nEnel Green Power\nIndia Private Limited \n100,00% 100,00%\nM\u00e1s Energ\u00eda S de\nRL de Cv\nCi\ue61e\u00e0 del\nMessico\nMX 61.872.926,00 MXN\nIntegrale\nEnel Green Power\nM\u00e9xico S de RL\nde Cv\n99,99%\n100,00%\nHidroelectricidad\ndel Pac\u00ed\ue61dco S de RL\nde Cv\n0,01%\nMason Mountain Wind\nProject LLC\nWilmington US - USD\nIntegrale\nPadoma Wind\nPower LLC\n100,00% 100,00%\nMatrigenix (Pty) Ltd Johannesburg ZA 1.000,00 ZAR\nIntegrale\nEnel Green Power\nRSA (Pty) Ltd\n100,00% 100,00%\n\nDenominazione societ\u00e0 Sede legale Nazione Capitale sociale Valuta\nSe\ue61fore\ndi a\ue61fivit\u00e0\nMetodo di\nconsolidamento Detenuta da\n%\npossesso\nazioni\nordinarie\n%\npossesso\nGruppo\nEnel Green Power S\u00e3o\nMicael 05 SA\nTeresina BR 1.000,00 BRL Integrale\nEnel Brasil SA 99,90%\n82,27%\nEnel Green Power\nDesenvolvimento\nLtda \n0,10%\nEnel Green Power\nServices LLC\nWilmington US 100,00 USD\nIntegrale\nEnel Green Power\nNo\ue61fh America Inc.\n100,00% 100,00%\nEnel Green Power Shu\nSAE in liquidazione\nCairo EG 15.000.000,00 EGP\nIntegrale\nEnel Green Power\nEgypt SAE\n100,00% 100,00%\nEnel Green Power\nSingapore Pte Ltd\nSingapore SG 6.100.000,00 SGD\nIntegrale\nEnel Green Power\nSpA\n100,00% 100,00%\nEnel Green Power Solar\nEnergy Srl\nRoma IT 10.000,00 EUR\nIntegrale\nEnel Green Power\nItalia Srl\n100,00% 100,00%\nEnel Green Power Solar\nMetehara SpA\nRoma IT 50.000,00 EUR\nIntegrale\nEnel Green Power\nSpA\n100,00% 100,00%\nEnel Green Power Solar\nNgonye SpA (ex Enel \nGreen Power Africa Srl)\nRoma IT 50.000,00 EUR\nAFS\nEGP Matimba\nNewCo 2 Srl\n100,00% 100,00%\nEnel Green Power\nSouth Africa (Pty) Ltd\nJohannesburg ZA 1.000,00 ZAR\nIntegrale\nEnel Green Power\nSpA\n100,00% 100,00%\nEnel Green Power\nSouth Africa 3 (Pty) Ltd \nGauteng ZA 1.000,00 ZAR\nIntegrale\nEnel Green Power\nSpA\n100,00% 100,00%\nEnel Green Power Swift\nWind LP\nCalgary CA 1.000,00 CAD\nIntegrale\nEnel Albe\ue61fa Wind\nInc.\n0,10%\n100,00%\nEnel Green Power\nCanada Inc.\n99,90%\nEnel Green Power\nTacaic\u00f3 E\u00f3lica SA\nRio de Janeiro BR 86.034.360,00 BRL\nIntegrale\nEnel Brasil SA 98,76%\n82,27%\nEnel Green Power\nDesenvolvimento\nLtda \n1,24%\nEnel Green Power\nTefnut SAE in\nliquidazione\nCairo EG 15.000.000,00 EGP\nIntegrale\nEnel Green Power\nEgypt SAE\n100,00% 100,00%\nEnel Green Power\nTurkey Enerj\u00ed\nYatirimlari\nAnon\u00edm \u015e\u00edrket\u00ed\nIstanbul TR 65.654.658,00 TRY\nIntegrale\nEnel Green Power\nSpA\n100,00% 100,00%\nEnel Green Power\nUB33 GmbH & Co. Kg\nBerlino DE 75.000,00 EUR\nIntegrale\nEnel Green Power\nGermany GmbH\n100,00% 100,00%\nEnel Green Power\nVentos de Santa\n\u00c2ngela 1 SA\nTeresina BR 132.001.000,00 BRL\nIntegrale\nEnel Brasil SA 100,00%\n82,27%\nVentos de Santa\n\u00c2ngela Energias\nRenov\u00e1veis SA\n0,00%\nEnel Green Power\nVentos de Santa\n\u00c2ngela 10 SA (ex Enel\nGreen Power Projetos\n21)\nTeresina BR 171.001.000,00 BRL\nIntegrale\nEnel Brasil SA 100,00%\n82,27%\nVentos de Santa\n\u00c2ngela Energias\nRenov\u00e1veis SA\n0,00%\nEnel Green Power\nVentos de Santa\n\u00c2ngela 11 SA (ex Enel\nGreen Power Projetos\n23)\nTeresina BR 185.001.000,00 BRL\nIntegrale\nEnel Brasil SA 100,00%\n82,27%\nVentos de Santa\n\u00c2ngela Energias\nRenov\u00e1veis SA\n0,00%\n\nDenominazione societ\u00e0 Sede legale Nazione Capitale sociale Valuta\nSe\ue61fore\ndi a\ue61fivit\u00e0\nMetodo di\nconsolidamento Detenuta da\n%\npossesso\nazioni\nordinarie\n%\npossesso\nGruppo\nEnel Green Power\nVentos de Santa\n\u00c2ngela 14 SA (ex Enel\nGreen Power Projetos\n24)\nTeresina BR 241.769.350,00 BRL\nIntegrale\nEnel Brasil SA 100,00%\n82,27%\nVentos de Santa\n\u00c2ngela Energias\nRenov\u00e1veis SA\n0,00%\nEnel Green Power\nVentos de Santa\n\u00c2ngela 15 SA (ex Enel\nGreen Power Projetos\n25)\nTeresina BR 182.001.000,00 BRL\nIntegrale\nEnel Brasil SA 100,00%\n82,27%\nVentos de Santa\n\u00c2ngela Energias\nRenov\u00e1veis SA\n0,00%\nEnel Green Power\nVentos de Santa\n\u00c2ngela 17 SA (ex Enel\nGreen Power Projetos\n26)\nTeresina BR 198.001.000,00 BRL\nIntegrale\nEnel Brasil SA 100,00%\n82,27%\nVentos de Santa\n\u00c2ngela Energias\nRenov\u00e1veis SA\n0,00%\nEnel Green Power\nVentos de Santa\n\u00c2ngela 19 SA (ex Enel\nGreen Power Projetos\n27)\nTeresina BR 126.001.000,00 BRL\nIntegrale\nEnel Brasil SA 100,00%\n82,27%\nVentos de Santa\n\u00c2ngela Energias\nRenov\u00e1veis SA\n0,00%\nEnel Green Power\nVentos de Santa\n\u00c2ngela 2 SA\nTeresina BR 249.650.000,00 BRL\nIntegrale\nEnel Brasil SA 100,00%\n82,27%\nVentos de Santa\n\u00c2ngela Energias\nRenov\u00e1veis SA\n0,00%\nEnel Green Power\nVentos de Santa\n\u00c2ngela 20 SA (ex Enel\nGreen Power Projetos\n28)\nTeresina BR 126.001.000,00 BRL\nIntegrale\nEnel Brasil SA 100,00%\n82,27%\nVentos de Santa\n\u00c2ngela Energias\nRenov\u00e1veis SA\n0,00%\nEnel Green Power\nVentos de Santa\n\u00c2ngela 21 SA (ex Enel \nGreen Power Projetos\n29)\nTeresina BR 113.001.000,00 BRL\nIntegrale\nEnel Brasil SA 100,00%\n82,27%\nVentos de Santa\n\u00c2ngela Energias\nRenov\u00e1veis SA\n0,00%\nEnel Green Power\nVentos de Santa\n\u00c2ngela 3 SA (ex Enel\nGreen Power Projetos\n4)\nTeresina BR 132.001.000,00 BRL\nIntegrale\nEnel Brasil SA 100,00%\n82,27%\nVentos de Santa\n\u00c2ngela Energias\nRenov\u00e1veis SA\n0,00%\nEnel Green Power\nVentos de Santa\n\u00c2ngela 4 SA (ex Enel\nGreen Power Projetos\n6)\nTeresina BR 132.001.000,00 BRL\nIntegrale\nEnel Brasil SA 100,00%\n82,27%\nVentos de Santa\n\u00c2ngela Energias\nRenov\u00e1veis SA\n0,00%\nEnel Green Power\nVentos de Santa\n\u00c2ngela 5 SA (ex Enel\nGreen Power Projetos\n7)\nTeresina BR 132.001.000,00 BRL\nIntegrale\nEnel Brasil SA 100,00%\n82,27%\nVentos de Santa\n\u00c2ngela Energias\nRenov\u00e1veis SA\n0,00%\nEnel Green Power\nVentos de Santa\n\u00c2ngela 6 SA (ex Enel\nGreen Power Projetos\n8)\nTeresina BR 132.001.000,00 BRL\nIntegrale\nEnel Brasil SA 100,00%\n82,27%\nVentos de Santa\n\u00c2ngela Energias\nRenov\u00e1veis SA\n0,00%\n\nDenominazione societ\u00e0 Sede legale Nazione Capitale sociale Valuta\nSe\ue61fore\ndi a\ue61fivit\u00e0\nMetodo di\nconsolidamento Detenuta da\n%\npossesso\nazioni\nordinarie\n%\npossesso\nGruppo\nEnel Green Power\nVentos de Santa\n\u00c2ngela 7 SA (ex Enel\nGreen Power Projetos\n9)\nTeresina BR 106.001.000,00 BRL\nIntegrale\nEnel Brasil SA 100,00%\n82,27%\nVentos de Santa\nEsperan\u00e7a Energias\nRenov\u00e1veis SA\n0,00%\nEnel Green Power\nVentos de Santa\n\u00c2ngela 8 SA (ex Enel\nGreen Power Projetos\n18)\nTeresina BR 132.001.000,00 BRL\nIntegrale\nEnel Brasil SA 100,00%\n82,27%\nVentos de Santa\n\u00c2ngela Energias\nRenov\u00e1veis SA\n0,00%\nEnel Green Power\nVentos de Santa\n\u00c2ngela 9 SA (ex Enel\nGreen Power Projetos\n20)\nTeresina BR 185.001.000,00 BRL\nIntegrale\nEnel Brasil SA 100,00%\n82,27%\nVentos de Santa\n\u00c2ngela Energias\nRenov\u00e1veis SA\n0,00%\nEnel Green Power\nVentos de Santa\n\u00c2ngela ACL 12 (ex Enel \nGreen Power Projetos\n36)\nTeresina BR 125.853.581,00 BRL\nIntegrale\nEnel Brasil SA 100,00%\n82,27%\nEnel Green Power\nDesenvolvimento\nLtda \n0,00%\nEnel Green Power\nVentos de Santa\n\u00c2ngela ACL 13 SA (ex\nEnel Green Power\nProjetos 17 SA)\nTeresina BR 115.001.000,00 BRL\nIntegrale\nEnel Brasil SA 100,00%\n82,27%\nEnel Green Power\nDesenvolvimento\nLtda \n0,00%\nEnel Green Power\nVentos de Santa\n\u00c2ngela ACL 16 SA \n(ex Enel Green Power\nProjetos 38 SA)\nTeresina BR 128.700.091,00 BRL\nIntegrale\nEnel Brasil SA 100,00%\n82,27%\nEnel Green Power\nDesenvolvimento\nLtda \n0,00%\nEnel Green Power\nVentos de Santa\n\u00c2ngela ACL 18 SA\n(ex Enel Green Power\nProjetos 47 SA)\nTeresina BR 128.279.231,00 BRL\nIntegrale\nEnel Brasil SA 100,00%\n82,27%\nEnel Green Power\nDesenvolvimento\nLtda \n0,00%\nEnel Green Power\nVentos de Santa\nEsperan\u00e7a 08 SA (ex\nEnel Green Power\nProjetos 34 SA)\nRio de Janeiro BR 110.200.000,00 BRL\nIntegrale\nEnel Brasil SA 100,00%\n82,27%\nEnel Green Power\nDesenvolvimento\nLtda \n0,00%\nEnel Green Power\nVentos de Santa\nEsperan\u00e7a 1 SA (ex Enel\nGreen Power Fonte dos\nVentos 1 SA)\nRio de Janeiro BR 1.000,00 BRL\nIntegrale\nEnel Brasil SA 99,90%\n82,27%\nEnel Green Power\nDesenvolvimento\nLtda \n0,10%\nEnel Green Power\nVentos de Santa\nEsperan\u00e7a 13 (ex Enel\nGreen Power Projetos\n33 SA)\nRio de Janeiro BR 147.000.000,00 BRL\nIntegrale\nEnel Brasil SA 100,00%\n82,27%\nEnel Green Power\nDesenvolvimento\nLtda \n0,00%\nEnel Green Power\nVentos de Santa\nEsperan\u00e7a 15 SA\nRio de Janeiro BR 202.100.000,00 BRL\nIntegrale\nEnel Brasil SA 100,00%\n82,27%\nEnel Green Power\nDesenvolvimento\nLtda \n0,00%\n\nDenominazione societ\u00e0 Sede legale Nazione Capitale sociale Valuta\nSe\ue61fore\ndi a\ue61fivit\u00e0\nMetodo di\nconsolidamento Detenuta da\n%\npossesso\nazioni\nordinarie\n%\npossesso\nGruppo\nEnel Green Power\nVentos de Santa\nEsperan\u00e7a 16 SA (ex\nEnel Green Power\nProjetos 35 SA)\nRio de Janeiro BR 183.700.000,00 BRL\nIntegrale\nEnel Brasil SA 100,00%\n82,27%\nEnel Green Power\nDesenvolvimento\nLtda \n0,00%\nEnel Green Power\nVentos de Santa\nEsperan\u00e7a 17 SA (ex\nEnel Green Power\nProjetos 31 SA)\nRio de Janeiro BR 183.700.000,00 BRL\nIntegrale\nEnel Brasil SA 100,00%\n82,27%\nEnel Green Power\nDesenvolvimento\nLtda \n0,00%\nEnel Green Power\nVentos de Santa\nEsperan\u00e7a 21 SA (ex\nEnel Green Power\nProjetos 37 SA)\nRio de Janeiro BR 202.100.000,00 BRL\nIntegrale\nEnel Brasil SA 100,00%\n82,27%\nEnel Green Power\nDesenvolvimento\nLtda \n0,00%\nEnel Green Power\nVentos de Santa\nEsperan\u00e7a 22 SA (ex\nEnel Green Power\nProjetos 39 SA)\nRio de Janeiro BR 202.100.000,00 BRL\nIntegrale\nEnel Brasil SA 100,00%\n82,27%\nEnel Green Power\nDesenvolvimento\nLtda \n0,00%\nEnel Green Power\nVentos de Santa\nEsperan\u00e7a 25 SA (ex\nEnel Green Power\nProjetos 40 SA)\nRio de Janeiro BR 110.200.000,00 BRL\nIntegrale\nEnel Brasil SA 100,00%\n82,27%\nEnel Green Power\nDesenvolvimento\nLtda \n0,00%\nEnel Green Power\nVentos de Santa\nEsperan\u00e7a 26 SA (ex\nEnel Green Power\nProjetos 41 SA)\nRio de Janeiro BR 202.100.000,00 BRL\nIntegrale\nEnel Brasil SA 100,00%\n82,27%\nEnel Green Power\nDesenvolvimento\nLtda \n0,00%\nEnel Green Power\nVentos de Santa\nEsperan\u00e7a 26 SA (ex\nEnel Green Power\nProjetos 41 SA)\n0,00%\nEnel Green Power\nVentos de Santa\nEsperan\u00e7a 3 SA\nRio de Janeiro BR 1.000,00 BRL\nIntegrale\nEnel Brasil SA 99,90%\n82,27%\nEnel Green Power\nDesenvolvimento\nLtda \n0,10%\nEnel Green Power\nVentos de Santa\nEsperan\u00e7a 7 SA (ex\nEnel Green Power\nLagedo Alto SA)\nRio de Janeiro BR 1.000,00 BRL\nIntegrale\nEnel Brasil SA 99,90%\n82,27%\nEnel Green Power\nDesenvolvimento\nLtda \n0,10%\nEnel Green\nPower Ventos de\nSanta Esperan\u00e7a\nPa\ue61ficipa\u00e7\u00f5es SA (ex\nEnel Green Power\nCumaru 06 SA)\nRio de Janeiro BR 1.000,00 BRL\nIntegrale\nEnel Brasil SA 99,90%\n82,27%\nEnel Green Power\nDesenvolvimento\nLtda \n0,10%\nEnel Green Power\nVentos de Santo\nOrestes 1 SA\nRio de Janeiro BR 1.000,00 BRL\nIntegrale\nEnel Brasil SA 99,90%\n82,27%\nEnel Green Power\nDesenvolvimento\nLtda \n0,10%\n\nDenominazione societ\u00e0 Sede legale Nazione Capitale sociale Valuta\nSe\ue61fore\ndi a\ue61fivit\u00e0\nMetodo di\nconsolidamento Detenuta da\n%\npossesso\nazioni\nordinarie\n%\npossesso\nGruppo\nEnel Green Power\nVentos de Santo\nOrestes 2 SA\nRio de Janeiro BR 1.000,00 BRL Integrale\nEnel Brasil SA 99,90%\n82,27%\nEnel Green Power\nDesenvolvimento\nLtda \n0,10%\nEnel Green Power\nVentos de S\u00e3o Roque \n01 SA\nTeresina BR 313.963.791,98 BRL\nIntegrale\nEnel Brasil SA 100,00%\n82,27%\nEnel Green Power\nDesenvolvimento\nLtda \n0,00%\nEnel Green Power\nVentos de S\u00e3o Roque \n02 SA\nTeresina BR 300.285.891,00 BRL\nIntegrale\nEnel Brasil SA 100,00%\n82,27%\nEnel Green Power\nDesenvolvimento\nLtda \n0,00%\nEnel Green Power\nVentos de S\u00e3o Roque \n03 SA\nTeresina BR 1.000,00 BRL\nIntegrale\nEnel Brasil SA 99,90%\n82,27%\nEnel Green Power\nDesenvolvimento\nLtda \n0,10%\nEnel Green Power\nVentos de S\u00e3o Roque \n04 SA\nTeresina BR 270.507.771,00 BRL\nIntegrale\nEnel Brasil SA 100,00%\n82,27%\nEnel Green Power\nDesenvolvimento\nLtda \n0,00%\nEnel Green Power\nVentos de S\u00e3o Roque \n05 SA\nTeresina BR 1.000,00 BRL\nIntegrale\nEnel Brasil SA 99,90%\n82,27%\nEnel Green Power\nDesenvolvimento\nLtda \n0,10%\nEnel Green Power\nVentos de S\u00e3o Roque \n06 SA\nTeresina BR 1.000,00 BRL\nIntegrale\nEnel Brasil SA 99,90%\n82,27%\nEnel Green Power\nDesenvolvimento\nLtda \n0,10%\nEnel Green Power\nVentos de S\u00e3o Roque \n07 SA\nTeresina BR 1.000,00 BRL\nIntegrale\nEnel Brasil SA 99,90%\n82,27%\nEnel Green Power\nDesenvolvimento\nLtda \n0,10%\nEnel Green Power\nVentos de S\u00e3o Roque \n08 SA\nTeresina BR 138.001.000,00 BRL\nIntegrale\nEnel Brasil SA 100,00%\n82,27%\nEnel Green Power\nDesenvolvimento\nLtda \n0,00%\nEnel Green Power\nVentos de S\u00e3o Roque \n11 SA\nTeresina BR 301.267.691,98 BRL\nIntegrale\nEnel Brasil SA 100,00%\n82,27%\nEnel Green Power\nDesenvolvimento\nLtda \n0,00%\nEnel Green Power\nVentos de S\u00e3o Roque \n13 SA\nTeresina BR 1.000,00 BRL\nIntegrale\nEnel Brasil SA 99,90%\n82,27%\nEnel Green Power\nDesenvolvimento\nLtda \n0,10%\n\nDenominazione societ\u00e0 Sede legale Nazione Capitale sociale Valuta\nSe\ue61fore\ndi a\ue61fivit\u00e0\nMetodo di\nconsolidamento Detenuta da\n%\npossesso\nazioni\nordinarie\n%\npossesso\nGruppo\nEnel Green Power\nVentos de S\u00e3o Roque \n16 SA\nTeresina BR 283.811.791,98 BRL Integrale\nEnel Brasil SA 100,00%\n82,27%\nEnel Green Power\nDesenvolvimento\nLtda \n0,00%\nEnel Green Power\nVentos de S\u00e3o Roque \n17 SA\nTeresina BR 138.001.000,00 BRL\nIntegrale\nEnel Brasil SA 100,00%\n82,27%\nEnel Green Power\nDesenvolvimento\nLtda \n0,00%\nEnel Green Power\nVentos de S\u00e3o Roque \n18 SA\nTeresina BR 138.001.000,00 BRL\nIntegrale\nEnel Brasil SA 100,00%\n82,27%\nEnel Green Power\nDesenvolvimento\nLtda \n0,00%\nEnel Green Power\nVentos de S\u00e3o Roque \n19 SA\nTeresina BR 1.000,00 BRL\nIntegrale\nEnel Brasil SA 99,90%\n82,27%\nEnel Green Power\nDesenvolvimento\nLtda \n0,10%\nEnel Green Power\nVentos de S\u00e3o Roque \n22 SA\nTeresina BR 1.000,00 BRL\nIntegrale\nEnel Brasil SA 99,90%\n82,27%\nEnel Green Power\nDesenvolvimento\nLtda \n0,10%\nEnel Green Power\nVentos de S\u00e3o Roque \n26 SA\nTeresina BR 1.000,00 BRL\nIntegrale\nEnel Brasil SA 99,90%\n82,27%\nEnel Green Power\nDesenvolvimento\nLtda \n0,10%\nEnel Green Power\nVentos de S\u00e3o Roque \n29 SA\nTeresina BR 1.000,00 BRL\nIntegrale\nEnel Brasil SA 99,90%\n82,27%\nEnel Green Power\nDesenvolvimento\nLtda \n0,10%\nEnel Green Power\nVerwaltungs GmbH\nBerlino DE 25.000,00 EUR\nIntegrale\nEnel Green Power\nGermany GmbH\n100,00% 100,00%\nEnel Green Power\nVietnam LLC (C\u00f4ng\nty TNHH Enel Green\nPower Vi\u00eat Nam)\nHo Chi Minh\nCity\nVN 231.933,00 USD\nIntegrale\nEnel Green Power\nSpA\n100,00% 100,00%\nEnel Green Power\nVilloresi Srl\nRoma IT 1.200.000,00 EUR\nIntegrale\nEnel Green Power\nItalia Srl\n51,00% 51,00%\nEnel Green Power Volta\nGrande SA (ex Enel \nGreen Power Projetos\n1 SA)\nNiter\u00f3i BR 565.756.528,00 BRL\nIntegrale Enel Brasil SA 100,00% 82,27%\nEnel Green Power\nZambia Limited\nLusaka ZM 15.000,00 ZMW\nIntegrale\nEnel Green Power\nDevelopment Srl\n1,00%\n100,00%\nEnel Green Power\nRSA (Pty) Ltd\n99,00%\nEnel Green Power Zeus \nII - Del\ue61dna 8 SA\nRio de Janeiro BR 129.639.980,00 BRL\nIntegrale Enel Brasil SA 100,00% 82,27%\nEnel Green Power Zeus \nSul 1 Ltda\nRio de Janeiro BR 6.986.993,00 BRL\nIntegrale\nEnel Brasil SA 100,00%\n82,27%\nEnel Green Power\nDesenvolvimento\nLtda \n0,00%\n\nDenominazione societ\u00e0 Sede legale Nazione Capitale sociale Valuta\nSe\ue61fore\ndi a\ue61fivit\u00e0\nMetodo di\nconsolidamento Detenuta da\n%\npossesso\nazioni\nordinarie\n%\npossesso\nGruppo\nEnel Green Power Zeus \nSul 2 SA\nRio de Janeiro BR 1.000,00 BRL Integrale\nEnel Brasil SA 99,90%\n82,27%\nEnel Green Power\nDesenvolvimento\nLtda \n0,10%\nEnel Holding Finance\nSrl\nRoma IT 10.000,00 EUR\nIntegrale Enel SpA 100,00% 100,00%\nEnel Iberia Srl Madrid ES 336.142.500,00 EUR\nIntegrale Enel SpA 100,00% 100,00%\nEnel Innovation Hubs\nSrl\nRoma IT 1.100.000,00 EUR\nIntegrale Enel SpA 100,00% 100,00%\nEnel Insurance NV Amsterdam NL 60.000,00 EUR\nIntegrale Enel SpA 100,00% 100,00%\nEnel Investment\nHolding BV\nAmsterdam NL 1.000.000,00 EUR\nIntegrale Enel SpA 100,00% 100,00%\nEnel Italia SpA Roma IT 100.000.000,00 EUR\nIntegrale Enel SpA 100,00% 100,00%\nEnel Kansas\nDevelopment Holdings\nLLC\nAndover US - USD\nIntegrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%\nEnel Kansas LLC Wilmington US - USD\nIntegrale\nEnel Green Power\nNo\ue61fh America Inc.\n100,00% 100,00%\nEnel Land HoldCo LLC Andover US - USD\nIntegrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%\nEnel Logistics Srl Roma IT 1.000.000,00 EUR\nIntegrale Enel Italia SpA 100,00% 100,00%\nEnel Minnesota\nHoldings LLC\nMinneapolis US - USD\nIntegrale\nEGP Geronimo\nHolding Company\nInc.\n100,00% 100,00%\nEnel Nevkan Inc. Wilmington US - USD\nIntegrale\nEnel Green Power\nNo\ue61fh America Inc.\n100,00% 100,00%\nEnel No\ue61fh America Inc. Andover US 50,00 USD\nIntegrale Enel SpA 100,00% 100,00%\nEnel Operations\nCanada Ltd\nAlbe\ue61fa CA 1.000,00 CAD\nIntegrale\nEnel Green Power\nCanada Inc.\n100,00% 100,00%\nEnel Per\u00fa SAC San Miguel PE 5.361.789.105,00 PEN\nIntegrale Enel Am\u00e9ricas SA 100,00% 82,27%\nEnel Produzione SpA Roma IT 1.800.000.000,00 EUR\nIntegrale Enel Italia SpA 100,00% 100,00%\nEnel Rinnovabile SA\nde Cv\nCi\ue61e\u00e0 del\nMessico\nMX 100,00 MXN\nIntegrale\nEnel Green Power\nGlobal Investment\nBV \n99,00%\n100,00%\nHidroelectricidad\ndel Pac\u00ed\ue61dco S de RL\nde Cv\n1,00%\nEnel Roadrunner Solar\nProject Holdings II LLC\nAndover US - USD\nIntegrale\nEnel Green Power\nRoadrunner Solar\nProject Holdings\nII LLC\n100,00% 100,00%\nEnel Roadrunner Solar\nProject Holdings LLC\nDover US 100,00 USD\nIntegrale\nEnel Green Power\nRoadrunner Solar\nProject Holdings LLC \n100,00% 100,00%\nEnel Romania SA Buftea RO 200.000,00 RON\nIntegrale Enel SpA 100,00% 100,00%\n\nDenominazione societ\u00e0 Sede legale Nazione Capitale sociale Valuta\nSe\ue61fore\ndi a\ue61fivit\u00e0\nMetodo di\nconsolidamento Detenuta da\n%\npossesso\nazioni\nordinarie\n%\npossesso\nGruppo\nEnel Rus Finance LLC Konakovo RU 10.000,00 RUB Integrale Enel Russia PJSC 100,00% 56,43%\nEnel Rus Wind Azov \nLLC\nMosca RU 200.000.000,00 RUB\nIntegrale Enel Russia PJSC 100,00% 56,43%\nEnel Rus Wind Kola LLC Murmansk City RU 10.000,00 RUB\nIntegrale Enel Russia PJSC 100,00% 56,43%\nEnel Rus Wind\nStavropolye LLC\nRegione di\nStavropol\nRU 350.000,00 RUB\nIntegrale Enel Russia PJSC 100,00% 56,43%\nEnel Russia PJSC Yekaterinburg RU 35.371.898.370,00 RUB\nIntegrale Enel SpA 56,43% 56,43%\nEnel Salt Wells LLC Fallon US - USD\nIntegrale\nEnel Geothermal\nLLC \n100,00% 100,00%\nEnel Saudi Arabia\nLimited\nAl Khobar SA 1.000.000,00 SAR\nIntegrale e-distribuzione SpA 60,00% 60,00%\nEnel Servicii Comune\nSA\nBucarest RO 33.000.000,00 RON\nIntegrale\nE-Distribu\u0163ie Banat\nSA\n50,00%\n51,00%\nE-Distribu\u0163ie\nDobrogea SA\n50,00%\nEnel Solar Srl Panama City PA 10.100,00 USD\nIntegrale\nEnel Green Power\nPanam\u00e1 Srl\n99,01%\n82,27%\nESSA2 SpA 0,99%\nEnel Sole Srl Roma IT 4.600.000,00 EUR\nIntegrale Enel Italia SpA 100,00% 100,00%\nEnel Solu\u00e7\u00f5es\nEnerg\u00e9ticas Ltda\nRio de Janeiro BR 42.863.000,00 BRL\nIntegrale\nEnel Brasil SA 100,00%\n82,27%\nEnel Green Power\nDesenvolvimento\nLtda \n0,00%\nEnel Solu\u00e7\u00f5es\nEnerg\u00e9ticas Ltda\n0,00%\nEnel Stillwater LLC Wilmington US - USD\nIntegrale\nEnel Geothermal\nLLC \n100,00% 100,00%\nEnel Surprise Valley LLC Wilmington US - USD\nIntegrale\nEnel Green Power\nNo\ue61fh America Inc.\n100,00% 100,00%\nEnel Texkan Inc. Wilmington US 100,00 USD\nIntegrale Chi Power Inc. 100,00% 100,00%\nEnel Trade Energy Srl Bucarest RO 2.437.050,00 RON\nIntegrale Enel Romania SA 100,00% 100,00%\nEnel Trade Serbia doo Belgrado RS 300.000,00 EUR\nIntegrale\nEnel Global Trading\nSpA\n100,00% 100,00%\nEnel Trading Argentina\nSrl\nBuenos Aires AR 14.011.100,00 ARS\nIntegrale\nEnel Am\u00e9ricas SA 55,00%\n82,26%\nEnel Argentina SA 45,00%\nEnel Trading Brasil SA Rio de Janeiro BR 5.280.312,00 BRL\nIntegrale Enel Brasil SA 100,00% 82,27%\nEnel Trading No\ue61fh\nAmerica LLC\nWilmington US 10.000.000,00 USD\nIntegrale\nEnel No\ue61fh America\nInc.\n100,00% 100,00%\n\nDenominazione societ\u00e0 Sede legale Nazione Capitale sociale Valuta\nSe\ue61fore\ndi a\ue61fivit\u00e0\nMetodo di\nconsolidamento Detenuta da\n%\npossesso\nazioni\nordinarie\n%\npossesso\nGruppo\nEnel Transmisi\u00f3n Chile\nSA\nSantiago del\nCile\nCL 52.569.315.875,00 CLP Integrale Enel Chile SA 99,09% 64,34%\nEnel Uruguay SA Montevideo UY 20.000,00 UYU\nIntegrale Enel Brasil SA 100,00% 82,27%\nEnel Vayu (Project 2)\nPrivate Limited\nGurugram IN 45.000.000,00 INR\nIntegrale\nEnel Green Power\nIndia Private Limited \n100,00% 100,00%\nEnel Wind Project\n(Amberi) Private Limited\nNew Delhi IN 5.000.000,00 INR\nIntegrale\nEnel Green Power\nIndia Private Limited \n100,00% 100,00%\nEnel X AMPCI Ebus\nChile SpA\nSantiago del\nCile\nCL 18.000.000,00 USD\nEquity Enel X Chile SpA 20,00% 12,99%\nEnel X AMPCI L1\nHoldings SpA\nSantiago del\nCile\nCL 18.000.000,00 USD\nEquity\nEnel X AMPCI Ebus\nChile SpA\n100,00% 12,99%\nEnel X AMPCI L1 SpA\nSantiago del\nCile\nCL 18.000.000,00 USD\nEquity\nEnel X AMPCI L1\nHoldings SpA\n100,00% 12,99%\nEnel X Arecibo LLC Boston US - USD\nIntegrale\nEnel X Pr Holdings\nLLC \n100,00% 100,00%\nEnel X Argentina SAU Buenos Aires AR 127.800.000,00 ARS\nIntegrale\nEnel X International\nSrl\n100,00% 100,00%\nEnel X Asputeck Ave.\nProject LLC\nBoston US - USD\nIntegrale\nEnel X Finance\nPa\ue61fner LLC\n100,00% 100,00%\nEnel X Australia Holding\n(Pty) Ltd\nMelbourne AU 21.224.578,00 AUD\nIntegrale\nEnel X International\nSrl\n100,00% 100,00%\nEnel X Australia (Pty)\nLtd\nMelbourne AU 9.880,00 AUD\nIntegrale\nEnergy Response\nHoldings (Pty) Ltd\n100,00% 100,00%\nEnel X Ba\ue61eery Storage \nLimited Pa\ue61fnership\nOakville CA 10.000,00 CAD\nIntegrale\nEnel X Canada\nHolding Inc.\n0,01%\n100,00%\nEnel X Canada Ltd 99,99%\nEnel X Brasil\nGerenciamento de\nEnergia Ltda\nSorocaba BR 5.538.403,00 BRL\nIntegrale\nEnel X Ireland\nLimited\n0,00%\n100,00%\nEnerNOC UK II\nLimited\n100,00%\nEnel X Brasil SA Niter\u00f3i BR 324.725.892,00 BRL\nIntegrale Enel Brasil SA 100,00% 82,27%\nEnel X Canada Holding\nInc.\nOakville CA 1.000,00 CAD\nIntegrale Enel X Canada Ltd 100,00% 100,00%\nEnel X Canada Ltd Mississauga CA 1.000,00 CAD\nIntegrale\nEnel No\ue61fh America\nInc.\n100,00% 100,00%\nEnel X Chile SpA\nSantiago del\nCile\nCL 3.800.000.000,00 CLP\nIntegrale Enel Chile SA 100,00% 64,93%\nEnel X College Ave.\nProject LLC\nBoston US - USD\nIntegrale\nEnel X MA Holdings\nLLC \n100,00% 100,00%\nEnel X Colombia SAS Bogot\u00e0 CO 5.186.737.000,00 COP\nIntegrale Codensa SA ESP 100,00% 39,74%\nEnel X Energy\n(Shanghai) Co. Ltd\nShanghai CN 3.500.000,00 USD\nIntegrale\nEnel X International\nSrl\n100,00% 100,00%\nEnel X Federal LLC Boston US 5.000,00 USD\nIntegrale\nEnel X No\ue61fh\nAmerica Inc.\n100,00% 100,00%\nEnel X Finance Pa\ue61fner\nLLC\nBoston US 100,00 USD\nIntegrale\nEnel X No\ue61fh\nAmerica Inc.\n100,00% 100,00%\n\nDenominazione societ\u00e0 Sede legale Nazione Capitale sociale Valuta\nSe\ue61fore\ndi a\ue61fivit\u00e0\nMetodo di\nconsolidamento Detenuta da\n%\npossesso\nazioni\nordinarie\n%\npossesso\nGruppo\nEnel X Financial\nServices Srl\nRoma IT 1.000.000,00 EUR AFS Enel X Srl 100,00% 100,00%\nEnel X France SAS Parigi FR 2.901.000,00 EUR\nIntegrale\nEnel X International\nSrl\n100,00% 100,00%\nEnel X Germany GmbH Berlino DE 25.000,00 EUR\nIntegrale\nEnel X International\nSrl\n100,00% 100,00%\nEnel X Hayden Rowe St.\nProject LLC\nBoston US 100,00 USD\nIntegrale\nEnel X MA Holdings\nLLC \n100,00% 100,00%\nEnel X International Srl Roma IT 100.000,00 EUR\nIntegrale Enel X Srl 100,00% 100,00%\nEnel X Ireland Limited Dublino IE 10.841,00 EUR\nIntegrale\nEnel X International\nSrl\n100,00% 100,00%\nEnel X Italia Srl Roma IT 200.000,00 EUR\nIntegrale Enel Italia SpA 100,00% 100,00%\nEnel X Japan KK Tokyo JP 655.000.000,00 JPY\nIntegrale\nEnel X International\nSrl\n100,00% 100,00%\nEnel X KOMIPO Solar\nLimited\nSeoul KR 8.472.600.000,00 KRW\nIntegrale Enel X Korea Limited 80,00% 80,00%\nEnel X Korea Limited Seoul KR 11.800.000.000,00 KRW\nIntegrale\nEnel X International\nSrl\n100,00% 100,00%\nEnel X Las Piedras LLC Boston US - USD\nIntegrale\nEnel X Pr Holdings\nLLC \n100,00% 100,00%\nEnel X MA Holdings LLC Boston US 100,00 USD\nIntegrale\nEnel X Finance\nPa\ue61fner LLC\n100,00% 100,00%\nEnel X MA PV Po\ue61ffolio \n1 LLC\nBoston US - USD\nIntegrale\nEnel X MA Holdings\nLLC \n100,00% 100,00%\nEnel X MA PV Po\ue61ffolio \n2 LLC\nBoston US - USD\nIntegrale\nEnel X No\ue61fh\nAmerica Inc.\n100,00% 100,00%\nEnel X MA PV Po\ue61ffolio \n3 LLC\nBoston US - USD\nIntegrale\nEnel X Finance\nPa\ue61fner LLC\n100,00% 100,00%\nEnel X Mobility HPC Srl Roma IT 1.000.000,00 EUR\nEquity Enel X Srl 50,00% 50,00%\nEnel X Mobility\nRomania Srl\nBucarest RO 6.937.800,00 RON\nIntegrale\nEnel X International\nSrl\n99,86%\n100,00%\nEnel X Srl 0,14%\nEnel X Mobility Srl Roma IT 100.000,00 EUR\nIntegrale Enel Italia SpA 100,00% 100,00%\nEnel X Morrissey Blvd.\nProject LLC\nBoston US 100,00 USD\nIntegrale\nEnel X MA Holdings\nLLC \n100,00% 100,00%\nEnel X New Zealand \nLimited\nWellington NZ 313.606,00 AUD\nIntegrale\nEnergy Response\nHoldings (Pty) Ltd\n100,00% 100,00%\nEnel X No\ue61fh America\nInc.\nBoston US 1.000,00 USD\nIntegrale\nEnel No\ue61fh America\nInc.\n100,00% 100,00%\nEnel X Norway AS Porsgrunn NO 1.000.000,00 NOK\nIntegrale\nEnel X International\nSrl\n100,00% 100,00%\nEnel X Per\u00fa SAC San Miguel PE 12.005.000,00 PEN\nIntegrale Enel Per\u00fa SAC 100,00% 82,27%\nEnel X Polska Sp. zo.o. Varsavia PL 12.275.150,00 PLN\nIntegrale\nEnel X Ireland\nLimited\n100,00% 100,00%\n\nDenominazione societ\u00e0 Sede legale Nazione Capitale sociale Valuta\nSe\ue61fore\ndi a\ue61fivit\u00e0\nMetodo di\nconsolidamento Detenuta da\n%\npossesso\nazioni\nordinarie\n%\npossesso\nGruppo\nEnel X Pr Holdings LLC Boston US - USD Integrale\nEnel X Finance\nPa\ue61fner LLC\n100,00% 100,00%\nEnel X Project MP\nHoldings LLC\nBoston US - USD\nIntegrale\nEnel X Project MP\nSponsor LLC\n100,00% 100,00%\nEnel X Project MP\nSponsor LLC\nBoston US - USD\nIntegrale\nEnel X No\ue61fh\nAmerica Inc.\n100,00% 100,00%\nEnel X Romania Srl Bucarest RO 7.044.450,00 RON\nIntegrale\nEnel X International\nSrl\n99,97%\n100,00%\nEnel X Srl 0,03%\nEnel X Rus LLC Mosca RU 8.000.000,00 RUB\nIntegrale\nEnel X International\nSrl\n99,00% 99,00%\nEnel X Srl Roma IT 1.050.000,00 EUR\nIntegrale Enel SpA 100,00% 100,00%\nEnel X Services India\nPrivate Limited\nMumbai City IN 45.000,00 INR\nIntegrale\nEnel X International\nSrl\n100,00%\n100,00%\nEnel X No\ue61fh\nAmerica Inc.\n0,00%\nEnel X Singapore Pte\nLtd\nSingapore SG 1.212.000,00 SGD\nIntegrale\nEnel X International\nSrl\n100,00% 100,00%\nEnel X Sweden AB Stoccolma SE 50.000,00 SEK\nIntegrale\nEnel X International\nSrl\n100,00% 100,00%\nEnel X Taiwan Co. Ltd Taipei City TW 70.000.000,00 TWD\nIntegrale\nEnel X Ireland\nLimited\n100,00% 100,00%\nEnel X UK Limited Londra GB 32.626,00 GBP\nIntegrale\nEnel X International\nSrl\n100,00% 100,00%\nEnel X Wood St. Project\nLLC\nBoston US - USD\nIntegrale\nEnel X Finance\nPa\ue61fner LLC\n100,00% 100,00%\nEnelco SA Maroussi GR 60.108,80 EUR\nIntegrale\nEnel Investment\nHolding BV\n75,00% 75,00%\nEnelpower Contractor\nand Development\nSaudi Arabia Ltd\nRiyadh SA 5.000.000,00 SAR\nIntegrale Enelpower SpA 51,00% 51,00%\nEnelpower do Brasil\nLtda\nRio de Janeiro BR 5.689.000,00 BRL\nIntegrale\nEnel Brasil SA 100,00%\n82,27%\nEnerg\u00eda y Servicios\nSouth America SpA\n0,00%\nEnelpower SpA Milano IT 2.000.000,00 EUR\nIntegrale Enel SpA 100,00% 100,00%\nEnerg\u00e9tica Monz\u00f3n\nSAC\nSan Miguel PE 6.463.000,00 PEN\nIntegrale\nEnel Green Power\nPer\u00fa SAC \n100,00%\n82,27%\nEnerg\u00eda y Servicios\nSouth America SpA\n0,00%\nEnerg\u00eda Base Natural \nSLU\nValencia ES 3.000,00 EUR\nIntegrale\nEnel Green Power\nEspa\u00f1a SLU \n100,00% 70,11%\nEnerg\u00eda Ceuta XXI\nComercializadora de\nReferencia SA\nCeuta ES 65.000,00 EUR\nIntegrale\nEmpresa de\nAlumbrado El\u00e9ctrico\nde Ceuta SA\n100,00% 67,5 9%\nEnerg\u00eda E\u00f3lica \u00c1brego\nSLU\nValencia ES 3.576,00 EUR\nIntegrale\nEnel Green Power\nEspa\u00f1a SLU \n100,00% 70,11%\n\nDenominazione societ\u00e0 Sede legale Nazione Capitale sociale Valuta\nSe\ue61fore\ndi a\ue61fivit\u00e0\nMetodo di\nconsolidamento Detenuta da\n%\npossesso\nazioni\nordinarie\n%\npossesso\nGruppo\nEnel Green Power S\u00e3o\nGon\u00e7alo 01 SA (ex Enel\nGreen Power Projetos\n10)\nTeresina BR 105.245.553,82 BRL\nIntegrale\nAlba Energia Ltda 0,00%\n82,27%\nEnel Brasil SA 100,00%\nEnel Green Power S\u00e3o\nGon\u00e7alo 02 SA (ex Enel \nGreen Power Projetos\n11)\nTeresina BR 129.213.750,53 BRL\nIntegrale\nAlba Energia Ltda 0,00%\n82,27%\nEnel Brasil SA 100,00%\nEnel Green Power S\u00e3o\nGon\u00e7alo 07 SA (ex Enel\nGreen Power Projetos\n42 SA)\nTeresina BR 142.249.180,00 BRL\nIntegrale\nEnel Brasil SA 100,00%\n82,27%\nEnel Green Power\nDesenvolvimento\nLtda \n0,00%\nEnel Green Power S\u00e3o\nGon\u00e7alo 08 SA (ex Enel\nGreen Power Projetos\n43 SA)\nTeresina BR 77.008.993,34 BRL\nIntegrale\nEnel Brasil SA 100,00%\n82,27%\nEnel Green Power\nDesenvolvimento\nLtda \n0,00%\nEnel Green Power S\u00e3o\nGon\u00e7alo 10 SA (ex Enel\nGreen Power Projetos\n15)\nTeresina BR 124.817.216,25 BRL\nIntegrale\nAlba Energia Ltda 0,00%\n82,27%\nEnel Brasil SA 100,00%\nEnel Green Power S\u00e3o\nGon\u00e7alo 11 SA (ex Enel\nGreen Power Projetos\n44 SA)\nTeresina BR 82.202.330,00 BRL\nIntegrale Enel Brasil SA 100,00% 82,27%\nEnel Green Power S\u00e3o\nGon\u00e7alo 12 SA (ex Enel\nGreen Power Projetos\n22 SA)\nTeresina BR 75.750.090,00 BRL\nIntegrale\nEnel Brasil SA 100,00%\n82,27%\nEnel Green Power\nDesenvolvimento\nLtda \n0,00%\nEnel Green Power S\u00e3o\nGon\u00e7alo 14\nTeresina BR 210.001.000,00 BRL\nIntegrale\nEnel Brasil SA 100,00%\n82,27%\nEnel Green Power\nDesenvolvimento\nLtda \n0,00%\nEnel Green Power S\u00e3o\nGon\u00e7alo 15\nTeresina BR 180.779.180,90 BRL\nIntegrale\nEnel Brasil SA 100,00%\n82,27%\nEnel Green Power\nDesenvolvimento\nLtda \n0,00%\nEnel Green Power S\u00e3o\nGon\u00e7alo 17 SA\nTeresina BR 175.728.754,90 BRL\nIntegrale\nEnel Brasil SA 100,00%\n82,27%\nEnel Green Power\nDesenvolvimento\nLtda \n0,00%\nEnel Green Power S\u00e3o\nGon\u00e7alo 18 SA (ex Enel \nGreen Power Ventos de\nSanta \u00c2ngela 13 SA)\nTeresina BR 177.703.455,40 BRL\nIntegrale\nEnel Brasil SA 100,00%\n82,27%\nEnel Green Power\nDesenvolvimento\nLtda \n0,00%\nEnel Green Power S\u00e3o\nGon\u00e7alo 19 SA\nTeresina BR 174.189.501,00 BRL\nIntegrale\nEnel Brasil SA 100,00%\n82,27%\nEnel Green Power\nDesenvolvimento\nLtda \n0,00%\n",
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"value": "(2) Ai soli fini comparativi si \u00e8 proceduto a effettuare una riclassifica da proventi finanziari a ricavi, per un importo di 87 milioni di euro nel 2020, della componen-
\nte rilevata a Conto economico legata alla rimisurazione al fair value delle attivit\u00e0 finanziarie connesse ai servizi in concessione delle attivit\u00e0 di distribuzione in
\nBrasile rientranti nell\u2019ambito di applicazione dell\u2019IFRIC 12. Tale ultima classificazione ha comportato effetti di pari importo sul risultato operativo. Per maggiori
\ndettagli si rimanda alla nota 7 del presente Bilancio consolidato.
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\n
\n
\n
(1) Ai soli fini comparativi nel 2020 si \u00e8 proceduto a effettuare una riclassifica da proventi finanziari a ricavi della componente rilevata a Conto economicolegata
\n
alla rimisurazione al fair value delle attivit\u00e0 finanziarie connesse ai servizi in concessione delle attivit\u00e0 di distribuzione in Brasile rientranti nell\u2019ambito di appli-
\n
cazione dell\u2019IFRIC 12. Tale ultima classificazione non ha comportato effetti sul cash flow da attivit\u00e0 operativa.
\n
\n
\n
\n
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},
"footnote4": {
"value": "(2) Di cui \u201cDisponibilit\u00e0 liquide e mezzi equivalenti\u201d per 5.906 milioni di euro al 1\u00b0 gennaio 2021 (9.029 milioni di euro al 1\u00b0 gennaio 2020), \u201cTitoli a breve\u201d pari a
\n67 milioni di euro al 1\u00b0 gennaio 2021 (51 milioni di euro al 1\u00b0 gennaio 2020) e \u201cDisponibilit\u00e0 liquide e mezzi equivalenti\u201d delle \u201cAttivit\u00e0 possedute per la vendita\u201d
\npari a 29 milioni di euro al 1\u00b0 gennaio 2021.
",
"dimensions": {
"concept": "xbrl:note",
"noteId": "footnote4",
"language": "it"
}
},
"footnote5": {
"value": "(3) Di cui \u201cDisponibilit\u00e0 liquide e mezzi equivalenti\u201d per 8.858 milioni di euro al 31 dicembre 2021 (5.906 milioni di euro al 31 dicembre 2020), \u201cTitoli a breve\u201d pari
\na 88 milioni di euro al 31 dicembre 2021 (67 milioni di euro al 31 dicembre 2020) e \u201cDisponibilit\u00e0 liquide e mezzi equivalenti\u201d delle \u201cAttivit\u00e0 possedute per la
\nvendita\u201d pari a 44 milioni di euro al 31 dicembre 2021 (29 milioni di euro al 31 dicembre 2020).
",
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"concept": "xbrl:note",
"noteId": "footnote5",
"language": "it"
}
},
"footnote1": {
"value": "(1) I dati relativi all\u2019esercizio 2020 sono stati adeguati, ai soli fini comparativi, per tener conto degli effetti della diversa classificazione derivante dalla valutazione
\nal fair value, alla fine del periodo, dei contratti outstanding per compravendita di commodity regolate con consegna fisica; tale diversa classificazione non
\nha comportato effetti sul risultato operativo. Per maggiori dettagli si rimanda alla nota 7 del presente Bilancio consolidato.
",
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