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\n
Base di preparazione
\n

\n

\n

\n

\n

\n\n

\n\n
\n

\n

\n

\n
1. Forma e contenuto del Bilancio consolidato
\n
La societ\u00e0 Enel SpA ha sede in Italia, a Roma, in viale Regina
\n
Margherita 137 ed \u00e8 quotata, dal 1999, alla Borsa di Milano.
\n
Nel corso del 2022 non risultano cambiamenti nella deno-
\n
minazione sociale.
\n\n
Enel \u00e8 una multinazionale dell\u2019energia e uno dei principa-
\n
li operatori integrati globali nei settori dell\u2019elettricit\u00e0 e del
\n
gas, con un particolare focus su Europa e America Latina.
\n
\n\n
Il Bilancio consolidato della Societ\u00e0 per l\u2019esercizio chiuso al
\n
31 dicembre 2022 comprende i bilanci di Enel SpA e delle
\n
sue controllate, la quota di partecipazione del Gruppo in
\n
societ\u00e0 collegate e joint venture, nonch\u00e9 la quota di attivi-
\n
t\u00e0, passivit\u00e0, costi e ricavi delle joint operation (\u201cil Gruppo\u201d).
\n
L\u2019elenco delle societ\u00e0 controllate, collegate, joint venture e
\n
joint operation incluse nell\u2019area di consolidamento \u00e8 ripor-
\n
tato in allegato.
\n\n
Il presente Bilancio consolidato \u00e8 stato approvato e ne \u00e8
\n
stata autorizzata la pubblicazione dal Consiglio di Ammini-
\n
strazione in data 16 marzo 2023.
\n

\n\n
Il presente Bilancio \u00e8 assoggettato a revisione legale da
\n
parte di KPMG SpA.
\n
Base di presentazione
\n\n
Il Bilancio consolidato relativo all\u2019esercizio chiuso al 31 di-
\n
cembre 2022 \u00e8 stato predisposto in conformit\u00e0 ai princ\u00edpi
\n
contabili internazionali (International Accounting Stan-
\n
dards - IAS e International Financial Reporting Standards
\n
- IFRS) emanati dall\u2019International Accounting Standards
\n
Board (IASB), alle interpretazioni dell\u2019IFRS Interpretations
\n
Committee (IFRSIC) e dello Standing Interpretations Com-
\n
mittee (SIC), riconosciuti nell\u2019Unione Europea ai sensi del
\n
regolamento (CE) n. 1606/2002 e in vigore alla chiusura
\n

\n\n
dell\u2019esercizio. L\u2019insieme di tutti i princ\u00edpi e interpretazioni
\n
di riferimento sopraindicati \u00e8 di seguito definito \u201cIFRS-EU\u201d.
\n
Il presente Bilancio consolidato \u00e8 stato predisposto in at-
\n
tuazione del comma 3 dell\u2019art. 9 del decreto legislativo n.
\n
38 del 28 febbraio 2005.
\n
Il Bilancio consolidato \u00e8 costituito dal Conto economico
\n
consolidato, dal Prospetto di Conto economico consolida-
\n
to complessivo, dallo Stato patrimoniale consolidato, dal
\n
Prospetto delle variazioni del patrimonio netto consolidato,
\n
dal Rendiconto finanziario consolidato, nonch\u00e9 dalle relati-
\n
ve Note di commento.
\n
Nello Stato patrimoniale consolidato la classificazione delle
\n
attivit\u00e0 e passivit\u00e0 \u00e8 effettuata secondo il criterio \u201ccorren-
\n
te/non corrente\u201d con separata presentazione delle attivit\u00e0
\n
classificate come possedute per la vendita e delle passivit\u00e0
\n
incluse in un gruppo in dismissione classificato come pos-
\n
seduto per la vendita. Le attivit\u00e0 correnti, che includono le
\n
disponibilit\u00e0 liquide e i mezzi equivalenti, sono quelle de-
\n
stinate a essere realizzate, cedute o consumate nel nor-
\n
male ciclo operativo del Gruppo; le passivit\u00e0 correnti sono
\n
quelle per le quali \u00e8 prevista l\u2019estinzione nel normale ciclo
\n
operativo del Gruppo.
\n
Il Conto economico consolidato presenta una classifica-
\n
zione dei costi in base alla loro natura, con separata pre-
\n
sentazione dell\u2019utile (perdita) netto delle continuing ope-
\n
ration e di quello delle discontinued operation attribuibile
\n
agli azionisti della Capogruppo e ai terzi.
\n\n
Il Rendiconto finanziario consolidato \u00e8 preparato utiliz-
\n
zando il metodo indiretto, con separata presentazione del
\n
flusso di cassa da attivit\u00e0 operativa, da attivit\u00e0 di investi-
\n
mento e da attivit\u00e0 di finanziamento associato alle discon-
\n
tinued operation.
\n
Si precisa, inoltre, che le voci riportate nel rendiconto fi-
\n
nanziario includono anche gli eventuali impatti derivanti da
\n
societ\u00e0 classificate come discontinued operation.
\n
In particolare, seppur nella classificazione delle voci il
\n
Gruppo non si discosti da quanto previsto dallo IAS 7, si
\n
precisa quanto segue:
\n
\u2022 nei flussi di cassa da attivit\u00e0 operativa si riportano, oltre ai
\n
flussi di cassa rivenienti dalla gestione caratteristica, gli in-
\n
teressi sui finanziamenti concessi e ottenuti, nonch\u00e9 i di-
\n
videndi ricevuti dalle societ\u00e0 collegate o da joint venture;
\n
\u2022 le attivit\u00e0 di investimento includono gli investimenti in at-
\n
tivit\u00e0 materiali e immateriali e le relative dismissioni, non-
\n
ch\u00e9 in attivit\u00e0 derivanti da contratti con i clienti riferite ad
\n
accordi per servizi in concessione. Includono altres\u00ec gli
\n
effetti delle aggregazioni aziendali in cui il Gruppo ac-
\n
quisisce o perde il controllo di societ\u00e0 e altri investimenti
\n
minori;
\n
\u2022 nei flussi da attivit\u00e0 di finanziamento sono invece inclusi i
\n
flussi di cassa originati da operazioni di liability manage-
\n
ment e leasing, i dividendi e gli acconti sui dividendi pa-
\n
gati agli azionisti della Capogruppo e ai terzi, nonch\u00e9 gli
\n

\n\n

\n\n

\n\n

\n\n

\n

\n\n

\n\n

\n\n
effetti di operazioni su interessenze di terzi che non mo-
\n
dificano lo status di controllo delle societ\u00e0 interessate;
\n
\u2022 si esplicita in una voce separata l\u2019effetto cambio sulle
\n
disponibilit\u00e0 liquide e mezzi equivalenti e si stornano,
\n
quindi, integralmente gli effetti di Conto economico in
\n
modo da neutralizzare il loro effetto nel cash flow da at-
\n
tivit\u00e0 operativa.
\n
Per maggiori dettagli sui flussi di cassa del Rendiconto fi-
\n
nanziario, si rimanda alla nota 46 \u201cFlussi finanziari\u201d.
\n

\n\n
Il Bilancio consolidato \u00e8 redatto nella prospettiva della con-
\n
tinuit\u00e0 aziendale applicando il metodo del costo storico, a
\n
eccezione delle voci di bilancio che secondo gli IFRS-EU
\n
sono rilevate al fair value, come indicato nei criteri di va-
\n
lutazione delle singole voci, e delle attivit\u00e0 non correnti e
\n
dei gruppi in dismissione classificati come posseduti per la
\n
vendita che sono valutati al minore tra il valore contabile e
\n
il fair value al netto dei costi di vendita.
\n
La valuta utilizzata dal Gruppo per la presentazione del Bi-
\n
lancio consolidato \u00e8 l\u2019euro, valuta funzionale della Capo-
\n
gruppo Enel SpA; tutti i valori sono espressi in milioni di
\n
euro, tranne quando diversamente indicato.
\n
Il Conto economico consolidato, lo Stato patrimoniale
\n
consolidato e il Rendiconto finanziario consolidato ripor-
\n
tano le operazioni con parti correlate, la cui definizione \u00e8
\n
riportata nella nota 2.2. \u201cPrinc\u00edpi contabili significativi\u201d.
\n
Il Bilancio consolidato fornisce informativa comparativa del
\n
precedente esercizio.
\n

\n

\n\n

\n

\n\n
2. Princ\u00edpi contabili
\n\n
2.1 Uso di stime e giudizi del management
\n
La redazione del Bilancio consolidato, in applicazione degli
\n
IFRS-EU, richiede che il management prenda decisioni ed
\n
effettui stime e assunzioni che possono aver effetto sui va-
\n
lori dei ricavi, dei costi, delle attivit\u00e0 e delle passivit\u00e0 e sulla
\n
relativa informativa, nonch\u00e9 sulle attivit\u00e0 e passivit\u00e0 poten-
\n
ziali alla data di riferimento. Le stime e i giudizi del mana-
\n
gement si basano sulle esperienze pregresse e su altri fat-
\n
tori considerati ragionevoli nella fattispecie; essi vengono
\n
adottati quando il valore contabile delle attivit\u00e0 e passivit\u00e0
\n
non \u00e8 facilmente desumibile da altre fonti. I risultati che si
\n
consuntiveranno, pertanto, potrebbero differire da tali sti-
\n
me. Le stime e le assunzioni sono riviste periodicamente
\n
e gli effetti di ogni variazione sono riflessi a Conto econo-
\n
mico, qualora la revisione interessi solo quell\u2019esercizio; nel
\n
caso in cui, invece, la stessa interessi esercizi sia correnti
\n
sia futuri, la variazione \u00e8 rilevata nell\u2019esercizio in cui la revi-
\n
sione viene effettuata e nei relativi periodi futuri.
\n
Al fine di una migliore comprensione del Bilancio, di se-
\n
guito sono indicate le principali voci di bilancio interessate
\n
dall\u2019uso di stime contabili e le fattispecie che risentono di
\n
una significativa componente del giudizio del manage-
\n
ment, evidenziando le principali assunzioni utilizzate nel
\n
loro processo di valutazione, nel rispetto dei sopra richia-
\n
mati IFRS-EU. La criticit\u00e0 insita in tali valutazioni \u00e8 deter-
\n
minata dal ricorso ad assunzioni e/o a giudizi professionali
\n
relativi a tematiche per loro natura incerte.
\n
Le modifiche delle condizioni alla base delle assunzioni e
\n
dei giudizi adottati potrebbero determinare un impatto si-
\n
gnificativo sui risultati successivi.
\n
Le informazioni incluse nel Bilancio consolidato sono se-
\n
lezionate sulla base di un\u2019analisi di materialit\u00e0 effettuata in
\n
linea con i requisiti previsti dal Practice Statement 2 \u201cMa-
\n
king Materiality Judgments\u201d, emesso dall\u2019International Ac-
\n
counting Standards Board (IASB).
\n
Per quanto riguarda gli effetti delle tematiche legate al
\n
cambiamento climatico, il Gruppo ritiene il cambiamento
\n
climatico come un elemento implicito nell\u2019applicazione
\n
delle metodologie e dei modelli utilizzati per effettua-
\n
re stime nella valutazione e/o misurazione di alcune voci
\n
contabili. Inoltre, il Gruppo ha anche tenuto conto degli
\n
impatti del cambiamento climatico nei giudizi significati-
\n
vi fatti dal management. A tale riguardo, le principali voci
\n
incluse nel Bilancio consolidato al 31 dicembre 2022 inte-
\n
ressate dall\u2019utilizzo di stime e giudizi del management si
\n
riferiscono all\u2019impairment delle attivit\u00e0 non finanziarie, alle
\n
obbligazioni connesse alla transizione energetica, incluse
\n
quelle per lo smantellamento e il ripristino dei siti di alcuni
\n
impianti di generazione. Per ulteriori dettagli su tali voci,
\n
si rinvia alla nota 19 \u201cImmobili, impianti e macchinari\u201d, alla
\n
nota 24 \u201cAvviamento\u201d e alla nota 40 \u201cFondi rischi e oneri\u201d.
\n
Uso di stime
\n
Ricavi provenienti da contratti con clienti
\n
I ricavi delle vendite di energia elettrica e gas ai clienti finali
\n
sono rilevati al momento della fornitura dell\u2019elettricit\u00e0 o del
\n
gas e comprendono, oltre a quanto fatturato in base a let-
\n
ture periodiche (e di competenza dell\u2019esercizio) oppure in
\n
base ai volumi comunicati dai distributori e dai trasportatori,
\n
una stima dell\u2019energia elettrica e del gas erogati nell\u2019eser-
\n
cizio ma non ancora fatturati, quale differenza tra l\u2019energia
\n
elettrica e gas immessi nella rete di distribuzione e quelli fat-
\n
turati nell\u2019esercizio, calcolata tenendo conto delle eventuali
\n
perdite di rete. I ricavi tra la data di ultima lettura e la fine
\n
dell\u2019esercizio si basano su stime del consumo giornaliero del
\n
cliente, principalmente fondate sul suo profilo storico, retti-
\n
ficato per riflettere le condizioni atmosferiche o altri fattori
\n
che possono influire sui consumi oggetto di stima.
\n
Per ulteriori dettagli su tali ricavi, si rimanda alla nota 11.a
\n
\u201cRicavi delle vendite e delle prestazioni\u201d.
\n

\n

\n\n

\n\n

\n\n
Impairment delle attivit\u00e0 non finanziarie
\n
Attivit\u00e0 quali immobili, impianti e macchinari, investimenti
\n
immobiliari, attivit\u00e0 immateriali, attivit\u00e0 consistenti nel dirit-
\n
to di utilizzo di un\u2019attivit\u00e0 sottostante, avviamento e parte-
\n
cipazioni in societ\u00e0 collegate/joint venture subiscono una
\n
riduzione di valore quando il loro valore contabile supera il
\n
valore recuperabile, rappresentato dal maggiore fra il fair
\n
value, al netto dei costi di dismissione, e il valore d\u2019uso.
\n
Le verifiche del valore recuperabile di tali attivit\u00e0 vengono
\n
svolte secondo i criteri previsti dallo IAS 36 e pi\u00f9 dettaglia-
\n
tamente descritti nella nota 24 \u201cAvviamento\u201d.
\n
Nel determinare il valore recuperabile, il Gruppo applica
\n
generalmente il criterio del valore d\u2019uso. Per valore d\u2019uso
\n
si intende il valore attuale dei flussi finanziari futuri che si
\n
prevede abbiano origine dall\u2019attivit\u00e0 oggetto di valutazione,
\n
attualizzati utilizzando un tasso di sconto, al lordo delle im-
\n
poste, che riflette le valutazioni correnti di mercato del va-
\n
lore temporale del denaro e dei rischi specifici dell\u2019attivit\u00e0.
\n
I flussi finanziari futuri attesi utilizzati per determinare il va-
\n
lore d\u2019uso si basano sul pi\u00f9 recente Piano Industriale, ap-
\n
provato dal management, contenente le previsioni di volu-
\n
mi, ricavi, costi operativi e investimenti. Queste previsioni
\n
coprono il periodo dei prossimi tre anni; per gli esercizi
\n
successivi, si tiene conto:
\n
\u2022 delle ipotesi sull\u2019evoluzione di lungo termine delle prin-
\n
cipali variabili considerate nel calcolo dei flussi di cassa,
\n
nonch\u00e9 della vita media utile residua degli asset o della
\n
durata delle concessioni, in base alle specificit\u00e0 dei bu-
\n
siness;
\n
\u2022 di un tasso di crescita a lungo termine pari alla crescita di
\n
lungo periodo della domanda elettrica e/o dell\u2019inflazione
\n
(in funzione del Paese e del business) e comunque non
\n
eccedente il tasso medio di crescita nel lungo termine
\n
del mercato di riferimento.
\n
Il valore recuperabile \u00e8 sensibile alle stime e alle assunzioni
\n
utilizzate per la determinazione dell\u2019ammontare dei flussi
\n
di cassa e ai tassi di attualizzazione applicati. Tuttavia, pos-
\n
sibili variazioni negli assunti di base su cui si basano tali
\n
calcoli potrebbero produrre differenti valori recuperabili.
\n
L\u2019analisi di ciascuno dei gruppi di attivit\u00e0 non finanziarie
\n
\u00e8 unica e richiede alla direzione aziendale l\u2019uso di stime e
\n
ipotesi considerate prudenti e ragionevoli in relazione alle
\n
specifiche circostanze.
\n
In linea con il suo modello di business e nel contesto
\n
dell\u2019accelerazione della de-carbonizzazione del mix di ge-
\n
nerazione e di guida del processo di transizione energeti-
\n
ca, il Gruppo ha anche attentamente valutato se le temati-
\n
che legate al cambiamento climatico abbiano inciso sulle
\n
ipotesi ragionevoli e sostenibili utilizzate per stimare le
\n
proiezioni dei flussi finanziari. A tal riguardo, ove necessa-
\n
rio, il Gruppo ha tenuto conto anche degli impatti derivanti
\n
dal cambiamento climatico nel lungo periodo, in particola-
\n
re considerando nella stima del valore terminale un tasso di
\n
crescita di lungo termine allineato alla variazione della do-
\n
manda elettrica risultante dai modelli energetici per Paese.
\n
Le informazioni sulle principali assunzioni utilizzate per sti-
\n
mare il valore recuperabile delle attivit\u00e0 con riferimento agli
\n
impatti relativi al cambiamento climatico nonch\u00e9 quelle re-
\n
lative alle variazioni di tali assunzioni sono fornite nella nota
\n
24 \u201cAvviamento\u201d.
\n
Perdite attese su attivit\u00e0 finanziarie
\n
Alla fine di ciascuna data di riferimento del bilancio, il Grup-
\n
po rileva un fondo per le perdite attese sui crediti commer-
\n
ciali e altre attivit\u00e0 finanziarie valutate al costo ammortizzato,
\n
gli strumenti di debito valutati al fair value rilevato a Conto
\n
economico complessivo, le attivit\u00e0 derivanti da contratti con
\n
i clienti e tutte le altre attivit\u00e0 rientranti nell\u2019ambito di appli-
\n
cazione dell\u2019impairment.
\n
I fondi per perdite attese sulle attivit\u00e0 finanziarie si basano
\n
su assunzioni riguardanti il rischio di default e la misurazione
\n
delle perdite attese. Nel formulare tali assunzioni e selezio-
\n
nare gli input per il calcolo della perdita attesa, il manage-
\n
ment utilizza il proprio giudizio professionale, basato sulla
\n
esperienza pregressa del Gruppo, sulle condizioni di merca-
\n
to attuali, oltre che su stime prospettiche alla fine di ciascu-
\n
na data di riferimento del bilancio.
\n
La perdita attesa (Expected Credit Loss, ECL), calcolata uti-
\n
lizzando la probabilit\u00e0 di default (PD), la perdita in caso di de-
\n
fault (LGD) e l\u2019esposizione al rischio in caso di default (EAD), \u00e8
\n
la differenza fra i flussi finanziari dovuti in base al contratto e
\n
i flussi finanziari attesi (comprensivi di tutti i mancati incassi)
\n
attualizzati usando il tasso di interesse effettivo originario
\n
(EIR).
\n
In particolare, per i crediti commerciali, le attivit\u00e0 derivanti da
\n
contratti con i clienti e i crediti per leasing, compresi quelli
\n
con una componente finanziaria significativa, il Gruppo ap-
\n
plica l\u2019approccio semplificato, calcolando le perdite attese
\n
su un periodo corrispondente all\u2019intera vita dell\u2019attivit\u00e0, ge-
\n
neralmente pari a 12 mesi. Sulla base dello specifico merca-
\n
to di riferimento e del quadro normativo applicabile, nonch\u00e9
\n
delle aspettative di recupero oltre i 90 giorni, per tali cre-
\n
diti, ai fini del calcolo delle perdite attese il Gruppo applica
\n
principalmente una definizione di default pari a 180 giorni
\n
di scaduto, in quanto \u00e8 considerato quale indicatore mag-
\n
giormente rappresentativo dell\u2019incremento significativo del
\n
rischio di credito. Di conseguenza, le attivit\u00e0 finanziarie sca-
\n
dute da oltre 90 giorni non sono generalmente considerate
\n
in default, fatta eccezione per alcuni specifici settori com-
\n
merciali regolamentati.
\n
Per i crediti commerciali e le attivit\u00e0 derivanti da contratti
\n
con i clienti, il Gruppo applica prevalentemente un approc-
\n
cio collettivo basato sul raggruppamento dei crediti com-
\n
merciali e attivit\u00e0 derivanti da contratti con i clienti in cluster,
\n
tenuto conto dello specifico contesto regolatorio e di busi-
\n
ness di riferimento. Il Gruppo adotta un approccio analitico
\n
solo per i crediti commerciali che il management considera
\n
singolarmente significativi e in presenza di specifiche infor-
\n
mazioni sull\u2019incremento significativo del rischio di credito.
\n

\n\n

\n\n

\n\n
In caso di valutazioni individuali, la PD \u00e8 ottenuta prevalen-
\n
temente da provider esterni.
\n
Diversamente, in caso di valutazioni su base collettiva, i
\n
crediti commerciali sono raggruppati in base alle caratte-
\n
ristiche di rischio di credito condivise e informazioni sullo
\n
scaduto, considerando una specifica definizione di default.
\n
In base a ciascun business e framework regolatorio loca-
\n
le, nonch\u00e9 alle differenze fra i portafogli di clienti, anche
\n
in termini di caratteristiche di rischio, di tassi di default e
\n
aspettative di recupero, sono definiti specifici cluster.
\n
Si presuppone che le attivit\u00e0 derivanti da contratti con i
\n
clienti presentino sostanzialmente le stesse caratteristiche
\n
di rischio dei crediti commerciali, a parit\u00e0 di tipologie con-
\n
trattuali.
\n
Al fine di misurare la ECL per i crediti commerciali su base
\n
collettiva, nonch\u00e9 per le attivit\u00e0 derivanti da contratti con i
\n
clienti, il Gruppo considera le seguenti assunzioni riguardo
\n
ai parametri ECL:
\n
\u2022 la PD, ipotizzata pari al tasso medio di default, \u00e8 calcolata
\n
per cluster e considerando dati storici di almeno 24 mesi;
\n
\u2022 la LGD \u00e8 funzione dei tassi di recupero di ciascun cluster,
\n
attualizzata in base al tasso di interesse effettivo; e
\n
\u2022 l\u2019EAD \u00e8 stimata pari al valore contabile alla data di riferi-
\n
mento del bilancio al netto dei depositi di cassa, com-
\n
prese le fatture emesse ma non scadute e le fatture da
\n
emettere.
\n
Sulla base delle specifiche valutazioni del management,
\n
la rettifica forward looking potr\u00e0 essere applicata consi-
\n
derando informazioni qualitative e quantitative al fine di
\n
riflettere possibili eventi e scenari macroeconomici futuri,
\n
che potrebbero influenzare il rischio del portafoglio o dello
\n
strumento finanziario.
\n
I dettagli degli assunti chiave e degli input utilizzati sono
\n
commentati nella nota 48 \u201cStrumenti finanziari per cate-
\n
goria\u201d.
\n
Valore ammortizzabile di alcuni elementi degli impianti
\n
della filiera idroelettrica italiana a seguito della legge n.
\n
134/2012
\n
La disciplina delle grandi derivazioni idroelettriche \u00e8 stata
\n
significativamente rettificata dal decreto legge \u201cSemplifi-
\n
cazioni\u201d (decreto legge n. 135 del 2018 convertito in legge
\n
11 febbraio 2019, n. 12). Gli aggiornamenti introdotti dalla
\n
norma in questione, laddove fossero applicabili alle con-
\n
cessioni gi\u00e0 in essere, richiederebbero una revisione del-
\n
le vite utili attribuibili ad alcuni investimenti sugli impianti
\n
idroelettrici, per riflettere la possibilit\u00e0 che, al termine della
\n
concessione, alcuni impianti possano essere trasferiti a
\n
titolo gratuito al nuovo entrante. Tuttavia, nello stimare le
\n
vite utili di tali investimenti, la direzione, supportata anche
\n
dal parere dei propri legali, ha tenuto in considerazione il
\n
prevedibile esito dei ricorsi prontamente attivati dalla So-
\n
ciet\u00e0 \u2013 e non solo \u2013 e i relativi profili di incostituzionalit\u00e0
\n
sollevati anche dalle associazioni di categoria. Conseguen-
\n
temente, ha ritenuto che la norma contenga questioni di
\n
incostituzionalit\u00e0 cos\u00ec gravi da essere effettivamente rico-
\n
nosciute nelle opportune sedi. In tale contesto, la direzione
\n
ha, quindi, ritenuto corretto non riflettere in alcun modo le
\n
modifiche introdotte dalla citata norma e ha dunque pro-
\n
seguito a valutare le vite utili di detti impianti in continuit\u00e0
\n
con gli esercizi precedenti e con il precedente impianto
\n
normativo, valutando che questa sia la stima pi\u00f9 realistica.
\n
A tal proposito, si segnala che la legge 7 agosto 2012, n.
\n
134 recante \u201cMisure urgenti per la crescita del Paese\u201d, pub-
\n
blicata nella Gazzetta Ufficiale in data 11 agosto 2012, ha
\n
profondamente innovato la disciplina delle concessioni
\n
idroelettriche, prevedendo, tra l\u2019altro, che cinque anni pri-
\n
ma dello scadere di una concessione di grande derivazio-
\n
ne per uso idroelettrico e nei casi di decadenza, rinuncia e
\n
revoca, ove non sussista un prevalente interesse pubblico
\n
a un diverso uso delle acque incompatibile con il manteni-
\n
mento dell\u2019uso a fine idroelettrico, l\u2019amministrazione com-
\n
petente indica una gara, a evidenza pubblica, per l\u2019attribu-
\n
zione a titolo oneroso della concessione per un periodo di
\n
durata da 20 anni fino a un massimo di 30 anni.
\n
Al fine di garantire la continuit\u00e0 gestionale, la legge di cui
\n
sopra ha altres\u00ec definito le modalit\u00e0 di trasferimento dal
\n
concessionario uscente al nuovo concessionario della ti-
\n
tolarit\u00e0 del ramo d\u2019azienda necessario per l\u2019esercizio della
\n
concessione, comprensivo di tutti i rapporti giuridici affe-
\n
renti alla concessione stessa, dietro il riconoscimento di
\n
un corrispettivo, da determinarsi in contradditorio tra il
\n
concessionario uscente e l\u2019amministrazione concedente,
\n
tenuto conto dei seguenti elementi:
\n
\u2022 per le opere di raccolta, di regolazione e di condotte
\n
forzate e i canali di scarico, considerati gratuitamente
\n
devolvibili dal Testo unico delle disposizioni di legge sul-
\n
le acque e impianti elettrici (art. 25 del regio decreto 11
\n
dicembre 1933, n. 1775), sulla base del costo storico riva-
\n
lutato, calcolato al netto dei contributi pubblici in conto
\n
capitale, anch\u2019essi rivalutati, ricevuti dal concessionario
\n
per la realizzazione di tali opere, diminuito nella misura
\n
della stima dell\u2019ordinario degrado;
\n
\u2022 per i beni materiali diversi dai precedenti, sulla base del
\n
valore di mercato, inteso come valore di ricostruzione a
\n
nuovo diminuito nella misura dell\u2019ordinario degrado.
\n
Pur riconoscendo che la nuova normativa introduce im-
\n
portanti novit\u00e0 in materia di trasferimento della titolarit\u00e0
\n
del ramo d\u2019azienda relativo all\u2019esercizio delle concessioni
\n
idroelettriche, risultano evidenti tutte le difficolt\u00e0 legate
\n
all\u2019applicazione pratica dei suddetti princ\u00edpi cui rimangono
\n
associate delle incertezze che non consentono di effettua-
\n
re una stima affidabile del valore che potr\u00e0 essere recu-
\n
perato al termine delle attuali concessioni (valore residuo).
\n
Pertanto, il management ha ritenuto di non poter proce-
\n
dere a una stima ragionevole e affidabile del valore residuo.
\n
Dato che la norma in oggetto impone comunque al con-
\n
cessionario subentrante di riconoscere un corrispettivo al
\n

\n\n

\n\n

\n\n

\n
concessionario uscente, il management ha riconsiderato il
\n
periodo di ammortamento dei beni definiti come gratuita-
\n
mente devolvibili prima della legge n. 134/2012 (fino all\u2019e-
\n
sercizio chiuso al 31 dicembre 2011, stante la loro gratuita
\n
devoluzione, il periodo di ammortamento era commisurato
\n
al termine pi\u00f9 ravvicinato fra quello della concessione o
\n
della vita utile del singolo bene), commisurandolo non pi\u00f9
\n
alla durata della concessione ma, se pi\u00f9 ampia, alla vita uti-
\n
le del singolo bene. Qualora si renderanno disponibili ele-
\n
menti ulteriori per effettuare una stima affidabile del valore
\n
residuo, si proceder\u00e0 alla modifica prospettica dei valori
\n
contabili delle attivit\u00e0 coinvolte.
\n
Determinazione del fair value di strumenti finanziari
\n
Il fair value degli strumenti finanziari \u00e8 determinato sulla
\n
base di prezzi direttamente osservabili sul mercato, ove
\n
disponibili, o, per gli strumenti finanziari non quotati, utiliz-
\n
zando specifiche tecniche di valutazione (principalmente
\n
basate sul present value) che massimizzano l\u2019utilizzo di in-
\n
put osservabili sul mercato. Nelle rare circostanze ove ci\u00f2
\n
non fosse possibile, gli input sono stimati dal management
\n
tenendo conto delle caratteristiche degli strumenti ogget-
\n
to di valutazione.
\n
Per ulteriori dettagli sugli strumenti finanziari misurati al
\n
fair value, si rimanda alla nota 52 \u201cAttivit\u00e0 e passivit\u00e0 misu-
\n
rate al fair value\u201d.
\n
In conformit\u00e0 con l\u2019IFRS 13, il Gruppo include la misura del
\n
rischio di credito, sia della controparte (Credit Valuation
\n
Adjustment o CVA) sia proprio (Debit Valuation Adjustment
\n
o DVA), al fine di poter effettuare l\u2019aggiustamento del fair va-
\n
lue degli strumenti finanziari derivati per la corrispondente
\n
misura del rischio controparte, applicando la metodologia ri-
\n
portata alla nota 52 \u201cAttivit\u00e0 e passivit\u00e0 misurate al fair value\u201d.
\n
Variazioni nelle assunzioni effettuate nella stima dei dati di
\n
input potrebbero avere effetti sul fair value rilevato per tali
\n
strumenti, soprattutto nel contesto attuale nel quale i mer-
\n
cati sono volatili e le prospettive economiche altamente
\n
incerte e soggette a rapidi cambiamenti.
\n
Costi di sviluppo
\n
Al fine di valutare la recuperabilit\u00e0 dei costi di sviluppo, il
\n
valore recuperabile \u00e8 stimato in base ad assunzioni relative
\n
agli ulteriori esborsi finanziari che si ritiene dovranno es-
\n
sere sostenuti affinch\u00e9 il bene diventi pronto all\u2019uso o alla
\n
vendita, ai tassi di sconto applicabili e al periodo di bene-
\n
ficio atteso.
\n
Piani pensionistici e altri piani per benef\u00edci post-
\n
pensionamento
\n
Una parte dei dipendenti del Gruppo beneficia di piani
\n
pensionistici che offrono prestazioni previdenziali basate
\n
sulla storia retributiva e sui rispettivi anni di servizio. Alcuni
\n
dipendenti beneficiano, inoltre, della copertura di altri piani
\n
per benef\u00edci post-pensionamento.
\n
I calcoli dei costi e delle passivit\u00e0 associate a tali piani sono
\n
basati su stime effettuate da consulenti attuariali, che uti-
\n
lizzano una combinazione di fattori statistico-attuariali, tra
\n
cui dati statistici relativi agli anni passati e previsioni dei
\n
costi futuri. Sono inoltre considerati come componenti di
\n
stima gli indici di mortalit\u00e0 e di pensionamento, le ipotesi
\n
relative all\u2019evoluzione futura dei tassi di sconto, dei tassi di
\n
crescita delle retribuzioni, dei tassi inflazionistici, nonch\u00e9
\n
l\u2019analisi dell\u2019andamento tendenziale dei costi dell\u2019assisten-
\n
za sanitaria.
\n
Tali stime potranno differire sostanzialmente dai risultati
\n
effettivi, per effetto dell\u2019evoluzione delle condizioni econo-
\n
miche e di mercato, di incrementi o riduzioni dei tassi di
\n
pensionamento e della durata di vita dei partecipanti, oltre
\n
che di variazioni dei costi effettivi dell\u2019assistenza sanitaria.
\n
Tali differenze potranno avere un impatto significativo sulla
\n
quantificazione della spesa previdenziale e degli altri oneri
\n
a questa collegati.
\n
Per ulteriori dettagli sulle principali ipotesi attuariali adotta-
\n
te si rinvia alla nota 39.
\n\n
Fondi rischi e oneri
\n
Per maggiori dettagli riguardo i fondi rischi e oneri, si rinvia
\n
alla nota 40 \u201cFondi rischi e oneri\u201d.
\n
La nota 57 \u201cAttivit\u00e0 e passivit\u00e0 potenziali\u201d fornisce anche
\n
informazioni riguardo alle attivit\u00e0 e passivit\u00e0 potenziali
\n
maggiormente significative per il Gruppo a fine esercizio.
\n
Contenziosi
\n
Il Gruppo \u00e8 parte in diversi procedimenti civili, amministra-
\n
tivi e fiscali, collegati al normale svolgimento delle proprie
\n
attivit\u00e0, che potrebbero generare passivit\u00e0 di importo si-
\n
gnificativo, per i quali non \u00e8 sempre oggettivamente pos-
\n
sibile prevedere l\u2019esito finale. La valutazione dei rischi legati
\n
ai suddetti procedimenti \u00e8 basata su elementi complessi
\n
che per loro natura implicano il ricorso a giudizio degli Am-
\n
ministratori, anche tenendo conto degli elementi acquisiti
\n
da parte di consulenti esterni che assistono il Gruppo, con
\n
riferimento alla loro classificazione tra le passivit\u00e0 poten-
\n
ziali ovvero tra le passivit\u00e0.
\n
Sono stati costituiti fondi destinati a coprire tutte le passi-
\n
vit\u00e0 significative per i casi in cui i legali abbiano constatato
\n
la probabilit\u00e0 di un esito sfavorevole e una stima ragione-
\n
vole dell\u2019importo della spesa.
\n
Obbligazioni connesse agli impianti di generazione, ivi
\n
incluse quelle per smantellamento e ripristino siti
\n
L\u2019esercizio dell\u2019attivit\u00e0 di generazione pu\u00f2 comportare ob-
\n
bligazioni da parte dell\u2019esercente con riferimento a inter-
\n
venti futuri che dovranno essere sostenuti alla conclusione
\n
del periodo di funzionamento dell\u2019impianto.
\n
Tali interventi possono afferire alle attivit\u00e0 di smantellamen-
\n
to degli impianti e al ripristino in bonis dei siti sui quali essi
\n
insistono ovvero a obbligazioni di natura diversa, le quali
\n
discendono naturalmente dalla tecnologia di generazione
\n

\n\n

\n\n

\n\n

\n\n

\n\n
adottata. La natura di tali obbligazioni incide fortemente
\n
anche sul trattamento contabile al quale le stesse vengono
\n
assoggettate.
\n
Nel caso degli impianti nucleari, dove tali oneri attengono
\n
sia ad attivit\u00e0 di smantellamento sia allo stoccaggio delle
\n
scorie o di altri scarti di materiali radioattivi, la stima dei
\n
costi futuri rappresenta un processo critico in considera-
\n
zione del fatto che si tratta di costi che verranno sostenuti
\n
in un arco temporale molto lungo, stimabile fino a 100 anni.
\n
L\u2019obbligazione, basata su ipotesi finanziarie e ingegneristi-
\n
che, \u00e8 calcolata attualizzando i futuri flussi di cassa attesi
\n
che il Gruppo ritiene di dover pagare a fronte delle diverse
\n
obbligazioni assunte.
\n
Il tasso di sconto impiegato per l\u2019attualizzazione della pas-
\n
sivit\u00e0 \u00e8 quello cosiddetto \u201cprivo di rischio\u201d, al lordo delle im-
\n
poste (risk free rate), e si basa sui parametri economici del
\n
Paese dove l\u2019impianto \u00e8 dislocato. Tale passivit\u00e0 \u00e8 quantifi-
\n
cata dal management sulla base della tecnologia esisten-
\n
te alla data di valutazione ed \u00e8 rivista, ogni anno, tenendo
\n
conto dello sviluppo nelle tecniche di stoccaggio, sman-
\n
tellamento e ripristino del sito, nonch\u00e9 della continua evo-
\n
luzione delle leggi esistenti in materia di protezione della
\n
salute e della tutela ambientale.
\n
Successivamente il valore dell\u2019obbligazione \u00e8 adeguato
\n
per riflettere il trascorrere del tempo e le eventuali varia-
\n
zioni di stima.
\n
Si rinvia alla nota 40 \u201cFondi per rischi e oneri\u201d per maggiori
\n
dettagli sui tassi di attualizzazione, sui costi stimati non at-
\n
tualizzati e sulla loro tempistica, utilizzati per il calcolo del
\n
fondo smantellamento e ripristino impianti.
\n
Contratti onerosi
\n
Al fine di identificare un contratto oneroso, il Gruppo stima
\n
i costi non discrezionali necessari per l\u2019adempimento delle
\n
obbligazioni assunte (incluse le eventuali penali) nell\u2019ambi-
\n
to del contratto e i benef\u00edci economici che si suppone si
\n
otterranno dallo stesso contratto.
\n

\n\n
Leasing
\n
Quando il tasso di interesse implicito nel leasing non pu\u00f2
\n
essere determinato facilmente, il Gruppo utilizza il tasso
\n
di finanziamento marginale (Incremental Borrowing Rate
\n
- IBR) alla data di decorrenza del leasing per calcolare il
\n
valore attuale dei pagamenti dovuti per il leasing. Tale tas-
\n
so corrisponde a quello che il locatario dovrebbe pagare
\n
per un prestito, con una durata e con garanzie simili, ne-
\n
cessario per ottenere un\u2019attivit\u00e0 di valore simile all\u2019attivit\u00e0
\n
consistente nel diritto di utilizzo in un contesto economico
\n
simile. In assenza di input osservabili, il Gruppo stima l\u2019IBR
\n
sulla base di assunzioni che riflettono la durata e le condi-
\n
zioni contrattuali del leasing e su altre stime specifiche alla
\n
societ\u00e0 locataria.
\n
L\u2019aspetto che ha richiesto il maggior ricorso al giudizio pro-
\n
fessionale da parte del Gruppo riguarda la determinazione
\n
dell\u2019IBR, per la stima del valore attuale dei pagamenti dovu-
\n
ti per il leasing da corrispondere al locatore.
\n
In tale contesto, l\u2019approccio del Gruppo per la determina-
\n
zione dell\u2019IBR \u00e8 basato sulla valutazione delle tre seguenti
\n
componenti chiave:
\n
\u2022 il tasso privo di rischio, che considera i flussi contrattuali
\n
dei pagamenti per il leasing in valuta, il contesto eco-
\n
nomico al momento della negoziazione del contratto di
\n
leasing e la sua durata;
\n
\u2022 l\u2019aggiustamento per il credit spread, al fine di calcolare
\n
un IBR specifico per il locatario tenendo conto dell\u2019e-
\n
ventuale garanzia della Capogruppo o di altre garanzie
\n
sottostanti;
\n
\u2022 le rettifiche inerenti al contratto di leasing, per riflettere
\n
nel calcolo dell\u2019IBR il fatto che il tasso di attualizzazione
\n
\u00e8 direttamente collegato al tipo di attivit\u00e0 sottostante,
\n
anzich\u00e9 a un tasso di finanziamento marginale generi-
\n
co. In particolare, il rischio di insolvenza per il locatore \u00e8
\n
mitigato dal suo diritto a reclamare l\u2019attivit\u00e0 sottostante.
\n
Per ulteriori dettagli sulle passivit\u00e0 del leasing, si rinvia alla
\n
nota 48 \u201cStrumenti finanziari per categoria\u201d.
\n
Imposte sul reddito
\n
Recupero di imposte anticipate
\n
Al 31 dicembre 2022 il Bilancio consolidato comprende at-
\n
tivit\u00e0 per imposte anticipate, connesse alla rilevazione di
\n
perdite fiscali o di crediti d\u2019imposta utilizzabili in esercizi
\n
successivi e a componenti di reddito a deducibilit\u00e0 tributa-
\n
ria differita, per un importo il cui futuro recupero \u00e8 ritenuto
\n
dagli Amministratori altamente probabile.
\n
La recuperabilit\u00e0 delle suddette imposte anticipate \u00e8 su-
\n
bordinata al conseguimento di redditi imponibili futuri suf-
\n
ficientemente capienti per l\u2019assorbimento delle predette
\n
perdite fiscali e per l\u2019utilizzo dei benef\u00edci delle altre attivit\u00e0
\n
per imposte anticipate.
\n
Significativi giudizi del management sono richiesti per va-
\n
lutare la probabilit\u00e0 della recuperabilit\u00e0 delle imposte anti-
\n
cipate, considerando tutte le evidenze possibili, sia nega-
\n
tive sia positive, e per determinarne l\u2019ammontare che pu\u00f2
\n
essere rilevato in bilancio, in base alla tempistica e all\u2019am-
\n
montare dei redditi imponibili futuri, alle future strategie di
\n
pianificazione fiscale nonch\u00e9 alle aliquote fiscali vigenti al
\n
momento del loro riversamento. Tuttavia, nel momento in
\n
cui si dovesse constatare che il Gruppo non sia in grado di
\n
recuperare negli esercizi futuri la totalit\u00e0 o una parte delle
\n
imposte anticipate rilevate, la conseguente rettifica verr\u00e0
\n
imputata al Conto economico dell\u2019esercizio in cui si verifica
\n
tale circostanza.
\n
La recuperabilit\u00e0 delle attivit\u00e0 per imposte anticipate \u00e8 rie-
\n
saminata a ogni chiusura di periodo; le attivit\u00e0 per imposte
\n
anticipate non rilevate in bilancio sono nuovamente valuta-
\n
te a ogni data di riferimento del bilancio al fine di verificare
\n
le condizioni per la loro rilevazione.
\n

\n\n

\n\n

\n\n
Per ulteriori dettagli sulle imposte anticipate rilevate o non
\n
rilevate, si rinvia alla nota 25 \u201cAttivit\u00e0 per imposte anticipate
\n
e Passivit\u00e0 per imposte differite\u201d.
\n
Giudizi del management
\n
Identificazione delle Cash Generating Units (CGU)
\n
Ai fini della verifica per riduzione di valore, quando non \u00e8
\n
possibile calcolare il valore recuperabile di una singola at-
\n
tivit\u00e0, il Gruppo identifica il pi\u00f9 piccolo gruppo di attivit\u00e0
\n
che genera flussi finanziari in entrata ampiamente indipen-
\n
denti. Una CGU rappresenta il pi\u00f9 piccolo gruppo di attivit\u00e0
\n
che genera flussi finanziari in entrata che sono ampiamen-
\n
te indipendenti da quelli derivanti da altre attivit\u00e0 o gruppi
\n
di attivit\u00e0.
\n
Il processo di individuazione delle predette CGU implica
\n
giudizio da parte del management relativamente alla natu-
\n
ra specifica delle attivit\u00e0 e del business cui esse apparten-
\n
gono (area territoriale, aree di business, normativa di rife-
\n
rimento ecc.), e all\u2019evidenza che i flussi finanziari in entrata
\n
derivanti dal gruppo di attivit\u00e0 siano ampiamente indipen-
\n
denti da quelli derivanti da altre attivit\u00e0 (o gruppi di attivit\u00e0).
\n
Le attivit\u00e0 incluse in ogni CGU sono individuate anche sul-
\n
la base delle modalit\u00e0 attraverso le quali il management le
\n
gestisce e le monitora nell\u2019ambito del modello di business
\n
adottato. In particolare, il numero e il perimetro delle CGU
\n
sono sistematicamente aggiornati per riflettere gli effetti di
\n
nuove operazioni di aggregazione e riorganizzazione rea-
\n
lizzate dal Gruppo, nonch\u00e9 per tener conto di quei fattori
\n
esterni che potrebbero influire sulla capacit\u00e0 da parte delle
\n
attivit\u00e0 di generare flussi finanziari in entrata indipendenti.
\n
In particolare, nel caso in cui talune specifiche e ben indivi-
\n
duate attivit\u00e0 possedute dal Gruppo subiscano sfavorevoli
\n
condizioni economiche oppure operative che ne pregiudi-
\n
cano la capacit\u00e0 di contribuire alla realizzazione di flussi di
\n
cassa, esse possono essere isolate dal resto delle attivit\u00e0
\n
della CGU, soggette ad autonoma analisi di recuperabilit\u00e0
\n
ed eventualmente svalutate.
\n
Le CGU identificate dal management e alle quali \u00e8 stato
\n
allocato l\u2019avviamento iscritto nel presente Bilancio consoli-
\n
dato e i criteri con cui sono state identificate tali CGU sono
\n
riportati nella nota 24 \u201cAvviamento\u201d.
\n
Determinazione della vita utile di attivit\u00e0 non finanziarie
\n
Nel determinare la vita utile di immobili, impianti e macchi-
\n
nari e attivit\u00e0 immateriali aventi vita utile definita, il Gruppo
\n
considera non solo i benef\u00edci economici futuri \u2013 contenuti
\n
nelle attivit\u00e0 \u2013 fruiti tramite il loro utilizzo, ma anche molti
\n
altri fattori, quali il deterioramento fisico, l\u2019obsolescenza del
\n
prodotto o servizio forniti dal bene (per es., tecnica, tecno-
\n
logica o commerciale), restrizioni legali o altri vincoli similari
\n
(per es., sicurezza, ambientali ecc.) nell\u2019utilizzo del bene, se la
\n
vita utile del bene dipende dalla vita utile di altri beni.
\n
Inoltre, nella stima delle vite utili delle attivit\u00e0 interessate,
\n
il Gruppo ha tenuto conto del proprio impegno nell\u2019am-
\n
bito dell\u2019Accordo di Parigi. Per maggiori dettagli su tale
\n
aspetto, si rimanda alla nota 19 \u201cImmobili, impianti e mac-
\n
chinari\u201d.
\n
Valutazione dell\u2019esistenza dei requisiti del controllo
\n
Secondo le previsioni dell\u2019IFRS 10, il controllo \u00e8 ottenuto
\n
quando il Gruppo \u00e8 esposto a rendimenti variabili, o de-
\n
tiene diritti su tali rendimenti, derivanti dal rapporto con
\n
la societ\u00e0 partecipata e ha la capacit\u00e0 di incidere su tali
\n
rendimenti, attraverso l\u2019esercizio del proprio potere sulla
\n
societ\u00e0 partecipata. Il potere \u00e8 definito come la capacit\u00e0
\n
attuale di dirigere le attivit\u00e0 rilevanti della societ\u00e0 parteci-
\n
pata in virt\u00f9 di diritti sostanziali esistenti.
\n
L\u2019esistenza del controllo non dipende esclusivamente dal
\n
possesso della maggioranza dei diritti di voto, ma, piutto-
\n
sto, dai diritti sostanziali di ciascun investitore sulla societ\u00e0
\n
partecipata. Conseguentemente, \u00e8 richiesto il giudizio del
\n
management per valutare specifiche situazioni che deter-
\n
minino diritti sostanziali che attribuiscono al Gruppo il po-
\n
tere di dirigere le attivit\u00e0 rilevanti della societ\u00e0 partecipata
\n
in modo da influenzarne i rendimenti.
\n
Ai fini dell\u2019assessment sul requisito del controllo, il mana-
\n
gement analizza tutti i fatti e le circostanze, inclusi even-
\n
tuali accordi con gli altri investitori, i diritti derivanti da altri
\n
accordi contrattuali e i diritti di voto potenziali (call option,
\n
warrant, put option assegnate ad azionisti minoritari ecc.).
\n
Tali altri fatti e circostanze possono risultare particolar-
\n
mente rilevanti nell\u2019ambito di tale valutazione soprattutto
\n
nei casi in cui il Gruppo detiene meno della maggioranza
\n
dei diritti di voto, o diritti similari, della societ\u00e0 partecipata.
\n
Inoltre, anche se detiene pi\u00f9 della met\u00e0 dei diritti di voto
\n
di un\u2019altra societ\u00e0, il Gruppo considera tutti i fatti e le cir-
\n
costanze rilevanti nel valutare se controlla la societ\u00e0 par-
\n
tecipata.
\n
Il Gruppo riesamina l\u2019esistenza delle condizioni di controllo
\n
su una societ\u00e0 partecipata quando i fatti e le circostanze
\n
indichino che ci sia stata una variazione di uno o pi\u00f9 ele-
\n
menti considerati per la verifica dell\u2019esistenza del controllo.
\n
Come riportato nel Bilancio consolidato di Enel, il Gruppo
\n
Enel, al 31 dicembre 2022, detiene partecipazioni minori in
\n
Enel Green Power Rus LLC ed Enel X Rus LLC.
\n
A seguito del conflitto ucraino sono state adottate o pro-
\n
mosse alcune misure che hanno comportato la cessa-
\n
zione della direzione e coordinamento del Gruppo Enel
\n
con riferimento alle societ\u00e0 russe in cui il Gruppo detiene
\n
partecipazioni, tra cui: (i) le dimissioni di tutti gli ammini-
\n
stratori non indipendenti e di tutti i manager di nazionalit\u00e0
\n
non russa; (ii) la cessazione dei contratti infragruppo; (iii) la
\n
modifica della struttura organizzativa del Gruppo Enel al
\n
fine di interrompere il riporto gerarchico delle funzioni di
\n
staff o di business verso Enel.
\n

\n\n

\n\n

\n\n
Al 31 dicembre 2022 il Gruppo Enel continua a mantenere
\n
il controllo da un punto di vista contabile sulle societ\u00e0, in
\n
conformit\u00e0 all\u2019\u201cIFRS 10 - Bilancio Consolidato\u201d.
\n
Valutazione dell\u2019esistenza del controllo congiunto e del
\n
tipo di accordo a controllo congiunto
\n
Secondo l\u2019IFRS 11, un accordo a controllo congiunto \u00e8 un
\n
accordo nel quale due o pi\u00f9 parti detengono il controllo
\n
congiunto. Si ha il controllo congiunto unicamente quan-
\n
do per le decisioni relative alle attivit\u00e0 rilevanti \u00e8 richiesto
\n
il consenso unanime delle parti che condividono il con-
\n
trollo.
\n
Un accordo a controllo congiunto si pu\u00f2 configurare
\n
come una joint venture o una joint operation. Una joint
\n
venture \u00e8 un accordo a controllo congiunto nel quale le
\n
parti che detengono il controllo congiunto vantano di-
\n
ritti sulle attivit\u00e0 nette dell\u2019accordo. Per contro, una joint
\n
operation \u00e8 un accordo a controllo congiunto nel quale
\n
le parti che detengono il controllo congiunto hanno diritti
\n
sulle attivit\u00e0 e obbligazioni per le passivit\u00e0 relative all\u2019ac-
\n
cordo.
\n
Al fine di determinare l\u2019esistenza del controllo congiunto
\n
e il tipo di accordo a controllo congiunto, \u00e8 richiesto il
\n
giudizio del management, che deve valutare i diritti e gli
\n
obblighi derivanti dall\u2019accordo. A tal fine il management
\n
considera la struttura e la forma legale dell\u2019accordo, i ter-
\n
mini concordati tra le parti nell\u2019accordo contrattuale e,
\n
quando rilevanti, altri fatti e circostanze.
\n
A seguito di tale analisi il Gruppo ha considerato come
\n
joint operation gli accordi per la partecipazione in Asocia-
\n
ci\u00f3n Nuclear Asc\u00f3-Vandell\u00f3s II.
\n
Il Gruppo riesamina l\u2019esistenza del controllo congiunto
\n
quando i fatti e le circostanze indicano che c\u2019\u00e8 stata una
\n
variazione di uno o pi\u00f9 elementi considerati per la verifica
\n
dell\u2019esistenza del controllo congiunto e del tipo di accor-
\n
do a controllo congiunto.
\n
A seguito del conflitto ucraino sono state adottate o
\n
promosse alcune misure che hanno comportato la ces-
\n
sazione della gestione del Gruppo Enel con riferimento
\n
a Rusenergosbyt LLC (partecipata dal Gruppo), tra cui le
\n
dimissioni di tutti gli amministratori non indipendenti e di
\n
tutti i manager di nazionalit\u00e0 non russa e l\u2019interruzione dei
\n
flussi informativi delle funzioni di staff o di business verso
\n
Enel.
\n
Al 31 dicembre 2022 il Gruppo Enel continua a mantenere
\n
il controllo congiunto da un punto di vista contabile sul-
\n
la societ\u00e0, in conformit\u00e0 all\u2019\u201cIFRS 11 - Accordi a controllo
\n
congiunto\u201d.
\n
Per ulteriori dettagli sulle partecipazioni del Gruppo in
\n
joint venture, si rinvia alla nota 26 \u201cPartecipazioni valutate
\n
con il metodo del patrimonio netto\u201d.
\n
Valutazione dell\u2019esistenza dell\u2019influenza notevole su una
\n
societ\u00e0 collegata
\n
Le societ\u00e0 collegate sono quelle in cui il Gruppo eserci-
\n
ta un\u2019influenza notevole, ossia il potere di partecipare alla
\n
determinazione delle decisioni circa le politiche finanzia-
\n
rie e gestionali della societ\u00e0 partecipata senza esercitare
\n
il controllo o il controllo congiunto su queste politiche. In
\n
linea generale, si presume che il Gruppo abbia un\u2019influenza
\n
notevole quando lo stesso detiene una partecipazione di
\n
almeno il 20%.
\n
Al fine di determinare l\u2019esistenza dell\u2019influenza notevole \u00e8
\n
richiesto il giudizio del management che deve valutare tutti
\n
i fatti e le circostanze.
\n
Il Gruppo riesamina l\u2019esistenza dell\u2019influenza notevole
\n
quando i fatti e le circostanze indicano che c\u2019\u00e8 stata una
\n
variazione di uno o pi\u00f9 elementi considerati per la verifica
\n
dell\u2019esistenza di tale influenza notevole.
\n
Per ulteriori dettagli sulle partecipazioni del Gruppo in so-
\n
ciet\u00e0 collegate, si rinvia alla nota 26 \u201cPartecipazioni valutate
\n
con il metodo del patrimonio netto\u201d.
\n
Applicazione dell\u2019\u201cIFRIC 12 - Accordi per servizi in
\n
concessione\u201d alle concessioni
\n
L\u2019IFRIC 12 si applica agli accordi per servizi in concessione
\n
da \u201cpubblico a privato\u201d, i quali possono essere definiti come
\n
contratti che obbligano un concessionario a fornire servizi
\n
pubblici, ossia a dare accesso ai principali servizi economi-
\n
ci e sociali, per un determinato periodo di tempo per conto
\n
dell\u2019Autorit\u00e0 pubblica (ossia, il concedente). In questi contrat-
\n
ti, il concedente trasferisce al concessionario il diritto di ge-
\n
stire le infrastrutture utilizzate per fornire tali servizi pubblici.
\n
In particolare, l\u2019IFRIC 12 fornisce linee guida per la rilevazio-
\n
ne contabile, da parte del concessionario, degli accordi per
\n
servizi in concessione da \u201cpubblico a privato\u201d se:
\n
\u2022 il concedente controlla o regolamenta quali servizi il
\n
concessionario deve fornire con l\u2019infrastruttura, a chi li
\n
deve fornire e a quale prezzo; e
\n
\u2022 il concedente controlla, tramite la propriet\u00e0, titolo a be-
\n
nef\u00edci o in un altro modo, qualsiasi interessenza residua
\n
significativa nell\u2019infrastruttura alla scadenza dell\u2019accordo.
\n
Al fine di valutare l\u2019applicabilit\u00e0 di tali disposizioni per il Grup-
\n
po in qualit\u00e0 di concessionario, il management ha provvedu-
\n
to a effettuare un\u2019attenta analisi delle concessioni esistenti.
\n
Sulla base di tali analisi, l\u2019IFRIC 12 \u00e8 risultato applicabile ad
\n
alcune infrastrutture utilizzate in accordi per servizi in con-
\n
cessione da parte di talune societ\u00e0 operanti principalmente
\n
in Brasile.
\n
Per ulteriori dettagli sulle infrastrutture utilizzate negli ac-
\n
cordi per servizi in concessione rientranti nell\u2019ambito di ap-
\n
plicazione dell\u2019IFRIC 12, si rinvia alla nota 20 \u201cInfrastrutture
\n
comprese nell\u2019\u2019IFRIC 12 - Accordi per servizi in concessio-
\n
ne\u2019\u201c.
\n

\n\n

\n\n

\n\n

\n
Ricavi provenienti da contratti con clienti
\n
L\u2019applicazione dell\u2019IFRS 15 ha richiesto al Gruppo i seguenti
\n
giudizi professionali (per ulteriori dettagli riguardo agli ef-
\n
fetti pi\u00f9 significativi sui ricavi del Gruppo, si rimanda alla
\n
nota 11.a \u201cRicavi delle vendite e delle prestazioni\u201d).
\n
Il Gruppo analizza con cura le condizioni e termini contrat-
\n
tuali a livello di giurisdizione locale al fine di determinare se
\n
un contratto esiste e se crea diritti e obbligazioni esigibili,
\n
cos\u00ec da applicare l\u2019IFRS 15 solo a tali contratti.
\n
Qualora un contratto preveda una molteplicit\u00e0 di beni e
\n
servizi promessi, il Gruppo valuta se questi devono essere
\n
rilevati separatamente o congiuntamente, considerando
\n
sia le caratteristiche individuali dei beni/servizi, sia la natu-
\n
ra della promessa nel contesto contrattuale, anche tenu-
\n
to conto di tutti i fatti e le circostanze relative al contratto
\n
specifico nel relativo contesto legale e regolamentare.
\n
Per valutare quando un\u2019obbligazione di fare \u00e8 soddisfatta, il
\n
Gruppo valuta il momento in cui il controllo dei beni o ser-
\n
vizi \u00e8 trasferito al cliente, considerato principalmente dal
\n
punto di vista del cliente stesso.
\n
Per ogni obbligazione di fare, e in relazione alla tipologia di
\n
transazione:
\n
\u2022 il ricavo viene rilevato nel corso del tempo sulla base dei
\n
progressi verso il completo adempimento dell\u2019obbliga-
\n
zione di fare, se la stessa \u00e8 adempiuta nel corso del tem-
\n
po, come nel caso della prestazione dei servizi. La misu-
\n
razione dei progressi verso l\u2019adempimento di un\u2019obbli-
\n
gazione di fare viene effettuata, in maniera consistente
\n
per obbligazioni di fare e circostanze similari, utilizzando
\n
un metodo basato sugli \u201coutput\u201d oppure sugli \u201cinput\u201d. In
\n
particolare, il metodo del costo sostenuto (cost-to-cost
\n
method) \u00e8 considerato adeguato, tranne nei casi in cui
\n
un\u2019analisi specifica del contratto suggerisca l\u2019uso di un
\n
metodo pi\u00f9 appropriato. Nel caso in cui non sia in grado
\n
di valutare ragionevolmente i progressi verso l\u2019adempi-
\n
mento dell\u2019obbligazione di fare, il Gruppo rileva i ricavi
\n
solo nella misura dei costi sostenuti che sono conside-
\n
rati recuperabili;
\n
\u2022 se invece l\u2019obbligazione di fare \u00e8 adempiuta in un deter-
\n
minato momento, come nel caso della fornitura di beni,
\n
il ricavo \u00e8 riconosciuto nel momento in cui il cliente ot-
\n
tiene il controllo dell\u2019attivit\u00e0 promessa, considerando, nel
\n
complesso, tutti gli indicatori rilevanti.
\n
Per determinare se un contratto comprende un corrispet-
\n
tivo variabile (ovvero, un corrispettivo che pu\u00f2 variare o di-
\n
pende dal verificarsi o meno di un evento futuro), il Gruppo
\n
fa riferimento a tutti i fatti e circostanze applicabili. Nella
\n
stima del corrispettivo variabile, il Gruppo utilizza il metodo
\n
che consente di prevedere meglio l\u2019importo del corrispet-
\n
tivo al quale avr\u00e0 diritto, applicandolo in modo uniforme
\n
per tutta la durata del contratto e a contratti simili, anche
\n
utilizzando tutte le informazioni a sua disposizione, e ag-
\n
giornando tale stima fino a che non sia risolta l\u2019incertezza.
\n
Il Gruppo include i corrispettivi variabili stimati nel prezzo
\n
dell\u2019operazione solo nella misura in cui \u00e8 altamente proba-
\n
bile che quando successivamente sar\u00e0 risolta l\u2019incertezza
\n
associata al corrispettivo variabile non si verifichi un signi-
\n
ficativo aggiustamento al ribasso dell\u2019importo dei ricavi cu-
\n
mulati rilevati.
\n
Il Gruppo considera di agire in qualit\u00e0 di \u201cagent\u201d in taluni
\n
contratti in cui non ha la responsabilit\u00e0 principale per l\u2019a-
\n
dempimento del contratto e pertanto non controlla i beni e
\n
servizi prima del loro trasferimento ai clienti. Per esempio,
\n
il Gruppo agisce in qualit\u00e0 di \u201cagent\u201d in taluni contratti re-
\n
lativi a servizi di connessione alla rete dell\u2019energia elettrica/
\n
gas e ad altre attivit\u00e0 collegate in funzione dell\u2019assetto re-
\n
golamentare o normativo locale.
\n
Nei contratti che prevedono pi\u00f9 di un\u2019obbligazione di fare
\n
(per es., contratti di vendita \u201cbundled\u201d), in generale il Grup-
\n
po ripartisce il prezzo dell\u2019operazione fra le diverse ob-
\n
bligazioni di fare in proporzione al prezzo di vendita a s\u00e9
\n
stante dei beni o servizi distinti inclusi in ciascuna obbli-
\n
gazione di fare. Il Gruppo determina i prezzi di vendita a
\n
s\u00e9 stanti tenendo conto di tutte le informazioni e usando
\n
i prezzi osservabili quando sono disponibili sul mercato o,
\n
in mancanza di ci\u00f2, avvalendosi di un metodo di stima che
\n
massimizza l\u2019utilizzo di input osservabili e applicandolo in
\n
modo uniforme in circostanze analoghe.
\n
Se il Gruppo valuta che un contratto comprende un\u2019op-
\n
zione per beni o servizi aggiuntivi (per es., programmi di
\n
fidelizzazione della clientela od opzioni di rinnovo) che ri-
\n
conosce al cliente un diritto significativo, il prezzo dell\u2019ope-
\n
razione \u00e8 allocato a tale opzione considerando che questa
\n
rappresenti un\u2019obbligazione di fare aggiuntiva.
\n\n
Il Gruppo valuta la recuperabilit\u00e0 dei costi incrementali per
\n
l\u2019ottenimento di un contratto sia a livello di singolo contrat-
\n
to sia per gruppo di contratti, se tali costi sono associati a
\n
un gruppo di contratti.
\n
Il Gruppo supporta la recuperabilit\u00e0 di tali costi in base alla
\n
propria esperienza con altre operazioni simili e valutando
\n
fattori diversi, tra cui potenziali rinnovi, modifiche e con-
\n
tratti successivi con lo stesso cliente.
\n
Il Gruppo ammortizza tali costi sulla durata media del rap-
\n
porto con il cliente. Al fine di determinare tale periodo at-
\n
teso di ottenimento di benef\u00edci derivanti dal contratto, il
\n
Gruppo si avvale della sua esperienza pregressa (per es.,
\n
il \u201ctasso di abbandono\u201d), di indicazioni previsionali desumi-
\n
bili da contratti simili e di informazioni disponibili sull\u2019anda-
\n
mento del mercato.
\n

\n\n

\n\n

\n\n

\n\n
Power Purchase Agreement
\n
I Power Purchase Agreement (PPA), che prevedono la con-
\n
segna fisica dell\u2019energia e che non rispettano i requisi-
\n
ti dell\u2019IFRS 10 per l\u2019esistenza del controllo o del controllo
\n
congiunto su una societ\u00e0 o su un asset e dell\u2019IFRS 16 per la
\n
rilevazione di un leasing, ma che rispettano la definizione di
\n
derivato dell\u2019IFRS 9, sono contabilizzati in base alle regole
\n
dell\u2019own use exemption quando le relative condizioni sono
\n
soddisfatte.
\n
Con riferimento ai Virtual PPA che rispettano la definizione
\n
di derivato ai sensi dell\u2019IFRS 9 si rinvia alla nota 51 \u201cDerivati
\n
ed hedge accounting\u201d.
\n
Classificazione e valutazione delle attivit\u00e0 finanziarie
\n
Alla data di rilevazione iniziale, al fine di classificare le attivit\u00e0
\n
finanziarie, come attivit\u00e0 finanziarie al costo ammortizzato,
\n
al fair value rilevato tra le altre componenti di Conto eco-
\n
nomico complessivo e al fair value rilevato a Conto econo-
\n
mico, il management valuta le caratteristiche contrattuali
\n
dei flussi di cassa dello strumento unitamente al modello
\n
di business adottato per gestire le attivit\u00e0 finanziarie al fine
\n
di generare flussi di cassa.
\n
Per valutare le caratteristiche dei flussi di cassa contrat-
\n
tuali dello strumento, il management effettua l\u2019\u201cSPPI test\u201d
\n
a livello di singolo strumento per determinare se lo stesso
\n
generi flussi di cassa che rappresentano solamente paga-
\n
mento di capitale e interessi, effettuando specifiche valu-
\n
tazioni sulle clausole contrattuali degli strumenti finanziari
\n
cos\u00ec come analisi quantitative qualora necessarie.
\n
Il modello di business determina se i flussi di cassa deri-
\n
veranno dall\u2019incasso degli stessi in base al contratto, dalla
\n
vendita delle attivit\u00e0 finanziarie o da entrambi.
\n
Per maggiori dettagli, si rinvia alla nota 48 \u201cStrumenti fi-
\n
nanziari per categoria\u201d.
\n
Hedge accounting
\n
L\u2019hedge accounting \u00e8 applicato ai derivati al fine di riflette-
\n
re in bilancio gli effetti delle strategie di risk management.
\n
A tale scopo, il Gruppo documenta all\u2019inception della tran-
\n
sazione la relazione tra lo strumento di copertura e l\u2019ele-
\n
mento coperto, cos\u00ec come gli obiettivi e la strategia di risk
\n
management. Inoltre, il Gruppo valuta, sia all\u2019inception della
\n
relazione sia su base sistematica, se gli strumenti di coper-
\n
tura sono altamente efficaci nel compensare le variazioni
\n
nel fair value o nei flussi di cassa degli elementi coperti.
\n
Sulla base del giudizio degli Amministratori, la valutazione
\n
dell\u2019efficacia basata sull\u2019esistenza di una relazione econo-
\n
mica tra gli strumenti di copertura e gli elementi coperti, la
\n
dominanza del rischio di credito nelle variazioni di valore
\n
e l\u2019hedge ratio, cos\u00ec come la misurazione dell\u2019inefficacia,
\n
sono valutate mediante un assessment qualitativo o un
\n
calcolo quantitativo, a seconda degli specifici fatti e circo-
\n
stanze e delle caratteristiche degli strumenti di copertura
\n
e degli elementi coperti.
\n
In relazione alle coperture dei flussi di cassa di transazio-
\n
ni future, il management valuta e documenta che le stesse
\n
sono altamente probabili e presentano una esposizione alle
\n
variazioni dei flussi di cassa che impatta il Conto economico.
\n
Per maggiori dettagli circa le assunzioni chiave sulla valuta-
\n
zione dell\u2019efficacia e la misurazione dell\u2019inefficacia, si rinvia alla
\n
nota 51.1 \u201cDerivati designati come strumenti di copertura\u201d.
\n
Leasing
\n
Considerata la complessit\u00e0 richiesta per la valutazione dei
\n
contratti di leasing, unita alla loro durata a lungo termine,
\n
l\u2019applicazione dell\u2019IFRS 16 impone un significativo ricorso al
\n
giudizio professionale. In particolare, ci\u00f2 \u00e8 stato necessario
\n
per:
\n
\u2022 applicare la definizione di leasing a fattispecie tipiche dei
\n
settori in cui opera il Gruppo;
\n
\u2022 identificare la componente di servizio nell\u2019ambito dei con-
\n
tratti di leasing;
\n
\u2022 valutare eventuali opzioni di rinnovo e di risoluzione pre-
\n
viste nei contratti al fine di determinare la durata dei con-
\n
tratti, esaminando congiuntamente la probabilit\u00e0 di eser-
\n
cizio di tali opzioni e qualsiasi significativa miglioria sulle
\n
attivit\u00e0 sottostanti, anche in considerazione delle recenti
\n
interpretazioni dell\u2019IFRS Interpretation Committee;
\n
\u2022 identificare eventuali pagamenti variabili che dipendono
\n
da indici o tassi per determinare se le variazioni di questi
\n
ultimi possano avere un impatto sui futuri pagamenti per
\n
il leasing nonch\u00e9 sull\u2019ammontare dell\u2019attivit\u00e0 consistente
\n
nel diritto di utilizzo;
\n
\u2022 stimare il tasso di attualizzazione per calcolare il valore
\n
attuale dei pagamenti dovuti per il leasing; per ulteriori
\n
dettagli sulle ipotesi usate per la stima di questo tasso si
\n
rinvia al sottoparagrafo \u201cUso di stime\u201d.
\n
Per maggiori dettagli riguardo i contratti di leasing, si rinvia
\n
alla nota 21 \u201cLeasing\u201d.
\n
Incertezza sui trattamenti ai fini dell\u2019imposta sul reddito
\n
Il Gruppo determina se prendere in considerazione ciascun
\n
trattamento fiscale incerto separatamente o congiuntamen-
\n
te a uno o pi\u00f9 trattamenti fiscali incerti, nonch\u00e9 se riporta-
\n
re l\u2019effetto dell\u2019incertezza usando il metodo dell\u2019importo pi\u00f9
\n
probabile o il metodo del valore atteso, scegliendo quello
\n
che, secondo le sue proiezioni, meglio prevede la soluzione
\n
dell\u2019incertezza, tenuto conto delle normative fiscali locali.
\n
Il Gruppo effettua un significativo ricorso al giudizio pro-
\n
fessionale nell\u2019identificare le incertezze sui trattamenti ai
\n
fini delle imposte sul reddito e riesamina i giudizi e le stime
\n
effettuate in presenza di un cambiamento dei fatti e delle
\n
circostanze che potrebbe modificare la conclusione sull\u2019ac-
\n
cettabilit\u00e0 di un determinato trattamento fiscale oppure sul-
\n
la stima degli effetti dell\u2019incertezza, o entrambi.
\n
Per ulteriori dettagli circa le imposte sul reddito, si rinvia alla
\n
nota 17 \u201cImposte\u201d.
\n

\n\n

\n\n

\n\n

\n

\n

\n

\n
2.2 Princ\u00edpi contabili significativi
\n\n
Parti correlate
\n
Per parti correlate si intendono principalmente quelle che
\n
condividono con Enel SpA il medesimo soggetto control-
\n
lante, le societ\u00e0 che direttamente o indirettamente sono
\n
controllate da Enel SpA, le societ\u00e0 collegate o joint ven-
\n
ture (comprese le loro controllate) di Enel SpA, o le societ\u00e0
\n
collegate o joint venture (comprese le loro controllate) di
\n
qualsiasi societ\u00e0 del Gruppo. Nella definizione di parti cor-
\n
relate rientrano, inoltre, quelle entit\u00e0 che gestiscono piani
\n
di benef\u00edci post-pensionistici per i dipendenti di Enel SpA
\n
o di sue societ\u00e0 correlate (nello specifico, i fondi pensio-
\n
ne FOPEN e FONDENEL), nonch\u00e9 i Sindaci e i loro stretti
\n
familiari, i dirigenti con responsabilit\u00e0 strategiche e i loro
\n
stretti familiari, di Enel SpA e di societ\u00e0 da questa control-
\n
late. I dirigenti con responsabilit\u00e0 strategiche sono coloro
\n
che hanno il potere e la responsabilit\u00e0, diretta o indiretta,
\n
della pianificazione, della direzione, del controllo delle atti-
\n
vit\u00e0 della Societ\u00e0 e comprendono i relativi Amministratori
\n
(esecutivi o meno).
\n

\n\n\n
Societ\u00e0 controllate
\n
Le societ\u00e0 controllate sono le societ\u00e0 su cui il Gruppo
\n
detiene il controllo. Il Gruppo controlla una societ\u00e0, indi-
\n
pendentemente dalla natura della loro relazione formale,
\n
quando \u00e8 esposto a rendimenti variabili, o detiene diritti su
\n
tali rendimenti, derivanti dal proprio rapporto con la stessa
\n
e ha la capacit\u00e0 di incidere su tali rendimenti, esercitando il
\n
proprio potere su tale societ\u00e0.
\n
I valori delle societ\u00e0 controllate sono consolidati integral-
\n
mente linea per linea nei conti consolidati a partire dalla
\n
data in cui il Gruppo ne acquisisce il controllo e sino alla
\n
data in cui tale controllo cessa di esistere.
\n

\n\n\n

\n
Procedure di consolidamento
\n
I bilanci delle societ\u00e0 controllate utilizzati ai fini della pre-
\n
disposizione del Bilancio consolidato al 31 dicembre 2022
\n
sono elaborati in accordo con i princ\u00edpi contabili adottati
\n
dal Gruppo.
\n
Se una societ\u00e0 controllata utilizza princ\u00edpi contabili diversi
\n
da quelli adottati nella predisposizione del Bilancio con-
\n
solidato per operazioni e fatti simili in circostanze similari,
\n
vengono effettuate opportune rettifiche per garantire la
\n
conformit\u00e0 ai princ\u00edpi contabili di Gruppo.
\n
Le attivit\u00e0, le passivit\u00e0, i proventi e i costi di societ\u00e0 control-
\n
late acquisite o dismesse durante l\u2019esercizio sono inclusi o
\n
esclusi dal Bilancio consolidato, rispettivamente, dalla data
\n
in cui il Gruppo ottiene o perde il controllo della societ\u00e0
\n
controllata.
\n\n
Il risultato dell\u2019esercizio e le altre componenti di Conto
\n
economico complessivo sono attribuiti agli azionisti della
\n
Capogruppo e ai terzi anche se i risultati attribuiti a questi
\n
ultimi presentano una perdita.
\n
Le attivit\u00e0, le passivit\u00e0, gli elementi del patrimonio netto, gli
\n
utili, le perdite e i flussi di cassa relativi a transazioni infra-
\n
gruppo sono completamente eliminati.
\n
Le variazioni nella quota di possesso in partecipazioni in
\n
societ\u00e0 controllate che non implicano la perdita del con-
\n
trollo sono rilevate come operazioni sul capitale rettifican-
\n
do la quota attribuibile agli azionisti della Capogruppo e
\n
quella ai terzi per riflettere le variazioni nelle loro relative
\n
quote di possesso. L\u2019eventuale differenza tra l\u2019ammontare
\n
al quale vengono rettificate le partecipazioni di minoranza
\n
e il fair value del corrispettivo pagato o ricevuto viene rile-
\n
vata direttamente nel patrimonio netto consolidato.
\n

\n

\n\n
Quando il Gruppo perde il controllo su una societ\u00e0 control-
\n
lata, l\u2019eventuale partecipazione residua nella societ\u00e0 pre-
\n
cedentemente controllata viene rimisurata al fair value alla
\n
data in cui si perde il controllo, rilevando l\u2019eventuale utile o
\n
perdita derivante dalla perdita del controllo a Conto eco-
\n
nomico. Inoltre, la quota delle OCI riferita alla controllata di
\n
cui si perde il controllo \u00e8 trattata contabilmente come se il
\n
Gruppo avesse direttamente dismesso le relative attivit\u00e0 o
\n
passivit\u00e0.
\n

\n

\n\n\n

\n\n

\n\n
Partecipazioni in societ\u00e0 collegate e joint
\n
arrangement
\n
Le societ\u00e0 collegate sono quelle in cui il Gruppo esercita
\n
un\u2019influenza notevole, ossia il potere di partecipare alla de-
\n
terminazione delle decisioni circa le politiche finanziarie e
\n
gestionali della societ\u00e0 partecipata senza esercitare il con-
\n
trollo o il controllo congiunto su queste politiche.
\n
Una joint venture \u00e8 un accordo a controllo congiunto nel
\n
quale il Gruppo detiene il controllo congiunto e vanta di-
\n
ritti sulle attivit\u00e0 nette dell\u2019accordo. Per controllo congiunto
\n
si intende la condivisione del controllo di un accordo, che
\n
esiste unicamente quando per le decisioni riguardanti le
\n
attivit\u00e0 rilevanti \u00e8 richiesto il consenso unanime di tutte le
\n
parti che condividono il controllo.
\n
Le partecipazioni in societ\u00e0 collegate e in joint venture
\n
sono contabilizzate con il metodo del patrimonio netto
\n
(equity method).
\n
Con l\u2019applicazione del metodo del patrimonio netto, tali
\n
partecipazioni sono rilevate inizialmente al costo allocan-
\n
do nel valore contabile delle stesse l\u2019eventuale avviamento
\n
emergente dalla differenza tra il costo della partecipazione
\n
e la quota di interessenza del Gruppo nel fair value netto
\n
delle attivit\u00e0 e delle passivit\u00e0 identificabili della societ\u00e0 par-
\n
tecipata alla data di acquisizione.
\n
Successivamente alla data di acquisizione, il valore conta-
\n
bile della partecipazione \u00e8 rettificato per rilevare la quota
\n
di pertinenza del Gruppo dell\u2019utile (perdita) della societ\u00e0
\n
collegata o joint venture con effetto sul Conto economico
\n
del Gruppo. Rettifiche del valore contabile possono essere
\n
necessarie anche a seguito di variazioni della quota di per-
\n
tinenza del Gruppo nella societ\u00e0 collegata o joint venture,
\n
derivanti da variazioni nelle voci del prospetto delle altre
\n

\n\n

\n\n

\n\n

\n\n

\n\n

\n\n

\n

\n

\n\n

\n\n

\n\n

\n
componenti di Conto economico complessivo della parte-
\n
cipata. La quota di pertinenza del Gruppo di tali variazioni \u00e8
\n
rilevata tra le altre componenti di Conto economico com-
\n
plessivo del Gruppo.
\n
I dividendi ricevuti da partecipazioni in societ\u00e0 collegate e
\n
joint venture sono contabilizzati a rettifica del valore con-
\n
tabile della partecipazione.
\n
Gli utili e le perdite derivanti da transazioni tra il Gruppo e
\n
una societ\u00e0 collegata o joint venture sono rilevati nel Bilan-
\n
cio consolidato soltanto limitatamente alla quota d\u2019interes-
\n
senza di terzi nella collegata o nella joint venture.
\n
I bilanci delle societ\u00e0 collegate e delle joint venture sono
\n
preparati per lo stesso periodo contabile del Gruppo, ap-
\n
portando, se necessario, le eventuali rettifiche per garanti-
\n
re la conformit\u00e0 ai princ\u00edpi contabili di Gruppo.
\n
Successivamente all\u2019applicazione del metodo del patrimo-
\n
nio netto, il Gruppo valuta se \u00e8 necessario rilevare un im-
\n
pairment relativo alla partecipazione nella societ\u00e0 collegata
\n
o joint venture. Se vi \u00e8 una evidenza obiettiva di riduzione di
\n
valore, l\u2019intero valore contabile della partecipazione \u00e8 sot-
\n
toposto a verifica per riduzione di valore in conformit\u00e0 allo
\n
IAS 36 come un\u2019unica attivit\u00e0. Per maggiori dettagli circa
\n
l\u2019impairment, si rinvia al paragrafo \u201cImpairment delle attivi-
\n
t\u00e0 non finanziarie\u201d all\u2019interno della nota 2.1 \u201cUso di stime e
\n
giudizi del management\u201d.
\n\n
Quando un\u2019interessenza partecipativa cessa di essere una
\n
societ\u00e0 collegata o una joint venture, il Gruppo rileva l\u2019e-
\n
ventuale partecipazione residua nella societ\u00e0 al fair value
\n
(con contropartita il Conto economico); tutti gli importi
\n
precedentemente rilevati nelle OCI relativi a tali investi-
\n
menti sono contabilizzati come se le partecipate avessero
\n
direttamente dismesso le relative attivit\u00e0 o passivit\u00e0.
\n

\n\n
In caso di riduzione di una quota di partecipazione in una
\n
societ\u00e0 collegata o joint venture che non implica la perdita
\n
di influenza notevole o del controllo congiunto, il Gruppo
\n
continua ad applicare il metodo del patrimonio netto e la
\n
quota degli utili e delle perdite precedentemente rilevati
\n
nell\u2019ambito delle OCI, relativa a tale riduzione, \u00e8 contabi-
\n
lizzata come se il Gruppo avesse direttamente dismesso le
\n
relative attivit\u00e0 o passivit\u00e0.
\n
Quando una quota di una partecipazione in societ\u00e0 colle-
\n
gate o joint venture soddisfa le condizioni per essere clas-
\n
sificata come detenuta per la vendita, la parte residua di
\n
tale partecipazione che non \u00e8 stata classificata come pos-
\n
seduta per la vendita \u00e8 contabilizzata con il metodo del pa-
\n
trimonio netto fino alla dismissione della parte classificata
\n
come posseduta per la vendita.
\n
Una joint operation \u00e8 un accordo a controllo congiunto nel
\n
quale il Gruppo, che detiene il controllo congiunto, ha diritti
\n
sulle attivit\u00e0 e obbligazioni per le passivit\u00e0 relative all\u2019ac-
\n
cordo. Per ogni joint operation il Gruppo rileva attivit\u00e0, pas-
\n
sivit\u00e0, costi e ricavi sulla base dei termini dell\u2019accordo e non
\n
in base all\u2019interessenza partecipativa detenuta.
\n
Nel caso in cui vi sia un incremento dell\u2019interessenza in
\n
un\u2019attivit\u00e0 a controllo congiunto, che soddisfa la definizione
\n
di attivit\u00e0 aziendale:
\n
\u2022 se il Gruppo acquisisce il controllo, e aveva diritti sulle
\n
attivit\u00e0 e obbligazioni per le passivit\u00e0 relative all\u2019attivi-
\n
t\u00e0 a controllo congiunto immediatamente prima della
\n
data di acquisizione, allora l\u2019operazione rappresen-
\n
ta un\u2019aggregazione aziendale realizzata in pi\u00f9 fasi. Di
\n
conseguenza, il Gruppo applica i requisiti previsti per
\n
un\u2019aggregazione aziendale realizzata in pi\u00f9 fasi, inclu-
\n
so il ricalcolo dell\u2019interessenza che deteneva in prece-
\n
denza nell\u2019attivit\u00e0 a controllo congiunto al fair value alla
\n
data di acquisizione;
\n
\u2022 se il Gruppo ottiene il controllo congiunto (ossia, aveva
\n
gi\u00e0 una interessenza in un\u2019attivit\u00e0 a controllo congiunto
\n
senza detenerne il controllo congiunto), l\u2019interessenza
\n
precedentemente detenuta nell\u2019attivit\u00e0 a controllo con-
\n
giunto non deve essere rimisurata.
\n
Per ulteriori dettagli sulle partecipazioni del Gruppo in so-
\n
ciet\u00e0 collegate e joint venture, si rinvia alla nota 26 \u201cParteci-
\n
pazioni valutate con il metodo del patrimonio netto\u201d.
\n

\n

\n\n

\n

\n\n

\n

\n\n\n
Conversione delle poste in valuta
\n
Le transazioni in valute diverse dalla valuta funzionale sono
\n
contabilizzate, al momento della rilevazione iniziale, al tas-
\n
so di cambio a pronti in essere alla data dell\u2019operazione.
\n
Successivamente, le attivit\u00e0 e le passivit\u00e0 monetarie deno-
\n
minate in valuta diversa dalla valuta funzionale sono con-
\n
vertite usando il tasso di cambio di chiusura (ossia, il tasso
\n
di cambio a pronti alla data di riferimento del bilancio).
\n
Le attivit\u00e0 e le passivit\u00e0 non monetarie denominate in valu-
\n
ta estera, iscritte al costo storico, sono convertite usando
\n
il tasso di cambio in essere alla data di iniziale rilevazio-
\n
ne dell\u2019operazione. Le attivit\u00e0 e le passivit\u00e0 non monetarie
\n
denominate in valuta, iscritte al fair value, sono convertite
\n
utilizzando il tasso di cambio alla data di determinazione
\n
del fair value.
\n
Le differenze di cambio eventualmente emergenti sono ri-
\n
levate a Conto economico.
\n
Nel determinare il tasso di cambio a pronti da utilizzare per
\n
la rilevazione iniziale dell\u2019attivit\u00e0, del costo o del ricavo (o
\n
parte di essi) connessi all\u2019eliminazione contabile di un\u2019at-
\n
tivit\u00e0 o passivit\u00e0 non monetaria derivante dal pagamento
\n
o dal ricevimento di un anticipo in valuta estera, la data
\n
dell\u2019operazione \u00e8 quella in cui il Gruppo rileva inizialmente
\n
l\u2019attivit\u00e0 o la passivit\u00e0 non monetaria relativa all\u2019anticipo.
\n
Qualora vi siano pi\u00f9 anticipi versati o ricevuti, il Gruppo de-
\n
termina la data dell\u2019operazione per ciascun anticipo versa-
\n
to o ricevuto.
\n

\n\n\n
Conversione dei bilanci in valuta
\n
Nel Bilancio consolidato i proventi, i costi, le attivit\u00e0 e le
\n
passivit\u00e0 sono espressi in euro, che rappresenta la valuta di
\n
presentazione della Capogruppo.
\n

\n\n

\n\n

\n\n

\n\n

\n

\n\n
Ai fini della predisposizione del Bilancio consolidato, i bi-
\n
lanci delle societ\u00e0 consolidate con valuta funzionale di-
\n
versa da quella di presentazione del Bilancio consolidato,
\n
sono convertiti in euro applicando alle attivit\u00e0 e passivit\u00e0,
\n
inclusi l\u2019avviamento e le rettifiche effettuate in sede di con-
\n
solidamento, il tasso di cambio in essere alla data di chiu-
\n
sura dell\u2019esercizio e alle voci di Conto economico il cambio
\n
medio dell\u2019esercizio a condizione che approssimi i tassi di
\n
cambio in essere alla data delle rispettive operazioni.
\n
Le relative differenze cambio sono rilevate direttamente a
\n
patrimonio netto e sono esposte separatamente in un\u2019ap-
\n
posita riserva dello stesso; tale riserva \u00e8 riversata propor-
\n
zionalmente a Conto economico al momento della cessio-
\n
ne (parziale o totale) della partecipazione.
\n
Quando la valuta funzionale di una societ\u00e0 consolidata \u00e8 la
\n
valuta di un\u2019economia iperinflazionata, il Gruppo riespone il
\n
bilancio secondo quanto previsto dallo IAS 29 prima di appli-
\n
care lo specifico metodo di conversione esposto di seguito.
\n
Al fine di considerare l\u2019impatto dell\u2019iperinflazione sul tasso
\n
di cambio della moneta locale, la situazione patrimonia-
\n
le-finanziaria e il risultato economico (ossia attivit\u00e0, passi-
\n
vit\u00e0, voci di patrimonio netto, ricavi e costi) di una societ\u00e0
\n
la cui valuta funzionale \u00e8 la valuta di un\u2019economia iperinfla-
\n
zionata sono convertiti nella moneta di presentazione del
\n
Gruppo (euro) utilizzando il tasso di cambio in essere alla
\n
data di chiusura dell\u2019esercizio, eccetto per gli importi com-
\n
parativi presentati nel bilancio dell\u2019anno precedente che
\n
non sono rettificati per variazioni successive nel livello di
\n
prezzo o variazioni successive nei tassi di cambio.
\n

\n\n\n

\n\n

\n
Aggregazioni aziendali
\n
Le aggregazioni aziendali antecedenti al 1\u00b0 gennaio 2010 e
\n
concluse entro il predetto esercizio, sono state rilevate in
\n
base a quanto previsto dall\u2019IFRS 3 (2004).
\n
Dette aggregazioni sono state rilevate utilizzando il meto-
\n
do dell\u2019acquisto (purchase method), ove il costo di acquisto
\n
\u00e8 pari al fair value alla data di scambio delle attivit\u00e0 cedute,
\n
e delle passivit\u00e0 sostenute o assunte, pi\u00f9 i costi diretta-
\n
mente attribuibili all\u2019acquisizione. Tale costo \u00e8 stato alloca-
\n
to rilevando le attivit\u00e0, le passivit\u00e0 e le passivit\u00e0 potenziali
\n
identificabili dell\u2019acquisita ai relativi fair value. L\u2019eventuale
\n
eccedenza positiva del costo di acquisto rispetto al fair va-
\n
lue della quota delle attivit\u00e0 nette acquisite di pertinenza
\n
del Gruppo \u00e8 stata contabilizzata come avviamento o, se
\n
negativa, rilevata a Conto economico. Il valore dell\u2019interes-
\n\n
senza di terzi \u00e8 stato determinato in proporzione alla quota
\n
di partecipazione detenuta dai terzi nelle attivit\u00e0 nette. Nel-
\n
le aggregazioni aziendali realizzate in pi\u00f9 fasi, al momento
\n
dell\u2019acquisizione del controllo, le rettifiche ai fair value re-
\n
lative agli attivi netti precedentemente acquisiti sono state
\n
riflesse a patrimonio netto; l\u2019ammontare dell\u2019avviamento \u00e8
\n
stato determinato separatamente per ogni singola transa-
\n
zione sulla base del fair value delle attivit\u00e0 nette acquisite
\n
alla data di ogni singola transazione.
\n

\n\n
Le aggregazioni aziendali successive al 1\u00b0 gennaio 2010
\n
sono rilevate in base a quanto previsto dall\u2019IFRS 3 (2008),
\n
nel prosieguo IFRS 3 Revised.
\n
In particolare, queste aggregazioni aziendali sono rile-
\n
vate utilizzando il metodo dell\u2019acquisizione (acquisition
\n
method), ove il costo di acquisto (corrispettivo trasferito)
\n
\u00e8 pari al fair value, alla data di acquisizione, delle attivit\u00e0
\n
acquisite, delle passivit\u00e0 sostenute o assunte, nonch\u00e9 de-
\n
gli eventuali strumenti di capitale emessi dall\u2019acquirente. Il
\n
costo di acquisto include il fair value delle eventuali attivit\u00e0
\n
e passivit\u00e0 per corrispettivi potenziali.
\n
I costi direttamente attribuibili all\u2019acquisizione sono rilevati
\n
a Conto economico.
\n
Il corrispettivo trasferito \u00e8 allocato rilevando le attivit\u00e0, le
\n
passivit\u00e0 e le passivit\u00e0 potenziali identificabili della societ\u00e0
\n
acquisita ai relativi fair value alla data di acquisizione. L\u2019e-
\n
ventuale eccedenza tra la sommatoria del corrispettivo
\n
trasferito, valutato al fair value alla data di acquisizione,
\n
l\u2019importo di qualsiasi partecipazione di minoranza e qual-
\n
siasi interessenza nell\u2019acquisita precedentemente detenu-
\n
ta dal Gruppo (in una aggregazione aziendale realizzata in
\n
pi\u00f9 fasi), rispetto al valore netto degli importi delle attivit\u00e0
\n
identificabili acquisite e delle passivit\u00e0 sostenute o assun-
\n
te, valutate al fair value, \u00e8 rilevata come avviamento. In caso
\n
la differenza sia negativa, il Gruppo verifica di aver corret-
\n
tamente identificato tutte le attivit\u00e0 acquisite e le passivit\u00e0
\n
assunte e rivede le procedure utilizzate per determinare
\n
gli importi da rilevare alla data di acquisizione. Se al termi-
\n
ne di tale verifica si conferma una eccedenza del fair value
\n
delle attivit\u00e0 nette acquisite rispetto al corrispettivo totale
\n
trasferito, tale eccedenza rappresenta l\u2019utile derivante da
\n
un acquisto a condizioni favorevoli e viene rilevata a Conto
\n
economico.
\n
Il valore contabile delle interessenze di terzi \u00e8 determinato
\n
in proporzione alle quote di partecipazione detenute dai
\n
terzi nelle attivit\u00e0 nette identificabili dell\u2019acquisita, ovvero al
\n
loro fair value alla data di acquisizione.
\n
Qualora l\u2019aggregazione aziendale fosse realizzata in pi\u00f9
\n
fasi, al momento dell\u2019acquisizione del controllo, le quote
\n
partecipative detenute precedentemente nella societ\u00e0 ac-
\n
quisita, sono rimisurate al fair value e l\u2019eventuale differenza
\n
(positiva o negativa) \u00e8 rilevata a Conto economico.
\n
L\u2019eventuale corrispettivo potenziale \u00e8 rilevato al fair value
\n
alla data di acquisizione. Le variazioni successive del fair
\n
value del corrispettivo potenziale, classificato come un\u2019at-
\n
tivit\u00e0 o una passivit\u00e0, ossia come uno strumento finanzia-
\n
rio ai sensi dell\u2019IFRS 9, sono rilevate a Conto economico.
\n
Il corrispettivo potenziale che non rientra nell\u2019ambito di
\n
applicazione dell\u2019IFRS 9 \u00e8 valutato in base allo specifico
\n
IFRS/IAS di riferimento. Il corrispettivo potenziale che \u00e8
\n
classificato come strumento di capitale non \u00e8 rimisurato,
\n
e, conseguentemente il suo regolamento \u00e8 contabilizzato
\n
nell\u2019ambito del patrimonio netto.
\n
Nel caso in cui i fair value delle attivit\u00e0, delle passivit\u00e0 e
\n
delle passivit\u00e0 potenziali possano determinarsi solo prov-
\n

\n

\n\n

\n

\n\n

\n\n

\n\n

\n\n

\n

\n

\n\n

\n\n
visoriamente, l\u2019aggregazione aziendale \u00e8 rilevata utilizzan-
\n
do tali valori provvisori. Le eventuali rettifiche, derivanti dal
\n
completamento del processo di valutazione, sono rilevate
\n
entro 12 mesi a partire dalla data di acquisizione, ridetermi-
\n
nando i dati comparativi.
\n

\n\n

\n\n\n
Misurazione del fair value
\n
Per tutte le valutazioni al fair value e per la relativa infor-
\n
mativa integrativa, cos\u00ec come richiesto o consentito dai
\n
princ\u00edpi contabili internazionali, il Gruppo applica l\u2019IFRS 13.
\n
Il fair value rappresenta il prezzo che si percepirebbe per
\n
la vendita di un\u2019attivit\u00e0 ovvero che si pagherebbe per il tra-
\n
sferimento di una passivit\u00e0 nell\u2019ambito di una transazione
\n
ordinaria posta in essere tra operatori di mercato, alla data
\n
di valutazione (c.d. \u201cexit price\u201d).
\n
La valutazione al fair value suppone che l\u2019operazione di
\n
vendita dell\u2019attivit\u00e0 o di trasferimento della passivit\u00e0 abbia
\n
luogo nel mercato principale, ossia nel mercato in cui ha
\n
luogo il maggior volume e livello di transazioni per l\u2019atti-
\n
vit\u00e0 o la passivit\u00e0. In assenza di un mercato principale, si
\n
suppone che la transazione abbia luogo nel mercato pi\u00f9
\n
vantaggioso al quale il Gruppo ha accesso, vale a dire il
\n
mercato suscettibile di massimizzare i risultati della tran-
\n
sazione di vendita dell\u2019attivit\u00e0 o di minimizzare l\u2019ammontare
\n
da pagare per trasferire la passivit\u00e0.
\n
Il fair value di un\u2019attivit\u00e0 o di una passivit\u00e0 \u00e8 determinato
\n
utilizzando le assunzioni che gli operatori di mercato pren-
\n
derebbero in considerazione per definire il prezzo dell\u2019at-
\n
tivit\u00e0 o della passivit\u00e0, assumendo che gli stessi agiscano
\n
secondo il loro migliore interesse economico. Gli operatori
\n
di mercato sono acquirenti e venditori indipendenti, infor-
\n
mati, in grado di concludere una transazione per l\u2019attivit\u00e0
\n
o la passivit\u00e0 e motivati, ma non obbligati o diversamente
\n
indotti a perfezionare la transazione.
\n
Nella misurazione del fair value, il Gruppo considera le ca-
\n
ratteristiche delle specifiche attivit\u00e0 o passivit\u00e0, in partico-
\n
lare:
\n
\u2022 per le attivit\u00e0 non finanziarie considera la capacit\u00e0 di un
\n
operatore di mercato di generare benef\u00edci economici
\n
impiegando l\u2019attivit\u00e0 nel suo massimo e migliore utilizzo
\n
o vendendola a un altro operatore di mercato capace di
\n
impiegarla nel suo massimo e migliore utilizzo;
\n
\u2022 per le passivit\u00e0 e gli strumenti rappresentativi di capi-
\n
tale proprio, il fair value include l\u2019effetto del cosiddetto
\n
\u201cnon-performance risk\u201d, ossia il rischio che il Gruppo
\n
non sia in grado di adempiere alle proprie obbligazioni,
\n
compreso tra l\u2019altro anche il rischio di credito proprio del
\n
Gruppo;
\n
\u2022 nel caso di gruppi di attivit\u00e0 e passivit\u00e0 finanziarie ge-
\n
stiti sulla base della propria esposizione netta ai rischi di
\n
mercato o al rischio di credito, \u00e8 ammessa la misurazio-
\n
ne del fair value su base netta.
\n
Nella misurazione del fair value delle attivit\u00e0 e delle passivi-
\n
t\u00e0, il Gruppo utilizza tecniche di valutazione adeguate alle
\n
circostanze e per le quali sono disponibili dati sufficienti
\n
per valutare il fair value stesso, massimizzando l\u2019utilizzo di
\n
input osservabili e riducendo al minimo l\u2019utilizzo di input
\n
non osservabili.
\n

\n

\n\n\n

\n

\n

\n
Immobili, impianti e macchinari
\n
Gli immobili, impianti e macchinari sono iscritti al costo, al
\n
netto del fondo ammortamento e di qualsiasi perdita per
\n
riduzione di valore accumulata. Tale costo \u00e8 comprensivo
\n
dei costi accessori direttamente attribuibili per portare il
\n
bene nel luogo e nelle condizioni necessarie alla sua messa
\n
in funzione e per l\u2019uso per cui \u00e8 stato acquistato.
\n\n
Il costo \u00e8 inoltre incrementato, in presenza di obbligazioni
\n
legali o implicite, del valore attuale del costo stimato per
\n
lo smantellamento del bene e/o ripristino del sito su cui
\n
insiste. La corrispondente passivit\u00e0 \u00e8 rilevata in un fondo
\n
del passivo nell\u2019ambito dei fondi per rischi e oneri. Il tratta-
\n
mento contabile delle revisioni di stima di questi costi, del
\n
trascorrere del tempo e del tasso di attualizzazione sono
\n
indicati nella nota 40 \u201cFondi rischi e oneri\u201d.
\n

\n\n
Gli immobili, impianti e macchinari trasferiti dai clienti a
\n
fronte della prestazione di servizi di connessione alla rete
\n
elettrica e/o della fornitura di altri servizi correlati sono rile-
\n
vati al fair value alla data in cui il controllo \u00e8 ottenuto.
\n\n
Gli oneri finanziari direttamente attribuibili all\u2019acquisto, co-
\n
struzione o produzione di beni che richiedono un rilevante
\n
periodo prima di essere pronti per l\u2019uso o la vendita (c.d. \u201cqua-
\n
lifying asset\u201d), sono capitalizzati come parte del costo dei beni
\n
stessi. Gli oneri finanziari connessi all\u2019acquisto/costruzione di
\n
beni che non presentano tali caratteristiche vengono rilevati a
\n
Conto economico nell\u2019esercizio di competenza.
\n

\n\n
Alcuni beni, oggetto di rivalutazione alla data di transizione
\n
agli IFRS-EU o in periodi precedenti, sono stati rilevati sulla
\n
base del loro fair value, considerato come valore sostitutivo
\n
del costo (deemed cost) alla data di rivalutazione.
\n
Qualora parti significative di singoli immobili, impianti e
\n
macchinari abbiano differenti vite utili, le componenti iden-
\n
tificate sono rilevate e ammortizzate separatamente.
\n
I costi sostenuti successivamente all\u2019acquisto sono rilevati
\n
a incremento del valore contabile dell\u2019elemento cui si riferi-
\n
scono, qualora sia probabile che i futuri benef\u00edci associati al
\n
costo sostenuto per sostituire una parte del bene affluisca-
\n
no al Gruppo e il costo dell\u2019elemento possa essere deter-
\n
minato attendibilmente. Tutti gli altri costi sono rilevati nel
\n
Conto economico nell\u2019esercizio in cui sono sostenuti.
\n
Sono rilevati come incremento del valore contabile del bene
\n
cui fanno riferimento e sono ammortizzati lungo la loro vita
\n
utile i costi di sostituzione di un intero cespite o di parte di
\n
esso; il valore netto contabile dell\u2019unit\u00e0 sostituita \u00e8 eliminato
\n
contabilmente con imputazione a Conto economico.
\n\n
Gli immobili, impianti e macchinari, al netto del valore re-
\n
siduo, sono ammortizzati a quote costanti in base alla vita
\n
utile stimata del bene, che \u00e8 riesaminata con periodicit\u00e0
\n
annuale; eventuali cambiamenti dei criteri di ammorta-
\n

\n\n

\n\n

\n\n

\n\n

\n\n

\n\n

\n\n
mento sono applicati prospetticamente. Per maggiori det-
\n
tagli circa la stima della vita utile, si rimanda alla nota 2.1
\n
\u201cUso di stime e giudizi del management\u201d.
\n
L\u2019ammortamento ha inizio quando il bene \u00e8 disponibile
\n
all\u2019uso.
\n
La vita utile stimata dei principali immobili, impianti e mac-
\n
chinari \u00e8 la seguente:
\n
Fabbricati civili 10-60 anni
\n
Fabbricati e opere civili inclusi in impianti 10-100 anni
\n
Centrali idroelettriche:
\n
- condotte forzate 10-65 anni
\n
- macchinario meccanico ed elettrico 10-65 anni
\n
- altre opere idrauliche fisse 10-100 anni
\n
Centrali termoelettriche:
\n
- caldaie e componenti ausiliari 20-40 anni
\n
- componenti turbogas 10-40 anni
\n
- macchinario meccanico ed elettrico 5-40 anni
\n
- altre opere idrauliche fisse 60 anni
\n
Centrali nucleari 50 anni
\n
Centrali geotermoelettriche:
\n
- torri refrigeranti 20 anni
\n
- turbine e generatori 10-50 anni
\n
- parti turbina a contatto con il fluido 10 anni
\n
- macchinario meccanico ed elettrico 20-40 anni
\n
Impianti di produzione da fonte eolica:
\n
- torri 20-30 anni
\n
- turbine e generatori 20-30 anni
\n
- macchinario meccanico ed elettrico 15-30 anni
\n
Impianti di produzione da fonte solare:
\n
- macchinario meccanico ed elettrico 15-30 anni
\n
Impianti di illuminazione pubblica e artistica:
\n
- impianti di illuminazione pubblica 10-20 anni
\n
- impianti di illuminazione artistica 20 anni
\n
Linee di trasporto 10-60 anni
\n
Stazioni di trasformazione 20-55 anni
\n
Impianti di distribuzione:
\n
- linee di alta tensione 10-60 anni
\n
- cabine primarie 10-50 anni
\n
- reti di media e bassa tensione 10-50 anni
\n
Contatori:
\n
- contatori elettromeccanici 5-40 anni
\n
- gruppi di misura bilancio energia 10 anni
\n
- contatori elettronici 15 anni
\n
Colonnine di ricarica 7-15 anni
\n
La vita utile delle migliorie su beni di terzi \u00e8 determinata sulla
\n
base della durata del contratto di locazione o, se inferiore,
\n
della durata dei benef\u00edci derivanti dalla miglioria stessa.
\n
I terreni non sono ammortizzati in quanto elementi a vita
\n
utile illimitata.
\n

\n\n
I beni rilevati nell\u2019ambito degli immobili, impianti e macchi-
\n
nari sono eliminati contabilmente al momento della loro
\n
dismissione (ossia, alla data in cui il destinatario ottiene il
\n
controllo) oppure quando nessun beneficio economico
\n
futuro \u00e8 atteso dal loro utilizzo o dismissione. L\u2019eventua-
\n
le utile o perdita, rilevato a Conto economico, \u00e8 calcolato
\n
come differenza tra i corrispettivi netti della dismissione,
\n
determinati secondo le previsioni dell\u2019IFRS 15 in merito al
\n
prezzo dell\u2019operazione, e il valore netto contabile dei beni
\n
eliminati.
\n

\n

\n\n
Beni gratuitamente devolvibili
\n
Gli impianti del Gruppo includono beni gratuitamente de-
\n
volvibili asserviti alle concessioni prevalentemente riferibili
\n
alle grandi derivazioni di acque e alle aree demaniali desti-
\n
nate all\u2019esercizio degli impianti di produzione termoelet-
\n
trica.
\n
Nel contesto regolatorio italiano vigente fino al 2011, alle
\n
date di scadenza delle concessioni, salvo loro rinnovo, tut-
\n
te le opere di raccolta e di regolazione, le condotte forzate,
\n
i canali di scarico e gli impianti che insistono su aree de-
\n
maniali, avrebbero dovuto essere devoluti gratuitamente
\n
allo Stato, in condizione di regolare funzionamento. Con-
\n
seguentemente, gli ammortamenti dei beni gratuitamente
\n
devolvibili risultavano commisurati sulla base della minore
\n
tra la durata della concessione e la vita utile del bene. A se-
\n
guito delle modifiche normative introdotte con la legge n.
\n
134 del 7 agosto 2012, i beni precedentemente qualificati
\n
come \u201cgratuitamente devolvibili\u201d asserviti alle concessioni
\n
di derivazione d\u2019acqua a uso idroelettrico sono ora con-
\n
siderati alla stregua delle altre categorie di \u201cImmobili, im-
\n
pianti e macchinari\u201d, e pertanto, ammortizzati lungo la vita
\n
utile (laddove questa ecceda la scadenza della concessio-
\n
ne), come gi\u00e0 illustrato in sede di commento del prece-
\n
dente punto \u201cValore ammortizzabile di alcuni elementi de-
\n
gli impianti della filiera idroelettrica italiana a seguito della
\n
legge n. 134/2012\u201d, cui si rimanda per maggiori dettagli.
\n
In accordo con le leggi n. 29/1985 e n. 46/1999, anche le
\n
centrali idroelettriche in territorio spagnolo operano in re-
\n
gime di concessione amministrativa, al termine della quale
\n
gli impianti verranno riconsegnati allo Stato in condizione
\n
di regolare funzionamento. La scadenza di tali concessioni
\n
si estende fino al 2078.
\n
Talune societ\u00e0 operanti nella generazione in America Lati-
\n
na sono titolari di concessioni amministrative le cui condi-
\n
zioni risultano analoghe a quelle applicabili in base al regi-
\n
me concessorio spagnolo. La scadenza di tali concessioni
\n
si estende in Argentina fino al 2087, in Brasile fino al 2047,
\n
in Costa Rica fino al 2031, in Panam\u00e1 fino al 2060 e in Gua-
\n
temala fino al 2062.
\n

\n\n

\n\n

\n\n

\n

\n

\n\n
Infrastrutture asservite a una concessione che non
\n
rientrano nell\u2019ambito di applicazione dell\u2019\u201cIFRIC 12 -
\n
Accordi per servizi in concessione\u201d
\n
Per quanto riguarda la distribuzione di energia elettrica, il
\n
Gruppo \u00e8 concessionario in Italia di tale servizio. La con-
\n
cessione, attribuita dal Ministero dello Sviluppo Economi-
\n
co, \u00e8 a titolo gratuito e scade il 31 dicembre 2030. Qualora,
\n
alla scadenza, la concessione non venisse rinnovata, il con-
\n
cedente dovr\u00e0 corrispondere un indennizzo per il riscatto.
\n
Il predetto indennizzo sar\u00e0 determinato d\u2019intesa tra le parti
\n
secondo adeguati criteri valutativi, basati sia sul valore pa-
\n
trimoniale dei beni oggetto del riscatto sia sulla redditivit\u00e0
\n
degli stessi.
\n
Nella determinazione dell\u2019indennizzo, l\u2019elemento reddi-
\n
tuale dei beni oggetto del riscatto sar\u00e0 rappresentato dal
\n
valore attualizzato dei flussi di cassa futuri. Le infrastruttu-
\n
re asservite all\u2019esercizio della predetta concessione sono
\n
di propriet\u00e0 e nella disponibilit\u00e0 del concessionario; sono
\n
iscritte alla voce \u201cImmobili, impianti e macchinari\u201d e sono
\n
ammortizzate lungo la loro vita utile.
\n
Il Gruppo opera altres\u00ec in regime di concessione ammini-
\n
strativa nella distribuzione di energia elettrica in altri Paesi
\n
(tra cui Spagna e Romania). Tali concessioni garantiscono
\n
il diritto a costruire e gestire le reti di distribuzione per un
\n
orizzonte temporale indefinito.
\n

\n\n\n
Infrastrutture rientranti nell\u2019ambito di
\n
applicazione dell\u2019\u201cIFRIC 12 - Accordi per
\n
servizi in concessione\u201d
\n
In un accordo per servizi in concessione \u201cpublic-to-pri-
\n
vate\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
\n
contrattuali, realizzando o migliorando l\u2019infrastruttura uti-
\n
lizzata per la fornitura del servizio di carattere pubblico e/o
\n
gestendo e mantenendo l\u2019infrastruttura per il periodo della
\n
concessione.
\n
Il Gruppo, in qualit\u00e0 di concessionario, non contabilizza le
\n
infrastrutture rientranti nell\u2019ambito di applicazione dell\u2019I-
\n
FRIC 12 tra gli \u201cImmobili, impianti e macchinari\u201d; il Gruppo
\n
rileva e misura i ricavi per i servizi che esegue in conformi-
\n
t\u00e0 con l\u2019IFRS 15. In particolare, secondo le caratteristiche
\n
dell\u2019accordo per servizi in concessione, quando il Gruppo
\n
fornisce servizi per la realizzazione o il miglioramento, ri-
\n
leva:
\n
\u2022 attivit\u00e0 finanziarie, se il Gruppo ha un diritto contrattuale
\n
incondizionato a ricevere disponibilit\u00e0 liquide o un\u2019altra
\n
attivit\u00e0 finanziaria dal concedente (o da terzi, in base alle
\n
direttive del concedente) e quest\u2019ultimo non ha la possi-
\n
bilit\u00e0 di evitarne il pagamento. In questo caso il conce-
\n
dente \u00e8 impegnato contrattualmente a pagare al con-
\n
cessionario importi specificati o determinabili, oppure la
\n
differenza tra gli importi ricevuti dagli utenti del servizio
\n
pubblico e gli importi specificati o determinabili (stabiliti
\n
dall\u2019accordo) e tali pagamenti sono indipendenti dall\u2019uti-
\n
lizzo dell\u2019infrastruttura; e/o
\n
\u2022 attivit\u00e0 immateriali, se il Gruppo ottiene il diritto (licenza)
\n
di far pagare gli utenti del servizio pubblico. In questo
\n
caso, il concessionario non vanta un diritto incondizio-
\n
nato a ricevere disponibilit\u00e0 liquide in quanto gli importi
\n
dipendono dalla misura in cui gli utenti utilizzano il ser-
\n
vizio.
\n
Se il Gruppo, in qualit\u00e0 di concessionario, vanta un diritto
\n
contrattuale a ricevere un\u2019attivit\u00e0 immateriale (il diritto a far
\n
pagare gli utenti del servizio pubblico), gli oneri finanzia-
\n
ri riconducibili all\u2019accordo sono capitalizzabili secondo le
\n
modalit\u00e0 descritte nella nota 19 \u201cImmobili, impianti e mac-
\n
chinari\u201d.
\n
Tuttavia, per i servizi relativi alla realizzazione/miglioramen-
\n
to, entrambe le tipologie di corrispettivo sono classificate
\n
come attivit\u00e0 derivanti da contratti con i clienti durante il
\n
periodo di realizzazione/miglioramento.
\n
Per maggiori dettagli circa tali corrispettivi, si rimanda alla
\n
nota 11.a \u201cRicavi delle vendite e delle prestazioni\u201d.
\n

\n

\n\n\n
Leasing
\n
Il Gruppo detiene immobili, impianti e macchinari utilizzati
\n
nello svolgimento della propria attivit\u00e0 aziendale, attraver-
\n
so contratti di leasing. Alla data di inizio del leasing il Grup-
\n
po determina se il contratto \u00e8, o contiene, un leasing.
\n
Il Gruppo applica la definizione di leasing prevista dall\u2019I-
\n
FRS 16 ai contratti stipulati o modificati il 1\u00b0 gennaio 2019
\n
o in data successiva; tale definizione \u00e8 soddisfatta quan-
\n
do il contratto trasferisce il diritto di controllare l\u2019utilizzo di
\n
un\u2019attivit\u00e0 sottostante per un periodo di tempo in cambio
\n
di un corrispettivo.
\n
Di converso, in caso di contratti stipulati prima del 1\u00b0 gen-
\n
naio 2019, il Gruppo ha determinato se l\u2019accordo fosse o
\n
contenesse un leasing conformemente all\u2019IFRIC 4.
\n
Gruppo in qualit\u00e0 di locatario
\n
Alla data di decorrenza o alla modifica di un contratto che
\n
contiene una componente leasing e una o pi\u00f9 ulterio-
\n
ri componenti leasing o non leasing, il Gruppo assegna il
\n
corrispettivo del contratto a ciascuna componente leasing
\n
in base al relativo prezzo a s\u00e9 stante.
\n
Il Gruppo rileva un\u2019attivit\u00e0 consistente nel diritto di utilizzo
\n
dell\u2019attivit\u00e0 sottostante e una passivit\u00e0 del leasing alla data
\n
di decorrenza del contratto (ossia, la data in cui l\u2019attivit\u00e0
\n
sottostante \u00e8 disponibile per l\u2019uso).
\n
L\u2019attivit\u00e0 consistente nel diritto di utilizzo rappresenta il
\n
diritto del locatario a utilizzare l\u2019attivit\u00e0 sottostante per la
\n
durata del leasing; la sua valutazione iniziale \u00e8 al costo, che
\n
comprende l\u2019importo iniziale della passivit\u00e0 del leasing ret-
\n
tificato per tutti i pagamenti dovuti per il leasing corrisposti
\n
alla data di decorrenza o precedentemente, al netto degli
\n
incentivi di leasing ricevuti, pi\u00f9 gli eventuali costi diretti ini-
\n
ziali sostenuti e una stima dei costi per lo smantellamen-
\n
to e la rimozione dell\u2019attivit\u00e0 sottostante e per il ripristino
\n
dell\u2019attivit\u00e0 sottostante o del sito in cui \u00e8 ubicata.
\n

\n\n

\n\n

\n\n

\n\n

\n

\n

\n\n
Le attivit\u00e0 consistenti nel diritto di utilizzo sono succes-
\n
sivamente ammortizzate a quote costanti sul periodo pi\u00f9
\n
breve fra la durata del leasing e la vita utile stimata delle
\n
attivit\u00e0 consistenti nel diritto di utilizzo, come segue:
\n
Vita residua media (anni)
\n
Fabbricati 6
\n
Diritti di superficie relativi a impianti da fonti
\n
rinnovabili
\n
31
\n
Veicoli e altri mezzi di trasporto 5
\n
Se il leasing trasferisce la propriet\u00e0 dell\u2019attivit\u00e0 sottostante
\n
al Gruppo al termine della durata del contratto o se il costo
\n
dell\u2019attivit\u00e0 consistente nel diritto di utilizzo riflette il fat-
\n
to che il Gruppo eserciter\u00e0 una opzione di acquisto, l\u2019am-
\n
mortamento \u00e8 calcolato sulla base della vita utile stimata
\n
dell\u2019attivit\u00e0 sottostante.
\n
Inoltre, le attivit\u00e0 consistenti nel diritto di utilizzo sono sot-
\n
toposte a verifica per riduzione di valore e rettificate per
\n
riflettere un\u2019eventuale rimisurazione delle passivit\u00e0 del le-
\n
asing.
\n
La passivit\u00e0 del leasing \u00e8 inizialmente valutata al valore at-
\n
tuale dei pagamenti dovuti per il leasing da corrispondere
\n
lungo la durata del leasing. Nel calcolare il valore attuale dei
\n
pagamenti dovuti per il leasing, il Gruppo utilizza il tasso di
\n
finanziamento marginale del locatario alla data di decor-
\n
renza del leasing quando il tasso di interesse implicito del
\n
leasing non \u00e8 facilmente determinabile.
\n
I pagamenti variabili dovuti per il leasing che non dipen-
\n
dono da un indice o da un tasso sono rilevati come costi
\n
nel periodo in cui si verifica l\u2019evento o la circostanza che fa
\n
scattare i pagamenti.
\n
Dopo la data di decorrenza, la passivit\u00e0 del leasing \u00e8 va-
\n
lutata al costo ammortizzato usando il metodo del tasso
\n
di interesse effettivo e rideterminata al verificarsi di taluni
\n
eventi.
\n
Il Gruppo applica l\u2019eccezione alla rilevazione prevista per
\n
i leasing a breve termine ai propri contratti con durata
\n
uguale o inferiore a 12 mesi dalla data di decorrenza. Appli-
\n
ca, inoltre, l\u2019eccezione alla rilevazione prevista per i leasing
\n
nei quali l\u2019attivit\u00e0 sottostante \u00e8 di \u201cmodesto valore\u201d e il cui
\n
importo \u00e8 stimato come non significativo. Per esempio, il
\n
Gruppo detiene in leasing alcune attrezzature per ufficio
\n
(ossia, PC, stampanti e fotocopiatrici) che sono conside-
\n
rate di modesto valore. I pagamenti dovuti per i leasing a
\n
breve termine e per i leasing in cui l\u2019attivit\u00e0 sottostante \u00e8 di
\n
modesto valore sono rilevati come costo a quote costanti
\n
per la durata del leasing.
\n
Il Gruppo espone le attivit\u00e0 consistenti nel diritto di utilizzo
\n
che non soddisfano la definizione di investimento immobi-
\n
liare nella voce \u201cImmobili, impianti e macchinari\u201d e le passi-
\n
vit\u00e0 del leasing nei \u201cFinanziamenti\u201d.
\n
Conformemente con le disposizioni del principio, il Gruppo
\n
espone separatamente gli interessi passivi sulle passivit\u00e0
\n
del leasing nella voce \u201cAltri oneri finanziari\u201d e le quote di
\n
ammortamento delle attivit\u00e0 consistenti nel diritto di utiliz-
\n
zo nella voce \u201cAmmortamenti e altri impairment\u201d.
\n
Gruppo in qualit\u00e0 di locatore
\n
Quando agisce in qualit\u00e0 di locatore, il Gruppo determina
\n
alla data di inizio di ciascun leasing se \u00e8 un leasing finanzia-
\n
rio oppure operativo.
\n
I leasing in cui il Gruppo trasferisce sostanzialmente tutti
\n
i rischi e i benef\u00edci connessi alla propriet\u00e0 dell\u2019attivit\u00e0 sot-
\n
tostante sono classificati come leasing finanziari; in caso
\n
contrario, sono classificati come leasing operativi. Per ef-
\n
fettuare tale valutazione, il Gruppo considera gli indicatori
\n
forniti dall\u2019IFRS 16.Se il contratto contiene componenti le-
\n
asing e non leasing, il Gruppo ripartisce il corrispettivo del
\n
contratto applicando l\u2019IFRS 15.
\n
Il Gruppo contabilizza i ricavi da locazione derivanti da lea-
\n
sing operativi in modo sistematico lungo la durata del con-
\n
tratto e li rileva come \u201cAltri ricavi\u201d.
\n

\n

\n\n\n
Investimenti immobiliari
\n
Gli investimenti immobiliari rappresentano propriet\u00e0 im-
\n
mobiliari del Gruppo possedute al fine di conseguire cano-
\n
ni di locazione e/o per l\u2019apprezzamento del capitale inve-
\n
stito, piuttosto che per l\u2019impiego nel ciclo produttivo o nella
\n
fornitura di beni/servizi.
\n
Sono rilevati al costo, al netto del fondo di ammortamento
\n
e di qualsiasi perdita per riduzione di valore accumulata.
\n
Gli investimenti immobiliari, a eccezione dei terreni, sono
\n
ammortizzati a quote costanti in base alla vita utile stimata
\n
dei beni.
\n
Le perdite di valore sono determinate secondo i criteri
\n
successivamente illustrati.
\n
L\u2019analisi dettagliata del fair value degli investimenti immo-
\n
biliari \u00e8 illustrata nella nota 52 \u201cAttivit\u00e0 e passivit\u00e0 misurate
\n
al fair value\u201d.
\n
Gli investimenti immobiliari sono eliminati contabilmente
\n
quando sono stati dismessi (alla data in cui il ricevente ne
\n
ottiene il controllo) o quando sono definitivamente ritira-
\n
ti dall\u2019uso e nessun beneficio economico futuro \u00e8 atteso
\n
dalla loro dismissione. L\u2019eventuale utile o perdita, rilevato a
\n
Conto economico, \u00e8 calcolato come differenza tra il cor-
\n
rispettivo netto derivante dalla dismissione, determinato
\n
secondo le previsioni dell\u2019IFRS 15 in merito al prezzo dell\u2019o-
\n
perazione, e il valore netto contabile dei beni eliminati.
\n
Le riclassifiche alla (o dalla) voce \u201cInvestimenti immobiliari\u201d
\n
sono ammesse solo in caso di un cambio d\u2019uso supportato
\n
da evidenze.
\n

\n\n\n

\n\n
Attivit\u00e0 immateriali
\n
Le attivit\u00e0 immateriali riguardano le attivit\u00e0 prive di consi-
\n
stenza fisica, identificabili, controllate dal Gruppo e in grado
\n
di produrre benef\u00edci economici futuri. Sono rilevate al costo
\n
di acquisto o di produzione interna, quando \u00e8 probabile che
\n
dal loro utilizzo vengano generati benef\u00edci economici futuri
\n
e il relativo costo pu\u00f2 essere attendibilmente determinato.
\n

\n\n

\n\n

\n\n

\n\n

\n\n

\n\n

\n\n

\n
Il costo \u00e8 comprensivo degli oneri accessori di diretta im-
\n
putazione necessari a rendere le attivit\u00e0 disponibili per
\n
l\u2019uso.
\n\n
I costi di sviluppo sono rilevati come attivit\u00e0 immateriale
\n
solo quando il Gruppo pu\u00f2 dimostrare la fattibilit\u00e0 tecnica
\n
di completamento dell\u2019attivit\u00e0 stessa, nonch\u00e9 di avere la
\n
capacit\u00e0, l\u2019intenzione e la disponibilit\u00e0 di risorse al fine di
\n
completare l\u2019attivit\u00e0 per utilizzarla o venderla.
\n
I costi di ricerca sono rilevati a Conto economico.
\n

\n\n
Le attivit\u00e0 immateriali, aventi vita utile definita, sono rile-
\n
vate al netto del fondo di ammortamento e delle eventuali
\n
perdite di valore accumulate.
\n
L\u2019ammortamento \u00e8 calcolato a quote costanti in base alla
\n
vita utile stimata dell\u2019attivit\u00e0, che \u00e8 riesaminata con perio-
\n
dicit\u00e0 almeno annuale; eventuali cambiamenti dei criteri
\n
di ammortamento sono applicati prospetticamente. Per
\n
maggiori dettagli circa la stima della vita utile si rimanda
\n
alla nota 2.1 \u201cUso di stime e giudizi del management\u201d.
\n
L\u2019ammortamento ha inizio quando l\u2019attivit\u00e0 immateriale \u00e8
\n
disponibile per l\u2019uso. Di conseguenza, le attivit\u00e0 immate-
\n
riali non ancora disponibili per l\u2019uso non sono ammortiz-
\n
zate ma sono sottoposte a verifica annuale di recuperabi-
\n
lit\u00e0 (impairment test).
\n
Le attivit\u00e0 immateriali del Gruppo hanno una vita utile de-
\n
finita a eccezione di alcune concessioni e dell\u2019avviamento.
\n
Le attivit\u00e0 immateriali aventi vita utile indefinita non sono
\n
assoggettate ad ammortamento sistematico ma sot-
\n
toposte a verifica almeno annuale di recuperabilit\u00e0 (im-
\n
pairment test). La vita utile indefinita deve essere rivista
\n
annualmente per determinare se essa possa continuare a
\n
essere supportata. In caso contrario, il cambiamento nella
\n
determinazione della vita utile da indefinita a definita \u00e8
\n
rilevato come un cambiamento di stima contabile.
\n
Le attivit\u00e0 immateriali sono eliminate contabilmente al
\n
momento della loro dismissione (alla data in cui il rice-
\n
vente ne ottiene il controllo) o quando nessun beneficio
\n
economico futuro \u00e8 atteso dal loro utilizzo o dismissione.
\n
L\u2019eventuale utile o perdita, rilevato a Conto economico,
\n
\u00e8 determinato come differenza tra il corrispettivo netto
\n
derivante dalla dismissione, determinato secondo le pre-
\n
visioni dell\u2019IFRS 15 in merito al prezzo dell\u2019operazione, e il
\n
valore netto contabile dell\u2019attivit\u00e0 eliminata.
\n
La vita utile stimata delle principali attivit\u00e0 immateriali, di-
\n
stinte fra generate internamente e acquistate, \u00e8 di seguito
\n
dettagliata:
\n
Costi di sviluppo:
\n
- generati internamente 5 anni
\n
- acquisiti 3-26 anni
\n
Diritti di brevetto industriale e diritti di utilizzo opere
\n
dell\u2019ingegno:
\n
- generati internamente 3-10 anni
\n
- acquisiti 3-10 anni
\n
Concessioni, licenze, marchi e diritti simili:
\n
- generati internamente 20 anni
\n
- acquisiti 10-18 anni
\n
Altre attivit\u00e0 immateriali:
\n
- generate internamente 2-28 anni
\n
- acquisite 3-15 anni
\n
Il Gruppo presenta tra le attivit\u00e0 immateriali anche i costi
\n
per l\u2019ottenimento dei contratti con i clienti capitalizzati se-
\n
condo quanto previsto dall\u2019IFRS 15.
\n
Il Gruppo capitalizza tali costi solo se:
\n
\u2022 i costi sono incrementali, nel senso che sono diretta-
\n
mente imputabili a un contratto identificato e non sareb-
\n
bero stati sostenuti dal Gruppo se il contratto non fosse
\n
stato ottenuto;
\n
\u2022 il Gruppo prevede di recuperarli tramite rimborso (recu-
\n
perabilit\u00e0 diretta) o margini (recuperabilit\u00e0 indiretta).
\n
In particolare, il Gruppo capitalizza di norma le commissio-
\n
ni di vendita riconosciute agli agenti se i criteri di capitaliz-
\n
zazione sono soddisfatti.
\n
I costi capitalizzati per l\u2019ottenimento dei contratti con i clien-
\n
ti sono ammortizzati sistematicamente, coerentemente con
\n
il modello di trasferimento dei beni o servizi cui si riferisco-
\n
no, e sono soggetti a impairment test per rilevare eventuali
\n
perdite di valore nella misura in cui il valore contabile di tali
\n
attivit\u00e0 ecceda il relativo valore recuperabile.
\n
Il Gruppo ammortizza i costi per l\u2019ottenimento dei contratti
\n
con i clienti capitalizzati a quote costanti lungo il periodo
\n
di beneficio atteso dal contratto (ovvero, la durata media
\n
del rapporto con il cliente); eventuali variazioni nei criteri di
\n
ammortamento sono rilevate prospetticamente.
\n

\n

\n\n

\n

\n\n

\n\n

\n\n

\n\n

\n

\n

\n

\n\n

\n\n

\n\n
Avviamento
\n
L\u2019avviamento rappresenta i futuri benef\u00edci economici ri-
\n
sultanti da altre attivit\u00e0 acquisite in una aggregazione
\n
aziendale non individuate singolarmente e rilevate sepa-
\n
ratamente. Per ulteriori dettagli, si rinvia al paragrafo dei
\n
princ\u00edpi contabili \u201cAggregazioni aziendali\u201d.
\n
L\u2019avviamento emergente dall\u2019acquisizione di societ\u00e0 con-
\n
trollate \u00e8 rilevato separatamente e, dopo l\u2019iniziale iscrizio-
\n
ne, non \u00e8 assoggettato ad ammortamento ma verificato,
\n
almeno annualmente, per impairment, come parte della
\n
verifica di una CGU cui appartiene.
\n
Ai fini dell\u2019impairment test, l\u2019avviamento \u00e8 allocato, dalla
\n
data di acquisizione, a ciascuna CGU che si prevede bene-
\n
ficer\u00e0 delle sinergie dell\u2019aggregazione.
\n
L\u2019avviamento relativo a partecipazioni in societ\u00e0 collegate e
\n
in joint venture \u00e8 incluso nel valore contabile di tali attivit\u00e0.
\n

\n\n

\n\n

\n\n\n

\n\n
Impairment delle attivit\u00e0 non finanziarie
\n
A ciascuna data di riferimento del bilancio, gli immobili,
\n
impianti e macchinari, gli investimenti immobiliari, le atti-
\n
vit\u00e0 immateriali, le attivit\u00e0 consistenti nel diritto di utilizzo
\n
di un\u2019attivit\u00e0 sottostante, l\u2019avviamento e le partecipazioni
\n
in societ\u00e0 collegate/joint venture sono verificate al fine di
\n
constatare l\u2019esistenza di indicatori di un\u2019eventuale riduzio-
\n
ne del loro valore.
\n
Le CGU alle quali \u00e8 stato allocato un avviamento, le attivit\u00e0
\n
immateriali con vita utile indefinita e le attivit\u00e0 immateriali
\n
non ancora disponibili per l\u2019uso sono sottoposte a verifica
\n
per riduzione di valore annualmente o pi\u00f9 frequentemente
\n
in presenza di indicatori che facciano ritenere che le sud-
\n
dette attivit\u00e0 possano aver sub\u00edto una riduzione di valore.
\n
Se esiste indicazione di una riduzione di valore, il valore re-
\n
cuperabile di ciascuna attivit\u00e0 interessata \u00e8 stimato sulla
\n
base dell\u2019utilizzo dell\u2019attivit\u00e0 e della sua dismissione futura,
\n
conformemente al pi\u00f9 recente Piano Industriale del Grup-
\n
po. Per la stima del valore recuperabile si rimanda alla nota
\n
2.1 \u201cUso di stime e giudizi del management\u201d.
\n
Il valore recuperabile \u00e8 calcolato con riferimento a una sin-
\n
gola attivit\u00e0, a meno che l\u2019attivit\u00e0 non sia in grado di ge-
\n
nerare flussi finanziari in entrata che siano ampiamente
\n
indipendenti da quelli derivanti da altre attivit\u00e0 o gruppi di
\n
attivit\u00e0; in tal caso, il valore recuperabile \u00e8 riferito alla CGU
\n
alla quale l\u2019attivit\u00e0 appartiene.
\n
Qualora il valore contabile dell\u2019attivit\u00e0, o della relativa CGU
\n
alla quale essa appartiene, sia superiore al suo valore recu-
\n
perabile, una perdita di valore \u00e8 rilevata a Conto economico
\n
e presentata nella voce \u201cAmmortamenti e altri impairment\u201d.
\n
Le perdite di valore di una CGU sono imputate in primo
\n
luogo a riduzione del valore contabile dell\u2019eventuale av-
\n
viamento allocato alla stessa, e poi a riduzione dei valori
\n
contabili delle altre attivit\u00e0 della CGU, in proporzione al loro
\n
valore contabile.
\n
Se vengono meno i presupposti per una svalutazione pre-
\n
cedentemente effettuata, il valore contabile dell\u2019attivit\u00e0
\n
\u00e8 ripristinato con imputazione a Conto economico, nella
\n
voce \u201cAmmortamenti e altri impairment\u201d, nei limiti del va-
\n
lore contabile che l\u2019attivit\u00e0 in oggetto avrebbe avuto, al
\n
netto dell\u2019ammortamento, se non fosse stata effettuata la
\n
svalutazione. Il valore originario dell\u2019avviamento non viene
\n
ripristinato anche qualora, negli esercizi successivi, venga-
\n
no meno le ragioni che hanno determinato la riduzione di
\n
valore.
\n
Nel caso in cui talune specifiche e ben individuate attivit\u00e0
\n
possedute dal Gruppo siano impattate da sfavorevoli con-
\n
dizioni economiche oppure operative, che ne pregiudica-
\n
no la capacit\u00e0 di contribuire alla realizzazione di flussi di
\n
cassa, esse possono essere isolate dal resto delle attivit\u00e0
\n
della CGU, soggette ad autonoma analisi di recuperabilit\u00e0
\n
ed eventualmente svalutate.
\n

\n

\n\n

\n

\n\n\n

\n
Rimanenze
\n
Le rimanenze di magazzino sono valutate al minore tra il
\n
costo e il valore netto di realizzo, a eccezione di quelle de-
\n
stinate ad attivit\u00e0 di trading che sono valutate al fair value
\n
con contropartita Conto economico. Il costo \u00e8 determina-
\n
to sulla base del costo medio ponderato, che include gli
\n
oneri accessori di competenza. Per valore netto di realizzo
\n
si intende il prezzo di vendita stimato nel normale svolgi-
\n
mento delle attivit\u00e0 al netto dei costi stimati per realizzare
\n
la vendita o, laddove applicabile, il costo di sostituzione.
\n
Per la parte di magazzino posseduta per adempiere a ven-
\n
dite gi\u00e0 concluse, il valore netto di realizzo \u00e8 determinato
\n
sulla base di quanto stabilito nel relativo contratto di ces-
\n
sione.
\n\n
Sono rilevati nelle rimanenze i certificati ambientali (per es.,
\n
certificati verdi, certificati di efficienza energetica, quote di
\n
emissioni di CO
\n
2
\n
europee e garanzie di origine) ecceden-
\n
ti la compliance del periodo di riferimento. Relativamente
\n
alle quote di emissioni di CO
\n
2
\n
, le rimanenze sono segre-
\n
gate tra il portafoglio destinato al trading e quello desti-
\n
nato alla compliance degli obblighi di emissione dei gas
\n
clima-alteranti.
\n

\n\n
Nell\u2019ambito delle rimanenze sono inoltre rilevate le giacen-
\n
ze di combustibile nucleare il cui utilizzo \u00e8 determinato
\n
sulla base dell\u2019energia prodotta.
\n
I materiali e gli altri beni di consumo (incluse le commodity
\n
energetiche) posseduti per essere utilizzati nel processo
\n
produttivo non sono oggetto di svalutazione, qualora ci si
\n
attenda che il prodotto finito nel quale verranno incorpo-
\n
rati sar\u00e0 venduto a un prezzo tale da consentire il recupero
\n
del costo sostenuto.
\n

\n\n\n
Strumenti finanziari
\n
Per strumenti finanziari si intende qualsiasi contratto che
\n
dia origine a un\u2019attivit\u00e0 finanziaria per un\u2019entit\u00e0 e a una pas-
\n
sivit\u00e0 finanziaria o a uno strumento rappresentativo di ca-
\n
pitale per la controparte; sono rilevati e valutati secondo lo
\n
IAS 32 e l\u2019IFRS 9.
\n
Un\u2019attivit\u00e0 o una passivit\u00e0 finanziaria \u00e8 rilevata nel Bilancio
\n
consolidato quando, e solo quando, il Gruppo diviene par-
\n

\n\n

\n\n

\n\n

\n\n

\n

\n\n

\n

\n

\n

\n
te delle clausole contrattuali dello strumento (ossia, trade
\n
date).
\n
I crediti commerciali derivanti da contratti con la clientela,
\n
nell\u2019ambito di applicazione dell\u2019IFRS 15, sono inizialmente
\n
valutati al prezzo dell\u2019operazione (come definito nell\u2019IFRS
\n
15) se tali crediti non contengono una componente finan-
\n
ziaria significativa o quando il Gruppo applica l\u2019espediente
\n
pratico consentito dall\u2019IFRS 15.
\n
Diversamente, il Gruppo valuta inizialmente le attivit\u00e0 fi-
\n
nanziarie diverse dai crediti commerciali summenzionati
\n
al loro fair value pi\u00f9, nel caso di un\u2019attivit\u00e0 finanziaria non
\n
rilevata al fair value rilevato a Conto economico, i costi di
\n
transazione.
\n
Le attivit\u00e0 finanziarie sono classificate, alla data di rileva-
\n
zione iniziale, come attivit\u00e0 finanziarie al costo ammortiz-
\n
zato, al fair value rilevato tra le altre componenti di Con-
\n
to economico complessivo e al fair value rilevato a Conto
\n
economico, sulla base sia del modello di business adottato
\n
dal Gruppo sia delle caratteristiche contrattuali dei flussi di
\n
cassa dello strumento.
\n
A tal fine, la verifica finalizzata a stabilire se lo strumento
\n
generi flussi di cassa rappresentativi esclusivamente di pa-
\n
gamenti di capitale e interessi (ossia, SPPI) \u00e8 definita \u201cSPPI
\n
test\u201d e viene eseguita a livello di singolo strumento.
\n
Il modello di business del Gruppo per la gestione delle atti-
\n
vit\u00e0 finanziarie riguarda il modo in cui il Gruppo gestisce le
\n
proprie attivit\u00e0 finanziarie al fine di generare flussi di cassa.
\n
Il modello di business determina se i flussi di cassa deri-
\n
veranno dall\u2019incasso degli stessi in base al contratto, dalla
\n
vendita delle attivit\u00e0 finanziarie o da entrambi.
\n
Ai fini della valutazione successiva, le attivit\u00e0 finanziarie
\n
sono classificate in quattro categorie:
\n
\u2022 attivit\u00e0 finanziarie al costo ammortizzato (strumenti di de-
\n
bito);
\n
\u2022 attivit\u00e0 finanziarie al fair value rilevato tra le altre compo-
\n
nenti di Conto economico complessivo con riciclo degli
\n
utili e perdite cumulati (strumenti di debito);
\n
\u2022 attivit\u00e0 finanziarie designate al fair value rilevato tra le altre
\n
componenti di Conto economico complessivo senza ri-
\n
ciclo degli utili e perdite cumulati all\u2019atto dell\u2019eliminazione
\n
contabile (strumenti di capitale); e
\n
\u2022 attivit\u00e0 finanziarie al fair value rilevato a Conto economico.
\n\n

\n\n
Attivit\u00e0 finanziarie al costo ammortizzato
\n
Sono classificati in tale categoria principalmente i crediti
\n
commerciali, gli altri crediti e i crediti finanziari.
\n
Le attivit\u00e0 finanziarie al costo ammortizzato sono detenute
\n
in un modello di business il cui obiettivo \u00e8 quello di incas-
\n
sare i flussi di cassa contrattuali e i cui termini contrattuali
\n
prevedono, a date specifiche, pagamenti di flussi di cassa
\n
rappresentati esclusivamente da capitale e interessi sul
\n
capitale da rimborsare.
\n
Tali attivit\u00e0 sono inizialmente rilevate al fair value, eventual-
\n
mente rettificato dei costi di transazione e, successiva-
\n
mente, valutate al costo ammortizzato utilizzando il tasso
\n
di interesse effettivo, e sono soggette a impairment.
\n
Gli utili e le perdite da cancellazione contabile dell\u2019attivi-
\n
t\u00e0, da modifica o da rettifica per impairment sono rilevati a
\n
Conto economico.
\n

\n

\n\n

\n

\n\n\n
Attivit\u00e0 finanziarie al fair value rilevato a Conto
\n
economico complessivo (FVOCI) - Strumenti di debito
\n
In tale categoria, sono principalmente classificati:
\n
\u2022 i titoli di debito quotati detenuti dalla societ\u00e0 di riassi-
\n
curazione del Gruppo e non classificati come posseduti
\n
per la negoziazione; e
\n
\u2022 i crediti d\u2019imposta derivanti dal decreto legge n. 34/2020
\n
(c.d. \u201cDecreto Rilancio\u201d).
\n
Le attivit\u00e0 finanziarie valutate al fair value rilevato a Conto
\n
economico complessivo sono attivit\u00e0 detenute in un mo-
\n
dello di business il cui obiettivo \u00e8 sia quello di incassare i
\n
flussi di cassa contrattuali sia di vendere le attivit\u00e0 finanziarie
\n
e i cui flussi di cassa contrattuali generano, a data specifi-
\n
che, flussi di cassa rappresentati esclusivamente da paga-
\n
menti di capitale e di interesse sul capitale da rimborsare.
\n
Le variazioni di fair value di tali attivit\u00e0 finanziarie sono ri-
\n
levate a Conto economico complessivo cos\u00ec come le ret-
\n
tifiche per impairment, senza ridurre il relativo valore con-
\n
tabile.
\n
Quando un\u2019attivit\u00e0 finanziaria viene cancellata contabil-
\n
mente (per es., al momento della vendita), gli utili e le per-
\n
dite cumulati, precedentemente rilevati a patrimonio netto
\n
(con l\u2019esclusione dell\u2019impairment e degli utili e delle perdite
\n
su cambi da rilevare a Conto economico) sono riclassificati
\n
a Conto economico.
\n

\n\n\n

\n\n
Attivit\u00e0 finanziarie al fair value rilevato a Conto
\n
economico complessivo (FVOCI) - Strumenti di capitale
\n
In tale categoria sono principalmente classificate le parte-
\n
cipazioni in altre societ\u00e0 irrevocabilmente designate come
\n
tali al momento della rilevazione iniziale.
\n
Gli utili e le perdite di tali attivit\u00e0 finanziarie non saranno
\n
mai riciclati a Conto economico. Il Gruppo pu\u00f2 trasferire
\n
l\u2019utile o la perdita cumulata all\u2019interno del patrimonio netto.
\n
Gli strumenti di capitale designati al fair value rilevato a
\n
Conto economico complessivo non sono assoggettati a
\n
impairment.
\n
I dividendi su tali investimenti sono rilevati a Conto econo-
\n
mico a meno che non rappresentino chiaramente un recu-
\n
pero di una parte del costo dell\u2019investimento.
\n

\n\n

\n\n\n

\n\n
Attivit\u00e0 finanziarie al fair value rilevato a Conto
\n
economico
\n
In tale categoria, sono classificati principalmente tito-
\n
li, partecipazioni in altre societ\u00e0, investimenti finanziari
\n
in fondi detenuti per la negoziazione e attivit\u00e0 finanziarie
\n
designate al fair value rilevato a Conto economico all\u2019atto
\n
della rilevazione iniziale.
\n

\n\n

\n\n

\n\n

\n\n

\n\n

\n\n

\n\n

\n

\n

\n

\n\n

\n\n
Le attivit\u00e0 finanziarie classificate al fair value rilevato a Con-
\n
to economico sono:
\n
\u2022 attivit\u00e0 finanziarie con flussi di cassa che non sono rap-
\n
presentati esclusivamente da pagamenti di capitale e
\n
interesse, indipendentemente dal modello di business;
\n
\u2022 attivit\u00e0 finanziarie detenute per la negoziazione in quan-
\n
to acquistate o detenute principalmente al fine di essere
\n
vendute o riacquistate entro breve termine;
\n
\u2022 strumenti di debito designati all\u2019atto della rilevazione
\n
iniziale, in base all\u2019opzione prevista dall\u2019IFRS 9 (fair value
\n
option) se tale scelta elimina, o riduce in misura significa-
\n
tiva, un accounting mismatch;
\n
\u2022 strumenti derivati, compresi i derivati impliciti, detenuti
\n
per la negoziazione o non designati come efficaci stru-
\n
menti di copertura.
\n
Tali attivit\u00e0 finanziarie sono inizialmente rilevate al fair va-
\n
lue, e successivamente gli utili e le perdite derivanti da va-
\n
riazioni del loro fair value sono rilevati a Conto economico.
\n
In questa categoria sono incluse anche le partecipazioni in
\n
societ\u00e0 quotate che il Gruppo non ha designato irrevoca-
\n
bilmente come al fair value rilevato a OCI. Anche i dividendi
\n
su tali partecipazioni sono rilevati fra gli altri proventi nel
\n
prospetto di Conto economico quando viene definito il di-
\n
ritto al pagamento.
\n
Le attivit\u00e0 finanziarie che si qualificano come corrispettivi
\n
potenziali sono ugualmente valutate al fair value rilevato a
\n
Conto economico.
\n

\n\n

\n\n\n

\n\n

\n\n
Impairment delle attivit\u00e0 finanziarie
\n
A ciascuna data di riferimento del bilancio, il Gruppo rile-
\n
va un fondo per le perdite attese sui crediti commerciali
\n
e altre attivit\u00e0 finanziarie valutate al costo ammortizzato,
\n
gli strumenti di debito valutati al fair value rilevato a Con-
\n
to economico complessivo (FVOCI), le attivit\u00e0 derivanti
\n
da contratti con i clienti e tutte le altre attivit\u00e0 rientranti
\n
nell\u2019ambito di applicazione dell\u2019impairment IFRS 9.
\n
In base all\u2019IFRS 9, dal 1\u00b0 gennaio 2018, il Gruppo applica un
\n
modello di impairment basato sulla determinazione delle
\n
perdite attese (ECL) utilizzando un approccio forward lo-
\n
oking. In sostanza, il modello prevede:
\n
\u2022 l\u2019applicazione di un unico framework di riferimento a tut-
\n
te le attivit\u00e0 finanziarie;
\n
\u2022 la rilevazione delle perdite attese su base continuativa
\n
e l\u2019aggiornamento dell\u2019importo di tali perdite alla fine di
\n
ogni esercizio, in modo da riflettere le variazioni di ri-
\n
schio di credito dello strumento finanziario;
\n
\u2022 la valutazione delle perdite attese sulla base di tutte le
\n
informazioni ragionevolmente ottenibili senza costi ec-
\n
cessivi, in relazione agli eventi passati, alle condizioni
\n
correnti e alle previsioni sulle condizioni future.
\n
Per i crediti commerciali, le attivit\u00e0 derivanti da contrat-
\n
ti con i clienti e i crediti per leasing, compresi quelli con
\n
una componente finanziaria significativa, il Gruppo applica
\n
l\u2019approccio semplificato, calcolando le perdite attese su un
\n
periodo corrispondente all\u2019intera vita dell\u2019attivit\u00e0, general-
\n
mente pari a 12 mesi.
\n
Per tutte le attivit\u00e0 finanziarie diverse da crediti commer-
\n
ciali, attivit\u00e0 derivanti da contratti con i clienti e crediti per
\n
leasing, il Gruppo applica l\u2019approccio generale in base all\u2019I-
\n
FRS 9, basato sulla valutazione di un incremento significa-
\n
tivo del rischio di credito rispetto alla rilevazione iniziale.
\n
Secondo tale approccio, il fondo perdite attese su attivit\u00e0
\n
finanziarie \u00e8 rilevato per un ammontare pari alle perdite at-
\n
tese lungo tutta la vita del credito, se il rischio di credito
\n
su tali attivit\u00e0 finanziarie \u00e8 aumentato significativamente,
\n
rispetto al momento della rilevazione iniziale, consideran-
\n
do tutte le informazioni ragionevolmente dimostrabili, ivi
\n
inclusi i dati prospettici.
\n
Se, alla data di riferimento del bilancio, il rischio di credito
\n
sulle attivit\u00e0 finanziarie non \u00e8 aumentato in modo signifi-
\n
cativo rispetto alla rilevazione iniziale, il Gruppo misura il
\n
fondo per perdite attese per un importo pari alle perdite
\n
attese a 12 mesi.
\n
Per le attivit\u00e0 finanziarie per cui, alla data di riferimento
\n
del precedente esercizio, il Gruppo aveva rilevato un fon-
\n
do perdite attese pari alle perdite attese lungo tutta la vita
\n
dello strumento, il Gruppo rileva un fondo di importo pari
\n
alle perdite attese a 12 mesi qualora la condizione di incre-
\n
mento significativo del rischio di credito venga meno.
\n
Il Gruppo rileva a Conto economico, come perdita o ripri-
\n
stino di valore, l\u2019importo delle perdite (o rivalutazioni) attese
\n
necessarie per rettificare il fondo perdite attese alla data di
\n
riferimento del bilancio ai sensi dell\u2019IFRS 9.
\n
Il Gruppo applica l\u2019esenzione del low credit risk, evitando la
\n
rilevazione di un fondo perdite attese per un ammontare
\n
pari alle perdite attese lungo tutta la vita dello strumento a
\n
seguito di un incremento significativo del rischio di credito,
\n
a strumenti di debito valutati al fair value rilevato a Conto
\n
economico complessivo, la cui controparte vanta una soli-
\n
da capacit\u00e0 finanziaria di adempiere ai propri obblighi con-
\n
trattuali (ossia, titoli \u201cinvestment grade\u201d).
\n
Per maggiori dettagli circa l\u2019\u201cimpairment delle attivit\u00e0 fi-
\n
nanziarie\u201d, si rimanda alla nota 48 \u201cStrumenti finanziari per
\n
categoria\u201d.
\n

\n

\n\n

\n

\n\n

\n

\n\n\n
Disponibilit\u00e0 liquide e mezzi equivalenti
\n
Tale categoria comprende depositi disponibili a vista o a
\n
brevissimo termine, cos\u00ec come gli investimenti finanziari a
\n
breve termine e ad alta liquidit\u00e0 prontamente convertibili
\n
in un ammontare noto di cassa e soggetti a un irrilevante
\n
rischio di variazione di valore.
\n
Inoltre, ai fini del Rendiconto finanziario consolidato, le di-
\n
sponibilit\u00e0 liquide non includono gli scoperti bancari alla
\n
data di chiusura dell\u2019esercizio.
\n

\n\n\n

\n\n

\n\n
Passivit\u00e0 finanziarie al costo ammortizzato
\n
Tale categoria comprende principalmente finanziamenti, de-
\n
biti commerciali, passivit\u00e0 del leasing e strumenti di debito.
\n

\n\n

\n\n

\n\n

\n\n

\n\n

\n\n

\n\n

\n\n

\n

\n

\n

\n

\n\n

\n\n

\n\n
Le passivit\u00e0 finanziarie diverse dagli strumenti derivati
\n
sono rilevate quando il Gruppo diviene parte delle clausole
\n
contrattuali dello strumento e sono valutate inizialmente al
\n
fair value rettificato dei costi di transazione direttamente
\n
attribuibili. Successivamente, le passivit\u00e0 finanziarie sono
\n
valutate con il criterio del costo ammortizzato, utilizzando
\n
il metodo del tasso di interesse effettivo. Il tasso di interes-
\n
se effettivo \u00e8 il tasso che attualizza esattamente i paga-
\n
menti o incassi futuri stimati lungo la vita attesa dello stru-
\n
mento finanziario, od, ove opportuno un periodo pi\u00f9 breve,
\n
al valore contabile netto dell\u2019attivit\u00e0 o passivit\u00e0 finanziaria.
\n

\n\n

\n\n

\n\n\n

\n\n
Passivit\u00e0 finanziarie al fair value rilevato a Conto
\n
economico
\n
Le passivit\u00e0 finanziarie al fair value rilevato a Conto eco-
\n
nomico includono le passivit\u00e0 finanziarie detenute per la
\n
negoziazione e le passivit\u00e0 finanziarie designate al mo-
\n
mento della rilevazione iniziale al fair value rilevato a Conto
\n
economico.
\n
Le passivit\u00e0 finanziarie sono classificate come \u201cdetenute
\n
per la negoziazione\u201d quando sono assunte con la finalit\u00e0
\n
di un loro riacquisto a breve termine. In questa categoria
\n
sono compresi anche gli strumenti finanziari derivati stipu-
\n
lati dal Gruppo e non designati quali strumenti di copertura
\n
in base all\u2019IFRS 9. I derivati impliciti scorporati dal contratto
\n
ospite sono anch\u2019essi classificati come al fair value rilevato
\n
a Conto economico a eccezione del caso in cui il derivato
\n
implicito \u00e8 designato come efficace strumento di coper-
\n
tura.
\n
Gli utili o le perdite delle passivit\u00e0 al fair value rilevato a
\n
Conto economico sono rilevati a Conto economico.
\n
Le passivit\u00e0 finanziarie che all\u2019atto della iscrizione iniziale
\n
sono designate come al fair value rilevato a Conto econo-
\n
mico sono designate come tali alla data di prima rilevazio-
\n
ne, solo se i criteri dell\u2019IFRS 9 sono rispettati.
\n
In tal caso, la parte della variazione di fair value attribuibile
\n
al proprio rischio di credito \u00e8 rilevata nell\u2019ambito del Conto
\n
economico complessivo.
\n
Il Gruppo non ha designato alcuna passivit\u00e0 finanziaria al
\n
fair value rilevato a Conto economico, alla rilevazione ini-
\n
ziale.
\n
Le passivit\u00e0 finanziarie che si qualificano come corrispet-
\n
tivi potenziali sono anche esse valutate al fair value rilevato
\n
a Conto economico.
\n

\n\n

\n\n\n

\n\n

\n\n
Derecognition delle attivit\u00e0 e passivit\u00e0 finanziarie
\n
Le attivit\u00e0 finanziarie sono eliminate contabilmente ogni
\n
qualvolta si verifichi una delle seguenti condizioni:
\n
\u2022 il diritto contrattuale a ricevere i flussi di cassa connessi
\n
all\u2019attivit\u00e0 \u00e8 scaduto;
\n
\u2022 il Gruppo ha sostanzialmente trasferito tutti i rischi e
\n
benef\u00edci connessi all\u2019attivit\u00e0, trasferendo i suoi diritti a
\n
ricevere flussi di cassa dall\u2019attivit\u00e0 oppure assumendo
\n
un\u2019obbligazione contrattuale a riversare i flussi di cas-
\n
sa ricevuti a uno o pi\u00f9 eventuali beneficiari in virt\u00f9 di un
\n
contratto che rispetta 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-
\n
mente tutti i rischi e benef\u00edci connessi all\u2019attivit\u00e0 finan-
\n
ziaria ma ne ha trasferito il controllo.
\n
Le passivit\u00e0 finanziarie sono eliminate contabilmente
\n
quando sono estinte, ossia quando l\u2019obbligazione contrat-
\n
tuale \u00e8 adempiuta, cancellata o prescritta.
\n
Quando una passivit\u00e0 finanziaria esistente viene sostituita
\n
da un\u2019altra verso lo stesso creditore a condizioni sostan-
\n
zialmente diverse, o le condizioni di una passivit\u00e0 esistente
\n
sono sostanzialmente modificate, tale sostituzione o mo-
\n
difica viene trattata come un\u2019eliminazione contabile della
\n
passivit\u00e0 originaria e la rilevazione di una nuova passivit\u00e0.
\n
La differenza tra i rispettivi valori contabili \u00e8 rilevata a Conto
\n
economico.
\n

\n

\n\n

\n

\n\n

\n

\n\n\n

\n\n

\n\n
Strumenti finanziari derivati
\n
Un derivato \u00e8 uno strumento finanziario o un altro contratto:
\n
\u2022 il cui valore cambia in relazione alle variazioni in un pa-
\n
rametro definito \u201csottostante\u201d, quale tasso di interesse,
\n
prezzo di un titolo o di una merce, tasso di cambio in va-
\n
luta estera, indice di prezzi o di tassi, rating di un credito
\n
o altra variabile;
\n
\u2022 che richiede un investimento netto iniziale pari a zero,
\n
o minore di quello che sarebbe richiesto per contratti
\n
con una risposta simile ai cambiamenti delle condizioni
\n
di mercato;
\n
\u2022 che \u00e8 regolato a una data futura.
\n
Gli strumenti derivati sono classificati come attivit\u00e0 o pas-
\n
sivit\u00e0 finanziarie a seconda del fair value positivo o negati-
\n
vo e sono classificati come \u201cdetenuti per la negoziazione\u201d
\n
all\u2019interno di \u201cAltri modelli di business\u201d e valutati al fair value
\n
rilevato a Conto economico, a eccezione di quelli designati
\n
come efficaci strumenti di copertura.
\n
Tutti i derivati detenuti per la negoziazione sono classificati
\n
come attivit\u00e0 e passivit\u00e0 correnti.
\n
I derivati non detenuti per la negoziazione, ma valutati al
\n
fair value rilevato a Conto economico in quanto non si qua-
\n
lificano per l\u2019hedge accounting, e i derivati designati come
\n
efficaci strumenti di copertura sono classificati come cor-
\n
renti o non correnti in base alla loro data di scadenza e
\n
all\u2019intenzione del Gruppo di detenere o meno tali strumenti
\n
fino alla scadenza.
\n
Per maggiori dettagli sui derivati e sull\u2019hedge accounting,
\n
si rinvia alla nota 51 \u201cDerivati ed hedge accounting\u201d.
\n

\n\n

\n\n

\n\n\n
Derivati impliciti
\n
Un derivato implicito (embedded derivative) \u00e8 un deriva-
\n
to incluso in un contratto \u201ccombinato\u201d (il c.d. \u201cstrumento
\n
ibrido\u201d) che contiene un altro contratto non derivato (il c.d.
\n
\u201ccontratto ospite\u201d) e origina tutti o parte dei flussi di cassa
\n
del contratto combinato.
\n

\n\n

\n\n

\n\n

\n\n

\n\n

\n\n

\n

\n

\n\n
I principali contratti del Gruppo che possono contenere de-
\n
rivati impliciti sono i contratti di acquisto e vendita di ele-
\n
menti non finanziari con clausole od opzioni che influenzano
\n
il prezzo contrattuale, il volume o la scadenza.
\n
Un derivato implicito in un contratto ibrido contenente
\n
un\u2019attivit\u00e0 finanziaria ospite non viene rilevato separatamen-
\n
te in quanto l\u2019attivit\u00e0 finanziaria ospite con derivato implicito
\n
deve essere classificata nella sua interezza come un\u2019attivit\u00e0
\n
finanziaria al fair value rilevato a Conto economico.
\n
I contratti che non rappresentano strumenti finanziari da
\n
valutare al fair value sono analizzati al fine di identificare l\u2019e-
\n
sistenza di derivati impliciti, che sono da scorporare e va-
\n
lutare al fair value. Le suddette analisi sono effettuate sia al
\n
momento in cui si entra a far parte del contratto, sia quando
\n
avviene una rinegoziazione dello stesso che comporti una
\n
modifica significativa dei flussi finanziari originari connessi.
\n
I derivati impliciti sono scorporati dal contratto ospite e rile-
\n
vati come un derivato quando:
\n
\u2022 il contratto ospite non \u00e8 uno strumento finanziario valuta-
\n
to al fair value rilevato a Conto economico;
\n
\u2022 i rischi economici e le caratteristiche del derivato implici-
\n
to non sono strettamente correlati a quelli del contratto
\n
ospite;
\n
\u2022 un contratto separato con le stesse condizioni del deriva-
\n
to implicito soddisferebbe la definizione di derivato.
\n
I derivati impliciti che sono scorporati dal contratto ospite
\n
sono rilevati nel Bilancio consolidato al fair value rilevato a
\n
Conto economico (a eccezione del caso in cui il derivato im-
\n
plicito \u00e8 designato come parte di una relazione di copertura).
\n

\n\n\n
Contratti di acquisto o vendita di elementi non finanziari
\n
In generale, i contratti di acquisto o vendita di elementi non
\n
finanziari, che sono stati sottoscritti e continuano a essere
\n
detenuti per l\u2019incasso o la consegna, secondo le normali
\n
esigenze di acquisto, vendita o uso previste dal Gruppo,
\n
sono fuori dall\u2019ambito di applicazione dell\u2019IFRS 9 e quin-
\n
di rilevati come contratti esecutivi, in base alla cosiddetta
\n
\u201cown use exemption\u201d.
\n
Un contratto di acquisto o vendita di un elemento non fi-
\n
nanziario \u00e8 classificato come \u201cnormale contratto di com-
\n
pravendita\u201d se \u00e8 stato sottoscritto:
\n
\u2022 ai fini della consegna fisica;
\n
\u2022 per le normali esigenze di utilizzo o compravendita del
\n
Gruppo.
\n
Inoltre, i contratti di acquisto o vendita di elementi non fi-
\n
nanziari con consegna fisica (per es., contratti a termine su
\n
commodity energetiche a prezzo fisso) che non si qualifi-
\n
cano per la \u201cown use exemption\u201d sono rilevati come deriva-
\n
ti valutati al fair value dalla trade date, solo se:
\n
\u2022 sono regolabili al netto; e
\n
\u2022 non sono stati stipulati per le normali esigenze di utilizzo
\n
o compravendita dal Gruppo.
\n
I contratti di trading sono valutati al fair value rilevato a
\n
Conto economico; i risultati da valutazione delle variazio-
\n
ni di fair value dei contratti ancora in essere alla data di
\n
riferimento del bilancio sono rilevati, su base netta, nella
\n
voce \u201cRisultati netti da contratti su commodity\u201d, mentre,
\n
alla data di regolamento:
\n
\u2022 i risultati da valutazione delle variazioni di fair value dei
\n
contratti chiusi per la vendita di commodity energetiche
\n
nonch\u00e9 il relativo ricavo, unitamente agli effetti a Conto
\n
economico della cancellazione contabile del derivato,
\n
sono rilevati negli \u201cAltri ricavi\u201d;
\n
\u2022 i risultati da valutazione delle variazioni di fair value dei
\n
contratti chiusi per l\u2019acquisto di commodity energetiche
\n
nonch\u00e9 il relativo costo, unitamente agli effetti a Conto
\n
economico della cancellazione contabile del derivato,
\n
sono rilevati nelle voci \u201cEnergia elettrica, gas e combu-
\n
stibile\u201d e \u201cServizi e altri materiali\u201d.
\n
Tali contratti di acquisto o vendita di elementi non finanzia-
\n
ri rientranti nell\u2019ambito di applicazione dell\u2019IFRS 9 possono
\n
anche essere, successivamente, designati come strumenti
\n
di copertura se i requisiti previsti per l\u2019hedge accounting
\n
sono soddisfatti.
\n
Il Gruppo analizza i contratti di acquisto o vendita di atti-
\n
vit\u00e0 non finanziarie su base continuativa, con particolare
\n
attenzione agli acquisti o vendite a termine di elettricit\u00e0 e
\n
commodity energetiche, al fine di determinare se gli stes-
\n
si debbano essere classificati e trattati conformemente a
\n
quanto previsto dall\u2019IFRS 9 o se siano stati sottoscritti per
\n
\u201cown use exemption\u201d.
\n

\n

\n\n\n
Compensazione di attivit\u00e0 e passivit\u00e0 finanziarie
\n
Il Gruppo compensa attivit\u00e0 e passivit\u00e0 finanziarie quando:
\n
\u2022 esiste un diritto legalmente esercitabile di compensare i
\n
valori rilevati in bilancio; e
\n
\u2022 vi \u00e8 l\u2019intenzione di compensare su base netta o di rea-
\n
lizzare l\u2019attivit\u00e0 e regolare la passivit\u00e0 simultaneamente.
\n

\n\n

\n

\n\n
Iperinflazione
\n
In caso di economia iperinflazionata, il Gruppo rettifica le
\n
poste non monetarie, il patrimonio netto e le poste deri-
\n
vanti da contratti indicizzati, fino al limite del loro valore
\n
recuperabile, utilizzando un indice dei prezzi che riflette le
\n
variazioni del generale potere di acquisto.
\n
Gli effetti dell\u2019applicazione iniziale sono rilevati a patrimo-
\n
nio al netto degli effetti fiscali. Viceversa, durante il periodo
\n
di iperinflazione (fino alla sua cessazione), l\u2019utile o la perdita
\n
risultante dalle rettifiche \u00e8 rilevato a Conto economico con
\n
separata indicazione tra gli oneri e i proventi finanziari.
\n
A partire dal 2018, tale principio trova concreta applicazio-
\n
ne con riferimento alle operazioni del Gruppo in Argentina,
\n
la cui economia \u00e8 stata dichiarata iperinflazionata a partire
\n
dal 1\u00b0 luglio 2018.
\n

\n\n

\n\n

\n\n

\n

\n\n

\n

\n
Attivit\u00e0 non correnti (o gruppi in dismissione)
\n
classificate come possedute per la vendita e
\n
discontinued operation
\n\n
Le attivit\u00e0 non correnti (o gruppi in dismissione) sono clas-
\n
sificate come possedute per la vendita se il loro valore con-
\n
tabile sar\u00e0 recuperato principalmente con un\u2019operazione
\n
di vendita anzich\u00e9 con il loro uso continuativo.
\n
Tale criterio di classificazione \u00e8 applicabile solo se le atti-
\n
vit\u00e0 non correnti (o gruppi in dismissione) sono disponibili
\n
per la vendita immediata nelle loro condizioni attuali e la
\n
vendita \u00e8 altamente probabile.
\n
Quando il Gruppo \u00e8 coinvolto in un piano di vendita che
\n
comporta la perdita del controllo in una partecipata e sono
\n
soddisfatti i requisiti previsti dall\u2019IFRS 5, tutte le attivit\u00e0 e
\n
le passivit\u00e0 della controllata sono classificate come posse-
\n
dute per la vendita indipendentemente se il Gruppo man-
\n
terr\u00e0, dopo la vendita, una partecipazione non di controllo
\n
nella societ\u00e0 stessa.
\n
Il Gruppo applica alle partecipazioni, o quote di partecipa-
\n
zioni, in societ\u00e0 collegate o joint venture tali criteri di classi-
\n
ficazione previsti dall\u2019IFRS 5. La parte residua della parteci-
\n
pazione in societ\u00e0 collegate o joint venture che non \u00e8 stata
\n
classificata come posseduta per la vendita \u00e8 contabilizzata
\n
con il metodo del patrimonio netto fino alla dismissione del-
\n
la parte classificata come posseduta per la vendita.
\n
Le attivit\u00e0 non correnti (o gruppi in dismissione) e le passi-
\n
vit\u00e0 incluse in gruppi in dismissione classificate come pos-
\n
sedute per la vendita sono presentate separatamente dalle
\n
altre attivit\u00e0 e passivit\u00e0 dello Stato patrimoniale.
\n
Gli importi presentati per le attivit\u00e0 non correnti o per le
\n
attivit\u00e0 e passivit\u00e0 di un gruppo in dismissione classificati
\n
come posseduti per la vendita non sono riclassificati o ri-
\n
presentati per i periodi a raffronto.
\n
Immediatamente prima della classificazione iniziale delle
\n
attivit\u00e0 non correnti (o gruppi in dismissione) come pos-
\n
sedute per la vendita, i valori contabili dell\u2019attivit\u00e0 (o del
\n
gruppo) sono valutati in conformit\u00e0 allo specifico principio
\n
contabile di riferimento applicabile a tali attivit\u00e0 o passivit\u00e0.
\n
Le attivit\u00e0 non correnti (o gruppi in dismissione) classificate
\n
come possedute per la vendita sono valutate al minore tra
\n
il valore contabile e il relativo fair value, al netto dei costi di
\n
vendita. Le perdite di valore per qualsiasi iniziale o succes-
\n
sivo impairment dell\u2019attivit\u00e0 (o gruppo in dismissione) al fair
\n
value al netto dei costi di vendita e i ripristini di impairment
\n
sono rilevati a Conto economico nell\u2019ambito delle continu-
\n
ing operation.
\n
Le attivit\u00e0 non correnti non sono ammortizzate finch\u00e9 sono
\n
classificate come possedute per la vendita o finch\u00e9 sono
\n
inserite in un gruppo in dismissione classificato come pos-
\n
seduto per la vendita.
\n
Se i criteri di classificazione non sono pi\u00f9 soddisfatti, il
\n
Gruppo non classifica pi\u00f9 le attivit\u00e0 (o il gruppo in dismis-
\n
sione) come possedute per la vendita. In questo caso tali
\n
attivit\u00e0 sono valutate al minore tra:
\n
\u2022 il valore contabile prima che l\u2019attivit\u00e0 (o gruppo in dismis-
\n
sione) fosse classificata come posseduta per la vendita,
\n
rettificato per tutti gli ammortamenti o ripristini di valo-
\n
re che sarebbero stati altrimenti rilevati se l\u2019attivit\u00e0 (o il
\n
gruppo in dismissione) non fosse stata classificata come
\n
posseduta per la vendita; e
\n
\u2022 il suo valore recuperabile calcolato alla data della suc-
\n
cessiva decisione di non vendere, che \u00e8 pari al maggiore
\n
tra il suo fair value al netto dei costi di dismissione e il
\n
suo valore d\u2019uso.
\n
Ogni rettifica al valore contabile dell\u2019attivit\u00e0 non corrente
\n
che cessa di essere classificata come posseduta per la
\n
vendita \u00e8 rilevata nell\u2019ambito del risultato delle continuing
\n
operation.
\n

\n

\n\n\n
Una discontinued operation \u00e8 una componente del Grup-
\n
po che \u00e8 stata dismessa, o classificata come posseduta
\n
per la vendita, e:
\n
\u2022 rappresenta un importante ramo autonomo di attivit\u00e0 o
\n
area geografica di attivit\u00e0;
\n
\u2022 fa parte di un unico programma coordinato di dismissio-
\n
ne di un importante ramo autonomo di attivit\u00e0 o un\u2019area
\n
geografica di attivit\u00e0; o
\n
\u2022 \u00e8 una societ\u00e0 controllata acquisita esclusivamente al fine
\n
della sua vendita.
\n
Il Gruppo espone, in una voce separata del Conto econo-
\n
mico, un unico importo rappresentato dal totale:
\n
\u2022 degli utili o delle perdite delle discontinued operation al
\n
netto degli effetti fiscali; e
\n
\u2022 della plusvalenza o minusvalenza, al netto degli effetti fi-
\n
scali, rilevata a seguito della valutazione al fair value al
\n
netto dei costi di vendita o della dismissione delle attivit\u00e0
\n
(o gruppo in dismissione) che costituiscono la disconti-
\n
nued operation.
\n
I corrispondenti ammontari sono ripresentati nel Conto
\n
economico per i periodi a confronto, cosicch\u00e9 l\u2019informativa
\n
si riferisca a tutte le discontinued operation entro la data
\n
di riferimento dell\u2019ultimo bilancio presentato. Se il Gruppo
\n
cessa di classificare un componente come posseduto per
\n
la vendita, i risultati del componente precedentemente
\n
esposto in bilancio tra le discontinued operation sono ri-
\n
classificati e inclusi nell\u2019ambito del risultato delle continu-
\n
ing operation per tutti gli esercizi presentati in bilancio.
\n

\n\n

\n

\n\n\n

\n\n
Certificati ambientali
\n
Alcune societ\u00e0 del Gruppo sono interessate dalle norma-
\n
tive nazionali relative ai certificati verdi, alle garanzie di ori-
\n
gine, ai certificati di efficienza energetica (c.d. \u201ccertificati
\n
bianchi\u201d), nonch\u00e9 dall\u2019\u201cEmission Trading System\u201d istituito a
\n
livello europeo.
\n
I certificati verdi e le garanzie di origine, maturati in rela-
\n
zione alla produzione di energia effettuata con impianti
\n
che utilizzano risorse rinnovabili e i certificati di efficien-
\n
za energetica maturati in relazione ai risparmi energetici
\n
conseguiti, che hanno ottenuto la certificazione dalla com-
\n
petente autorit\u00e0, sono assimilati a contributi non monetari
\n
in conto esercizio e rilevati al fair value, nell\u2019ambito degli
\n

\n\n

\n\n

\n\n

\n\n

\n\n

\n

\n

\n\n

\n\n
altri proventi operativi, con contropartita le altre attivit\u00e0 di
\n
natura non finanziaria, qualora i certificati non fossero an-
\n
cora accreditati sul conto propriet\u00e0, ovvero le rimanenze,
\n
qualora i certificati fossero gi\u00e0 accreditati.
\n
Nel momento in cui i predetti certificati sono accreditati sul
\n
conto propriet\u00e0, il relativo valore \u00e8 riclassificato dalle altre
\n
attivit\u00e0 alle rimanenze.
\n
I ricavi per la vendita di tali certificati sono rilevati nell\u2019am-
\n
bito dei ricavi, con conseguente decremento delle relative
\n
rimanenze.
\n
Ai fini della rilevazione contabile degli oneri derivanti da tali
\n
obblighi normativi, il Gruppo applica il cosiddetto \u201cnet lia-
\n
bility approach\u201d.
\n
Tale trattamento contabile prevede che i certificati ambien-
\n
tali eventualmente ricevuti gratuitamente e quelli autopro-
\n
dotti nell\u2019ambito dello svolgimento dell\u2019attivit\u00e0 aziendale,
\n
destinati all\u2019adempimento della compliance, siano rilevati
\n
al valore nominale (valore nullo). Inoltre, gli oneri sostenuti
\n
per acquistare sul mercato (o comunque ottenere a titolo
\n
oneroso) gli eventuali certificati mancanti per adempiere
\n
all\u2019obbligo del periodo di riferimento sono rilevati a Conto
\n
economico, per competenza, nell\u2019ambito degli \u201cAltri costi
\n
operativi\u201d, in quanto rappresentano \u201coneri di sistema\u201d con-
\n
seguenti all\u2019adempimento di un obbligo normativo.
\n

\n\n

\n\n\n
Benef\u00edci ai dipendenti
\n
La passivit\u00e0 relativa ai benef\u00edci riconosciuti ai dipendenti
\n
ed erogati in coincidenza o successivamente alla cessa-
\n
zione del rapporto di lavoro per piani a benef\u00edci definiti o
\n
per altri benef\u00edci a lungo termine erogati nel corso dell\u2019at-
\n
tivit\u00e0 lavorativa \u00e8 determinata, separatamente per ciascun
\n
piano, sulla base di ipotesi attuariali stimando l\u2019ammonta-
\n
re dei benef\u00edci futuri che i dipendenti hanno maturato alla
\n
data di riferimento del bilancio (attraverso il \u201cmetodo di
\n
proiezione unitaria del credito\u201d).
\n
In maggior dettaglio, il valore attuale dei piani a benef\u00edci
\n
definiti \u00e8 calcolato utilizzando un tasso determinato in
\n
base ai rendimenti di mercato, alla data di riferimento di
\n
bilancio, di titoli obbligazionari di aziende primarie. Se
\n
non esiste un mercato profondo di titoli obbligazionari di
\n
aziende primarie nella valuta in cui l\u2019obbligazione \u00e8 espres-
\n
sa, viene utilizzato il corrispondente tasso di rendimento
\n
dei titoli pubblici.
\n
La passivit\u00e0, al netto delle eventuali attivit\u00e0 a servizio del
\n
piano, \u00e8 rilevata per competenza lungo il periodo di matu-
\n
razione del diritto. La valutazione della passivit\u00e0 \u00e8 effettua-
\n
ta da attuari indipendenti.
\n
Se le attivit\u00e0 a servizio del piano eccedono il valore attua-
\n
le della relativa passivit\u00e0 a benef\u00edci definiti, il surplus viene
\n
rilevato come attivit\u00e0 (nei limiti dell\u2019eventuale massimale).
\n
Con riferimento alle passivit\u00e0 (attivit\u00e0) per i piani a benef\u00edci
\n
definiti, gli utili e le perdite attuariali derivanti dalla valuta-
\n
zione attuariale delle passivit\u00e0, il rendimento delle attivit\u00e0
\n
a servizio del piano (al netto degli associati interessi atti-
\n
vi) e l\u2019effetto del massimale di attivit\u00e0 \u2013 asset ceiling \u2013 (al
\n
netto dei relativi interessi) sono rilevati nell\u2019ambito delle al-
\n
tre componenti del Conto economico complessivo (OCI),
\n
quando si verificano. Per gli altri benef\u00edci a lungo termine,
\n
i relativi utili e perdite attuariali sono rilevati a Conto eco-
\n
nomico.
\n
In caso di modifica di un piano a benef\u00edci definiti o di intro-
\n
duzione di un nuovo piano, l\u2019eventuale costo previdenziale
\n
relativo alle prestazioni di lavoro passate (past service cost)
\n
\u00e8 rilevato immediatamente a Conto economico.
\n
Inoltre, il Gruppo \u00e8 impegnato in piani a contribuzione de-
\n
finita per effetto dei quali paga contributi fissi a una entit\u00e0
\n
distinta (un fondo) e non avr\u00e0 un\u2019obbligazione legale o im-
\n
plicita a pagare ulteriori contributi se il fondo non dispo-
\n
nesse di risorse sufficienti a pagare tutti i benef\u00edci ai dipen-
\n
denti relativamente all\u2019attivit\u00e0 lavorativa svolta nell\u2019esercizio
\n
corrente e in quelli precedenti. Tali piani sono generalmen-
\n
te istituiti con lo scopo di integrare le prestazioni pensio-
\n
nistiche successivamente alla fine del rapporto di lavoro.
\n
I costi relativi a tali piani sono rilevati a Conto economico
\n
sulla base della contribuzione effettuata nel periodo.
\n

\n

\n\n\n
Termination benefit
\n
Le passivit\u00e0 per benef\u00edci dovuti ai dipendenti per la ces-
\n
sazione anticipata del rapporto di lavoro derivano dalla
\n
decisione da parte del Gruppo di concludere il rapporto
\n
di lavoro con un dipendente prima della normale data di
\n
pensionamento oppure dalla scelta volontaria di un dipen-
\n
dente di accettare un\u2019offerta, da parte del Gruppo, di tali
\n
benef\u00edci in cambio della cessazione del rapporto di lavoro.
\n
L\u2019evento che d\u00e0 origine a tale obbligazione \u00e8 la cessazio-
\n
ne del rapporto di lavoro piuttosto che l\u2019esistenza di tale
\n
rapporto. I benef\u00edci dovuti ai dipendenti per la cessazione
\n
anticipata del rapporto di lavoro sono rilevati nella data pi\u00f9
\n
immediata tra le seguenti:
\n
\u2022 il momento in cui il Gruppo non pu\u00f2 pi\u00f9 ritirare l\u2019offerta
\n
di tali benef\u00edci; e
\n
\u2022 il momento in cui il Gruppo rileva i costi di una ristruttu-
\n
razione che rientra nell\u2019ambito di applicazione dello IAS
\n
37 e implica il pagamento di benef\u00edci dovuti per la cessa-
\n
zione del rapporto di lavoro.
\n
Tali passivit\u00e0 sono valutate sulla base della natura del be-
\n
neficio concesso. In particolare, quando i benef\u00edci concessi
\n
rappresentano un miglioramento di altri benef\u00edci succes-
\n
sivi alla conclusione del rapporto di lavoro riconosciuti ai
\n
dipendenti, la relativa passivit\u00e0 \u00e8 valutata secondo le di-
\n
sposizioni previste per tale tipologia di benef\u00edci. Altrimen-
\n
ti, se si prevede che i benef\u00edci dovuti ai dipendenti per la
\n
cessazione del rapporto di lavoro saranno liquidati intera-
\n
mente entro 12 mesi dalla chiusura dell\u2019esercizio in cui tali
\n
benef\u00edci sono rilevati, la relativa passivit\u00e0 \u00e8 valutata secon-
\n
do le disposizioni previste per i benef\u00edci a breve termine;
\n
se si prevede che non saranno liquidati interamente entro
\n
12 mesi dalla chiusura dell\u2019esercizio in cui sono rilevati, la
\n
relativa passivit\u00e0 \u00e8 valutata secondo le disposizioni previste
\n
per gli altri benef\u00edci a lungo termine.
\n

\n\n

\n\n

\n\n

\n\n

\n

\n\n
Pagamenti basati su azioni
\n
Il Gruppo attua operazioni con pagamento basato su azioni
\n
regolate con strumenti rappresentativi di capitale nell\u2019am-
\n
bito della politica in materia di remunerazione adottata per
\n
l\u2019Amministratore Delegato/Direttore Generale e per i diri-
\n
genti con responsabilit\u00e0 strategiche.
\n
I pi\u00f9 recenti piani di incentivazione di lungo termine preve-
\n
dono l\u2019assegnazione ai destinatari di un incentivo, rappre-
\n
sentato da una componente di natura azionaria (regolata
\n
con strumenti rappresentativi di capitale) e da una com-
\n
ponente monetaria (pagata per cassa), che maturer\u00e0 qua-
\n
lora si verifichino specifiche condizioni. La componente
\n
monetaria \u00e8 classificata come un\u2019operazione regolata per
\n
cassa se \u00e8 basata sul prezzo (o valore) degli strumenti rap-
\n
presentativi di capitale della societ\u00e0 che ha emesso il piano
\n
o, negli altri casi, come un altro beneficio ai dipendenti a
\n
lungo termine. Al fine di regolare la componente azionaria
\n
mediante l\u2019assegnazione gratuita di azioni, sono stati ap-
\n
provati programmi di acquisto di azioni proprie a servizio
\n
di tali piani. Per ulteriori dettagli sui piani di incentivazione
\n
basati su azioni, si rinvia alla nota 53 \u201cPagamenti basati su
\n
azioni\u201d.
\n
Per la componente azionaria, il Gruppo rileva i servizi resi
\n
dai dipendenti come costo del personale lungo il periodo
\n
in cui le condizioni di permanenza in servizio e di conse-
\n
guimento di determinati risultati devono essere soddisfat-
\n
te (periodo di maturazione) e stima indirettamente il loro
\n
valore, e il corrispondente incremento di una specifica
\n
voce del patrimonio netto, sulla base del fair value degli
\n
strumenti rappresentativi di capitale (ossia, azioni della so-
\n
ciet\u00e0 emittente) alla data di assegnazione. Tale fair value si
\n
basa sul prezzo di mercato osservabile delle azioni, tenen-
\n
do conto dei termini e delle condizioni in base ai quali le
\n
azioni sono state assegnate (a eccezione delle condizioni
\n
di maturazione escluse dalla misurazione del fair value).
\n
Il costo complessivamente rilevato \u00e8 rettificato a ogni data
\n
di riferimento del bilancio fino alla data di maturazione per
\n
riflettere la migliore stima disponibile al Gruppo del nume-
\n
ro di strumenti rappresentativi di capitale per i quali ci si
\n
attende che le condizioni di permanenza in servizio e quel-
\n
le di conseguimento di determinati risultati diverse dalle
\n
condizioni di mercato saranno soddisfatte, cosicch\u00e9 l\u2019im-
\n
porto rilevato al termine del periodo di maturazione si basa
\n
sul numero effettivo di strumenti rappresentativi di capitale
\n
che soddisfanno tali condizioni alla data di maturazione.
\n
Non \u00e8 rilevato alcun costo per i premi che alla fine non ma-
\n
turano perch\u00e9 non sono state soddisfatte le condizioni di
\n
conseguimento di determinati risultati diverse da quelle
\n
di mercato e/o le condizioni di permanenza in servizio. Di
\n
contro, le operazioni sono considerate maturate indipen-
\n
dentemente dal fatto che siano soddisfatte o meno le con-
\n
dizioni di mercato o di non maturazione, purch\u00e9 siano sod-
\n
disfatte tutte le altre condizioni di maturazione.
\n
Se l\u2019incentivo basato su strumenti rappresentativi di capi-
\n
tale \u00e8 pagato per cassa, il Gruppo rileva i servizi resi dai
\n
dipendenti come costo del personale lungo il periodo di
\n
maturazione e una corrispondente passivit\u00e0 misurata al
\n
fair value della passivit\u00e0 sostenuta. Successivamente, e
\n
fino al momento della sua estinzione, la passivit\u00e0 viene ri-
\n
misurata al fair value a ogni data di riferimento del bilancio,
\n
considerando la migliore stima possibile dell\u2019incentivo che
\n
maturer\u00e0, con le variazioni di fair value rilevate tra i costi del
\n
personale. Se il diritto a ricevere l\u2019incentivo monetario non
\n
matura perch\u00e9 una o pi\u00f9 condizioni non sono soddisfatte,
\n
la relativa passivit\u00e0 sar\u00e0 stornata.
\n

\n

\n\n\n

\n
Fondi rischi e oneri
\n
I fondi per rischi e oneri sono rilevati quando, alla data di
\n
riferimento, in presenza di un\u2019obbligazione legale o implicita
\n
derivante da un evento passato, \u00e8 probabile che per sod-
\n
disfare l\u2019obbligazione si render\u00e0 necessario un esborso di
\n
risorse il cui ammontare \u00e8 stimabile in modo attendibile. Se
\n
l\u2019effetto \u00e8 significativo, gli accantonamenti sono determina-
\n
ti attualizzando i flussi finanziari futuri attesi a un tasso di
\n
sconto al lordo delle imposte che riflette la valutazione cor-
\n
rente del mercato del costo del denaro in relazione al tempo
\n
e, se applicabile, il rischio specifico attribuibile all\u2019obbligazio-
\n
ne. Quando l\u2019accantonamento \u00e8 attualizzato, l\u2019adeguamen-
\n
to periodico del valore attuale dovuto al fattore temporale \u00e8
\n
riflesso nel Conto economico come onere finanziario.
\n
Laddove si supponga che tutte le spese, o una parte di esse,
\n
richieste per estinguere un\u2019obbligazione vengano rimbor-
\n
sate da terzi, l\u2019indennizzo, se virtualmente certo, \u00e8 rilevato
\n
come un\u2019attivit\u00e0 distinta.
\n\n
Se la passivit\u00e0 \u00e8 connessa allo smantellamento degli impian-
\n
ti e/o ripristino del sito in cui gli stessi insistono, il fondo \u00e8
\n
rilevato in contropartita all\u2019attivit\u00e0 cui si riferisce e la rileva-
\n
zione dell\u2019onere a Conto economico avviene attraverso il
\n
processo di ammortamento della predetta attivit\u00e0 materiale.
\n
Se la passivit\u00e0 \u00e8 connessa allo smaltimento e allo stoccaggio
\n
delle scorie e di altri scarti di materiali radioattivi, il fondo \u00e8
\n
rilevato in contropartita ai relativi costi operativi.
\n

\n\n
Una passivit\u00e0 per ristrutturazione si riferisce a un program-
\n
ma pianificato e controllato dalla direzione aziendale che
\n
modifica in maniera significativa l\u2019ambito di un business in-
\n
trapreso dal Gruppo oppure il modo in cui il business \u00e8 ge-
\n
stito. Tale passivit\u00e0 \u00e8 rilevata quando sorge un\u2019obbligazione
\n
implicita, ossia quando il Gruppo ha approvato un dettaglia-
\n
to programma formale per la ristrutturazione e ne ha inizia-
\n
to la realizzazione oppure ne ha gi\u00e0 comunicato gli aspetti
\n
principali ai terzi interessati.
\n
I fondi non comprendono le passivit\u00e0 relative a trattamenti
\n
incerti ai fini dell\u2019imposta sul reddito che vengono rilevate
\n
come passivit\u00e0 fiscali.
\n
Il Gruppo potrebbe fornire una garanzia connessa alla ven-
\n
dita di un prodotto (sia esso bene o servizio) nell\u2019ambito di
\n
contratti con i clienti rientranti nel dominio di applicazione
\n
dell\u2019IFRS 15, ai sensi del contratto, delle norme di legge o
\n

\n\n

\n\n

\n\n

\n\n

\n

\n\n
conformemente alla sua abituale pratica commerciale. In
\n
questo caso, il Gruppo valuta se la garanzia fornisca al clien-
\n
te l\u2019assicurazione che il prodotto, oggetto di garanzia, fun-
\n
zioner\u00e0 come previsto dalle parti, perch\u00e9 \u00e8 conforme alle
\n
specifiche concordate, oppure se la garanzia fornisca an-
\n
che un servizio in aggiunta alla conformit\u00e0 del prodotto alle
\n
specifiche concordate.
\n
A seguito della valutazione effettuata, se il Gruppo deter-
\n
mina che \u00e8 fornita una garanzia assicurativa, quando tra-
\n
sferisce il prodotto al cliente il Gruppo rileva separatamente
\n
una passivit\u00e0 e un corrispondente onere, che rappresenta
\n
un costo addizionale per la fornitura dei beni o servizi, senza
\n
attribuire alcuna parte del prezzo dell\u2019operazione (e, quindi,
\n
dei ricavi) alla garanzia. La passivit\u00e0 \u00e8 misurata e presentata
\n
come un fondo per rischi e oneri.
\n
In caso contrario, se il Gruppo determina che la garanzia
\n
fornisce un servizio aggiuntivo, il Gruppo contabilizza la
\n
garanzia promessa come un\u2019obbligazione di fare confor-
\n
memente alle previsioni dell\u2019IFRS 15, rilevando la passivit\u00e0
\n
derivante dal contratto come ricavo, lungo il periodo in cui
\n
\u00e8 fornito il servizio, e i relativi costi quando sono sostenuti.
\n
Infine, qualora la garanzia includa sia un elemento di assicu-
\n
razione sia uno di servizio e il Gruppo non pu\u00f2 ragionevol-
\n
mente contabilizzarli separatamente, il Gruppo contabilizza
\n
entrambe le garanzie insieme come un\u2019unica obbligazione
\n
di fare.
\n
Per i contratti i cui costi non discrezionali necessari per
\n
adempiere alle obbligazioni assunte sono superiori ai be-
\n
nef\u00edci economici che si suppone siano ottenibili dal contrat-
\n
to (\u201ccontratti onerosi\u201d), il Gruppo rileva un accantonamento
\n
pari al minore tra l\u2019eccedenza del costo necessario all\u2019a-
\n
dempimento (ossia, costi che si riferiscono direttamente al
\n
contratto, sia incrementali sia derivanti da una ripartizione di
\n
altri costi) rispetto ai benef\u00edci economici che si suppone de-
\n
riveranno dal contratto e qualsiasi risarcimento o sanzione
\n
derivante dall\u2019inadempienza del contratto stesso.
\n
Le variazioni di stima degli accantonamenti ai fondi in esa-
\n
me sono riflesse nel Conto economico dell\u2019esercizio in cui
\n
avviene la variazione, a eccezione di quelle relative ai costi
\n
previsti per smantellamento e/o ripristino che risultino da
\n
cambiamenti nei tempi e negli impieghi di risorse economi-
\n
che necessarie per estinguere l\u2019obbligazione o che risultino
\n
da variazioni del tasso di sconto. Tali variazioni sono portate
\n
a incremento o a riduzione del valore contabile delle relative
\n
attivit\u00e0 e imputate a Conto economico tramite il processo
\n
di ammortamento. Quando sono rilevate a incremento del
\n
valore contabile dell\u2019attivit\u00e0, viene inoltre valutato se il nuovo
\n
valore contabile dell\u2019attivit\u00e0 stessa possa essere interamen-
\n
te recuperato. Qualora non lo fosse, si rileva una perdita a
\n
Conto economico pari all\u2019ammontare ritenuto non recu-
\n
perabile. Le variazioni di stima in diminuzione sono rilevate
\n
in contropartita all\u2019attivit\u00e0 fino a concorrenza del suo valo-
\n
re contabile e, per la parte eccedente, immediatamente a
\n
Conto economico.
\n
Per maggiori dettagli sui criteri di stima adottati nella de-
\n
terminazione della passivit\u00e0 relativa allo smantellamento e
\n
ripristino dei siti, e in particolare per lo smantellamento degli
\n
impianti nucleari e per lo stoccaggio delle scorie o di altri
\n
scarti di materiali radioattivi, si rinvia alla nota 2.1 \u201cUso di sti-
\n
me e giudizi del management\u201d.
\n

\n

\n\n\n

\n

\n

\n
Ricavi provenienti da contratti con i clienti
\n
Il Gruppo rileva i ricavi derivanti da contratti con i clien-
\n
ti per un ammontare che riflette il corrispettivo al quale
\n
il Gruppo si aspetta di avere diritto in cambio dei beni e
\n
dei servizi forniti, in accordo con il modello a cinque step
\n
previsto dall\u2019IFRS 15:
\n
\u2022 individuazione del contratto con il cliente (step 1) a par-
\n
tire da quando il contratto stesso risulta legalmente effi-
\n
cace. In mancanza dei criteri dello step 1, ogni eventua-
\n
le corrispettivo ricevuto dai clienti viene rilevato come
\n
anticipo;
\n
\u2022 individuazione delle obbligazioni di fare (step 2), ovve-
\n
ro le promesse, nel contratto con il cliente, di trasferire
\n
beni o servizi, che sono contabilizzate distintamente se
\n
effettivamente distinguibili per natura e nell\u2019ambito del
\n
contratto, oppure, in via eccezionale, come unica ob-
\n
bligazione di fare, in caso si tratti di una serie di beni
\n
o servizi distinti che sono sostanzialmente uguali e che
\n
presentano le stesse modalit\u00e0 di trasferimento al cliente
\n
nel corso del tempo.
\n\n
Per ciascun bene o servizio distinto, il Gruppo deter-
\n
mina se agisce in qualit\u00e0 di \u201cprincipal\u201d o \u201cagent\u201d. In tale
\n
ultimo caso, i ricavi (ovvero onorari o commissioni) sono
\n
rilevati su base netta;
\n

\n\n
\u2022 determinazione del prezzo dell\u2019operazione, all\u2019inizio del
\n
contratto (step 3), come:
\n
\u2013 corrispettivo al quale si ritiene di avere diritto in cam-
\n
bio del trasferimento al cliente dei beni o servizi pro-
\n
messi, esclusi gli importi riscossi per conto terzi (per
\n
es., alcune imposte sulle vendite e l\u2019imposta sul valore
\n
aggiunto);
\n\n
\u2013 corrispettivi variabili, corrispettivi non monetari rice-
\n
vuti dal cliente e quelli da pagare a esso, componenti
\n

\n\n
di finanziamento significative. Il prezzo dell\u2019operazio-
\n
ne viene rettificato in ciascun esercizio per tenere
\n
conto di eventuali cambiamenti delle circostanze;
\n
\u2022 ripartizione del prezzo dell\u2019operazione (step 4), all\u2019inizio
\n
del contratto, alle diverse obbligazioni di fare, incluse
\n
eventuali opzioni per l\u2019acquisto di beni o servizi aggiun-
\n
tivi che rappresentano un diritto significativo (differendo
\n
i relativi ricavi al momento in cui ha luogo il trasferimen-
\n
to di tali beni o servizi futuri o alla scadenza dell\u2019opzio-
\n
ne), generalmente sulla base del prezzo di vendita a s\u00e9
\n
stante di ciascun bene o servizio promesso;
\n\n
\u2022 rilevazione dei ricavi (step 5), quando (o man mano che)
\n
ciascuna obbligazione di fare \u00e8 soddisfatta trasferendo
\n
il bene o servizio promesso al cliente.
\n

\n\n

\n\n

\n\n

\n\n

\n\n

\n

\n

\n

\n

\n

\n\n
Se l\u2019obbligazione di fare rientra in un contratto esistente la
\n
cui durata iniziale prevista non \u00e8 superiore a un anno o se
\n
il Gruppo rileva i ricavi generati dall\u2019adempimento dell\u2019ob-
\n
bligazione di fare per l\u2019importo che ha diritto a fatturare al
\n
cliente, le informazioni relative alle rimanenti obbligazioni di
\n
fare non vengono fornite.
\n
Maggiori dettagli riguardo all\u2019applicazione di tale modello di
\n
rilevazione dei ricavi sono forniti nella nota 2.1 \u201cUso di sti-
\n
me e giudizi del management\u201d e nella nota 11.a \u201cRicavi delle
\n
vendite e delle prestazioni\u201d.
\n

\n\n
Altri ricavi
\n
Il Gruppo rileva i ricavi diversi da quelli derivanti da contratti
\n
con i clienti principalmente con riferimento a:
\n\n
\u2022 ricavi derivanti dalla vendita di commodity energetiche
\n
basati su contratti con consegna fisica, che non si quali-
\n
ficano per la \u201cown use exemption\u201d e sono quindi rilevati al
\n
fair value ai sensi dell\u2019IFRS 9;
\n

\n\n
\u2022 variazioni del fair value di contratti chiusi per la vendita di
\n
commodity energetiche con consegna fisica, che non si
\n
qualificano per la \u201cown use exemption\u201d e quindi rilevati al
\n
FVTPL ai sensi dell\u2019IFRS 9;
\n
\u2022 ricavi da leasing operativi contabilizzati per competenza
\n
in base alla sostanza del relativo accordo di leasing.
\n\n
Altri proventi operativi
\n
Gli altri proventi operativi riguardano principalmente le plu-
\n
svalenze da alienazione di beni non derivanti dall\u2019attivit\u00e0 ca-
\n
ratteristica del Gruppo e i contributi pubblici.
\n
I contributi pubblici, inclusi i contributi non monetari valu-
\n
tati al fair value, sono rilevati quando esiste una ragionevo-
\n
le certezza che saranno ricevuti e che il Gruppo rispetter\u00e0
\n
tutte le condizioni previste dal Governo, da enti governativi
\n
e analoghi enti locali, nazionali o internazionali per la loro
\n
erogazione.
\n
Il beneficio di un finanziamento pubblico a un tasso di in-
\n
teresse inferiore a quello di mercato \u00e8 trattato come un
\n
contributo pubblico. Il finanziamento \u00e8 inizialmente rilevato
\n
al fair value e il contributo pubblico \u00e8 misurato come diffe-
\n
renza tra il valore contabile iniziale e il corrispettivo ricevu-
\n
to. Il finanziamento \u00e8 successivamente valutato conforme-
\n
mente alle disposizioni previste per le passivit\u00e0 finanziarie.
\n
I contributi pubblici sono rilevati a Conto economico, con
\n
un criterio sistematico, negli esercizi in cui il Gruppo rile-
\n
va come costi le relative spese che i contributi intendono
\n
compensare.
\n
Quando il Gruppo riceve contributi pubblici sotto forma di
\n
trasferimenti di attivit\u00e0 non monetarie destinate all\u2019utiliz-
\n
zo aziendale, rileva sia il contributo sia il bene al fair value
\n
dell\u2019attivit\u00e0 non monetaria alla data del trasferimento.
\n
I contributi pubblici in conto impianti, inclusi quelli sotto
\n
forma di trasferimenti di attivit\u00e0 non monetarie, ricevu-
\n
ti per l\u2019acquisto, la costruzione o l\u2019acquisizione di attivit\u00e0
\n
immobilizzate (per es., immobili, impianti e macchinari
\n
o attivit\u00e0 immateriali), sono portati a riduzione del valore
\n
contabile del bene e rilevati a Conto economico durante
\n
la vita ammortizzabile del bene come riduzione del costo
\n
dell\u2019ammortamento. Nel caso non ci siano elementi per
\n
consentirne un\u2019adeguata attribuzione alle relative attivit\u00e0
\n
immobilizzate cui si riferiscono, i contributi pubblici in con-
\n
to impianti sono rilevati come risconti passivi, tra le altre
\n
passivit\u00e0, e accreditati a Conto economico su base siste-
\n
matica lungo la vita utile del bene.
\n

\n

\n\n\n

\n\n

\n

\n
Proventi e oneri finanziari da derivati
\n
I proventi e oneri finanziari da derivati includono:
\n\n
\u2022 proventi e oneri da derivati valutati al fair value rilevato a
\n
Conto economico sul rischio di tasso di interesse e tasso
\n
di cambio;
\n

\n\n\n
\u2022 proventi e oneri da derivati di fair value hedge sul rischio
\n
di tasso di interesse;
\n
\u2022 proventi e oneri da derivati di cash flow hedge sul rischio
\n
di tasso di interesse e tasso di cambio.
\n

\n\n
Altri proventi e oneri finanziari
\n
Per tutte le attivit\u00e0 e passivit\u00e0 finanziarie valutate al costo
\n
ammortizzato e le attivit\u00e0 finanziarie che maturano interes-
\n
si classificate come al fair value rilevato a Conto econo-
\n
mico complessivo, gli interessi attivi e passivi sono rilevati
\n
utilizzando il metodo del tasso di interesse effettivo.
\n
Gli interessi attivi sono rilevati nella misura in cui \u00e8 proba-
\n
bile che i benef\u00edci economici affluiranno al Gruppo e il loro
\n
ammontare possa essere attendibilmente valutato.
\n
Gli altri proventi e oneri finanziari includono anche le varia-
\n
zioni di fair value di strumenti finanziari diversi dai derivati.
\n

\n\n

\n\n\n
Dividendi
\n
I dividendi sono rilevati quando \u00e8 stabilito il diritto incondi-
\n
zionato a riceverne il pagamento.
\n
I dividendi e gli acconti sui dividendi pagabili agli azionisti
\n
della Capogruppo e alle partecipazioni di minoranza sono
\n
rappresentati come movimento del patrimonio netto alla
\n
data in cui sono approvati, rispettivamente, dall\u2019Assemblea
\n
degli azionisti e dal Consiglio di Amministrazione.
\n

\n\n\n
Imposte sul reddito
\n
Imposte correnti sul reddito
\n
Le imposte correnti sul reddito dell\u2019esercizio, iscritte tra i
\n
\u201cdebiti per imposte sul reddito\u201d al netto degli acconti ver-
\n
sati, ovvero nella voce \u201ccrediti per imposte sul reddito\u201d
\n
qualora il saldo netto risulti a credito, sono determinate in
\n
base alla stima del reddito imponibile e in conformit\u00e0 alle
\n
disposizioni in vigore.
\n
Tali debiti e crediti sono determinati applicando le aliquo-
\n
te fiscali previste da provvedimenti promulgati o sostan-
\n
zialmente promulgati alla data di riferimento del bilancio.
\n

\n\n

\n\n

\n\n

\n

\n

\n\n

\n\n

\n
Le imposte correnti sono rilevate nel Conto economico,
\n
a eccezione di quelle relative a voci rilevate al di fuori del
\n
Conto economico che sono riconosciute direttamente a
\n
patrimonio netto.
\n\n
Imposte sul reddito differite e anticipate
\n
Le passivit\u00e0 fiscali differite e le attivit\u00e0 per imposte antici-
\n
pate sono calcolate sulle differenze temporanee tra i valori
\n
contabili delle passivit\u00e0 e delle attivit\u00e0 iscritte in bilancio e i
\n
corrispondenti valori riconosciuti ai fini fiscali applicando l\u2019a-
\n
liquota fiscale in vigore alla data in cui la differenza tempora-
\n
nea si riverser\u00e0, determinata sulla base delle aliquote fiscali
\n
previste da provvedimenti promulgati o sostanzialmente
\n
promulgati alla data di riferimento del bilancio.
\n
Le passivit\u00e0 fiscali differite sono rilevate in relazione alle dif-
\n
ferenze temporanee imponibili, salvo che tali passivit\u00e0 deri-
\n
vino dalla rilevazione iniziale dell\u2019avviamento o in riferimento
\n
a differenze temporanee imponibili riferibili a partecipazioni
\n
in societ\u00e0 controllate, collegate e joint venture, quando il
\n
Gruppo \u00e8 in grado di controllare i tempi dell\u2019annullamento
\n
delle differenze temporanee ed \u00e8 probabile che, nel preve-
\n
dibile futuro, la differenza temporanea non si annuller\u00e0.
\n
Le attivit\u00e0 per imposte anticipate si riferiscono a tutte le dif-
\n
ferenze temporanee deducibili, nonch\u00e9 al riporto a nuovo di
\n
perdite fiscali e di crediti d\u2019imposta non utilizzati. Per i det-
\n
tagli riguardo alla recuperabilit\u00e0 di tali attivit\u00e0, si rimanda allo
\n
specifico paragrafo nell\u2019ambito delle stime.
\n
Le imposte sul reddito differite e anticipate sono rilevate nel
\n
Conto economico, a eccezione di quelle relative a voci rile-
\n
vate al di fuori del Conto economico che sono riconosciute
\n
direttamente a patrimonio netto.
\n
Le attivit\u00e0 per imposte anticipate e le passivit\u00e0 fiscali diffe-
\n
rite sono compensate solo se esiste un diritto legalmente
\n
esercitabile di compensare le attivit\u00e0 fiscali correnti con
\n
le passivit\u00e0 fiscali correnti e se sono relative a imposte
\n
sul reddito applicate dalla medesima Autorit\u00e0 Fiscale sul-
\n
lo stesso soggetto passivo d\u2019imposta oppure su soggetti
\n
passivi d\u2019imposta diversi che intendono regolare le passi-
\n
vit\u00e0 e le attivit\u00e0 fiscali correnti su base netta, o realizzare
\n
le attivit\u00e0 e regolare le passivit\u00e0 contemporaneamente, in
\n
ciascun esercizio successivo nel quale si prevede che sia-
\n
no regolati o recuperati ammontari significativi di passivit\u00e0
\n
o di attivit\u00e0 fiscali differite.
\n

\n

\n\n
Incertezza sui trattamenti ai fini dell\u2019imposta sul reddito
\n
Nella definizione di incertezza, andr\u00e0 considerato se un
\n
dato trattamento fiscale risulter\u00e0 accettabile per l\u2019Autorit\u00e0
\n
Fiscale. Se si ritiene probabile che l\u2019Autorit\u00e0 Fiscale accet-
\n
ti il trattamento fiscale (con il termine \u201cprobabile\u201d inteso
\n
come \u201cpi\u00f9 verosimile che non\u201d), allora il Gruppo rileva e va-
\n
luta le proprie imposte correnti o differite attive e passive
\n
applicando le disposizioni dello IAS 12.
\n
Di converso, se il Gruppo ritiene che non sia probabile che
\n
l\u2019Autorit\u00e0 Fiscale accetti il trattamento fiscale ai fini dell\u2019im-
\n
posta sul reddito, il Gruppo riflette l\u2019effetto di tale incertezza
\n
avvalendosi del metodo che meglio prevede la risoluzione
\n
del trattamento fiscale incerto. Il Gruppo decide se pren-
\n
dere in considerazione ciascun trattamento fiscale incerto
\n
separatamente o congiuntamente a uno o pi\u00f9 trattamenti
\n
fiscali incerti, scegliendo l\u2019approccio che meglio prevede
\n
la soluzione dell\u2019incertezza. Nel valutare se e in che modo
\n
l\u2019incertezza incide sul trattamento fiscale, il Gruppo ipotiz-
\n
za che l\u2019Autorit\u00e0 Fiscale accetti o meno un trattamento fi-
\n
scale incerto presumendo che la stessa, in fase di verifica,
\n
controller\u00e0 gli importi che ha il diritto di esaminare e che
\n
sar\u00e0 a completa conoscenza di tutte le relative informazio-
\n
ni. Il Gruppo riflette l\u2019effetto dell\u2019incertezza nel determinare
\n
le imposte correnti e differite, usando il metodo del valore
\n
atteso o dell\u2019importo pi\u00f9 probabile, a seconda di quale me-
\n
todo meglio prevede la soluzione dell\u2019incertezza.
\n
Poich\u00e9 le posizioni fiscali incerte si riferiscono alla defini-
\n
zione di imposte sul reddito, il Gruppo espone le attivit\u00e0/
\n
passivit\u00e0 fiscali incerte come imposte correnti o imposte
\n
differite.
\n

\n

\n\n

\n

\n\n\n
3. Nuovi princ\u00edpi contabili, modifiche e interpretazioni
\n
Il Gruppo ha adottato le seguenti modifiche ai princ\u00edpi esi-
\n
stenti con data di efficacia dal 1\u00b0 gennaio 2022.
\n
\u2022 \u201cAmendments to IFRS 3 - Reference to the Conceptual
\n
Framework\u201d, emesso a maggio 2020. Le modifiche inten-
\n
dono sostituire un riferimento alle definizioni di attivit\u00e0 e
\n
passivit\u00e0 fornite dal Revised Conceptual Framework for
\n
Financial Reporting emesso a marzo 2018 (Conceptual
\n
Framework) senza modificare in modo significativo le
\n
sue disposizioni.
\n
Le modifiche hanno anche aggiunto all\u2019IFRS 3 una di-
\n
sposizione in base alla quale, relativamente alle opera-
\n
zioni e altri eventi che rientrano nell\u2019ambito di applica-
\n
zione dello \u201cIAS 37 - Accantonamenti, passivit\u00e0 e attivit\u00e0
\n
potenziali\u201d o \u201cIFRIC 21 - Tributi\u201d, un acquirente applica i
\n
suddetti princ\u00edpi, invece del Conceptual Framework, per
\n
identificare le passivit\u00e0 che ha assunto in un\u2019aggregazio-
\n
ne aziendale.
\n
Infine, le modifiche chiariscono le linee guida esistenti
\n
nell\u2019IFRS 3 per le attivit\u00e0 potenziali acquisite in un\u2019aggre-
\n
gazione aziendale, specificando che, se non \u00e8 sicuro che
\n
un\u2019attivit\u00e0 esista alla data di acquisizione, la possibile at-
\n
tivit\u00e0 non si qualifica per la rilevazione contabile.
\n
\u2022 \u201cAmendments to IAS 16 - Property, Plant and Equipment:
\n
Proceeds before Intended Use\u201d, emesso a maggio 2020.
\n
Le modifiche vietano alle societ\u00e0 di dedurre dal costo di
\n
un elemento di immobili, impianti e macchinari qualsiasi
\n

\n\n

\n\n

\n

\n

\n\n
provento derivante dalla vendita degli elementi prodot-
\n
ti mentre si porta tale bene nel luogo e nelle condizioni
\n
necessarie al funzionamento nel modo inteso dalla di-
\n
rezione aziendale. Al contrario, una societ\u00e0 deve rilevare
\n
i proventi derivanti dalla vendita di tali elementi e i costi
\n
relativi alla loro produzione a Conto economico.
\n
\u2022 \u201cAmendments to IAS 37 - Onerous Contracts - Costs of
\n
Fulfilling a Contract\u201d, emesso a maggio 2020. Le modifi-
\n
che specificano quali costi una societ\u00e0 include nella de-
\n
terminazione del costo necessario all\u2019adempimento di un
\n
contratto al fine di valutare se il contratto \u00e8 oneroso. A tal
\n
fine, il \u201ccosto necessario all\u2019adempimento\u201d di un contratto
\n
comprende i costi che si riferiscono direttamente al con-
\n
tratto; questi ultimi possono essere o costi incrementali
\n
necessari per l\u2019adempimento di tale contratto oppure una
\n
ripartizione di altri costi direttamente correlati all\u2019adempi-
\n
mento del contratto.
\n
\u2022 \u201cAnnual improvements to IFRS Standards 2018-2020\u201d,
\n
emesso a maggio 2020. Il documento apporta principal-
\n
mente modifiche ai seguenti princ\u00edpi:
\n
\u2013 \u201cIFRS 1 - Prima Adozione degli International Finan-
\n
cial Reporting Standards\u201d; la modifica semplifica
\n
l\u2019applicazione dell\u2019IFRS 1 per una societ\u00e0 partecipa-
\n
ta (controllata, collegata e joint venture) che diventa
\n
neo-utilizzatrice degli IFRS dopo la sua controllante/
\n
partecipante. In particolare, se la societ\u00e0 partecipata
\n
adotta gli IFRS dopo la sua controllante/partecipante
\n
e applica l\u2019IFRS 1.D16 (a), allora tale societ\u00e0 partecipa-
\n
ta pu\u00f2 scegliere di misurare le differenze cumulative
\n
di conversione per tutte le gestioni estere agli importi
\n
inclusi nel bilancio consolidato della controllante/par-
\n
tecipante, basato sulla data di transizione di quest\u2019ul-
\n
tima agli IFRS;
\n
\u2013 \u201cIFRS 9 - Strumenti Finanziari\u201d; con riferimento alle
\n
commissioni incluse nel test del \u201c10 per cento\u201d per la
\n
derecognition delle passivit\u00e0 finanziarie, la modifica
\n
chiarisce quali sono le commissioni da includere nel
\n
valutare se i termini di una passivit\u00e0 finanziaria (nuova
\n
o modificata) siano sostanzialmente diversi dai termi-
\n
ni della passivit\u00e0 finanziaria originaria. Nel determina-
\n
re tali commissioni pagate al netto delle commissioni
\n
ricevute, il debitore include soltanto le commissioni
\n
pagate o ricevute tra il debitore e il creditore, com-
\n
prese le commissioni pagate o ricevute dal debitore o
\n
dal creditore per conto dell\u2019altra parte;
\n
\u2013 \u201cIFRS 16 - Leasing\u201d; l\u2019International Accounting Stan-
\n
dards Board ha modificato l\u2019Esempio illustrativo 13
\n
che accompagna l\u2019\u201cIFRS 16 - Leasing\u201d. In particolare,
\n
la modifica elimina la probabile confusione nell\u2019appli-
\n
cazione dell\u2019IFRS 16 rispetto a quanto rappresentato
\n
nell\u2019Esempio illustrativo 13 in merito ai requisiti per gli
\n
incentivi al leasing. In effetti, l\u2019esempio includeva un
\n
rimborso per migliorie su beni di terzi senza fornire
\n
una spiegazione sul fatto che il rimborso soddisfa-
\n
cesse la definizione di incentivo al leasing. La modi-
\n
fica rimuove dall\u2019esempio l\u2019illustrazione del rimborso
\n
relativa a migliorie su beni di terzi;
\n
\u2013 \u201cIAS 41 - Agricoltura\u201d; la modifica rimuove la dispo-
\n
sizione di escludere i flussi di cassa dalla tassazione
\n
quando si valuta il fair value. Pertanto, la societ\u00e0 deve
\n
utilizzare flussi finanziari al netto delle imposte e un\u2019a-
\n
liquota al netto delle imposte per attualizzare tali flussi
\n
finanziari.
\n
L\u2019applicazione di queste modifiche non ha comportato im-
\n
patti significativi nel presente Bilancio consolidato.
\n

\n

\n\n\n
4. Argentina - Economia iperinflazionata:
\n
impatti per l\u2019applicazione dello IAS 29
\n
A partire dal 1\u00b0 luglio 2018 l\u2019economia argentina \u00e8 considerata
\n
iperinflazionata in base ai criteri stabiliti dallo \u201cIAS 29 - Ren-
\n
dicontazione contabile in economie iperinflazionate\u201d. Ci\u00f2 a
\n
seguito della valutazione di una serie di elementi qualitativi e
\n
quantitativi, tra i quali la presenza di un tasso di inflazione cu-
\n
mulato maggiore del 100% nell\u2019arco dei tre anni precedenti.
\n
Ai fini della predisposizione del presente Bilancio consolidato
\n
al 31 dicembre 2022 e in accordo con quanto disposto dallo
\n
IAS 29, talune voci delle situazioni patrimoniali delle societ\u00e0
\n
partecipate in Argentina sono state rimisurate applicando l\u2019in-
\n
dice generale dei prezzi al consumo ai dati storici, al fine di
\n
riflettere le modifiche al potere di acquisto del peso argentino
\n
alla data di chiusura dei bilanci delle stesse.
\n
Tenendo presente che il Gruppo Enel ha acquisito il controllo
\n
delle societ\u00e0 argentine il 25 giugno 2009, la rimisurazione dei
\n
dati patrimoniali non monetari dei bilanci di tali societ\u00e0 \u00e8 sta-
\n
ta effettuata applicando gli indici di inflazione a partire da tale
\n
data. Gli effetti contabili di tale adeguamento, oltre a essere
\n
gi\u00e0 riflessi nella situazione patrimoniale di apertura, recepi-
\n
scono le variazioni del periodo. In particolare, l\u2019effetto relativo
\n
alla rimisurazione delle attivit\u00e0 e passivit\u00e0 non monetarie, delle
\n
poste di patrimonio netto, nonch\u00e9 delle componenti di Conto
\n
economico rilevate nel 2022 \u00e8 stato rilevato in contropartita di
\n
una apposita voce di Conto economico tra i proventi e oneri
\n
finanziari. Il relativo effetto fiscale \u00e8 stato rilevato tra le imposte
\n
del periodo.
\n
Per tener poi conto dell\u2019impatto dell\u2019iperinflazione anche sul
\n
corso monetario della valuta locale, i saldi dei Conti economi-
\n
ci espressi in valuta iperinflazionata sono stati convertiti nella
\n
valuta di presentazione del Gruppo applicando, come prevede
\n
lo IAS 21, il tasso di cambio finale anzich\u00e9 quello medio del pe-
\n
riodo con la finalit\u00e0 di riportare tali ammontari ai valori correnti.
\n

\n\n

\n\n

\n

\n\n
Di seguito si riportano i livelli cumulati degli indici generali dei
\n
prezzi al consumo alla data del 31 dicembre 2018 fino al 31
\n
dicembre 2022:
\n
Periodi
\n
Indici generali dei prezzi
\n
al consumo cumulati
\n
Dal 1\u00b0 luglio 2009 al 31 dicembre 2018 346,30%
\n
Dal 1\u00b0 gennaio 2019 al 31 dicembre 2019 54,46%
\n
Dal 1\u00b0 gennaio 2020 al 31 dicembre 2020 35,41%
\n
Dal 1\u00b0 gennaio 2021 al 31 dicembre 2021 49,73%
\n
Dal 1\u00b0 gennaio 2022 al 31 dicembre 2022 97,08%
\n
Nel 2022 l\u2019applicazione dello IAS 29 ha comportato la rile-
\n
vazione di un provento finanziario netto (al lordo delle im-
\n
poste) pari a 290 milioni di euro.
\n
Di seguito si riportano gli effetti dello IAS 29 sullo Stato pa-
\n
trimoniale al 31 dicembre 2022 e gli impatti dell\u2019iperinfla-
\n
zione sulle principali voci di Conto economico del 2022,
\n
differenziando quanto afferente alla rivalutazione in base
\n
agli indici generali dei prezzi al consumo e quanto afferen-
\n
te all\u2019applicazione del tasso di cambio finale anzich\u00e9 del
\n
tasso di cambio medio del periodo, per quanto previsto
\n
dallo IAS 21 per economie iperinflazionate.
\n
Milioni di euro
\n
Effetto iperinflazione
\n
cumulato al 31.12.2021
\n
Effetto iperinflazione del
\n
periodo Differenza cambio
\n
Effetto iperinflazione
\n
cumulato al 31.12.2022
\n
Totale attivit\u00e0 1.366 1.183 (560) 1.989
\n
Totale passivit\u00e0 346 359 (150) 555
\n
Patrimonio netto 1.020 824
\n
(1)
\n
(410) 1.434
\n
(1) Il dato include il risultato netto positivo dell\u2019esercizio pari a 98 milioni di euro.
\n
Milioni di euro
\n
Effetto IAS 29 Effetto IAS 21 Totale effetto al 31.12.2022
\n
Ricavi 254 (356) (102)
\n
Costi 280
\n
(1)
\n
(449)
\n
(2)
\n
(169)
\n
Risultato operativo (26) 93 67
\n
Proventi/(Oneri) finanziari netti (46) (1) (47)
\n
Proventi/(Oneri) netti da iperinflazione 290 - 290
\n
Risultato prima delle imposte 218 92 310
\n
Imposte 120 (3) 117
\n
Risultato netto dell\u2019esercizio (Gruppo e terzi) 98 95 193
\n
Quota di interessenza del Gruppo 73 51 124
\n
Quota di interessenza di terzi 25 44 69
\n
(1) Il dato include l\u2019effetto su ammortamenti e impairment per 42 milioni di euro.
\n
(2) Il dato include l\u2019effetto su ammortamenti e impairment per (169) milioni di euro.
\n

\n\n\n
5. Informativa relativa al cambiamento climatico
\n
Il cammino verso Net-Zero \u00e8 in corso a livello mondiale e i
\n
processi di decarbonizzazione e di elettrificazione dell\u2019eco-
\n
nomia globale sono cruciali per evitare le gravi conseguenze
\n
di un aumento delle temperature superiore a 1,5 \u00b0C.
\n
In tale prospettiva il Gruppo ha fissato come segue le pro-
\n
prie linee guida strategiche:
\n
\u2022 allocare capitale a supporto di una fornitura di elettricit\u00e0
\n
decarbonizzata;
\n
\u2022 abilitare l\u2019elettrificazione della domanda di energia dei
\n
clienti;
\n
\u2022 fare leva sulla creazione di valore lungo tutta la value chain;
\n
\u2022 anticipare gli obiettivi di Net-Zero sostenibile al 2040.
\n
Considerati i rischi relativi al cambiamento climatico e
\n
quanto stabilito dagli accordi di Parigi, il Gruppo ha deciso
\n
di raggiungere in anticipo gli obiettivi di carbon neutrality e
\n
rifletterne gli effetti nelle attivit\u00e0, passivit\u00e0 e Conto econo-
\n
mico evidenziando gli impatti significativi e prevedibili come
\n
richiesto dal framework dei princ\u00edpi contabili internazionali.
\n
A tal proposito, in accordo, con quanto previsto dal docu-
\n
mento pubblicato dall\u2019IFRS Foundation il 20 novembre 2020,
\n
il Gruppo fornisce informazioni esplicite nelle Note di com-
\n
mento al presente Bilancio consolidato con riguardo a come
\n
il cambiamento climatico viene riflesso nei nostri conti.
\n
Per una comunicazione pi\u00f9 efficace e organica in relazio-
\n
ne all\u2019informativa sul cambiamento climatico predisposta
\n
nell\u2019ambito delle Note di commento al presente Bilancio
\n
consolidato, si espone di seguito una mappatura di tale in-
\n
formativa con il rimando ai diversi paragrafi dove si affronta-
\n
no tematiche relative al cambiamento climatico.
\n

\n\n

\n\n

\n

\n\n
Argomento Nota Contenuto
\n
Stime e giudizi
\n
relative al
\n
cambiamento
\n
climatico
\n
Nota 2.1 \u201cUso di stime e giudizi del
\n
management\u201d
\n
\u2022 Riferimento all\u2019uso da parte del management delle principali stime e giudi-
\n
zi relative al cambiamento climatico (tenendo conto della loro significativit\u00e0
\n
nell\u2019ambito dell\u2019informativa finanziaria).
\n
\u2022 Focus sulla stima dei flussi di cassa attesi in relazione a specifiche attivit\u00e0/
\n
CGU (paragrafo \u201cImpairment delle attivit\u00e0 non finanziarie\u201d).
\n
\u2022 Focus sugli effetti derivanti dagli impegni presi dal Gruppo in base agli accor-
\n
di di Parigi e sui loro riflessi sulla stima delle vite utili delle attivit\u00e0 coinvolte
\n
(paragrafo \u201cDeterminazione della vita utile di attivit\u00e0 non finanziarie\u201d).
\n
Investimenti
\n
sostenibili
\n
Nota 19 \u201cImmobili, impianti e macchinari\u201d
\n
Nota 23 \u201cAttivit\u00e0 immateriali\u201d
\n
\u2022 Focus sulle attivit\u00e0 relative alla generazione rinnovabile, alle infrastrutture
\n
connesse allo sviluppo delle reti e agli investimenti per lo sviluppo di e-Mobi-
\n
lity, e-City, e-Industries, e del business e-Home.
\n
\u2022 Focus sullo sviluppo di propriet\u00e0 intellettuali funzionali al raggiungimento di
\n
obiettivi strategici quali la decarbonizzazione, l\u2019elettrificazione e lo sviluppo
\n
di modelli di piattaforma.
\n
Valutazione
\n
di attivit\u00e0
\n
non finanziarie
\n
Nota 12.e \u201cAmmortamenti e altri
\n
impairment\u201d
\n
Nota 19 \u201cImmobili, impianti e macchinari\u201d
\n
Nota 24 \u201cAvviamento\u201d
\n
\u2022 Focus sugli effetti connessi agli impegni assunti dal Gruppo in linea con gli
\n
accordi di Parigi nell\u2019ambito delle valutazioni delle attivit\u00e0 non finanziarie con
\n
particolare riferimento alla residua vita utile di talune attivit\u00e0 e agli impairment
\n
test.
\n
Fondi rischi Nota 40 \u201cFondi rischi e oneri\u201d
\n
\u2022 Focus sui fondi rischi e oneri per gli impatti del cambiamento climatico, in
\n
particolare per gli impianti di generazione, incluso lo smantellamento e il
\n
ripristino dei siti, e gli eventuali accantonamenti a piani di ristrutturazione
\n
legati alla transizione energetica (che includono la decarbonizzazione e la
\n
digitalizzazione).
\n
Finanza sostenibile
\n
Nota 48.3 \u201cFinanziamenti\u201d
\n
Nota 59 \u201cFatti di rilievo intervenuti dopo
\n
la chiusura dell\u2019esercizio\u201d
\n
Focus su:
\n
\u2022 emissioni di sustainability-linked bond collegati al raggiungimento di obiettivi
\n
sostenibili in linea con gli SDG emanati dall\u2019ONU;
\n
\u2022 green bond utilizzati per finanziare specifici progetti e iniziative sostenibili
\n
del Gruppo;
\n
\u2022 sustainable loan collegati al raggiungimento di Obiettivi di Sviluppo Soste-
\n
nibile (SDG).
\n
Pagamenti basati
\n
su azioni
\n
Nota 53 \u201cPagamenti basati su azioni\u201d
\n
\u2022 Descrizione dei Piani di incentivazione di lungo termine (LTI) ancorati al rag-
\n
giungimento di specifici obiettivi relativi al clima.
\n
Compliance
\n
ambientale
\n
Nota 12.f \u201cAltri costi operativi\u201d
\n
\u2022 Descrizione dei costi relativi alla compliance ambientale previsti dalle norma-
\n
tive nazionali e internazionali (in particolare per le quote di emissione di gas
\n
serra, i certificati verdi e i titoli di efficienza energetica).
\n
Nota 40 \u201cFondi rischi e oneri\u201d
\n
\u2022 Descrizione degli oneri legati al deficit di certificati ambientali rispetto a
\n
quanto previsto dalla normativa per la compliance ambientale.
\n
Nota 2.2 \u201cPrinc\u00edpi contabili significativi\u201d
\n
\u2022 Descrizione del trattamento contabile applicato ai certificati ambientali (pa-
\n
ragrafi \u201cCertificati ambientali\u201d e \u201cRimanenze\u201d).
\n

\n\n\n

\n\n
6. Discontinued operation
\n
Nell\u2019ambito dell\u2019area geografica europea il Gruppo Enel ha
\n
deciso di dismettere importanti rami autonomi di attivit\u00e0, in
\n
particolare in Russia, Romania e Grecia; ci\u00f2 ha comportato
\n
la classificazione delle loro attivit\u00e0 tra le discontinued ope-
\n
ration ai fini dell\u2019\u201cIFRS 5 - Attivit\u00e0 non correnti possedute
\n
per la vendita e attivit\u00e0 operative cessate\u201d.
\n
In particolare, nel prospetto di Conto economico conso-
\n
lidato il risultato netto derivante da tali attivit\u00e0 cessate \u00e8
\n
stato riportato in una linea separata del Conto economico
\n
denominata \u201cRisultato netto delle discontinued operation\u201d.
\n
Secondo quanto previsto dall\u2019IFRS 5, che disciplina la mo-
\n
dalit\u00e0 di esposizione in bilancio del risultato economico
\n
e delle informazioni da fornire nella nota integrativa del-
\n
le attivit\u00e0 non correnti possedute per la vendita e attivit\u00e0
\n
operative cessate, le voci economiche per gli esercizi 2022
\n
e 2021 derivanti dalle discontinued operation sono state
\n
esposte nel seguente prospetto di Conto economico.
\n
Le voci sono esposte al netto dei rapporti infragruppo che
\n
sono stati completamente eliminati.
\n
Si precisa che i dati del 2021, ai soli fini comparativi se-
\n
condo quanto previsto dall\u2019\u201cIFRS 5 - Attivit\u00e0 non correnti
\n
possedute per la vendita e attivit\u00e0 operative cessate\u201d, sono
\n
stati oggetto di rideterminazione per renderli omogenei e
\n
confrontabili con quelli del 2022.
\n
Milioni di euro
\n
2022 2021 2022-2021
\n
Ricavi 3.562 2.288 1.274
\n
Costi 4.858 2.166 2.692
\n
Risultato prima delle imposte delle discontinued operation (1.296) 122 (1.418)
\n
Imposte (52) 23 (75)
\n
Plusvalenze/(Minisvalenze) da alienazione attivit\u00e0 operative cessate (1.054) - (1.054)
\n
Risultato netto delle discontinued operation (2.298) 99 (2.397)
\n

\n\n

\n\n

\n\n

\n

\n\n

\n\n
In accordo con le disposizioni dell\u2019IFRS 5 si riporta di seguito
\n
la descrizione dei fatti e delle circostanze che hanno deter-
\n
minato la riclassifica.
\n
Russia
\n
In data 16 giugno 2022 Enel SpA ha firmato due distinti ac-
\n
cordi, rispettivamente con PJSC Lukoil e con il Closed Com-
\n
bined Mutual Investment Fund \u201cGazprombank-Frezia\u201d, per
\n
la cessione dell\u2019intera partecipazione detenuta in PJSC Enel
\n
Russia, pari al 56,43% del capitale sociale di quest\u2019ultima.
\n
Facendo seguito agli accordi del 16 giugno 2022, Enel SpA
\n
ha perfezionato in data 12 ottobre 2022 la cessione dell\u2019inte-
\n
ra partecipazione da essa detenuta in PJSC Enel Russia, pari
\n
al 56,43% del capitale sociale di quest\u2019ultima, a PJSC Lukoil
\n
e al Closed Combined Mutual Investment Fund \u201cGazprom-
\n
bank-Frezia\u201d, per un corrispettivo totale pari a circa 137 mi-
\n
lioni di euro. L\u2019operazione si \u00e8 perfezionata in seguito all\u2019av-
\n
veramento di tutte le condizioni sospensive previste dai due
\n
distinti accordi sottoscritti con le citate controparti, inclusa
\n
l\u2019approvazione dell\u2019operazione da parte del Presidente del-
\n
la Federazione russa ai sensi del paragrafo 5 del Decreto n.
\n
520 del 5 agosto 2022.
\n
Con il completamento dell\u2019operazione, Enel ha ceduto tutti
\n
gli asset di generazione elettrica in Russia, che includono
\n
circa 5,6 GW di capacit\u00e0 convenzionale e circa 300 MW di
\n
capacit\u00e0 eolica in diverse fasi di sviluppo, garantendo conti-
\n
nuit\u00e0 ai propri dipendenti e clienti.
\n
Dalla cessione \u00e8 emerso un impatto negativo complessivo
\n
a Conto economico di circa 1.551 milioni di euro, principal-
\n
mente dovuto al rilascio della riserva di conversione cambi
\n
per circa 1.054 milioni di euro e all\u2019adeguamento di valore
\n
per circa 497 milioni di euro.
\n
Per approfondimenti si rimanda al commento riportato nel
\n
paragrafo\u201cAggregazioni aziendali\u201d.
\n
Romania
\n
In data 14 dicembre 2022 Enel SpA ha stipulato un accor-
\n
do di esclusiva con la societ\u00e0 greca Public Power Corpora-
\n
tion SA (PPC) in relazione alla potenziale cessione di tutte le
\n
partecipazioni detenute dal Gruppo Enel in Romania. A tale
\n
proposito, il valore delle attivit\u00e0 nette riferite a Enel Romania
\n
\u00e8 stato allineato al previsto prezzo di cessione con la rileva-
\n
zione di un adeguamento di valore pari a 696 milioni di euro.
\n
In data 4 febbraio 2023 Enel SpA, facendo seguito a quanto
\n
annunciato in data 14 dicembre 2022, ha informato che \u00e8
\n
stato esteso il periodo di esclusiva per le trattative con PPC
\n
in relazione alla potenziale cessione di tutte le partecipazioni
\n
detenute dal Gruppo Enel in Romania.
\n
Grecia
\n
Enel Green Power ha avviato un processo finalizzato alla ri-
\n
cerca di un potenziale investitore interessato a una partner-
\n
ship per la gestione e lo sviluppo di Enel Green Power Hellas
\n
nell\u2019ambito del modello di business di Stewardship.
\n
Le negoziazioni in corso fanno ritenere la vendita altamente
\n
probabile e pertanto, sono stati soddisfatti i requisiti previsti
\n
dall\u2019\u201cIFRS - Attivit\u00e0 non correnti possedute per la vendita e
\n
attivit\u00e0 operative cessate\u201d per la classificazione delle attivit\u00e0
\n
riferite alla Grecia come discontinued operation.
\n
Per i dettagli relativi ai dati patrimoniali per Linea di Business
\n
e Area Geografica, riferiti al perimetro delle discontinued
\n
operation, si rimanda al paragrafo \u201cDati economici e patri-
\n
moniali per Settore primario (Linea di Business) e seconda-
\n
rio (Area Geografica)\u201d.
\n
Di seguito si fornisce il dettaglio dei flussi di cassa afferenti
\n
alle discontinued operation, come gi\u00e0 separatamente evi-
\n
denziati nello schema di rendiconto finanziario.
\n
Milioni di euro
\n
2022 2021 2022-2021
\n
Cash flow da attivit\u00e0 operativa riferite alle \u201cdiscontinued operation\u201d (391) 280 (671)
\n
Cash flow da attivit\u00e0 di investimento/disinvestimento riferite alle
\n
\u201cdiscontinued operation\u201d
\n
(351) (453) 102
\n
Cash flow da attivit\u00e0 di finanziamento riferite alle \u201cdiscontinued operation\u201d 656 118 538
\n
Cash flow netto riferito alle \u201cdiscontinued operation\u201d (86) (55) (31)
\n

\n\n

\n\n\n

\n
7. Rideterminazione dei dati comparativi
\n
Discontinued operation
\n\n
Il Conto economico consolidato e il Conto economico
\n
consolidato complessivo relativi al Bilancio del 2021 sono
\n
stati rideterminati per tener conto della presentazione
\n
delle attivit\u00e0 operative cessate previsto dall\u2019\u201cIFRS 5 - Atti-
\n
vit\u00e0 non correnti possedute per la vendita e attivit\u00e0 ope-
\n
rative cessate\u201d.
\n
Per maggiori dettagli si rimanda al paragrafo relativo alle
\n
\u201cDiscontinued operation\u201d.
\n

\n

\n\n

\n\n

\n\n

\n\n

\n\n
Impatti sul Conto economico consolidato
\n
Milioni di euro
\n
2021 IFRS 5 2021 restated
\n
Ricavi 88.006 (2.287) 85.719
\n
Costi 82.848 (2.157) 80.691
\n
Risultati netti da contratti su commodity 2.522 1 2.523
\n
Risultato operativo 7.680 (129) 7.551
\n
Proventi finanziari da contratti derivati 2.718 (1) 2.717
\n
Altri proventi finanziari 1.882 (20) 1.862
\n
Oneri finanziari da contratti derivati 1.257 (1) 1.256
\n
Altri oneri finanziari 6.114 (27) 6.087
\n
Proventi/(Oneri) netti da iperinflazione 20 - 20
\n
Quota dei proventi/(oneri) derivanti da partecipazioni valutate con il metodo
\n
del patrimonio netto
\n
571 - 571
\n
Risultato prima delle imposte 5.500 (122) 5.378
\n
Imposte 1.643 (23) 1.620
\n
Risultato netto delle continuing operation 3.857 (99) 3.758
\n
Quota di interessenza del Gruppo 3.857 (760) 3.097
\n
Quota di interessenza di terzi - 661 661
\n
Risultato netto delle discontinued operation - 99 99
\n
Quota di interessenza del Gruppo - 92 92
\n
Quota di interessenza di terzi - 7 7
\n
Risultato netto dell\u2019esercizio (Gruppo e terzi) 3.857 - 3.857
\n
Impatti sul Conto economico consolidato complessivo
\n
Milioni di euro
\n
2021 IFRS 5 2021 restated
\n
Risultato netto dell\u2019esercizio 3.857 3.857
\n
Altre componenti di Conto economico complessivo riclassificabili a Conto
\n
economico (al netto delle imposte)
\n
Quota efficace delle variazioni di fair value della copertura di flussi finanziari (725) (10) (735)
\n
Variazione del fair value dei costi di hedging 195 (1) 194
\n
Quota di risultato rilevata a patrimonio netto da societ\u00e0 valutate con il
\n
metodo del patrimonio netto
\n
(645) - (645)
\n
Variazione di fair value delle attivit\u00e0 finanziarie FVOCI 11 - 11
\n
Variazione della riserva di traduzione (90) 5 (85)
\n
Altre componenti di Conto economico complessivo cumulate, riclassificabili
\n
a Conto economico, relative ad attivit\u00e0 non correnti e gruppi di attivit\u00e0 in
\n
dismissione classificate come possedute per la vendita/attivit\u00e0 operative
\n
cessate
\n
66
\n
Altre componenti di Conto economico complessivo non riclassificabili a
\n
Conto economico (al netto delle imposte)
\n
Rimisurazione delle passivit\u00e0/(attivit\u00e0) nette per piani a benef\u00edci definiti 30 (1) 29
\n
Variazione di fair value di partecipazioni in altre imprese - - -
\n
Altre componenti di Conto economico complessivo cumulate, non
\n
riclassificabili a Conto economico, relative ad attivit\u00e0 non correnti e gruppi
\n
di attivit\u00e0 in dismissione classificate come possedute per la vendita/attivit\u00e0
\n
operative cessate
\n
11
\n
Utili/(Perdite) rilevati direttamente a patrimonio netto (1.224) - (1.224)
\n
Utili/(Perdite) complessivi rilevati nell\u2019esercizio 2.633 - 2.633
\n
Quota di interessenza:
\n
- del Gruppo 2.562 2.562
\n
- di terzi 71 71
\n

\n\n

\n\n

\n\n

\n

\n\n
I dati presentati nei commenti e nelle tabelle delle note al
\n
presente Bilancio consolidato al 31 dicembre 2022 sono
\n
omogenei e confrontabili tra di loro.
\n
Informativa di settore
\n
Nell corso dell\u2019anno corrente, sono stati rideterminati i
\n
dati al 31 dicembre 2021 relativi alla Linea di Business Enel
\n
X per tener conto del trasferimento di talune attivit\u00e0 nette
\n
e dei relativi Conti economici nella nuova Linea di Busi-
\n
ness Enel X Way che viene esposta nel settore \u201cHolding,
\n
Servizi e Altro\u201d. Tale modifica ha interessato l\u2019informativa
\n
settoriale ma non ha prodotto alcuna variazione dei dati
\n
complessivi riferiti al Gruppo, sebbene all\u2019interno delle
\n
diverse Linee di Business siano state effettuate alcune ri-
\n
classifiche di valori.
\n
I dati presentati nei commenti e nelle tabelle delle note al
\n
presente Bilancio consolidato al 31 dicembre 2022 sono
\n
omogenei e confrontabili tra di loro.
\n

\n

\n\n
Variazioni nell\u2019area di consolidamento
\n\n
8. Principali acquisizioni e cessioni
\n
dell\u2019esercizio
\n
Nei due esercizi in analisi l\u2019area di consolidamento ha
\n
sub\u00edto alcune modifiche a seguito delle seguenti principali
\n
operazioni.
\n
2021
\n
\u2022 In data 8 gennaio 2021 \u00e8 stata finalizzata la cessione del
\n
100% di Tynemouth Energy Storage per un corrispettivo
\n
pari a 1 milione di euro. Dalla cessione non sono emersi
\n
impatti contabili significativi nel Conto economico.
\n
\u2022 In data 20 gennaio 2021 \u00e8 stata finalizzata la cessione del
\n
100% di Enel Green Power Bulgaria per un corrispettivo
\n
pari a 35 milioni di euro. Dalla cessione non sono emersi
\n
impatti contabili significativi nel Conto economico.
\n
\u2022 In data 10 marzo 2021 Enel Green Power Italia ha acquisi-
\n
to il 100% della societ\u00e0 e-Solar Srl, titolare di un progetto
\n
fotovoltaico con una potenza autorizzata di 170,11 MW,
\n
per un corrispettivo pari a 2,7 milioni di euro.
\n
\u2022 In data 29 marzo 2021 Enel X Srl ha acquisito il 100%
\n
di CityPoste Payment SpA, societ\u00e0 italiana che offre ai
\n
consumatori un accesso diffuso ai servizi di pagamento,
\n
su canale sia fisico sia digitale, e consente di effettuare
\n
numerose tipologie di transazioni verso i privati e le pub-
\n
bliche amministrazioni.
\n
\u2022 Nel primo trimestre 2021 si registra la variazione di pe-
\n
rimetro per il consolidamento globale delle societ\u00e0 rin-
\n
novabili australiane precedentemente valutate con il
\n
metodo del patrimonio netto per effetto della modifica
\n
della governance nelle societ\u00e0 e senza l\u2019acquisizione di
\n
ulteriori quote. Il processo di Purchase Price Allocation si
\n
\u00e8 completato a dicembre 2021 e sostanzialmente con-
\n
ferma il valore contabile delle attivit\u00e0 nette acquisite,
\n
successivamente a un adeguamento di valore di circa 9
\n
milioni di euro.
\n
\u2022 In data 13 maggio 2021 \u00e8 stata finalizzata la cessione di
\n
EGP Solar 1 LLC per un corrispettivo pari a circa 4 milioni
\n
di euro.
\n
\u2022 Nei primi nove mesi del 2021 Enel Green Power Espa\u00f1a
\n
ha acquisito il 100% di 30 societ\u00e0 rinnovabili per un valo-
\n
re complessivo di 86 milioni di euro.
\n
\u2022 In data 8 settembre 2021 \u00e8 stata finalizzata da parte di
\n
Enel X North America la cessione di Genability per un
\n
corrispettivo di circa 6 milioni di euro.
\n
\u2022 Nel mese di settembre \u00e8 stato completato il processo di
\n
Purchase Price Allocation della societ\u00e0 Viva Labs AS, ac-
\n
quisita in data 17 settembre 2020 da Enel X International,
\n
a seguito del quale sono stati confermati i valori contabili
\n
rilevati alla data di acquisizione.
\n
Altre variazioni
\n
In aggiunta alle suddette variazioni nell\u2019area di consolida-
\n
mento si segnalano anche le seguenti operazioni che, pur
\n
non caratterizzandosi come operazioni che hanno deter-
\n
minato l\u2019acquisizione o la perdita di controllo, hanno co-
\n
munque comportato una variazione nell\u2019interessenza de-
\n
tenuta dal Gruppo nelle relative partecipate o collegate:
\n
\u2022 Enel SpA il 15 marzo ha lanciato un\u2019offerta pubblica di
\n
acquisto volontaria parziale sulle azioni di Enel Am\u00e9ric-
\n
as, fino a un massimo di 7.608.631.104 azioni, pari al 10%
\n
del capitale sociale a quella data. Il periodo d\u2019offerta ha
\n
avuto inizio il 15 marzo e si \u00e8 concluso il 13 aprile 2021.
\n
L\u2019OPA era condizionata all\u2019efficacia della fusione per in-
\n
corporazione di EGP Am\u00e9ricas SpA in Enel Am\u00e9ricas SA,
\n
che si \u00e8 realizzata il 1\u00b0 aprile 2021. Il corrispettivo com-
\n
plessivo \u00e8 stato pari a 1.271 milioni di euro. A seguito del
\n
completamento dell\u2019offerta pubblica di acquisto parziale
\n
volontaria e del perfezionamento della fusione di EGP
\n

\n

\n\n

\n\n

\n

\n\n
Am\u00e9ricas, Enel possiede circa l\u201982,3% del capitale sociale
\n
attualmente 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 partecipazioni dete-
\n
nute nelle societ\u00e0 Oyster Bay Wind Farm, Garob Wind
\n
Farm, Aced Renewables Hidden Valley e Soetwater Wind
\n
Farm per un corrispettivo totale di 340 milioni di ZAR
\n
corrispondenti a circa 19 milioni di euro. A seguito dell\u2019o-
\n
perazione l\u2019interessenza del Gruppo nelle suddette so-
\n
ciet\u00e0 \u00e8 passata dal 60% al 55%;
\n
\u2022 in data 3 dicembre Enel SpA ha perfezionato la cessione
\n
dell\u2019intera partecipazione detenuta in Open Fiber SpA,
\n
pari al 50% del capitale sociale, in favore di Macquarie
\n
Asset Management e di CDP Equity SpA, per un corri-
\n
spettivo complessivo di circa 2.733 milioni di euro. La
\n
plusvalenza su base consolidata realizzata dal Gruppo \u00e8
\n
stata di circa 1.763 milioni di euro.
\n
2022
\n
\u2022 In data 3 gennaio 2022 Enel Produzione SpA ha acqui-
\n
sito il 100% di ERG Hydro Srl (successivamente rideno-
\n
minata Enel Hydro Appennino Centrale Srl e fusa in Enel
\n
Produzione SpA in data 1\u00b0 dicembre 2022), titolare di im-
\n
pianti di produzione con una capacit\u00e0 installata di circa
\n
527 MW e una produzione annua di circa 1,5 TWh, per un
\n
corrispettivo pari a circa 1.267 milioni di euro; a dicem-
\n
bre 2022 \u00e8 stata completata l\u2019attivit\u00e0 di identificazione
\n
del fair value delle attivit\u00e0 acquisite e delle passivit\u00e0 a se-
\n
guito della quale si \u00e8 rilevato un avviamento di circa 349
\n
milioni di euro.
\n
\u2022 In data 17 febbraio 2022 Enel Green Power Espa\u00f1a ha
\n
acquisito il 100% di Stonewood Desarrollos SLU per un
\n
corrispettivo di circa 14 milioni di euro corrisponden-
\n
ti alle licenze acquisite per lo sviluppo e la costruzione
\n
di progetti in impianti fotovoltaici; l\u2019acquisizione non ha
\n
avuto impatti a Conto economico.
\n
\u2022 In data 3 marzo 2022 Enel X Germany ha ceduto l\u2019intera
\n
quota detenuta nelle societ\u00e0 Cremzow KG e Cremzow
\n
Verwaltungs per un corrispettivo di circa 12 milioni di
\n
euro.
\n
\u2022 In data 30 giugno 2022 Enel Green Power SpA ha ceduto
\n
alla societ\u00e0 Al Rayyan Holding LLC (controllata da Qatar
\n
Investment Authority) il 50% della partecipazione dete-
\n
nuta nella societ\u00e0 EGP Matimba NewCo 1 Srl, titolare in-
\n
direttamente di sei societ\u00e0 in Sudafrica, con una potenza
\n
installata di circa 740 MW, per un corrispettivo di circa
\n
108 milioni di euro interamente incassato.
\n
\u2022 In data 25 luglio 2022 Enel X Srl ha ceduto a Mooney SpA,
\n
per un corrispettivo di circa 140 milioni di euro, regolato
\n
sotto forma di crediti finanziari, le intere partecipazioni di
\n
Enel X Financial Services, CityPoste Payment, PayTipper
\n
e Junia Insurance e loro controllate.
\n
\u2022 In data 24 agosto 2022 Enel Brasil SA, controllata di Enel
\n
Am\u00e9ricas, ha ceduto l\u2019intera quota detenuta in CGTF -
\n
Central Geradora Termel\u00e9trica Fortaleza SA a ENEVA SA
\n
per un corrispettivo di circa 89 milioni di euro. L\u2019opera-
\n
zione ha comportato sul Conto economico un impatto
\n
negativo di circa 210 milioni di euro, di cui 73 milioni di
\n
euro per adeguamento del valore degli asset, 135 milioni
\n
di euro a titolo di minusvalenza e 2 milioni di euro di oneri
\n
accessori alla cessione.
\n
\u2022 Nei primi nove mesi del 2022 Enel Green Power Romania
\n
ha acquisito il 100% di Prowind Windfarm Bogdanesti,
\n
Prowind Windfarm Deleni, Prowind Windfarm Ivesti e
\n
Prowind Windfarm Viisoara per un corrispettivo totale di
\n
circa 35 milioni di euro.
\n
\u2022 In data 12 ottobre 2022 \u00e8 stata finalizzata la cessione
\n
dell\u2019intera partecipazione detenuta in PJSC Enel Russia,
\n
pari al 56,43% del capitale sociale di quest\u2019ultima, a PJSC
\n
Lukoil e al Closed Combined Mutual Investment Fund
\n
\u201cGazprombank-Frezia\u201d, per un corrispettivo totale pari a
\n
circa 137 milioni di euro. L\u2019operazione ha comportato sul
\n
Conto economico un impatto negativo complessivo di
\n
circa 1,5 miliardi di euro, principalmente dovuto al rila-
\n
scio della riserva di conversione cambi.
\n
\u2022 In data 9 dicembre 2022 Enel Chile SA ha perfeziona-
\n
to la cessione dell\u2019intera partecipazione, pari al 99,09%
\n
del capitale sociale, detenuta in Enel Transmisi\u00f3n Chile
\n
SA, societ\u00e0 cilena di trasmissione di energia elettrica, a
\n
Sociedad Transmisora Metropolitana SpA, controllata
\n
da Inversiones Grupo Saesa Ltda, per un corrispettivo
\n
complessivo di circa 1,3 miliardi di euro. L\u2019operazione ha
\n
comportato a Conto economico una plusvalenza di circa
\n
1,1 miliardi di euro.
\n
\u2022 In data 22 dicembre 2022 \u00e8 stata finalizzata la cessione
\n
del 50% della controllata Gridspertise Srl, interamente
\n
detenuta da Enel, al fondo di private equity internazio-
\n
nale CVC Capital Partners Fund VIII, per un corrispettivo
\n
complessivo di circa 300 milioni di euro. L\u2019operazione ha
\n
comportato sul Conto economico un impatto positivo di
\n
circa 520 milioni di euro.
\n
\u2022 In data 23 dicembre 2022 Enel Green Power India Private
\n
Limited ha perfezionato l\u2019accordo con Norfund a segui-
\n
to del quale quest\u2019ultima ha effettuato un investimento
\n
nella societ\u00e0 Avikiran Surya India Private Limited sotto-
\n
scrivendo un ammontare di azioni emesse dalla societ\u00e0
\n
complessivamente pari al 49% del capitale sociale versa-
\n
to. L\u2019operazione ha comportato sul Conto economico un
\n
impatto negativo di circa 4 milioni di euro, di cui 2 milioni
\n
di euro relativi alla rimisurazione al fair value della quota
\n
residua e 2 milioni di euro di minusvalenza.
\n
\u2022 In data 29 dicembre 2022 Enel Brasil SA, controllata di
\n
Enel Am\u00e9ricas SA, ha perfezionato la cessione dell\u2019intera
\n
partecipazione detenuta nella societ\u00e0 brasiliana di distri-
\n
buzione di energia elettrica Celg Distribui\u00e7\u00e3o SA - Celg-D
\n
(Enel Goi\u00e1s), pari a circa il 99,9% del capitale sociale di
\n
quest\u2019ultima, a Equatorial Participa\u00e7\u00f5es e Investimentos
\n
SA, societ\u00e0 controllata da Equatorial Energia SA, per un
\n

\n\n

\n\n

\n\n

\n
corrispettivo complessivo di circa 1,5 miliardi di euro (di
\n
cui circa 269 milioni di euro versati per la parte di equity
\n
e circa 1,2 miliardi di euro a rimborso dei finanziamenti
\n
infragruppo). L\u2019operazione ha comportato sul Conto eco-
\n
nomico un impatto negativo di circa 1 miliardo di euro.
\n
Altre variazioni
\n
In aggiunta alle suddette variazioni nell\u2019area di consolida-
\n
mento si segnalano anche le seguenti operazioni che, pur
\n
non caratterizzandosi come operazioni che hanno deter-
\n
minato l\u2019acquisizione o la perdita di controllo, hanno co-
\n
munque comportato una variazione nell\u2019interessenza de-
\n
tenuta dal Gruppo nelle relative partecipate o collegate:
\n
\u2022 in data 1\u00b0 marzo 2022 \u00e8 stata perfezionata la fusione
\n
per incorporazione tra le societ\u00e0 Emgesa SA ESP (incor-
\n
porante), Codensa SA ESP, Enel Green Power Colombia
\n
SAS ESP ed ESSA 2 (incorporate). La nuova ragione so-
\n
ciale delle societ\u00e0 incorporate \u00e8 Enel Colombia SA ESP.
\n
A seguito dell\u2019operazione la percentuale di possesso del
\n
Gruppo in Emgesa SA ESP (ora Enel Colombia SA ESP) \u00e8
\n
passata dal 39,89% al 47,18% circa;
\n
\u2022 in data 24 marzo 2022 Enel X International Srl ha fina-
\n
lizzato l\u2019accordo con una holding controllata da Sixth
\n
Cinven Fund e con una holding controllata da Seventh
\n
Cinven Fund tramite cui ha acquisito in via indiretta il
\n
79,4% circa del capitale sociale di Ufinet Latam SLU (per
\n
un corrispettivo pari a 1.320 milioni di euro) e ha con-
\n
testualmente venduto l\u201980,5% del capitale sociale della
\n
stessa societ\u00e0 a Seventh Cinven Fund (per un importo
\n
pari a 1.186 milioni di euro). Enel X International ha inol-
\n
tre ricevuto da Ufinet circa 207 milioni di euro a titolo di
\n
distribuzione di riserve disponibili.
\n
Di conseguenza, Enel X International detiene ora una
\n
partecipazione indiretta del 19,5% nel capitale di Ufinet,
\n
che in precedenza deteneva per il 20,6%. L\u2019operazione
\n
ha generato un flusso netto di cassa positivo di circa 73
\n
milioni di euro e un impatto positivo sui risultati operativi
\n
di circa 220 milioni di euro;
\n
\u2022 in data 15 giugno 2022 la societ\u00e0 Enel Kansas LLC ha ce-
\n
duto il 50% della partecipazione detenuta nella societ\u00e0
\n
Rocky Caney Holdings LLC per un corrispettivo di circa
\n
34 milioni di euro; a seguito dell\u2019operazione la percen-
\n
tuale di possesso di Enel Kansas LLC in Rocky Caney
\n
Holdings LLC \u00e8 passata dal 20% al 10%; l\u2019operazione ha
\n
comportato a Conto economico una plusvalenza di circa
\n
7 milioni di euro;
\n
\u2022 in data 16 giugno 2022 la societ\u00e0 EGPNA REP Holdings
\n
LLC ha ceduto il 50% della partecipazione detenuta nella
\n
societ\u00e0 EGPNA Renewable Energy Partners LLC per un
\n
corrispettivo di circa 60 milioni di euro; a seguito dell\u2019o-
\n
perazione EGPNA REP Holdings LLC detiene ora il 10%
\n
della partecipazione in EGPNA Renewable Energy Part-
\n
ners LLC; l\u2019operazione ha comportato a Conto economi-
\n
co una minusvalenza di circa 7 milioni di euro;
\n
\u2022 in data 14 luglio 2022 Enel, attraverso la societ\u00e0 intera-
\n
mente controllata Enel X, ha acquisito il 50% del capita-
\n
le di Mooney SpA. Sulla base di un enterprise value del
\n
100% di Mooney di 1.385 milioni di euro, Enel X ha pa-
\n
gato un corrispettivo complessivo di circa 225 milioni di
\n
euro (inclusivo dell\u2019aggiustamento prezzo) per la parte di
\n
equity e di circa 125 milioni di euro per l\u2019acquisto di un
\n
preesistente credito vantato da Schumann Investments
\n
SA nei confronti di Mooney;
\n
\u2022 nel mese di dicembre 2022 Enel Green Power Hellas SA
\n
ha ceduto l\u2019intera partecipazione detenuta nelle societ\u00e0
\n
collegate delle Cicladi. L\u2019operazione non ha generato un
\n
impatto significativo a Conto economico;
\n
\u2022 in data 6 dicembre 2022 Enel X Chile SpA ha ceduto l\u2019in-
\n
tera partecipazione detenuta nelle societ\u00e0 collegate So-
\n
ciedad de Inversiones K Cuatro SpA, Suministradora de
\n
buses K Cuatro SpA ed Enel X AMPCI Ebus Chile SpA per
\n
un corrispettivo di circa 35 milioni di euro (non ancora
\n
incassato al 31 dicembre 2022). L\u2019operazione non ha ge-
\n
nerato un impatto significativo a Conto economico;
\n
\u2022 in data 30 dicembre 2022 Enel Green Power Canada Inc.
\n
ha ceduto il 49% della partecipazione detenuta nelle so-
\n
ciet\u00e0 Pincher Creek LP e Riverview LP per un corrispetti-
\n
vo di circa 56 milioni di euro. L\u2019operazione non ha com-
\n
portato la perdita del controllo nelle societ\u00e0.
\n\n
Acquisizione di ERG Hydro Srl
\n
In data 3 gennaio 2022 Enel Produzione SpA ha acquisito
\n
il 100% di ERG Hydro Srl (successivamente ridenominata
\n
Enel Hydro Appennino Centrale Srl e fusa in Enel Produ-
\n
zione SpA in data 1\u00b0 dicembre 2022), titolare di impianti di
\n
produzione con una capacit\u00e0 installata di circa 527 MW e
\n
una produzione annua di circa 1,5 TWh, per un corrispetti-
\n
vo pari a 1.267 milioni di euro.
\n
A dicembre 2022 \u00e8 stata completata l\u2019attivit\u00e0 di identifica-
\n
zione del fair value delle attivit\u00e0 acquisite e delle passivit\u00e0
\n
a seguito della quale si \u00e8 rilevato un avviamento di 349 mi-
\n
lioni di euro.
\n

\n

\n\n

\n\n

\n\n

\n\n

\n\n
Milioni di euro
\n
Valori contabili ante
\n
3 gennaio 2022
\n
Rettifiche per
\n
allocazione prezzo
\n
acquisto
\n
Valori rilevati al 3
\n
gennaio 2022
\n
Immobili, impianti e macchinari 605 167 772
\n
Attivit\u00e0 immateriali 1 170 171
\n
Altre attivit\u00e0 non correnti 15 10 25
\n
Disponibilit\u00e0 liquide e mezzi equivalenti 69 - 69
\n
Altre attivit\u00e0 correnti 94 - 94
\n
Passivit\u00e0 per imposte differite (4) (102) (106)
\n
Fondi rischi e oneri e benef\u00edci ai dipendenti (35) (7) (42)
\n
Passivit\u00e0 correnti (65) - (65)
\n
Attivit\u00e0 nette acquisite 680 238 918
\n
Costo dell\u2019acquisizione 1.267 - 1.267
\n
(di cui versati per cassa) 1.265 - 1.265
\n
Avviamento 587 (238) 349
\n

\n\n
Cessione di Ufinet
\n
In data 24 marzo 2022 Enel X International Srl ha ceduto
\n
una quota pari all\u20191,1% della partecipazione in Ufinet.
\n
Di seguito gli effetti economici e finanziari dell\u2019operazione.
\n
Milioni di euro
\n
Corrispettivo acquisto 79,4% per esercizio della call option a Sixth Cinven Fund (1.320)
\n
Distribuzione riserve da Ufinet 207
\n
Prezzo cessione 80,5% a Seventh Cinven Fund 1.186
\n
Flusso netto di cassa dell\u2019operazione 73
\n
Valore contabile della quota ceduta (1,1%) (6)
\n
Rilascio della riserva OCI (24)
\n
Plusvalenza netta relativa alla cessione 43
\n
Rivalutazione al fair value della partecipazione gi\u00e0 detenuta (19,5%) 177
\n
Impatto economico complessivo 220
\n
A seguito dell\u2019operazione, la partecipazione residua in Ufi-
\n
net \u00e8 stata classificata tra le altre partecipazioni valutate al
\n
fair value through OCI, mentre in precedenza era valutata
\n
con il metodo del patrimonio netto.
\n
Cessione di EGP Matimba NewCo 1
\n
In data 30 giugno 2022 Enel Green Power SpA ha ceduto
\n
alla societ\u00e0 Al Rayyan Holding LLC (controllata da Qatar In-
\n
vestment Authority) il 50% della partecipazione detenuta
\n
nella societ\u00e0 EGP Matimba NewCo 1 Srl, titolare indiretta-
\n
mente di sei societ\u00e0 in Sudafrica, per un corrispettivo di
\n
108 milioni di euro interamente incassato.
\n
Milioni di euro
\n
Totale attivit\u00e0 nette oggetto di cessione con perdita di controllo 220
\n
Quota ceduta (50%) 110
\n
Prezzo di cessione 108
\n
Minusvalenza da cessione (2)
\n
Rimisurazione al fair value partecipazione residua (2)
\n
Impatto economico complessivo (4)
\n

\n\n

\n\n

\n\n
A seguito dell\u2019operazione, la partecipazione residua in EGP
\n
Matimba NewCo 1 e nelle sue controllate \u00e8 stata classifica-
\n
ta tra le partecipazioni valutate con il metodo del patrimo-
\n
nio netto e il suo valore \u00e8 stato rimisurato al fair value con
\n
un impatto negativo a Conto economico di circa 2 milioni
\n
di euro. A valle di tale rimisurazione il valore della partecipa-
\n
zione residua \u00e8 pari a 108 milioni di euro.
\n
Cessione di Enel X Financial Services, CityPoste
\n
Payment, PayTipper e Junia Insurance
\n
In data 25 luglio 2022 Enel X Srl ha ceduto a Mooney SpA,
\n
per un corrispettivo di circa 140 milioni di euro, regolato
\n
sotto forma di crediti finanziari, le intere partecipazioni di
\n
Enel X Financial Services, CityPoste Payment, PayTipper e
\n
Junia Insurance e loro controllate.
\n
Milioni di euro
\n
Valore dell\u2019operazione 140
\n
Attivit\u00e0 nette cedute (73)
\n
Plusvalenza da cessione 67
\n
L\u2019operazione ha comportato la rilevazione di una plusvalen-
\n
za di 67 milioni di euro.
\n
Cessione di Central Geradora Termel\u00e9trica Fortaleza SA
\n
In data 24 agosto 2022 Enel Brasil SA, controllata di Enel
\n
Am\u00e9ricas, ha ceduto l\u2019intera quota detenuta in CGTF -
\n
Central Geradora Termel\u00e9trica Fortaleza SA a ENEVA SA
\n
per un corrispettivo di 89 milioni di euro.
\n
Nel corso del 2022, in linea con le disposizioni dell\u2019\u201cIFRS
\n
5 - Attivit\u00e0 non correnti possedute per la vendita e attivit\u00e0
\n
operative cessate\u201d, le attivit\u00e0 nette riferite a CGTF - Central
\n
Geradora Termel\u00e9trica Fortaleza SA sono state classificate
\n
come possedute per la vendita e il loro valore \u00e8 stato ade-
\n
guato al previsto prezzo di cessione per circa 73 milioni di
\n
euro.
\n
Milioni di euro
\n
Prezzo di cessione 89
\n
Totale attivit\u00e0 nette cedute 125
\n
Rilascio della riserva OCI (99)
\n
Minusvalenza da cessione (135)
\n
Adeguamento di valore impianti ante cessione (73)
\n
Impatto economico (208)
\n
Al perfezionamento dell\u2019operazione di cessione, \u00e8 stata ri-
\n
levata una minusvalenza di 135 milioni di euro, principal-
\n
mente dovuta al rilascio della riserva di conversione cambi,
\n
cui si aggiungono 2 milioni di euro di oneri accessori alla
\n
cessione e il relativo effetto fiscale pari a 37 milioni di euro.
\n
Cessione di PJSC Enel Russia
\n
In data 12 ottobre 2022 \u00e8 stata finalizzata la cessione dell\u2019in-
\n
tera partecipazione detenuta in PJSC Enel Russia, pari al
\n
56,43% del capitale sociale di quest\u2019ultima, a PJSC Lukoil
\n
e al Closed Combined Mutual Investment Fund \u201cGazprom-
\n
bank-Frezia\u201d, per un corrispettivo totale pari a circa 137 mi-
\n
lioni di euro. Dalla cessione \u00e8 emerso un impatto negativo
\n
complessivo a Conto economico di circa 1.551 milioni di
\n
euro, principalmente dovuto al rilascio della riserva di con-
\n
versione cambi, per circa 1.054 milioni di euro. Di seguito si
\n
riportano gli effetti economici dell\u2019operazione.
\n

\n\n

\n\n

\n\n
Milioni di euro
\n
Prezzo di cessione 137
\n
Totale attivit\u00e0 nette cedute 137
\n
Rilascio della riserva OCI (1.054)
\n
Minusvalenza da cessione (1.054)
\n
Adeguamento di valore impianti ante cessione (497)
\n
Impatto economico (1.551)
\n
Per maggiori dettagli sull\u2019operazione, si rimanda al com-
\n
mento riportato nel paragrafo \u201cDiscontinued operation\u201d.
\n
Cessione di Enel Transmisi\u00f3n Chile SA
\n
In data 9 dicembre 2022 Enel Chile SA ha perfezionato la
\n
cessione dell\u2019intera partecipazione, pari al 99,09% del ca-
\n
pitale sociale, detenuta in Enel Transmisi\u00f3n Chile SA, so-
\n
ciet\u00e0 cilena di trasmissione di energia elettrica, a Sociedad
\n
Transmisora Metropolitana SpA, controllata da Inversiones
\n
Grupo Saesa Ltda, per un corrispettivo complessivo di cir-
\n
ca 1.342 milioni di euro. Di seguito si riportano gli effetti
\n
economici dell\u2019operazione.
\n
Milioni di euro
\n
Prezzo di cessione 1.342
\n
Totale attivit\u00e0 nette cedute 230
\n
Avviamento 61
\n
Plusvalenza da cessione 1.051
\n
L\u2019operazione ha comportato un effetto fiscale di 347 milioni
\n
di euro.
\n
Cessione di Gridspertise Srl
\n
In data 22 dicembre 2022 Enel SpA, tramite Enel Grids Srl,
\n
ha finalizzato la cessione del 50% della controllata Grid-
\n
spertise Srl, interamente detenuta da Enel, al fondo di pri-
\n
vate equity internazionale CVC Capital Partners Fund VIII,
\n
per un corrispettivo complessivo di circa 300 milioni di
\n
euro. Di seguito si riportano gli effetti economici dell\u2019ope-
\n
razione.
\n
Milioni di euro
\n
Totale attivit\u00e0 nette oggetto di cessione con perdita di controllo 80
\n
Quota ceduta (50%) 40
\n
Prezzo di cessione 299
\n
Riversamento riserva OCI 2
\n
Plusvalenza da cessione 261
\n
Rimisurazione al fair value partecipazione residua 259
\n
Impatto economico complessivo 520
\n
A seguito dell\u2019operazione, la partecipazione residua in
\n
Gridspertise Srl e nelle sue controllate \u00e8 stata classificata
\n
tra le partecipazioni valutate con il metodo del patrimonio
\n
netto. A valle della rimisurazione al fair value, il valore della
\n
partecipazione residua \u00e8 pari a 259 milioni di euro.
\n
L\u2019operazione ha comportato un effetto fiscale di 8 milioni
\n
di euro.
\n

\n\n

\n\n

\n\n
Cessione di Celg Distribui\u00e7\u00e3o SA
\n
In data 29 dicembre 2022 Enel Brasil SA, controllata di Enel
\n
Am\u00e9ricas SA, ha perfezionato la cessione dell\u2019intera parte-
\n
cipazione detenuta nella societ\u00e0 brasiliana di distribuzio-
\n
ne di energia elettrica Celg Distribui\u00e7\u00e3o SA - Celg-D (Enel
\n
Goi\u00e1s), pari a circa il 99,9% del capitale sociale di quest\u2019ulti-
\n
ma, a Equatorial Participa\u00e7\u00f5es e Investimentos SA, societ\u00e0
\n
controllata da Equatorial Energia SA, per un corrispettivo
\n
complessivo di circa 1.548 milioni di euro, di cui 269 milioni
\n
di euro per la parte di equity e 1.279 milioni di euro a rim-
\n
borso dei finanziamenti infragruppo. Di seguito si riportano
\n
gli effetti economici dell\u2019operazione.
\n
Milioni di euro
\n
Prezzo di cessione 269
\n
Totale attivit\u00e0 nette cedute 269
\n
Rilascio della riserva OCI (208)
\n
Minusvalenza da cessione (208)
\n
Adeguamento di valore ante cessione (827)
\n
Impatto economico (1.035)
\n
Dalla cessione \u00e8 emerso un impatto negativo a Conto eco-
\n
nomico di circa 1.035 milioni di euro, di cui circa 208 mi-
\n
lioni di euro relativi prevalentemente al rilascio della riserva
\n
OCI e 827 milioni di euro relativi all\u2019adeguamento di valore
\n
(di cui 85 milioni di euro riferiti ad avviamento).
\n
L\u2019operazione ha comportato anche oneri accessori alla vendi-
\n
ta di 4 milioni di euro e un impatto fiscale di 8 milioni di euro.
\n

\n\n
9. Informativa relativa agli impatti del conflitto tra Russia e Ucraina e alle
\n
attivit\u00e0 gestite in Russia
\n
Impatti sulla Relazione finanziaria annuale
\n
consolidata al 31 dicembre 2022 derivanti
\n
dall\u2019invasione dell\u2019Ucraina da parte della
\n
Russia
\n
Nel corso del 2022 il Gruppo Enel ha monitorato costan-
\n
temente i riflessi della crisi internazionale sulle proprie
\n
attivit\u00e0 di business in Russia (in particolare, in termini di
\n
approvvigionamento dei materiali, dei servizi e della ma-
\n
nodopera), valutando anche l\u2019evoluzione delle variabili di
\n
mercato (per es., tassi di cambio, tassi di interesse); il Grup-
\n
po Enel ha tenuto conto anche degli sviluppi connessi alle
\n
contro-sanzioni previste dalla Russia aventi per oggetto gli
\n
investimenti detenuti nel Paese.
\n
Inoltre, il Gruppo Enel ha effettuato le analisi volte alla va-
\n
lutazione degli impatti indiretti della guerra in Ucraina sulle
\n
attivit\u00e0 di business, sulla situazione finanziaria e sulla per-
\n
formance economica nei principali Paesi dell\u2019Eurozona in
\n
cui \u00e8 presente, con particolare riferimento alla minore di-
\n
sponibilit\u00e0 di approvvigionamento di materie prime dalle
\n
aree interessate dal conflitto e all\u2019incremento generalizza-
\n
to dei prezzi delle commodity.
\n
In considerazione delle diverse raccomandazioni degli or-
\n
ganismi di vigilanza nazionali e sovranazionali
\n
(46)
\n
sul tema e in
\n
uno scenario in continua evoluzione, caratterizzato da una
\n
notevole incertezza regolatoria e da un contesto di prezzi
\n
elevati e volatili, \u00e8 attivo da parte del Gruppo Enel un mo-
\n
nitoraggio costante delle variabili macroeconomiche e di
\n
business, che consente di effettuare la migliore stima dei
\n
potenziali impatti connessi ai cambi regolatori, alle sanzioni
\n
e alle restrizioni sugli asset detenuti, nonch\u00e9 sui fornitori e
\n
sui contratti applicabili al Gruppo Enel.
\n
Si segnala a tale riguardo che non sono emersi impatti signi-
\n
ficativi legati al conflitto russo-ucraino al 31 dicembre 2022.
\n
Enel ha ceduto l\u2019intera partecipazione del
\n
56,43% detenuta in PJSC Enel Russia
\n
In data 16 giugno 2022 Enel SpA ha firmato due distinti ac-
\n
cordi, rispettivamente con PJSC Lukoil e con il Closed Com-
\n
bined Mutual Investment Fund \u201cGazprombank-Frezia\u201d, per
\n
la cessione dell\u2019intera partecipazione detenuta in PJSC Enel
\n
Russia, pari al 56,43% del capitale sociale di quest\u2019ultima,
\n
(46) ESMA Public statements n. 71-99-1864 del 14 marzo 2022, n. 32-63-1277 del 13 maggio 2022 e n.32-63-1320 del 28 ottobre 2022; Richiami di Attenzione
\n
CONSOB contenuti nei notiziari settimanali 9-14 marzo 2022 e 10-21 marzo 2022, n. 3/22 del 19 maggio 2022.
\n

\n\n

\n

\n
per un corrispettivo totale pari a circa 137 milioni di euro.
\n
Si segnala che gi\u00e0 dal secondo trimestre 2022, al fine di
\n
ridurre il rischio per Enel SpA che ne poteva derivare dalla
\n
disciplina applicabile dell\u2019Unione Europea, degli Stati Uniti
\n
d\u2019America e della Russia in materia di sanzioni e di con-
\n
tro-sanzioni russe, sono state adottate o promosse alcune
\n
misure che hanno comportato la cessazione della direzione
\n
e coordinamento di Enel SpA nei confronti di Enel Russia.
\n
Tali misure includevano: (i) la designazione da parte di Enel
\n
di soli amministratori indipendenti, di nazionalit\u00e0 russa, in
\n
occasione del rinnovo del consiglio di amministrazione
\n
della societ\u00e0; (ii) la nomina di un nuovo direttore generale,
\n
sempre di nazionalit\u00e0 russa, che riporta esclusivamente al
\n
consiglio di amministrazione; (iii) la cessazione, ove possi-
\n
bile, dei contratti infragruppo; (iv) la modifica della strut-
\n
tura organizzativa del Gruppo Enel al fine di interrompere
\n
il riporto gerarchico delle funzioni di staff o di business di
\n
Enel Russia rispetto a quelle di Enel; (v) la conseguente in-
\n
terruzione di qualsiasi flusso di reporting tra Enel SpA ed
\n
Enel Russia.
\n
Il perfezionamento dell\u2019operazione di cessione, con il pa-
\n
gamento del corrispettivo, \u00e8 avvenuto nel corso del mese
\n
di ottobre 2022 anche a seguito dell\u2019avveramento delle
\n
condizioni sospensive, alle quali questo era subordinato,
\n
inclusa l\u2019approvazione dell\u2019operazione da parte del Presi-
\n
dente della Federazione russa ai sensi del paragrafo 5 del
\n
Decreto n. 520 del 5 agosto 2022.
\n
Gli effetti contabili derivanti dalla cessione del Gruppo PJSC
\n
Enel Russia sono riportati nella nota 8 \u201cPrincipali acquisi-
\n
zioni e cessioni dell\u2019esercizio\u201d.
\n
Si evidenzia, infine, che il Gruppo Enel continua a detenere
\n
in Russia le seguenti partecipazioni:
\n
\u2022 Enel Green Power Rus LLC (partecipata indiretta di Enel
\n
SpA al 100%), societ\u00e0 che presta servizi allo sviluppo di
\n
progetti rinnovabili e che detiene partecipazioni totalita-
\n
rie in quattro societ\u00e0 di generazione da fonti rinnovabili;
\n
\u2022 Enel X Rus LLC (partecipata indiretta di Enel SpA al 99%);
\n
\u2022 una partecipazione, pari al 49,5%, in una societ\u00e0 a con-
\n
trollo congiunto (Rusenergosbyt LLC) operante nella Li-
\n
nea di Business Mercati finali.
\n\n

\n
10. Dati economici e patrimoniali per Settore primario (Linea di Business)
\n
e secondario (Area Geografica)
\n\n
La rappresentazione dei risultati economici e patrimoniali
\n
per Linea di Business e per Area Geografica di attivit\u00e0 \u00e8
\n
effettuata in base all\u2019approccio utilizzato dal management
\n
per monitorare le performance del Gruppo nei due esercizi
\n
messi a confronto.
\n

\n

\n\n
Dati economici per Settore primario (Linea di Business)
\n
Risultati 2022
\n
(1)
\n
Milioni di euro
\n
Generazione
\n
Termoelettrica
\n
e Trading
\n
Enel
\n
Green
\n
Power
\n
Enel
\n
Grids
\n
Mercati
\n
finali Enel X
\n
Holding,
\n
Servizi e
\n
Altro
\n
Totale
\n
reporting
\n
segment
\n
Elisioni e
\n
rettifiche Totale
\n
Ricavi e altri proventi verso terzi 53.239 6.669 19.806 58.478 2.143 182 140.517 - 140.517
\n
Ricavi e altri proventi intersettoriali 23.096 2.498 3.226 3.674 66 2.053 34.613 (34.613) -
\n
Totale ricavi 76.335 9.167 23.032 62.152 2.209 2.235 175.130 (34.613) 140.517
\n
Totale costi 71.189 5.873 13.918 62.517 1.544 2.503 157.544 (34.580) 122.964
\n
Risultati netti da contratti su commodity 551 183 - 1.608 (13) (5) 2.324 41 2.365
\n
Ammortamenti 802 1.456 2.852 498 223 255 6.086 - 6.086
\n
Impairment 562 53 1.047 1.177 102 17 2.958 - 2.958
\n
Ripristini di valore (52) (2) (117) (132) (17) 1 (319) - (319)
\n
Risultato operativo 4.385 1.970 5.332 (300) 344 (546) 11.185 8 11.193
\n
Investimenti 990
\n
(2)
\n
6.386
\n
(3)
\n
5.547
\n
(4)
\n
721 371
\n
(5)
\n
332 14.347 - 14.347
\n
(1) I ricavi di settore comprendono sia i ricavi verso terzi sia i ricavi intersettoriali realizzati da ciascun settore nei confronti degli altri.
\n
(2) Il dato non include 2 milioni di euro riferiti al perimetro classificato come \u201cposseduto per la vendita\u201d o \u201cdiscontinued operation\u201d.
\n
(3) Il dato non include 42 milioni di euro riferiti al perimetro classificato come \u201cposseduto per la vendita\u201d o \u201cdiscontinued operation\u201d.
\n
(4) Il dato non include 110 milioni di euro riferiti al perimetro classificato come \u201cposseduto per la vendita\u201d o \u201cdiscontinued operation\u201d.
\n
(5) Il dato non include 2 milioni di euro riferiti al perimetro classificato come \u201cposseduto per la vendita\u201d o \u201cdiscontinued operation\u201d.
\n

\n\n

\n\n

\n\n
Risultati 2021
\n
(1) (2) (3)
\n
Milioni di euro
\n
Generazione
\n
\n
\n
\n
\nermoelettrica
\n
e Trading
\n
Enel
\n
Green
\n
Power
\n
Enel
\n
Grids
\n
Mercati
\n
finali Enel X
\n
Holding,
\n
Servizi e
\n
Altro
\n
Totale
\n
reporting
\n
segment
\n
Elisioni e
\n
rettifiche Totale
\n
Ricavi e altri proventi verso terzi 22.334 7.011 16.994 36.097 1.372 1.911 85.719 - 85.719
\n
Ricavi e altri proventi intersettoriali 10.269 2.161 3.248 1.302 56 2.101 19.137 (19.137) -
\n
Totale ricavi 32.603 9.172 20.242 37.399 1.428 4.012 104.856 (19.137) 85.719
\n
Totale costi 32.327 4.547 13.142 36.372 1.102 2.649 90.139 (19.130) 71.009
\n
Risultati netti da contratti su commodity 537 (55) - 2.006 - (3) 2.485 38 2.523
\n
Ammortamenti 902 1.237 2.612 399 202 240 5.592 - 5.592
\n
Impairment 2.561 387 192 1.067 36 52 4.295 - 4.295
\n
Ripristini di valore (8) (5) (30) (156) (6) - (205) - (205)
\n
Risultato operativo (2.642) 2.951 4.326 1.723 94 1.068 7.520 31 7.551
\n
Investimenti 822 5.662
\n
(4)
\n
5.296 643 285 289 12.997 - 12.997
\n
(1) I ricavi di settore comprendono sia i ricavi verso terzi sia i ricavi intersettoriali realizzati da ciascun settore nei confronti degli altri.
\n
(2) I dati relativi all\u2019esercizio 2021 sono stati rideterminati, ai soli fini comparativi, per tenere conto della classificazione nella voce \u201cRisultato netto delle discon-
\n
tinued operation\u201d dei risultati afferenti alle attivit\u00e0 detenute in Russia (cedute nel corso del quarto trimestre 2022), Romania e Grecia in quanto sono stati
\n
soddisfatti i requisiti previsti dal principio contabile internazionale IFRS 5 per la loro classificazione come \u201cdiscontinued operation\u201d.
\n
(3) I dati relativi alla Linea di Business Enel X sono stati rideterminati per tener conto del trasferimento di talune attivit\u00e0 nette e dei relativi Conti economici nella
\n
nuova Linea di Business Enel X Way che viene esposta nel settore \u201cHolding, Servizi e Altro\u201d.
\n
(4) Il dato non include 111 milioni di euro riferiti al perimetro classificato come \u201cposseduto per la vendita\u201d o \u201cdiscontinued operation\u201d.
\n
Dati economici per Settore secondario (Area Geografica)
\n
Risultati 2022
\n
(1)
\n
Milioni di euro Italia Iberia
\n
America
\n
Latina Europa
\n
Nord
\n
America
\n
Africa, Asia e
\n
Oceania
\n
Altro, elisioni
\n
e rettifiche Totale
\n
Ricavi e altri proventi verso terzi 83.337 32.725 20.949 77 2.183 266 980 140.517
\n
Ricavi e altri proventi intersettoriali 171 108 385 10 31 - (705) -
\n
Totale ricavi 83.508 32.833 21.334 87 2.214 266 275 140.517
\n
Totale costi 81.880 25.388 14.811 66 1.126 174 (481) 122.964
\n
Risultati netti da contratti su commodity 4.679 (2.215) 56 6 (148) (9) (4) 2.365
\n
Ammortamenti 2.209 1.784 1.393 2 430 75 193 6.086
\n
Impairment 886 478 1.553 1 18 5 17 2.958
\n
Ripristini di valore (39) (271) (7) - - - (2) (319)
\n
Risultato operativo 3.251 3.239 3.640 24 492 3 544 11.193
\n
Investimenti 4.640 2.316 4.289
\n
(2)
\n
224
\n
(3)
\n
2.491 164
\n
(4)
\n
223
\n
(5)
\n
14.347
\n
(1) I ricavi di settore comprendono sia i ricavi verso terzi sia i ricavi intersettoriali realizzati da ciascun settore nei confronti degli altri.
\n
(2) Il dato non include 94 milioni di euro riferiti al perimetro classificato come \u201cposseduto per la vendita\u201d o \u201cdiscontinued operation\u201d.
\n
(3) Il dato non include 4 milioni di euro riferiti al perimetro classificato come \u201cposseduto per la vendita\u201d o \u201cdiscontinued operation\u201d.
\n
(4) Il dato non include 40 milioni di euro riferiti al perimetro classificato come \u201cposseduto per la vendita\u201d o \u201cdiscontinued operation\u201d.
\n
(5) Il dato non include 18 milioni di euro riferiti al perimetro classificato come \u201cposseduto per la vendita\u201d o \u201cdiscontinued operation\u201d.
\n
Risultati 2021
\n
(1) (2)
\n
Milioni di euro Italia Iberia
\n
America
\n
Latina Europa
\n
Nord
\n
America
\n
Africa, Asia e
\n
Oceania
\n
Altro, elisioni
\n
e rettifiche
\n
Totale
\n
Ricavi e altri proventi verso terzi 44.282 20.800 16.956 49 1.479 240 1.913 85.719
\n
Ricavi e altri proventi intersettoriali 1.135 252 1 (35) 34 1 (1.388) -
\n
Totale ricavi 45.417 21.052 16.957 14 1.513 241 525 85.719
\n
Totale costi 40.751 17.412 12.867 59 748 135 (963) 71.009
\n
Risultati netti da contratti su commodity 1.967 543 53 40 (81) 4 (3) 2.523
\n
Ammortamenti 2.107 1.754 1.177 4 356 65 129 5.592
\n
Impairment 1.747 1.797 536 1 161 32 21 4.295
\n
Ripristini di valore (22) (170) (9) (2) - - (2) (205)
\n
Risultato operativo 2.801 802 2.439 (8) 167 13 1.337 7.551
\n
Investimenti 3.842 2.202 3.722 456 2.293 217
\n
(3)
\n
265 12.997
\n
(1) I ricavi di settore comprendono sia i ricavi verso terzi sia i ricavi intersettoriali realizzati da ciascun settore nei confronti degli altri.
\n
(2) I dati relativi all\u2019esercizio 2021 sono stati rideterminati, ai soli fini comparativi, per tenere conto della classificazione nella voce \u201cRisultato netto delle discon-
\n
tinued operation\u201d dei risultati afferenti alle attivit\u00e0 detenute in Russia (cedute nel corso del quarto trimestre 2022), Romania e Grecia in quanto sono stati
\n
soddisfatti i requisiti previsti dal principio contabile internazionale IFRS 5 per la loro classificazione come \u201cdiscontinued operation\u201d.
\n
(3) Il dato non include 111 milioni di euro riferiti al perimetro classificato come \u201cposseduto per la vendita\u201d o \u201cdiscontinued operation\u201d.
\n

\n\n

\n\n

\n\n
Dati patrimoniali per Settore primario (Linea di Business)
\n
Al 31 dicembre 2022
\n
Milioni di euro
\n
Generazione
\n
Termoelettrica
\n
e Trading
\n
Enel
\n
Green
\n
Power
\n
Enel
\n
Grids
\n
Mercati
\n
finali Enel X
\n
Holding,
\n
Servizi e
\n
Altro
\n
Totale
\n
reporting
\n
segment
\n
Elisioni e
\n
rettifiche Totale
\n
Immobili, impianti e macchinari 8.530 41.519 40.377 44 553 805 91.828 (3) 91.825
\n
Attivit\u00e0 immateriali 397 5.723 20.035 4.172 647 623 31.597 - 31.597
\n
Attivit\u00e0 da contratti con i clienti
\n
non correnti e correnti
\n
- 50 500 - 72 53 675 (11) 664
\n
Crediti commerciali 7.667 3.730 5.706 8.426 618 1.304 27.451 (9.715) 17.736
\n
Altro 7.928 540 2.551 2.716 480 2.535 16.750 (7.897) 8.853
\n
Attivit\u00e0 operative 24.522
\n
(1)
\n
51.562
\n
(2)
\n
69.169
\n
(3)
\n
15.358
\n
(4)
\n
2.370
\n
(5)
\n
5.320 168.301 (17.626) 150.675
\n
Debiti commerciali 8.034 4.173 4.297 8.647 705 1.394 27.250 (9.187) 18.063
\n
Passivit\u00e0 da contratti con i
\n
clienti non correnti e correnti
\n
95 323 7.527 76 10 22 8.053 (89) 7.964
\n
Fondi diversi 3.979 921 3.263 380 101 1.095 9.739 (68) 9.671
\n
Altro 3.475 1.802 6.691 6.740 300 4.454 23.462 (7.908) 15.554
\n
Passivit\u00e0 operative 15.583
\n
(6)
\n
7. 21 9
\n
(7)
\n
21.778
\n
(8)
\n
15.843
\n
(9)
\n
1.116
\n
(10)
\n
6.965
\n
(11)
\n
68.504 (17.252) 51.252
\n
(1) Di cui 190 milioni di euro riferiti al perimetro classificato come \u201cposseduto per la vendita\u201d o \u201cdiscontinued operation\u201d.
\n
(2) Di cui 1.951 milioni di euro riferiti al perimetro classificato come \u201cposseduto per la vendita\u201d o \u201cdiscontinued operation\u201d.
\n
(3) Di cui 1.855 milioni di euro riferiti al perimetro classificato come \u201cposseduto per la vendita\u201d o \u201cdiscontinued operation\u201d.
\n
(4) Di cui 1.160 milioni di euro riferiti al perimetro classificato come \u201cposseduto per la vendita\u201d o \u201cdiscontinued operation\u201d.
\n
(5) Di cui 80 milioni di euro riferiti al perimetro classificato come \u201cposseduto per la vendita\u201d o \u201cdiscontinued operation\u201d.
\n
(6) Di cui 87 milioni di euro riferiti al perimetro classificato come \u201cposseduto per la vendita\u201d o \u201cdiscontinued operation\u201d.
\n
(7) Di cui 185 milioni di euro riferiti al perimetro classificato come \u201cposseduto per la vendita\u201d o \u201cdiscontinued operation\u201d.
\n
(8) Di cui 390 milioni di euro riferiti al perimetro classificato come \u201cposseduto per la vendita\u201d o \u201cdiscontinued operation\u201d.
\n
(9) Di cui 476 milioni di euro riferiti al perimetro classificato come \u201cposseduto per la vendita\u201d o \u201cdiscontinued operation\u201d.
\n
(10) Di cui 11 milioni di euro riferiti al perimetro classificato come \u201cposseduto per la vendita\u201d o \u201cdiscontinued operation\u201d.
\n
(11) Di cui 4 milioni di euro riferiti al perimetro classificato come \u201cposseduto per la vendita\u201d o \u201cdiscontinued operation\u201d.
\n
Al 31 dicembre 2021
\n
(1)
\n
Milioni di euro
\n
Generazione
\n
Termoelettrica
\n
e Trading
\n
Enel
\n
Green
\n
Power
\n
Enel
\n
Grids
\n
Mercati
\n
finali Enel X
\n
Holding,
\n
Servizi e
\n
Altro
\n
Totale
\n
reporting
\n
segment
\n
Elisioni e
\n
rettifiche Totale
\n
Immobili, impianti e macchinari 9.384 36.205 38.635 49 486 713 85.472 - 85.472
\n
Attivit\u00e0 immateriali 216 5.016 21.473 4.030 670 631 32.036 - 32.036
\n
Attivit\u00e0 da contratti con i clienti
\n
non correnti e correnti
\n
1 1 525 - 60 21 608 43 651
\n
Crediti commerciali 4.814 2.601 6.731 6.533 559 1.347 22.585 (6.493) 16.092
\n
Altro 4.319 826 2.614 3.812 345 2.287 14.203 (6.107) 8.096
\n
Attivit\u00e0 operative 18.734
\n
(2)
\n
44.649
\n
(3)
\n
69.978 14.424 2.120
\n
(4)
\n
4.999 154.904 (12.557) 142.347
\n
Debiti commerciali 5.730 3.701 4.390 7.129 695 1.259 22.904 (5.920) 16.984
\n
Passivit\u00e0 da contratti con i
\n
clienti non correnti e correnti
\n
102 216 7.316 62 13 13 7.722 (75) 7.647
\n
Fondi diversi 4.586 936 3.810 466 52 1.297 11.147 (89) 11.058
\n
Altro 4.125 1.901 8.104 4.575 141 3.659 22.505 (6.245) 16.260
\n
Passivit\u00e0 operative 14.543 6.754
\n
(5)
\n
23.620 12.232 901
\n
(6)
\n
6.228 64.278 (12.329) 51.949
\n
(1) I dati relativi alla Linea di Business Enel X sono stati rideterminati per tener conto del trasferimento di talune attivit\u00e0 nette e dei relativi Conti economici nella
\n
nuova Linea di Business e-Mobility che viene esposta nel settore \u201cHolding, Servizi e Altro\u201d.
\n
(2) Di cui 2 milioni di euro riferiti al perimetro classificato come \u201cposseduto per la vendita\u201d o \u201cdiscontinued operation\u201d.
\n
(3) Di cui 999 milioni di euro riferiti al perimetro classificato come \u201cposseduto per la vendita\u201d o \u201cdiscontinued operation\u201d.
\n
(4) Di cui 136 milioni di euro riferiti al perimetro classificato come \u201cposseduto per la vendita\u201d o \u201cdiscontinued operation\u201d.
\n
(5) Di cui 28 milioni di euro riferiti al perimetro classificato come \u201cposseduto per la vendita\u201d o \u201cdiscontinued operation\u201d.
\n
(6) Di cui 57 milioni di euro riferiti al perimetro classificato come \u201cposseduto per la vendita\u201d o \u201cdiscontinued operation\u201d.
\n

\n\n

\n\n

\n\n
Dati patrimoniali per Settore secondario (Area Geografica)
\n
Al 31 dicembre 2022
\n
Milioni di euro Italia Iberia
\n
America
\n
Latina Europa
\n
Nord
\n
America
\n
Africa, Asia e
\n
Oceania
\n
Altro, elisioni
\n
e rettifiche Totale
\n
Immobili, impianti e macchinari 30.327 23.167 21.099 2.397 13.722 1.002 111 91.825
\n
Attivit\u00e0 immateriali 3.200 16.173 10.534 331 602 129 628 31.597
\n
Attivit\u00e0 da contratti con i clienti non
\n
correnti e correnti
\n
73 9 493 48 19 16 6 664
\n
Crediti commerciali 7.086 4.369 5.037 1.127 268 66 (217) 17.736
\n
Altro 4.947 2.929 1.498 294 250 63 (1.128) 8.853
\n
Attivit\u00e0 operative 45.633
\n
(1)
\n
46.647 38.661
\n
(2)
\n
4.197
\n
(3)
\n
14.861 1.276
\n
(4)
\n
(600) 150.675
\n
Debiti commerciali 9.595 3.220 4.813 483 1.261 119 (1.428) 18.063
\n
Passivit\u00e0 da contratti con i clienti non
\n
correnti e correnti
\n
4.188 3.351 35 443 - 1 (54) 7.964
\n
Fondi diversi 3.008 3.458 2.378 69 97 32 629 9.671
\n
Altro 4.323 3.144 4.480 637 1.893 66 1.011 15.554
\n
Passivit\u00e0 operative 21.114
\n
(5)
\n
13.173 11.706
\n
(6)
\n
1.632
\n
(7)
\n
3.251 218
\n
(8)
\n
158 51.252
\n
(1) Di cui 251 milioni di euro riferiti al perimetro classificato come \u201cposseduto per la vendita\u201d o \u201cdiscontinued operation\u201d.
\n
(2) Di cui 307 milioni di euro riferiti al perimetro classificato come \u201cposseduto per la vendita\u201d o \u201cdiscontinued operation\u201d.
\n
(3) Di cui 4.125 milioni di euro riferiti al perimetro classificato come \u201cposseduto per la vendita\u201d o \u201cdiscontinued operation\u201d.
\n
(4) Di cui 553 milioni di euro riferiti al perimetro classificato come \u201cposseduto per la vendita\u201d o \u201cdiscontinued operation\u201d.
\n
(5) Di cui 64 milioni di euro riferiti al perimetro classificato come \u201cposseduto per la vendita\u201d o \u201cdiscontinued operation\u201d.
\n
(6) Di cui 76 milioni di euro riferiti al perimetro classificato come \u201cposseduto per la vendita\u201d o \u201cdiscontinued operation\u201d.
\n
(7) Di cui 961 milioni di euro riferiti al perimetro classificato come \u201cposseduto per la vendita\u201d o \u201cdiscontinued operation\u201d.
\n
(8) Di cui 52 milioni di euro riferiti al perimetro classificato come \u201cposseduto per la vendita\u201d o \u201cdiscontinued operation\u201d.
\n
Al 31 dicembre 2021
\n
Milioni di euro Italia Iberia
\n
America
\n
Latina Europa
\n
Nord
\n
America
\n
Africa, Asia e
\n
Oceania
\n
Altro, elisioni
\n
e rettifiche Totale
\n
Immobili, impianti e macchinari 27.335 23.075 18.671 3.440 10.853 1.948 150 85.472
\n
Attivit\u00e0 immateriali 2.313 16.071 11.414 772 557 179 730 32.036
\n
Attivit\u00e0 da contratti con i clienti non
\n
correnti e correnti
\n
94 5 517 - 18 13 4 651
\n
Crediti commerciali 7.372 3.886 4.414 583 215 51 (429) 16.092
\n
Altro 4.555 2.474 1.398 217 259 140 (947) 8.096
\n
Attivit\u00e0 operative 41.669
\n
(1)
\n
45.511 36.414 5.012 11.902 2.331
\n
(2)
\n
(492)
\n
(3)
\n
142.347
\n
Debiti commerciali 9.684 2.509 4.333 481 1.208 136 (1.367) 16.984
\n
Passivit\u00e0 da contratti con i clienti non
\n
correnti e correnti
\n
4.109 3.109 30 438 - - (39) 7.647
\n
Fondi diversi 3.395 4.211 2.426 130 120 32 744 11.058
\n
Altro 5.749 3.945 4.509 328 1.482 64 183 16.260
\n
Passivit\u00e0 operative 22.937
\n
(4)
\n
13.774 11.298 1.377 2.810 232
\n
(5)
\n
(479)
\n
(6)
\n
51.949
\n
(1) Di cui 2 milioni di euro riferiti al perimetro classificato come \u201cposseduto per la vendita\u201d o \u201cdiscontinued operation\u201d.
\n
(2) Di cui 999 milioni di euro riferiti al perimetro classificato come \u201cposseduto per la vendita\u201d o \u201cdiscontinued operation\u201d.
\n
(3) Di cui 136 milioni di euro riferiti al perimetro classificato come \u201cposseduto per la vendita\u201d o \u201cdiscontinued operation\u201d.
\n
(4) Di cui 6 milioni di euro riferiti al perimetro classificato come \u201cposseduto per la vendita\u201d o \u201cdiscontinued operation\u201d.
\n
(5) Di cui 22 milioni di euro riferiti al perimetro classificato come \u201cposseduto per la vendita\u201d o \u201cdiscontinued operation\u201d.
\n
(6) Di cui 57 milioni di euro riferiti al perimetro classificato come \u201cposseduto per la vendita\u201d o \u201cdiscontinued operation\u201d.
\n

\n\n

\n\n

\n\n
La seguente tabella presenta la riconciliazione tra le attivit\u00e0
\n
e passivit\u00e0 di settore e quelle consolidate.
\n
Milioni di euro
\n
al 31.12.2022 al 31.12.2021
\n
Totale attivit\u00e0 219.618 206.940
\n
Partecipazioni valutate con il metodo del patrimonio netto 1.281 704
\n
Derivati finanziari attivi non correnti 3.970 2.772
\n
Altre attivit\u00e0 finanziarie non correnti 8.359 5.704
\n
Crediti tributari a lungo inclusi in \u201cAltre attivit\u00e0 non correnti\u201d 1.674 2.286
\n
Altre attivit\u00e0 finanziarie correnti 13.753 8.645
\n
Derivati finanziari attivi correnti 14.830 22.791
\n
Disponibilit\u00e0 liquide e mezzi equivalenti 11.041 8.858
\n
Attivit\u00e0 per imposte anticipate 10.925 11.034
\n
Crediti tributari 2.159 1.694
\n
Attivit\u00e0 finanziarie e fiscali di \u201cAttivit\u00e0 possedute per la vendita\u201d 951 105
\n
Attivit\u00e0 di settore 150.675 142.347
\n
Totale passivit\u00e0 177.536 164.598
\n
Finanziamenti a lungo termine 68.191 54.500
\n
Derivati finanziari passivi non correnti 5.895 3.339
\n
Altre passivit\u00e0 finanziarie non correnti -120
\n
Finanziamenti a breve termine 18.392 13.306
\n
Quote correnti dei finanziamenti a lungo termine 2.835 4.031
\n
Altre passivit\u00e0 finanziarie correnti 853 625
\n
Derivati finanziari passivi correnti 16.141 24.607
\n
Passivit\u00e0 di imposte differite 9.542 9.259
\n
Debiti per imposte sul reddito 1.623 712
\n
Debiti tributari diversi 1.047 1.274
\n
Passivit\u00e0 finanziarie e fiscali di \u201cPassivit\u00e0 possedute per la vendita\u201d 1.765 876
\n
Passivit\u00e0 di settore 51.252 51.949
\n

\n\n

\n\n

\n
Informazioni sul Conto economico consolidato
\n\n

\n
Ricavi
\n\n
11.a Ricavi delle vendite e delle prestazioni - Euro 135.653 milioni
\n
Milioni di euro
\n
2022 2021
\n
(1)
\n
2022-2021
\n
Vendite energia elettrica 69.340 45.053 24.287 53,9%
\n
Trasporto energia elettrica 11.096 10.606 490 4,6%
\n
Corrispettivi da gestori di rete 979 800 179 22,4%
\n
Contributi da operatori istituzionali di mercato 1.667 833 834 -
\n
Vendite gas 8.970 4.744 4.226 89,1%
\n
Trasporto gas 80 599 (519) -86,6%
\n
Vendite di combustibili 5.605 1.791 3.814 -
\n
Contributi di allacciamento alle reti elettriche e del gas 826 769 57 7,4%
\n
Ricavi per lavori e servizi su ordinazione 1.672 1.268 404 31,9%
\n
Vendite certificati ambientali 111 107 4 3,7%
\n
Vendite relative al business dei servizi a valore aggiunto 1.384 1.092 292 26,7%
\n
Altre vendite e prestazioni 918 785 133 16,9%
\n
Totale ricavi IFRS 15 102.648 68.447 34.201 50,0%
\n
Vendite di commodity da contratti con consegna fisica 37.247 24.314 12.933 53,2%
\n
Risultati da valutazione dei contratti di vendita di commodity con consegna
\n
fisica chiusi nel periodo
\n
(4.260) (10.893) 6.633 60,9%
\n
Altri ricavi diversi 18 32 (14) -43,8%
\n
Totale ricavi delle vendite e delle prestazioni 135.653 81.900 53.753 65,6%
\n
(1) I dati relativi all\u2019esercizio 2021 sono stati rideterminati, ai soli fini comparativi, per tenere conto della classificazione nella voce \u201cRisultato netto delle discon-
\n
tinued operation\u201d dei risultati afferenti alle attivit\u00e0 detenute in Russia (cedute nel corso del quarto trimestre 2022), Romania e Grecia in quanto sono stati
\n
soddisfatti i requisiti previsti dal principio contabile internazionale IFRS 5 per la loro classificazione come \u201cdiscontinued operation\u201d.
\n
I ricavi da \u201cVendite di energia elettrica\u201d si attestano a
\n
69.340 milioni di euro, in aumento di 24.287 milioni di euro
\n
rispetto all\u2019esercizio precedente (+53,9%). Tale incremento
\n
\u00e8 dovuto sostanzialmente ai maggiori volumi venduti e al
\n
rialzo dei prezzi di vendita dell\u2019energia elettrica soprattutto
\n
in Italia (14.852 milioni di euro) e in Spagna (8.076 milioni di
\n
euro).
\n
I \u201cContributi da operatori istituzionali di mercato\u201d sono in
\n
aumento di 834 milioni di euro rispetto all\u2019esercizio prece-
\n
dente prevalentemente in Iberia per i maggiori costi so-
\n
stenuti per l\u2019acquisto di commodity utilizzate negli impian-
\n
ti termoelettrici delle Canarie, tenuto conto del rialzo dei
\n
prezzi sui mercati internazionali.
\n
I ricavi per \u201cVendite di gas\u201d nel 2022 sono pari a 8.970 mi-
\n
lioni di euro (4.744 milioni di euro nel 2021) con un incre-
\n
mento di 4.226 milioni di euro rispetto all\u2019esercizio prece-
\n
dente. Tale incremento \u00e8 riconducibile prevalentemente ai
\n
maggiori volumi di vendita a prezzi medi crescenti princi-
\n
palmente in Spagna (2.253 milioni di euro) e in Italia (1.781
\n
milioni di euro).
\n
I ricavi per \u201cVendite di combustibili\u201d si incrementano di
\n
3.814 milioni di euro soprattutto in Enel Global Trading per
\n
le maggiori vendite di gas registrate.
\n
La variazione positiva delle \u201cVendite di commodity da con-
\n
tratti con consegna fisica\u201d (12.933 milioni di euro) e dei risul-
\n
tati delle valutazioni dei contratti chiusi nel 2022 (6.633 mi-
\n
lioni di euro) \u00e8 riferita prevalentemente alla commodity gas.
\n
I ricavi da contratti con clienti (IFRS 15) sono ripartiti tra
\n
\u201cpoint in time\u201d e \u201cover time\u201d cos\u00ec come esposto nella ta-
\n
bella seguente.
\n

\n\n

\n\n

\n\n

\n\n

\n\n
Milioni di euro 2022
\n
Italia Iberia America Latina Europa
\n
Nord
\n
America
\n
Africa, Asia e
\n
Oceania
\n
Altro, elisioni e
\n
rettifiche Totale
\n
Over
\n
time
\n
Point in
\n
time
\n
Over
\n
time
\n
Point in
\n
time
\n
Over
\n
time
\n
Point in
\n
time
\n
Over
\n
time
\n
Point in
\n
time
\n
Over
\n
time
\n
Point in
\n
time
\n
Over
\n
time
\n
Point in
\n
time
\n
Over
\n
time
\n
Point in
\n
time
\n
Over
\n
time
\n
Point in
\n
time
\n
Totale ricavi IFRS 15 47.650 2.068 30.984 1.425 17.686 1.227 52 4 1.109 33 214 43 10 143 97.705 4.943
\n
2021
\n
Italia Iberia America Latina Europa
\n
Nord
\n
America
\n
Africa, Asia e
\n
Oceania
\n
Altro, elisioni e
\n
rettifiche Totale
\n
Over
\n
time
\n
Point in
\n
time
\n
Over
\n
time
\n
Point in
\n
time
\n
Over
\n
time
\n
Point in
\n
time
\n
Over
\n
time
\n
Point in
\n
time
\n
Over
\n
time
\n
Point in
\n
time
\n
Over
\n
time
\n
Point in
\n
time
\n
Over
\n
time
\n
Point in
\n
time
\n
Over
\n
time
\n
Point in
\n
time
\n
Totale ricavi IFRS 15
\n
(1)
\n
29.187 1.178 19.707 402 16.525 245 46 2 805 17 194 26 - 113 66.464 1.983
\n
(1) I dati relativi all\u2019esercizio 2021 sono stati rideterminati, ai soli fini comparativi, per tenere conto della classificazione nella voce \u201cRisultato netto delle discon-
\n
tinued operation\u201d dei risultati afferenti alle attivit\u00e0 detenute in Russia (cedute nel corso del quarto trimestre 2022), Romania e Grecia in quanto sono stati
\n
soddisfatti i requisiti previsti dal principio contabile internazionale IFRS 5 per la loro classificazione come \u201cdiscontinued operation\u201d.
\n
La tabella seguente espone i risultati netti relativi ai con-
\n
tratti di vendita e acquisto di commodity con consegna
\n
fisica misurati al fair value nello scope dell\u2019IFRS 9.
\n

\n\n

\n\n

\n\n

\n\n

\n\n
Milioni di euro
\n
2022 2021 2022-2021
\n
Risultati di contratti di commodity energetiche con consegna fisica (IFRS 9)
\n
chiusi nel periodo
\n
Contratti di vendita
\n
Vendite di energia elettrica 5.436 4.368 1.068 24,5%
\n
Risultati da valutazione dei contratti chiusi (795) (1.705) 910 53,4%
\n
Totale energia 4.641 2.663 1.978 74,3%
\n
Vendite di gas 30.924 19.576 11.348 58,0%
\n
Risultati da valutazione dei contratti chiusi (3.600) (9.335) 5.735 61,4%
\n
Totale gas 27.324 10.241 17.083 -
\n
Vendite di quote di emissioni inquinanti 875 366 509 -
\n
Risultati da valutazione dei contratti chiusi 131 146 (15) -10,3%
\n
Totale quote di emissioni inquinanti 1.006 512 494 96,5%
\n
Vendita di garanzie di origine 12 4 8 -
\n
Risultati da valutazione dei contratti chiusi 4 1 3 -
\n
Totale garanzie di origine 16 5 11 -
\n
Totale ricavi 32.987 13.421 19.566 -
\n
Contratti di acquisto
\n
Acquisti di energia elettrica 6.161 3.677 2.484 67,6%
\n
Risultati da valutazione dei contratti chiusi (200) (1.220) 1.020 83,6%
\n
Totale energia 5.961 2.457 3.504 -
\n
Acquisti di gas 33.092 19.951 13.141 65,9%
\n
Risultati da valutazione dei contratti chiusi (1.940) (8.057) 6.117 75,9%
\n
Totale gas 31.152 11.894 19.258 -
\n
Acquisti di quote di emissioni inquinanti 843 806 37 4,6%
\n
Risultati da valutazione dei contratti chiusi 132 144 (12) -8,3%
\n
Totale quote di emissioni inquinanti 975 950 25 2,6%
\n
Acquisti di garanzie di origine 25 4 21 -
\n
Risultati da valutazione dei contratti chiusi 3 1 2 -
\n
Totale garanzie di origine 28 5 23 -
\n
Totale costi 38.116 15.306 22.810 -
\n
Ricavi/(Costi) netti di contratti di commodity energetiche con consegna
\n
fisica chiusi nel periodo
\n
(5.129) (1.885) (3.244) -
\n
Risultati da valutazione di contratti outstanding di commodity energetiche
\n
con consegna fisica (IFRS 9)
\n
Contratti di vendita
\n
Energia (134) (1.606) 1.472 91,7%
\n
Gas 4.841 (16.285) 21.126 -
\n
Quote di emissioni inquinanti 490 (487) 977 -
\n
Garanzie d\u2019origine (15) (8) (7) -87,5%
\n
Totale 5.182 (18.386) 23.568 -
\n
Contratti di acquisto
\n
Energia (124) (2.169) 2.045 94,3%
\n
Gas 3.879 (13.801) 17.680 -
\n
Quote di emissioni inquinanti 627 (520) 1.147 -
\n
Garanzie d\u2019origine (72) 12 (84) -
\n
Totale 4.310 (16.478) 20.788 -
\n
Risultati netti da valutazione di contratti outstanding di commodity energetiche
\n
con consegna fisica (IFRS 9)
\n
872 (1.908) 2.780 -
\n
Totale ricavi/(costi) netti da contratti di commodity con consegna fisica (IFRS 9) (4.257) (3.793) (464) -12,2%
\n

\n\n

\n\n

\n\n

\n\n

\n\n
Nella seguente tabella \u00e8 evidenziata la composizione dei
\n
ricavi delle vendite e delle prestazioni per area geografica.
\n
Milioni di euro
\n
2022 2021
\n
(1)
\n
Italia 57.859 33.304
\n
Europa
\n
Iberia 30.535 18.896
\n
Francia 3.086 970
\n
Svizzera 6.791 2.918
\n
Germania 1.676 1.085
\n
Austria 189 245
\n
Slovenia 146 195
\n
Romania 3-
\n
Grecia 15 -
\n
Bulgaria --
\n
Belgio 834 522
\n
Repubblica Ceca 321 435
\n
Ungheria 712
\n
Russia -3
\n
Olanda 38 96
\n
Regno Unito 11.841 3.736
\n
Altri Paesi europei 1.551 1.160
\n
America
\n
Stati Uniti 779 601
\n
Canada 53 33
\n
Messico 313 202
\n
Brasile 9.064 9.381
\n
Cile 4.434 3.151
\n
Per\u00f9 1.449 1.111
\n
Colombia 2.725 2.188
\n
Argentina 966 887
\n
Panama 177 150
\n
Costa Rica 17 14
\n
Guatemala 83 67
\n
Altri
\n
Africa 132 114
\n
Asia 521 371
\n
Oceania 48 53
\n
Totale 135.653 81.900
\n
(1) I dati relativi all\u2019esercizio 2021 sono stati rideterminati, ai soli fini comparativi, per tenere conto della classificazione nella voce \u201cRisultato netto delle discon-
\n
tinued operation\u201d dei risultati afferenti alle attivit\u00e0 detenute in Russia (cedute nel corso del quarto trimestre 2022), Romania e Grecia in quanto sono stati
\n
soddisfatti i requisiti previsti dal principio contabile internazionale IFRS 5 per la loro classificazione come \u201cdiscontinued operation\u201d.
\n

\n\n

\n\n

\n\n

\n\n

\n\n
Obbligazioni di fare
\n
La seguente tabella fornisce informazioni circa le obbliga-
\n
zioni di fare del Gruppo relativamente alle principali tipolo-
\n
gie di ricavo, riassumendo i giudizi professionali espressi e
\n
i connessi princ\u00edpi contabili di rilevazione dei ricavi.
\n
Per informazioni sull\u2019utilizzo di stime sui ricavi derivanti da
\n
contratti con i clienti si rimanda alla nota 2.1 \u201cUso di stime
\n
e giudizi del management\u201d.
\n
Tipo di prodotto/
\n
servizio
\n
Natura e tempistica della soddisfazione
\n
dell\u2019obbligazione di fare
\n
Princ\u00edpi
\n
contabili
\n
Vendita di
\n
energia elettrica
\n
prodotta dal
\n
Gruppo
\n
Al fine di determinare la natura della promessa contenuta in tali contratti
\n
con i clienti per la vendita di energia elettrica, il Gruppo analizza con
\n
attenzione i fatti e le circostanze applicabili a ciascun contratto.
\n
Per le vendite di energia sulle Borse elettriche, tali fatti e circostanze
\n
(inclusi le caratteristiche intrinseche della commodity, i termini
\n
contrattuali, le informazioni inerenti alle infrastrutture e agli altri
\n
meccanismi di consegna) generalmente indicano che l\u2019obbligazione
\n
di fare \u00e8 un servizio per la consegna della commodity da cui il cliente
\n
riceve e consuma simultaneamente i benef\u00edci. Di conseguenza, il
\n
Gruppo identifica un\u2019obbligazione di fare adempiuta nel corso del tempo
\n
quale parte di una serie di beni/servizi distinti (ossia, ciascuna unit\u00e0
\n
di commodity) che sono sostanzialmente gli stessi e hanno la stessa
\n
modalit\u00e0 di trasferimento al cliente.
\n
Per i ricavi derivanti dalla vendita di energia sulle
\n
Borse elettriche, rilevati nel corso del tempo, il
\n
Gruppo applica un metodo di valutazione basato
\n
sugli output, cos\u00ec da rilevare ricavi per un importo
\n
pari a quello che ha il diritto di fatturare al cliente
\n
se tale importo corrisponde esattamente al
\n
valore, per il cliente, dell\u2019obbligazione completata
\n
alla data di rilevazione, ossia al prezzo definito nel
\n
mercato (senza elementi variabili).
\n
Servizi di
\n
connessione alla
\n
rete
\n
I contributi ricevuti da clienti per la connessione alla rete di distribuzione
\n
di energia elettrica o gas richiedono una valutazione specifica da parte
\n
del Gruppo che prenda in considerazione tutti i termini e le condizioni
\n
del contratto.
\n
Tale valutazione \u00e8 finalizzata a valutare se il contratto include altri beni o
\n
servizi distinti, quali per esempio il diritto a ottenere l\u2019accesso continuato
\n
all\u2019infrastruttura per la fornitura della commodity o, in presenza di
\n
un contributo di connessione con \u201cpagamento anticipato e non
\n
rimborsabile\u201d corrisposto all\u2019inizio del contratto o a una data vicina, un
\n
diritto significativo che dia origine a un\u2019obbligazione di fare.
\n
In particolare, in alcuni Paesi in cui opera, il Gruppo valuta che la natura
\n
del corrispettivo ricevuto rappresenta un \u201cpagamento anticipato e non
\n
rimborsabile\u201d il cui esborso riconosce al cliente un diritto significativo.
\n
Al fine di determinare se il periodo sul quale rilevare tale diritto
\n
significativo debba essere esteso oltre la durata contrattuale iniziale,
\n
il Gruppo prende in considerazione il quadro legale e regolamentare
\n
locale, comunque applicabile al contratto e che interessa le parti. In tali
\n
casi, laddove esistano un\u2019attribuzione implicita del diritto significativo
\n
al cliente e un\u2019obbligazione che si trasferisce dal cliente iniziale a
\n
un nuovo cliente, il Gruppo rileva il contributo di connessione lungo
\n
un periodo di tempo che si estende oltre la relazione con il cliente
\n
iniziale, considerando la durata della concessione come il periodo
\n
durante il quale il cliente iniziale e qualsiasi altro cliente futuro possano
\n
beneficiare dell\u2019accesso continuativo al servizio senza corrispondere
\n
ulteriori contributi di connessione aggiuntivi. Conseguentemente,
\n
il contributo \u00e8 rilevato lungo il periodo in cui il pagamento crea per
\n
il Gruppo un\u2019obbligazione di fare a prezzi inferiori rispetto a quelli
\n
disponibili ai futuri clienti (ovvero il periodo in cui si prevede che il cliente
\n
possa beneficiare dell\u2019accesso continuativo al servizio senza dover
\n
corrispondere al rinnovo un ulteriore pagamento anticipato).
\n
I ricavi per contributi di connessione alla rete
\n
di distribuzione di energia elettrica e del gas,
\n
sia monetari sia in natura, sono rilevati in base
\n
all\u2019adempimento delle obbligazioni di fare
\n
previste dal contratto. L\u2019identificazione di beni
\n
o servizi distinti richiede un\u2019attenta analisi dei
\n
termini e condizioni dei contratti di connessione
\n
che possono variare da Paese a Paese, in base al
\n
contesto, alla normativa e alle regolamentazioni
\n
locali. Per finalizzare tale valutazione, il Gruppo
\n
considera non solo le caratteristiche dei beni/
\n
servizi stessi (ossia il bene o servizio \u00e8 per sua
\n
natura tale da poter essere distinto), ma anche
\n
le promesse implicite per le quali il cliente ha
\n
una valida aspettativa poich\u00e9 le considera parte
\n
integrante dell\u2019accordo contrattuale, ossia i beni/
\n
servizi che il cliente si aspetta di ricevere e per i
\n
quali ha pagato (ovvero la promessa di trasferire
\n
al cliente il bene o servizio pu\u00f2 essere distinta da
\n
altre promesse contenute nel contratto).
\n
Inoltre, il Gruppo agisce in qualit\u00e0 di \u201cagent\u201d in
\n
taluni contratti relativi a servizi di connessione
\n
alla rete dell\u2019energia elettrica/gas e altre attivit\u00e0
\n
collegate, in funzione dell\u2019assetto regolamentare
\n
o normativo locale; in questi casi, i ricavi sono
\n
rilevati su base netta, corrispondenti agli onorari o
\n
alle commissioni cui si aspetta di avere diritto.
\n
Vendita/trasporto
\n
di energia
\n
elettrica/gas ai
\n
clienti finali
\n
Un contratto di fornitura di energia elettrica/gas stipulato con un cliente
\n
finale prevede un\u2019unica obbligazione di fare (vendita e trasporto della
\n
commodity) in quanto il Gruppo ha valutato che il contratto non fornisce
\n
beni/servizi distinti e che la promessa \u00e8 soddisfatta con il trasferimento
\n
del controllo della commodity al cliente nel momento in cui la stessa
\n
\u00e8 erogata al punto di consegna. Al fine di determinare la natura della
\n
promessa contenuta in tali contratti, il Gruppo analizza con attenzione i
\n
fatti e le circostanze applicabili a ciascun contratto e commodity.
\n
In ogni caso, il Gruppo considera che l\u2019obbligazione di fare prevista da
\n
un contratto di servizio continuativo, quale un contratto di fornitura
\n
o trasporto di energia elettrica/gas a clienti finali, sia tipicamente
\n
adempiuta nel corso del tempo (perch\u00e9 il cliente riceve e consuma
\n
simultaneamente i benef\u00edci della commodity man mano che quest\u2019ultima
\n
gli \u00e8 consegnata) quale parte di una serie di beni/servizi distinti (ossia,
\n
ciascuna unit\u00e0 di commodity) che sono sostanzialmente gli stessi e
\n
hanno la stessa modalit\u00e0 di trasferimento al cliente.
\n
Per i ricavi da trasporto e vendita di energia
\n
elettrica/gas ai clienti finali il Gruppo applica
\n
un metodo di valutazione basato sugli output,
\n
cos\u00ec da rilevare ricavi per un importo pari a
\n
quello che ha il diritto di fatturare al cliente se
\n
tale importo corrisponde esattamente al valore,
\n
per il cliente, dell\u2019obbligazione completata alla
\n
data di rilevazione, ossia ai quantitativi forniti
\n
nell\u2019esercizio, ancorch\u00e9 non fatturati; tali ricavi
\n
sono determinati utilizzando opportune stime
\n
oltre che letture periodiche dei consumi. Ove
\n
applicabile, tali ricavi si basano sulle tariffe e
\n
relativi vincoli fissati per legge o dall\u2019Autorit\u00e0 di
\n
Regolazione per Energia Reti e Ambiente o da
\n
analoghi organismi esteri, in vigore nel periodo di
\n
riferimento.
\n

\n\n

\n\n

\n\n

\n\n

\n

\n\n
Lavori su
\n
ordinazione
\n
I lavori su ordinazione di norma comprendono un\u2019obbligazione di fare
\n
che viene adempiuta nel corso del tempo; per tali contratti, il Gruppo
\n
generalmente considera adeguato l\u2019uso di un metodo di valutazione
\n
dei progressi nell\u2019adempimento dell\u2019obbligazione di fare basato sugli
\n
input, a meno che un\u2019analisi specifica del contratto suggerisca l\u2019uso di
\n
un metodo diverso, che meglio rappresenti l\u2019obbligazione di fare del
\n
Gruppo soddisfatta alla data di riferimento del bilancio.
\n
Per i lavori su ordinazione che includono
\n
un\u2019obbligazione di fare soddisfatta nel corso
\n
del tempo, il Gruppo rileva i ricavi nel corso del
\n
tempo misurando il progresso verso il completo
\n
adempimento di tale obbligazione.
\n
Si ritiene che il metodo del costo sostenuto (cost-
\n
to-cost method) sia generalmente considerato
\n
il miglior metodo per misurare i progressi verso
\n
l\u2019adempimento dell\u2019obbligazione di fare del
\n
Gruppo alla data di riferimento del bilancio.
\n
L\u2019ammontare dovuto dai committenti per lavori
\n
su ordinazione \u00e8 presentato come un\u2019attivit\u00e0
\n
derivante da contratti con i clienti; l\u2019ammontare
\n
dovuto ai committenti per lavori su ordinazione
\n
\u00e8 presentato come una passivit\u00e0 derivante da
\n
contratti con i clienti.
\n
Servizi in
\n
concessione
\n
(in ambito di
\n
applicazione
\n
IFRIC 12)
\n
Il Gruppo, in qualit\u00e0 di concessionario, fornisce servizi per la
\n
realizzazione/il miglioramento dell\u2019infrastruttura utilizzata per la
\n
fornitura del servizio di carattere pubblico e/o servizi per la gestione e il
\n
mantenimento dell\u2019infrastruttura stessa per il periodo della concessione.
\n
Per le obbligazioni di fare connesse ai servizi di realizzazione e di
\n
miglioramento dell\u2019infrastruttura, si rimanda a quanto detto per i \u201cLavori
\n
su ordinazione\u201d.
\n
Per quanto riguarda i ricavi da servizi operativi, si rimanda a quanto detto
\n
per la \u201cVendita di energia elettrica prodotta dal Gruppo\u201d e la \u201cVendita/
\n
trasporto di energia elettrica/gas ai clienti finali\u201d.
\n
Quando il Gruppo fornisce servizi per la
\n
realizzazione/il miglioramento rileva attivit\u00e0
\n
immateriali e/o attivit\u00e0 finanziarie, secondo
\n
le caratteristiche dell\u2019accordo per servizi in
\n
concessione.
\n
I corrispettivi ricevuti o da ricevere relativi a
\n
entrambe le componenti sono rilevati inizialmente
\n
come ricavi da contratti con i clienti. Per
\n
maggiori dettagli riguardo alla rilevazione di tali
\n
ricavi, si rimanda a quanto detto per i \u201cLavori su
\n
ordinazione\u201d.
\n
Inoltre, \u00e8 classificata come ricavo anche la
\n
componente rilevata a Conto economico
\n
derivante dalla rimisurazione al fair value delle
\n
attivit\u00e0 finanziarie connesse ad accordi per servizi
\n
in concessione relativi all\u2019attivit\u00e0 di distribuzione
\n
in Brasile, al fine di riflettere adeguatamente il
\n
modello di business coerentemente con il relativo
\n
contratto di concessione.
\n
I ricavi relativi alle attivit\u00e0 di gestione e di
\n
mantenimento sono rilevati come ricavi della
\n
vendita di energia elettrica sul mercato o ai clienti
\n
finali (si rimanda, rispettivamente, a quanto detto
\n
per la \u201cVendita di energia elettrica prodotta
\n
dal Gruppo\u201d e la \u201cVendita/trasporto di energia
\n
elettrica/gas ai clienti finali\u201d).
\n

\n\n\n

\n\n
11.b Altri proventi - Euro 4.864 milioni
\n
Milioni di euro
\n
2022 2021
\n
(1)
\n
2022-2021
\n
Contributi in conto esercizio 28 33 (5) -15,2%
\n
Contributi per certificati ambientali 220 249 (29) -11,6%
\n
Contributi in conto impianti (business elettrico e gas) 28 26 2 7,7%
\n
Rimborsi vari 314 300 14 4,7%
\n
Plusvalenze da alienazione di controllate, collegate, joint venture, joint
\n
operation e attivit\u00e0 non correnti possedute per la vendita
\n
1.876 1.781 95 5,3%
\n
Plusvalenze da alienazione di attivit\u00e0 materiali e immateriali 64 59 5 8,5%
\n
Premi per continuit\u00e0 del servizio 31 48 (17) -35,4%
\n
Altri proventi 2.303 1.323 980 74,1%
\n
Totale 4.864 3.819 1.045 27,4%
\n
(1) I dati relativi all\u2019esercizio 2021 sono stati rideterminati, ai soli fini comparativi, per tenere conto della classificazione nella voce \u201cRisultato netto delle discon-
\n
tinued operation\u201d dei risultati afferenti alle attivit\u00e0 detenute in Russia (cedute nel corso del quarto trimestre 2022), Romania e Grecia in quanto sono stati
\n
soddisfatti i requisiti previsti dal principio contabile internazionale IFRS 5 per la loro classificazione come \u201cdiscontinued operation\u201d.
\n
I \u201cContributi per certificati ambientali\u201d, pari a 220 milioni di
\n
euro, si riducono di 29 milioni di euro rispetto all\u2019esercizio
\n
precedente essenzialmente per la riduzione dei contributi
\n
su Titoli di Efficienza Energetica ottenuti dalla distribuzione
\n
in Italia. Tale effetto viene in parte compensato dai pi\u00f9 alti
\n
contributi per garanzie di origine registrate in Spagna.
\n

\n\n

\n\n

\n\n

\n\n

\n\n

\n\n

\n\n
La voce relativa alle plusvalenze da alienazione di societ\u00e0
\n
ammonta a 1.876 milioni di euro nel 2022 e accoglie princi-
\n
palmente la rilevazione dei proventi derivanti dalla cessione
\n
da parte di Enel X International dell\u20191,1% della partecipazio-
\n
ne in Ufinet (220 milioni di euro), dalla cessione da parte di
\n
Enel X Srl delle societ\u00e0 del comparto finanziario a Mooney
\n
(67 milioni di euro), dalla cessione del 50% della partecipa-
\n
zione detenuta da Enel Grids in Gridspertise (520 milioni di
\n
euro) e dalla cessione da parte di Enel Chile della partecipa-
\n
zione detenuta in Enel Transmisi\u00f3n Chile.
\n
Nel 2021 tale voce accoglieva la plusvalenza legata alla
\n
cessione della partecipazione detenuta da Enel SpA in
\n
Open Fiber (1.763 milioni di euro).
\n
Negli \u201cAltri proventi\u201d si registra un incremento di 980 milio-
\n
ni di euro dovuto prevalentemente all\u2019aumento dei proventi
\n
registrati in Cile per 503 milioni di euro a seguito di una
\n
modifica dell\u2019accordo contrattuale in essere con Shell, in
\n
termini di volumi impegnati dal fornitore, nonch\u00e9 all\u2019incre-
\n
mento in Enel Green Power North America dei proventi per
\n
tax partnership (319 milioni di euro).
\n
Nelle tabelle seguenti \u00e8 rappresentata una disaggregazio-
\n
ne del totale \u201cRicavi\u201d per Linea di Business in base all\u2019ap-
\n
proccio utilizzato dal management per monitorare le per-
\n
formance del Gruppo nei due esercizi a confronto.
\n
Milioni di euro 2022
\n
Generazione
\n
Termoelettrica e
\n
Trading
\n
Enel
\n
Green
\n
Power Enel Grids
\n
Mercati
\n
finali Enel X
\n
Holding,
\n
Servizi e
\n
Altro
\n
Totale
\n
reporting
\n
segment
\n
Elisioni e
\n
rettifiche Totale
\n
Totale ricavi IFRS 15 37.154 7.863 20.854 61.711 1.782 2.167 131.531 (28.883) 102.648
\n
Vendite di commodity da
\n
contratti con consegna
\n
fisica
\n
42.667 - - 26 - - 42.693 (5.446) 37.247
\n
Risultati da valutazione
\n
dei contratti di vendita
\n
di commodity con
\n
consegna fisica chiusi
\n
nel periodo
\n
(4.240) - - (20) - - (4.260) - (4.260)
\n
Altri ricavi diversi - 6 13 - 1 21 41 (23) 18
\n
Totale ricavi delle
\n
vendite e delle
\n
prestazioni
\n
75.581 7.869 20.867 61.717 1.783 2.188 170.005 (34.352) 135.653
\n
Altri proventi 754 1.298 2.165 435 426 47 5.125 (261) 4.864
\n
TOTALE RICAVI 76.335 9.167 23.032 62.152 2.209 2.235 175.130 (34.613) 140.517
\n
Milioni di euro 2021
\n
(1)
\n
Generazione
\n
Termoelettrica e
\n
Trading
\n
Enel
\n
Green
\n
Power Enel Grids
\n
Mercati
\n
finali Enel X
\n
Holding,
\n
Servizi e
\n
Altro
\n
Totale
\n
reporting
\n
segment
\n
Elisioni e
\n
rettifiche Totale
\n
Totale ricavi IFRS 15 16.673 8.533 19.681 36.933 1.277 2.189 85.286 (16.839) 68.447
\n
Vendite di commodity da
\n
contratti con consegna
\n
fisica
\n
26.691 - - 14 - - 26.705 (2.391) 24.314
\n
Risultati da valutazione
\n
dei contratti di vendita
\n
di commodity con
\n
consegna fisica chiusi
\n
nel periodo
\n
(10.895) - - 1 - - (10.894) 1 (10.893)
\n
Altri ricavi diversi 5 6 15 - 3 31 60 (28) 32
\n
Totale ricavi delle
\n
vendite e delle
\n
prestazioni
\n
32.474 8.539 19.696 36.948 1.280 2.220 101.157 (19.257) 81.900
\n
Altri proventi 129 633 546 451 148 1.792 3.699 120 3.819
\n
TOTALE RICAVI 32.603 9.172 20.242 37.399 1.428 4.012 104.856 (19.137) 85.719
\n
(1) I dati relativi all\u2019esercizio 2021 sono stati rideterminati, ai soli fini comparativi, per tenere conto della classificazione nella voce \u201cRisultato netto delle discon-
\n
tinued operation\u201d dei risultati afferenti alle attivit\u00e0 detenute in Russia (cedute nel corso del quarto trimestre 2022), Romania e Grecia in quanto sono stati
\n
soddisfatti i requisiti previsti dal principio contabile internazionale IFRS 5 per la loro classificazione come \u201cdiscontinued operation\u201d.
\n

\n\n

\n\n

\n\n

\n\n

\n\n

\n\n
Costi
\n
12.a Energia elettrica, gas e combustibile - Euro 96.896 milioni
\n
Milioni di euro
\n
2022 2021
\n
(1)
\n
2022-2021
\n
Energia elettrica 47.155 28.624 18.531 64,7%
\n
- di cui relativi ad acquisti da contratti con consegna fisica (IFRS 9) 6.161 3.677 2.484 67,6%
\n
Gas 47.930 26.614 21.316 80,1%
\n
- di cui relativi ad acquisti da contratti con consegna fisica (IFRS 9) 33.092 19.951 13.141 65,9%
\n
Risultati da valutazione dei contratti di acquisto di energia elettrica e gas
\n
con consegna fisica chiusi nel periodo
\n
(2.140) (9.277) 7.137 76,9%
\n
Combustibile nucleare 111 107 4 3,7%
\n
Altri combustibili 3.840 1.634 2.206 -
\n
Totale 96.896 47.702 49.194 -
\n
(1) I dati relativi all\u2019esercizio 2021 sono stati rideterminati, ai soli fini comparativi, per tenere conto della classificazione nella voce \u201cRisultato netto delle di-
\n
scontinued operation\u201d dei costi afferenti alle attivit\u00e0 detenute in Russia (cedute nel corso del quarto trimestre 2022), Romania e Grecia in quanto sono stati
\n
soddisfatti i requisiti previsti dal principio contabile internazionale IFRS 5 per la loro classificazione come \u201cdiscontinued operation\u201d.
\n
I costi per l\u2019acquisto di \u201cEnergia elettrica\u201d si incrementano
\n
prevalentemente per effetto dei maggiori volumi acquista-
\n
ti a prezzi medi crescenti rispetto al precedente esercizio,
\n
principalmente in Italia (15.396 milioni di euro) e in Spagna
\n
(3.563 milioni di euro).
\n
L\u2019incremento dei costi per l\u2019acquisto di \u201cGas\u201d
\n
riflette essen-
\n
zialmente l\u2019incremento delle quantit\u00e0 intermediate, princi-
\n
palmente per maggiori volumi di produzione, nonch\u00e9 l\u2019au-
\n
mento dei costi di acquisto del gas da terzi.
\n
I risultati da valutazione al fair value dei contratti con con-
\n
segna fisica chiusi registrano un incremento di 7.137 milioni
\n
di euro rispetto all\u2019esercizio precedente, di cui 6.117 milioni
\n
di euro riconducibili alla commodity gas e 1.020 milioni di
\n
euro riconducibili alla commodity elettricit\u00e0.
\n
L\u2019incremento nella voce \u201cAltri combustibili\u201d \u00e8 principalmen-
\n
te dovuto ai maggiori volumi di produzione e all\u2019incremen-
\n
to del prezzo delle commodity.
\n
12.b Servizi e altri materiali - Euro 20.228 milioni
\n
Milioni di euro
\n
2022 2021
\n
(1)
\n
2022-2021
\n
Vettoriamenti passivi 8.247 8.921 (674) -7,6%
\n
Manutenzioni e riparazioni 1.067 1.364 (297) -21,8%
\n
Telefonici e postali 181 177 4 2,3%
\n
Servizi di comunicazione 117 123 (6) -4,9%
\n
Servizi informatici 872 959 (87) -9,1%
\n
Godimento beni di terzi 503 126 377 -
\n
Altri servizi 5.707 4.160 1.547 37,2%
\n
Costi per certificati ambientali 963 1.256 (293) -23,3%
\n
- di cui relativi ad acquisti da contratti con consegna fisica (IFRS 9) 868 810 58 7,2%
\n
Risultati da valutazione dei contratti di acquisto di certificati ambientali con
\n
consegna fisica chiusi nel periodo
\n
135 145 (10) -6,9%
\n
Variazione rimanenze di certificati ambientali 97 32 65 -
\n
Altri materiali 2.533 2.041 492 24,1%
\n
Totale 20.228 19.240 988 5,1%
\n
(1) I dati relativi all\u2019esercizio 2021 sono stati rideterminati, ai soli fini comparativi, per tenere conto della classificazione nella voce \u201cRisultato netto delle di-
\n
scontinued operation\u201d dei costi afferenti alle attivit\u00e0 detenute in Russia (cedute nel corso del quarto trimestre 2022), Romania e Grecia in quanto sono stati
\n
soddisfatti i requisiti previsti dal principio contabile internazionale IFRS 5 per la loro classificazione come \u201cdiscontinued operation\u201d.
\n

\n\n

\n\n

\n\n

\n\n

\n\n

\n
I costi per servizi e altri materiali, pari a 20.228 milioni di
\n
euro nel 2022, registrano un incremento di 988 milioni di
\n
euro rispetto all\u2019esercizio 2021. Tale variazione risente es-
\n
senzialmente:
\n
\u2022 dei maggiori costi per godimento beni di terzi riferiti
\n
principalmente alla chiusura, nel precedente esercizio, di
\n
un contenzioso in Spagna che ha comportato il rilascio
\n
di quanto accantonato in precedenza per un ammontare
\n
pari a circa 300 milioni di euro;
\n
\u2022 dell\u2019incremento degli \u201cAltri servizi\u201d pari a 1.547 milioni di
\n
euro dovuto principalmente ai maggiori costi imputabili
\n
ai servizi connessi al business elettrico e del gas (720 mi-
\n
lioni di euro), ai maggiori costi per servizi in concessione
\n
in Brasile (281 milioni di euro), ai maggiori costi dei ser-
\n
vizi a valore aggiunto (119 milioni di euro) e alle maggiori
\n
spese per servizi professionali e tecnici (156 milioni di
\n
euro);
\n
\u2022 dell\u2019incremento degli \u201cAltri materiali\u201d dovuto principal-
\n
mente ai maggiori costi di approvvigionamento delle ma-
\n
terie prime e ai maggiori volumi di produzione;
\n
\u2022 dei minori costi per vettoriamenti passivi registrata princi-
\n
palmente in Italia e in Spagna, connessa al minor prezzo
\n
medio applicato, parzialmente compensata da un incre-
\n
mento degli stessi in America Latina per l\u2019aumento dei
\n
volumi intermediati;
\n
\u2022 dei minori accantonamenti effettuati per gli oneri connes-
\n
si alla riconversione degli impianti operata in Italia ai fini
\n
della transizione energetica;
\n
\u2022 dei minori costi di assistenza sistemistica, manutenzione di
\n
elaboratori e sviluppo informatico, principalmente in Italia.
\n\n
12.c Costo del personale - Euro 4.570 milioni
\n
Milioni di euro
\n
2022 2021
\n
(1)
\n
2022-2021
\n
Salari e stipendi 3.442 3.122 320 10,2%
\n
Oneri sociali 924 844 80 9,5%
\n
Trattamento di fine rapporto 107 104 3 2,9%
\n
Benef\u00edci successivi al rapporto di lavoro e altri benef\u00edci a lungo termine 73 86 (13) -15,1%
\n
Incentivi all\u2019esodo (20) 10 (30) -
\n
Incentivi all\u2019esodo derivanti da accordi di ristrutturazione (151) 795 (946) -
\n
Altri costi 195 179 16 8,9%
\n
Totale 4.570 5.140 (570) -11,1%
\n
(1) I dati relativi all\u2019esercizio 2021 sono stati rideterminati, ai soli fini comparativi, per tenere conto della classificazione nella voce \u201cRisultato netto delle di-
\n
scontinued operation\u201d dei costi afferenti alle attivit\u00e0 detenute in Russia (cedute nel corso del quarto trimestre 2022), Romania e Grecia in quanto sono stati
\n
soddisfatti i requisiti previsti dal principio contabile internazionale IFRS 5 per la loro classificazione come \u201cdiscontinued operation\u201d.
\n
Il costo del personale dell\u2019esercizio 2022, pari a 4.570 mi-
\n
lioni di euro, registra un decremento di 570 milioni di euro.
\n
L\u2019organico del Gruppo diminuisce di 1.155 risorse a seguito
\n
del saldo positivo tra le assunzioni e le cessazioni (1.998
\n
risorse), pi\u00f9 che compensato dalle variazioni di perimetro
\n
(-3.153 risorse), sostanzialmente riferite:
\n
\u2022 all\u2019acquisizione della societ\u00e0 Enel Hydro Appennino Cen-
\n
trale Srl in Italia;
\n
\u2022 all\u2019acquisizione della societ\u00e0 Melita Italia Srl in Italia;
\n
\u2022 alla vendita della societ\u00e0 PayTipper SpA in Italia;
\n
\u2022 alla vendita della societ\u00e0 CityPoste Payment SpA in Italia;
\n
\u2022 alla vendita della societ\u00e0 PayTipper Network Srl in Italia;
\n
\u2022 alla vendita della societ\u00e0 FlagPay Srl in Italia;
\n
\u2022 alla vendita della societ\u00e0 Gridspertise Srl in Italia;
\n
\u2022 alla vendita delle societ\u00e0 Central Geradora Termel\u00e9trica
\n
Fortaleza SA, Celg Distribui\u00e7\u00e3o SA - Celg-D e Gridspertise
\n
Latam SA in Brasile;
\n
\u2022 alla vendita di PJSC Enel Russia e sue controllate in Russia;
\n
\u2022 alla vendita della societ\u00e0 Enel Transmisi\u00f3n SA in Cile.
\n
L\u2019aumento dei \u201cSalari e stipendi\u201d \u00e8 principalmente dovuto
\n
al costo sostenuto per le nuove assunzioni delle societ\u00e0
\n
italiane, negli Stati Uniti, in Brasile, in Spagna e in Argentina.
\n
Il decremento dei \u201cBenef\u00edci successivi al rapporto di lavoro
\n
e altri benef\u00edci a lungo termine\u201d per 13 milioni di euro \u00e8
\n
principalmente riconducibile alla Spagna.
\n
La diminuzione degli \u201cIncentivi all\u2019esodo derivanti da ac-
\n
cordi di ristrutturazione\u201d \u00e8 prevalentemente dovuta ai
\n
maggiori costi in Italia nel 2021 per la sottoscrizione del
\n
nuovo accordo quadro in applicazione dell\u2019art 4, commi
\n
1-7 ter, legge n. 92/2012, per il quale sono stati accantona-
\n
ti 557 milioni di euro al fondo per ristrutturazione e digita-
\n
lizzazione. Nel corso del 2022 il fondo \u00e8 stato adeguato in
\n
funzione delle dinamiche del periodo e delle variazioni alla
\n
base delle ipotesi attuariali.
\n
Nel prospetto che segue \u00e8 evidenziata la consistenza me-
\n
dia dei dipendenti per categoria di appartenenza, confron-
\n
tata con quella dell\u2019esercizio precedente, nonch\u00e9 la consi-
\n
stenza effettiva al 31 dicembre 2022.
\n

\n\n

\n\n

\n\n

\n\n

\n\n

\n\n

\n

\n

\n\n
N. Consistenza media
\n
(1)
\n
Consistenza
\n
(1)
\n
2022 2021 al 31.12.2022
\n
Manager 1.389 1.386 1.366
\n
Middle manager 12.528 11.797 12.645
\n
White collar 35.676 35.449 34.634
\n
Blue collar 16.883 17.344 16.479
\n
Totale 66.476 65.976 65.124
\n
(1) Per le societ\u00e0 consolidate con il metodo proporzionale la consistenza corrisponde alla quota di competenza Enel.
\n

\n\n\n
12.d Impairment/(Ripristini di valore) netti di crediti commerciali e di altri crediti - Euro
\n
1.278 milioni
\n
Milioni di euro
\n
2022 2021
\n
(1)
\n
2022-2021
\n
Impairment di crediti commerciali 1.375 1.285 90 7,0%
\n
Impairment di altri crediti 169 93 76 81,7%
\n
Totale impairment di crediti commerciali e di altri crediti 1.544 1.378 166 12,0%
\n
Ripristini di valore di crediti commerciali (265) (202) (63) -31,2%
\n
Ripristini di valore di altri crediti (1) (1) - -
\n
Totale ripristini di crediti commerciali e di altri crediti (266) (203) (63) -31,0%
\n
TOTALE IMPAIRMENT/(RIPRISTINI DI VALORE) NETTI DI CREDITI
\n
COMMERCIALI E ALTRI CREDITI
\n
1.278 1.175 103 8,8%
\n
(1) I dati relativi all\u2019esercizio 2021 sono stati rideterminati, ai soli fini comparativi, per tenere conto della classificazione nella voce \u201cRisultato netto delle di-
\n
scontinued operation\u201d dei costi afferenti alle attivit\u00e0 detenute in Russia (cedute nel corso del quarto trimestre 2022), Romania e Grecia in quanto sono stati
\n
soddisfatti i requisiti previsti dal principio contabile internazionale IFRS 5 per la loro classificazione come \u201cdiscontinued operation\u201d.
\n
La voce, pari a 1.278 milioni di euro, include gli impairment
\n
e i ripristini di valore dei crediti commerciali e degli altri
\n
crediti. Le svalutazioni dei crediti commerciali al netto dei
\n
ripristini aumentano complessivamente di 90 milioni di
\n
euro, essenzialmente per effetto dell\u2019incremento dei cre-
\n
diti commerciali che ha comportato un incremento del
\n
fondo svalutazione crediti al fine di garantire l\u2019adeguata
\n
copertura del nuovo credito generatosi.
\n

\n\n\n

\n\n
12.e Ammortamenti e altri impairment - Euro 7.447 milioni
\n
Milioni di euro
\n
2022 2021
\n
(1)
\n
2022-2021
\n
Ammortamento immobili, impianti e macchinari 4.472 4.259 213 5,0%
\n
Ammortamento investimenti immobiliari 2 3 (1) -33,3%
\n
Ammortamento attivit\u00e0 immateriali 1.612 1.330 282 21,2%
\n
Impairment di attivit\u00e0 immobilizzate 1.414 2.917 (1.503) -51,5%
\n
Ripristini di valore (53) (2) (51) -
\n
Totale 7.447 8.507 (1.060) -12,5%
\n
(1) I dati relativi all\u2019esercizio 2021 sono stati rideterminati, ai soli fini comparativi, per tenere conto della classificazione nella voce \u201cRisultato netto delle di-
\n
scontinued operation\u201d dei costi afferenti alle attivit\u00e0 detenute in Russia (cedute nel corso del quarto trimestre 2022), Romania e Grecia in quanto sono stati
\n
soddisfatti i requisiti previsti dal principio contabile internazionale IFRS 5 per la loro classificazione come \u201cdiscontinued operation\u201d.
\n
Il decremento della voce \u201cAmmortamenti e altri impair-
\n
ment\u201d nel 2022 risente essenzialmente:
\n
\u2022 delle svalutazioni effettuate nel 2021 su taluni impianti
\n
specifici o talune CGU in Italia (989 milioni di euro), Spa-
\n
gna (1.488 milioni di euro), Messico (155 milioni di euro),
\n
Cile (32 milioni di euro) e Australia (30 milioni di euro);
\n
\u2022 delle svalutazioni attuate nel 2021 in Costa Rica (126 mi-
\n
lioni di euro)
\n
sull\u2019impianto idroelettrico in concessione di
\n
PH Chucas.
\n
Tali effetti sono stati in parte compensati:
\n
\u2022 dei maggiori ammortamenti rilevati in Italia per effetto
\n
di un\u2019accelerazione delle aliquote di ammortamento dei
\n

\n\n

\n\n

\n\n

\n\n

\n\n

\n\n

\n\n

\n

\n\n

\n\n
contatori elettronici di prima generazione, cosiddetti
\n
\u201c1G\u201d, al fine di tener conto delle tempistiche di installa-
\n
zione dei contatori 2G previste nel piano Open Meter;
\n
\u2022 degli ammortamenti di attivit\u00e0 materiali per effetto dei
\n
nuovi investimenti realizzati negli ultimi anni nel settore
\n
delle energie rinnovabili in America Latina, Nord America
\n
e Spagna;
\n
\u2022 degli adeguamenti di valore delle attivit\u00e0 nette riferite
\n
a Enel Generaci\u00f3n Costanera SA (174 milioni di euro) e
\n
Central Dock Sud SA (116 milioni di euro) in Argentina, e
\n
Celg Distribui\u00e7\u00e3o SA - Celg-D (per 827 milioni di euro) e
\n
CGT Fortaleza in Brasile (73 milioni di euro).
\n

\n

\n\n

\n

\n\n\n

\n\n
12.f Altri costi operativi - Euro 4.685 milioni
\n
Milioni di euro
\n
2022 2021
\n
(1)
\n
2022-2021
\n
Oneri di sistema - Quote di emissioni inquinanti 2.216 41 2.175 -
\n
Oneri di sistema - Certificati di Efficienza Energetica 182 239 (57) -23,8%
\n
Oneri di sistema - Certificati verdi - - - -
\n
Oneri di sistema - Garanzie di origine 112 26 86 -
\n
Minusvalenze da alienazione di attivit\u00e0 materiali e immateriali 166 75 91 -
\n
Imposte e tasse 1.107 1.099 8 0,7%
\n
Altri 902 488 414 84,8%
\n
Totale 4.685 1.968 2.717 -
\n
(1) I dati relativi all\u2019esercizio 2021 sono stati rideterminati, ai soli fini comparativi, per tenere conto della classificazione nella voce \u201cRisultato netto delle di-
\n
scontinued operation\u201d dei costi afferenti alle attivit\u00e0 detenute in Russia (cedute nel corso del quarto trimestre 2022), Romania e Grecia in quanto sono stati
\n
soddisfatti i requisiti previsti dal principio contabile internazionale IFRS 5 per la loro classificazione come \u201cdiscontinued operation\u201d.
\n
Gli altri costi operativi si incrementano di 2.717 milioni di
\n
euro rispetto all\u2019esercizio precedente essenzialmente per
\n
effetto:
\n
\u2022 dei maggiori oneri di compliance ambientale in Italia e
\n
Spagna (2.178 milioni di euro) in relazione all\u2019aumento
\n
dei prezzi della commodity CO
\n
2
\n
e all\u2019incremento della
\n
produzione termoelettrica riconducibile principalmente
\n
alla necessit\u00e0 di compensare una scarsa idraulicit\u00e0 del
\n
periodo;
\n
\u2022 delle minusvalenze rilevate a seguito delle cessioni di
\n
Celg Distribui\u00e7\u00e3o SA - Celg-D (Enel Goi\u00e1s) (208 milioni di
\n
euro) e CGT Fortaleza in Brasile (135 milioni di euro).
\n

\n\n

\n\n
12.g Costi per lavori interni capitalizzati - Euro (3.415) milioni
\n
Milioni di euro
\n
2022 2021
\n
(1)
\n
2022-2021
\n
Personale (1.184) (998) (186) -18,6%
\n
Materiali (1.258) (1.079) (179) -16,6%
\n
Altri (973) (964) (9) -0,9%
\n
Totale (3.415) (3.041) (374) -12,3%
\n
(1) I dati relativi all\u2019esercizio 2021 sono stati rideterminati, ai soli fini comparativi, per tenere conto della classificazione nella voce \u201cRisultato netto delle di-
\n
scontinued operation\u201d dei costi afferenti alle attivit\u00e0 detenute in Russia (cedute nel corso del quarto trimestre 2022), Romania e Grecia in quanto sono stati
\n
soddisfatti i requisiti previsti dal principio contabile internazionale IFRS 5 per la loro classificazione come \u201cdiscontinued operation\u201d.
\n
Gli oneri capitalizzati si incrementano di 374 milioni di euro
\n
principalmente per effetto:
\n
\u2022 dei maggiori investimenti sugli impianti rinnovabili prin-
\n
cipalmente in Italia, Spagna e Nord America;
\n
\u2022 dell\u2019incremento degli investimenti relativi alle linee di di-
\n
stribuzione in America Latina;
\n
\u2022 dell\u2019incremento degli investimenti in Italia nel settore
\n
della distribuzione, per l\u2019incremento delle nuove con-
\n
nessioni ai clienti e per il miglioramento della qualit\u00e0 del
\n
servizio (attraverso i progetti e-grid e DSO 4.0).
\n

\n\n

\n\n

\n\n

\n

\n\n
13. Risultati netti da contratti su commodity - Euro 2.365 milioni
\n
Milioni di euro
\n
2022 2021
\n
(1)
\n
2022-2021
\n
Derivati su commodity
\n
- proventi su derivati chiusi nel periodo 23.124 11.456 11.668 -
\n
- oneri su derivati chiusi nel periodo 18.929 9.331 9.598 -
\n
Proventi/(Oneri) netti su derivati su commodity chiusi nel periodo 4.195 2.125 2.070 97,4%
\n
- proventi su derivati outstanding (2.479) 4.572 (7.051) -
\n
- oneri su derivati outstanding 223 2.266 (2.043) -90,2%
\n
Proventi/(Oneri) netti su derivati su commodity outstanding (2.702) 2.306 (5.008) -
\n
Contratti outstanding di commodity energetiche con consegna fisica
\n
- risultati da valutazione di contratti outstanding di vendita di commodity
\n
energetiche con consegna fisica
\n
5.182 (18.386) 23.568 -
\n
- risultati da valutazione di contratti outstanding di acquisto di commodity
\n
energetiche con consegna fisica
\n
(4.310) 16.478 (20.788) -
\n
Risultati netti da valutazione di contratti outstanding di commodity
\n
energetiche con consegna fisica
\n
872 (1.908) 2.780 -
\n
RISULTATI NETTI DA CONTRATTI SU COMMODITY 2.365 2.523 (158) -6,3%
\n
(1) I dati relativi all\u2019esercizio 2021 sono stati rideterminati, ai soli fini comparativi, per tenere conto della classificazione nella voce \u201cRisultato netto delle discontinued
\n
operation\u201d dei risultati netti da contratti su commodity afferenti alle attivit\u00e0 detenute in Russia (cedute nel corso del quarto trimestre 2022), Romania e Grecia in
\n
quanto sono stati soddisfatti i requisiti previsti dal principio contabile internazionale IFRS 5 per la loro classificazione come \u201cdiscontinued operation\u201d.
\n
I risultati netti da contratti su commodity ammontano a
\n
2.365 milioni di euro nel 2022 (risultati netti positivi per
\n
2.523 milioni di euro nel 2021), e sono cos\u00ec composti:
\n
\u2022 proventi netti su derivati su commodity pari complessi-
\n
vamente a 1.493 milioni di euro (proventi netti per 4.431
\n
milioni di euro nel 2021), che si riferiscono a derivati
\n
designati di cash flow hedge e a derivati al fair value a
\n
Conto economico. In particolare, sono stati rilevati pro-
\n
venti netti su derivati chiusi nel periodo per 4.195 milioni
\n
di euro (proventi netti per 2.125 milioni di euro nel 2021)
\n
e oneri netti da valutazione su derivati outstanding per
\n
2.702 milioni di euro (proventi netti per 2.306 milioni di
\n
euro nel 2021);
\n
\u2022 risultati netti positivi da valutazione al fair value a Conto
\n
economico dei contratti di commodity energetiche con
\n
consegna fisica ancora in essere alla data di riferimento
\n
del bilancio per 872 milioni di euro (risultati netti negativi
\n
per 1.908 milioni di euro nel 2021).
\n
Per maggiori dettagli sui derivati, si prega di far riferimento
\n
alla nota 51 \u201cDerivati ed hedge accounting\u201d.
\n

\n\n\n

\n\n

\n\n
14. Proventi/(Oneri) finanziari netti da contratti derivati - Euro (296) milioni
\n
Milioni di euro
\n
2022 2021
\n
(1)
\n
2022-2021
\n
Proventi:
\n
- proventi da derivati designati come strumenti di copertura 1.442 2.097 (655) -31,2%
\n
- proventi da derivati al fair value rilevato a Conto economico 1.676 620 1.056 -
\n
Totale proventi 3.118 2.717 401 14,8%
\n
Oneri:
\n
- oneri da derivati designati come strumenti di copertura (1.744) (599) (1.145) -
\n
- oneri da derivati al fair value rilevato a Conto economico (1.670) (657) (1.013) -
\n
Totale oneri (3.414) (1.256) (2.158) -
\n
PROVENTI/(ONERI) FINANZIARI DA CONTRATTI DERIVATI (296) 1.461 (1.757) -
\n
(1) I dati relativi all\u2019esercizio 2021 sono stati rideterminati, ai soli fini comparativi, per tenere conto della classificazione nella voce \u201cRisultato netto delle disconti-
\n
nued operation\u201d dei proventi/(oneri) finanziari netti da contratti derivati afferenti alle attivit\u00e0 detenute in Russia (cedute nel corso del quarto trimestre 2022),
\n
Romania e Grecia in quanto sono stati soddisfatti i requisiti previsti dal principio contabile internazionale IFRS 5 per la loro classificazione come \u201cdisconti-
\n
nued operation\u201d.
\n

\n\n

\n\n

\n\n

\n\n

\n

\n\n

\n\n

\n\n
I contratti derivati su tassi e cambi hanno registrato oneri
\n
netti per 296 milioni di euro nel 2022 (proventi netti per
\n
1.461 milioni di euro nel 2021) e sono cos\u00ec composti:
\n
\u2022 oneri netti derivanti dalla gestione dei derivati designa-
\n
ti come strumenti di copertura per 302 milioni di euro
\n
(proventi netti per 1.498 milioni di euro nel 2021) che si
\n
riferiscono soprattutto a relazioni di copertura di cash
\n
flow hedge;
\n
\u2022 proventi netti relativi a derivati al fair value a Conto eco-
\n
nomico per 6 milioni di euro (oneri netti 37 milioni di euro
\n
nel 2021).
\n
I risultati netti, rilevati nel 2022 e nell\u2019esercizio precedente,
\n
sia su derivati di copertura sia al fair value a Conto economi-
\n
co, si riferiscono prevalentemente alla copertura del rischio
\n
di cambio. Per maggiori dettagli sui derivati, si prega di far
\n
riferimento alla nota 51 \u201cDerivati ed hedge accounting\u201d.
\n

\n

\n\n

\n

\n\n

\n

\n\n\n

\n\n

\n
15. Altri proventi/(oneri) finanziari netti - Euro (2.160) milioni
\n\n

\n\n
Altri proventi finanziari
\n
Milioni di euro
\n
2022 2021
\n
(1)
\n
2022-2021
\n
Interessi da attivit\u00e0 finanziarie (correnti e non correnti):
\n
- interessi attivi al tasso effettivo su titoli e crediti non correnti 158 117 41 35,0%
\n
- interessi attivi al tasso effettivo su investimenti finanziari a breve 201 80 121 -
\n
Totale interessi attivi al tasso effettivo 359 197 162 82,2%
\n
Proventi finanziari su titoli non correnti designati al fair value through
\n
profit or loss
\n
--- -
\n
Differenze positive di cambio 2.289 1.212 1.077 88,9%
\n
Proventi da partecipazioni 1 6 (5) -83,3%
\n
Proventi da iperinflazione 1.739 824 915 -
\n
Altri proventi 781 447 334 74,7%
\n
TOTALE ALTRI PROVENTI FINANZIARI 5.169 2.686 2.483 92,4%
\n
(1) I dati relativi all\u2019esercizio 2021 sono stati rideterminati, ai soli fini comparativi, per tenere conto della classificazione nella voce \u201cRisultato netto delle disconti-
\n
nued operation\u201d degli altri proventi finanziari afferenti alle attivit\u00e0 detenute in Russia (cedute nel corso del quarto trimestre 2022), Romania e Grecia in quanto
\n
sono stati soddisfatti i requisiti previsti dal principio contabile internazionale IFRS 5 per la loro classificazione come \u201cdiscontinued operation\u201d.
\n
Gli altri proventi finanziari, pari a 5.169 milioni di euro, re-
\n
gistrano un incremento di 2.483 milioni di euro rispetto
\n
all\u2019esercizio precedente. Tale variazione \u00e8 prevalentemente
\n
riconducibile ai seguenti fenomeni:
\n
\u2022 all\u2019aumento dei proventi relativi alle differenze positive di
\n
cambio per 1.077 milioni di euro, che riguarda soprattut-
\n
to Enel Finance International (728 milioni di euro) ed Enel
\n
Am\u00e9ricas (222 milioni di euro);
\n
\u2022 all\u2019incremento dei proventi da iperinflazione per 915 mi-
\n
lioni di euro, rilevati nelle societ\u00e0 argentine in relazione
\n
all\u2019applicazione dello IAS 29, relativo alla rendicontazione
\n
in economie iperinflazionate; per maggiori approfondi-
\n
menti si rimanda alla nota 4 del presente Bilancio conso-
\n
lidato al 31 dicembre 2022;
\n
\u2022 all\u2019aumento degli interessi attivi al tasso effettivo, per 162
\n
milioni di euro, principalmente relativo a investimenti fi-
\n
nanziari a breve;
\n
\u2022 all\u2019aumento di altri proventi relativo principalmente all\u2019a-
\n
deguamento di valore di passivit\u00e0 oggetto di copertura
\n
in relazioni di fair value hedge, per 123 milioni di euro.
\n

\n\n

\n\n

\n\n

\n\n

\n\n

\n

\n\n

\n\n

\n\n

\n\n
Altri oneri finanziari
\n
Milioni di euro
\n
2022 2021
\n
(1)
\n
2022-2021
\n
Interessi su debiti finanziari (correnti e non correnti):
\n
- interessi passivi su debiti verso banche 509 322 187 58,1%
\n
- interessi passivi su prestiti obbligazionari 1.884 1.877 7 0,4%
\n
- interessi passivi su altri finanziamenti non bancari 235 134 101 75,4%
\n
Totale interessi passivi 2.628 2.333 295 12,6%
\n
Oneri finanziari su operazioni di gestione del debito - 702 (702) -
\n
Differenze negative di cambio 2.179 2.551 (372) -14,6%
\n
Attualizzazione TFR e altri benef\u00edci ai dipendenti 145 105 40 38,1%
\n
Attualizzazione altri fondi 201 126 75 59,5%
\n
Oneri da partecipazioni ----
\n
Oneri da iperinflazione 1.449 804 645 80,2%
\n
Altri oneri 727 270 457 -
\n
TOTALE ALTRI ONERI FINANZIARI 7.329 6.891 438 6,4%
\n
(1) I dati relativi all\u2019esercizio 2021 sono stati rideterminati, ai soli fini comparativi, per tenere conto della classificazione nella voce \u201cRisultato netto delle discon-
\n
tinued operation\u201d degli altri oneri finanziari afferenti alle attivit\u00e0 detenute in Russia (cedute nel corso del quarto trimestre 2022), Romania e Grecia in quanto
\n
sono stati soddisfatti i requisiti previsti dal principio contabile internazionale IFRS 5 per la loro classificazione come \u201cdiscontinued operation\u201d.
\n
Gli altri oneri finanziari, pari a 7.329 milioni di euro, evidenzia-
\n
no un incremento complessivo di 438 milioni di euro rispetto
\n
al 2021 dovuto essenzialmente ai seguenti fenomeni:
\n
\u2022 all\u2019incremento degli oneri da iperinflazione per 645 milioni
\n
di euro, rilevati nelle societ\u00e0 argentine in relazione all\u2019appli-
\n
cazione dello IAS 29, relativo alla rendicontazione in eco-
\n
nomie iperinflazionate; per maggiori approfondimenti si
\n
rimanda alla nota 4 del presente Bilancio consolidato al 31
\n
dicembre 2022;
\n
\u2022 all\u2019incremento degli interessi passivi per 295 milioni di euro,
\n
principalmente relativo all\u2019aumento dei tassi di interesse
\n
conseguente alle politiche monetarie restrittive implemen-
\n
tate per fronteggiare le crescenti pressioni inflattive;
\n
\u2022 all\u2019incremento di altri oneri, riferito per 63 milioni di euro in
\n
Argentina principalmente ai maggiori oneri finanziari verso
\n
CAMMESA, per 65 milioni di euro in Brasile soprattutto ai
\n
maggiori oneri derivanti dal contenzioso PIS/COFINS, non-
\n
ch\u00e9 per 43 milioni di euro in Enel Produzione ai maggiori
\n
oneri finanziari relativi all\u2019adeguamento di valore del credito
\n
finanziario afferente alla cessione di Slovak Power Holding.
\n
Tali effetti sono sostanzialmente compensati dalla riduzione
\n
di oneri connessi alla rilevazione, nell\u2019esercizio 2021, degli
\n
oneri su operazioni di gestione del debito (702 milioni di euro).
\n

\n\n

\n\n

\n\n

\n\n\n

\n\n

\n\n

\n\n
16. Quota dei proventi/(oneri) derivanti da partecipazioni valutate con il metodo del
\n
patrimonio netto - Euro 4 milioni
\n
Milioni di euro
\n
2022 2021 2022-2021
\n
Proventi da partecipazione in societ\u00e0 collegate 145 624 (479) -76,8%
\n
Oneri da partecipazioni in societ\u00e0 collegate (141) (53) (88) -
\n
Totale 4 571 (567) -99,3%
\n
La quota dei proventi derivanti da partecipazioni valutate
\n
con il metodo del patrimonio netto nel 2022 \u00e8 positiva per
\n
complessivi 4 milioni di euro e registra un decremento pari
\n
a 567 milioni di euro rispetto all\u2019esercizio precedente.
\n
Tale variazione \u00e8 da riferire essenzialmente alla riduzione
\n
dei risultati pro quota di pertinenza del Gruppo relativi a
\n
Slovak Power Holding (per 587 milioni di euro), fortemente
\n
penalizzati dal forte rialzo dei prezzi dell\u2019energia elettrica
\n
sul mercato spot, lievemente compensata dall\u2019incremento
\n
dei risultati pro quota delle societ\u00e0 spagnole (per 20 milioni
\n
di euro) e di Rusenergosbyt (per 19 milioni di euro).
\n

\n\n

\n\n

\n\n

\n\n

\n\n

\n\n
17. Imposte - Euro 3.523 milioni
\n
Milioni di euro
\n
2022 2021
\n
(1)
\n
2022-2021
\n
Imposte correnti 3.025 2.007 1.018 50,7%
\n
Rettifiche per imposte sul reddito relative a esercizi precedenti (233) 145 (378) -
\n
Totale imposte correnti 2.792 2.152 640 29,7%
\n
Imposte differite 342 304 38 12,5%
\n
Imposte anticipate 389 (836) 1.225 -
\n
TOTALE 3.523 1.620 1.903 -
\n
(1) I dati relativi all\u2019esercizio 2021 sono stati rideterminati, ai soli fini comparativi, per tenere conto della classificazione nella voce \u201cRisultato netto delle discon-
\n
tinued operation\u201d delle imposte afferenti alle attivit\u00e0 detenute in Russia (cedute nel corso del quarto trimestre 2022), Romania e Grecia in quanto sono stati
\n
soddisfatti i requisiti previsti dal principio contabile internazionale IFRS 5 per la loro classificazione come \u201cdiscontinued operation\u201d.
\n
L\u2019incidenza delle imposte sul risultato ante imposte del
\n
2022 \u00e8 del 40%, a fronte di un\u2019incidenza del 30% nel 2021.
\n
Tale mag
\n
giore incidenza risente principalmente dei se-
\n
guenti fenomeni:
\n
\u2022 il diverso impatto fiscale degli adeguamenti di valore e
\n
dei risultati delle operazioni di Merger & Acquisition re-
\n
gistrati nel periodo rispetto all'anno precedente;
\n
\u2022 i maggiori costi sostenuti in Italia per il contributo straordi-
\n
nario contro il caro bollette, previsto dalla legge n. 51/2022
\n
(circa 121 milioni di euro) e per il contributo di solidariet\u00e0
\n
previsto dalla legge n. 197/2022 (circa 599 milioni di euro);
\n
\u2022 l\u2019effetto delle aliquote estere superiori a quella teorica
\n
italiana;
\n
\u2022 il minor credito fiscale per eliminare la doppia imposizio-
\n
ne sui dividendi in Enel Iberia (60 milioni di euro);
\n
\u2022 l\u2019effetto fiscale derivante dall\u2019applicazione dell\u2019iperinfla-
\n
zione in Argentina (30 milioni di euro).
\n
Gli effetti negativi sono stati in parte compensati:
\n
\u2022 dall\u2019impatto fiscale relativo alla cessione della partecipa-
\n
zione in Ufinet, Gridspertise e Mooney (190 milioni di euro);
\n
\u2022 dall\u2019effetto fiscale derivante dal regime di Patent Box in
\n
Italia (65 milioni di euro);
\n
\u2022 dalla fiscalit\u00e0 anticipata rilevata sull\u2019operazione di carve
\n
out di Enel X Way in Nord America (60 milioni di euro).
\n
Per la movimentazione delle imposte anticipate e differite
\n
si rimanda alla nota 25.
\n
Di seguito la riconciliazione tra aliquota fiscale teorica ed
\n
effettiva.
\n
Milioni di euro
\n
2022 2021
\n
(1)
\n
Risultato prima delle imposte 8.741 5.378
\n
Imposte teoriche 2.098 24% 1.291 24%
\n
Delta effetto fiscale su perdite di valore, plusvalenze e negative goodwill 399 (229)
\n
Effetto netto su fiscalit\u00e0 differita rilevata con sfasamento temporale - 70
\n
Riforme fiscali Argentina e Colombia - 166
\n
Adeguamento del credito fiscale di Enel Iberia - 211
\n
Regime fiscale agevolato su plusvalenza Open Fiber - (401)
\n
Regime fiscale agevolato su plusvalenze Ufinet, Gridspertise e Mooney (190) -
\n
Fiscalit\u00e0 anticipata rilevata sull\u2019operazione di carve out Enel X Way (60) -
\n
Patent Box in Italia (65) -
\n
Imposte anticipate non iscritte su perdite fiscali - 75
\n
Effetti fiscali vari relativi all\u2019economia iperinflazionata argentina 30 49
\n
Effetto fiscale per minusvalenza indeducibile Matimba 20 -
\n
Reversal tax credit per l\u2019operazione Astrid - 25
\n
Effetto fiscale per accantonamenti per rischi non deducibili in Spagna 30 -
\n
IRAP 260 276
\n
Contributo straordinario caro bollette 121 -
\n
Contributo di solidariet\u00e0 599 -
\n
Altre differenze, effetto delle diverse aliquote estere rispetto a quella teorica
\n
italiana e partite minori
\n
281 81
\n
Effetto rideterminazione dati comparativi discontinued operation - 6
\n
Totale 3.523 1.620
\n
(1) Il dato relativo all\u2019esercizio 2021 \u00e8 stato rideterminato, ai soli fini comparativi, per tenere conto della classificazione nella voce \u201cRisultato netto delle discon-
\n
tinued operation\u201d delle imposte afferenti alle attivit\u00e0 detenute in Russia (cedute nel corso del quarto trimestre 2022), Romania e Grecia in quanto sono stati
\n
soddisfatti i requisiti previsti dal principio contabile internazionale IFRS 5 per la loro classificazione come \u201cdiscontinued operation\u201d.
\n

\n\n

\n\n

\n\n

\n
18. Risultato e risultato diluito per azione
\n\n
Entrambi gli indici sono calcolati sulla consistenza media
\n
delle azioni ordinarie dell\u2019esercizio pari a 10.166.679.946
\n
azioni, rettificata della media delle azioni proprie detenute
\n

\n\n
e delle erogazioni effettuate nel corso dell\u2019anno.
\n
Il numero puntuale delle azioni proprie detenute al 31 di-
\n
cembre 2022 \u00e8 pari a 7.153.795 del valore nominale di 1
\n
euro (4.889.152 al 31 dicembre 2021).
\n
Milioni di euro
\n
2022 2021
\n
Risultato netto di pertinenza del Gruppo (base) 1.682 3.189
\n
di cui:
\n
- continuing operation 3.637 3.097
\n
- discontinued operation (1.955) 92
\n
Effetto di diritti preferenziali sui dividendi (per es., azioni privilegiate) - -
\n
Dividendi su strumenti di capitale (per es., obbligazioni ibride) (123) (71)
\n
Altro --
\n
Risultato netto di pertinenza del Gruppo attribuibile agli azionisti ordinari
\n
(base)
\n
1.559 3.118
\n
di cui:
\n
- continuing operation 3.514 3.026
\n
- discontinued operation (1.955) 92
\n
Numero di azioni (unit\u00e0)
\n
Numero di azioni ordinarie emesse al 1\u00b0 gennaio 10.166.679.946 10.166.679.946
\n
Effetto delle azioni proprie detenute (6.287.027) (4.111.452)
\n
Effetto delle opzioni su azioni esercitate 145.119 -
\n
Altro --
\n
Numero medio ponderato di azioni ordinarie in circolazione (totale) per il
\n
risultato base per azione
\n
10.160.538.038 10.162.568.494
\n
Risultato netto di pertinenza del Gruppo attribuibile agli azionist ordinari
\n
(base)
\n
1.559 3.118
\n
Effetto diluitivo:
\n
- interessi su obbligazioni convertibili --
\n
- altro --
\n
Risultato netto di pertinenza del Gruppo attribuibile agli azionisti ordinari
\n
(diluito)
\n
1.559 3.118
\n
di cui:
\n
- continuing operation 3.514 3.026
\n
- discontinued operation (1.955) 92
\n
Numero di azioni (unit\u00e0)
\n
Numero medio ponderato di azioni ordinarie in circolazione (totale)
\n
per il risultato base per azione
\n
10.160.538.038 10.162.568.494
\n
Effetto della conversione dei titoli convertibili - -
\n
Altro --
\n
Numero medio ponderato di azioni ordinarie in circolazione (totale)
\n
per il risultato diluito per azione
\n
10.160.538.038 10.162.568.494
\n
Risultato netto base per azione
\n
Risultato netto base per azione 0,15 0,31
\n
Risultato netto base per azione delle continuing operation 0,35 0,30
\n
Risultato netto base per azione delle discontinued operation (0,20) 0,01
\n
Risultato netto diluito per azione
\n
Risultato netto diluito per azione 0,15 0,31
\n
Risultato netto diluito per azione delle continuing operation 0,35 0,30
\n
Risultato netto diluito per azione delle discontinued operation (0,20) 0,01
\n

\n\n

\n\n

\n
Informazioni sullo Stato patrimoniale consolidato
\n\n
19. Immobili, impianti e macchinari - Euro 88.521 milioni
\n
Il dettaglio e la movimentazione delle attivit\u00e0 materiali rela-
\n
tivi all\u2019esercizio 2022 sono di seguito riportati.
\n
Milioni di euro Terreni Fabbricati
\n
Impianti e
\n
macchinari
\n
Attrezzature
\n
industriali e
\n
commerciali Altri beni
\n
Beni in
\n
leasing
\n
Migliorie
\n
su immobili
\n
di terzi
\n
Immob.
\n
in corso
\n
e acconti Totale
\n
Costo storico al netto degli
\n
impairment cumulati
\n
643 11.115 163.443 547 1.551 3.722 482 11.819 193.322
\n
Fondo ammortamento - 5.650 100.069 396 1.188 1.093 354 - 108.750
\n
Consistenza al 31.12.2021 643 5.465 63.374 151 363 2.629 128 11.819 84.572
\n
Investimenti 3 43 2.125 32 115 - 7 8.905 11.230
\n
Passaggi in esercizio 27 804 5.078 7 22 27 49 (6.014) -
\n
Differenze di cambio (2) 163 322 1 (20) 86 1 133 684
\n
Variazioni perimetro di
\n
consolidamento
\n
4 46 700 - 2 (9) - (122) 621
\n
Dismissioni (1) (12) (89) (1) (8) (96) - (63) (270)
\n
Ammortamenti - (215) (3.893) (24) (90) (336) (43) - (4.601)
\n
Impairment 1 - (153) - (1) - - (49) (202)
\n
Ripristini di valore (1) - 47 - - - - - 46
\n
Altri movimenti 1 23 714 2 38 552 (3) 345 1.672
\n
Riclassifica da/ad \u201cAttivit\u00e0
\n
classificate come
\n
possedute per la vendita\u201d
\n
(46) (430) (3.540) (5) (129) (91) - (990) (5.231)
\n
Totale variazioni (14) 422 1.311 12 (71) 133 11 2.145 3.949
\n
Costo storico al netto degli
\n
impairment cumulati
\n
629 11.606 165.370 572 1.439 4.021 547 13.964 198.148
\n
Fondo ammortamento - 5.719 100.685 409 1.147 1.259 408 - 109.627
\n
Consistenza al 31.12.2022 629 5.887 64.685 163 292 2.762 139 13.964 88.521
\n
Gli \u201cImpianti e macchinari\u201d includono beni gratuitamente
\n
devolvibili per un valore netto di libro di 8.409 milioni di euro
\n
(7.946 milioni di euro al 31 dicembre 2021), sostanzialmente
\n
riferibili a impianti di produzione di energia elettrica in Ibe-
\n
ria e America Latina per 3.456 milioni di euro (3.672 milioni di
\n
euro al 31 dicembre 2021) e alla rete di distribuzione di ener-
\n
gia elettrica in America Latina per 4.228 milioni di euro (3.506
\n
milioni di euro al 31 dicembre 2021).
\n
Per i \u201cBeni in leasing\u201d si rinvia alla successiva nota 21.
\n
Nel seguito vengono sintetizzati gli investimenti effettuati nel
\n
corso del 2022 per tipologia. Tali investimenti, complessiva-
\n
mente pari a 13.329 milioni di euro, registrano un incremento
\n
rispetto al 2021 di 1.128 milioni di euro, particolarmente con-
\n
centrato negli impianti di generazione solare.
\n
Milioni di euro
\n
2022 2021 2022-2021
\n
Impianti di produzione:
\n
- termoelettrici 661 550 111 20,2%
\n
- idroelettrici 435 402 33 8,2%
\n
- geotermoelettrici 121 120 1 0,8%
\n
- nucleari 134 157 (23) -14,6%
\n
- con fonti energetiche alternative 5.189 4.947 242 4,9%
\n
Totale impianti di produzione 6.540 6.176 364 5,9%
\n
Reti di distribuzione di energia elettrica
\n
(1)
\n
4.483 4.389 94 2,1%
\n
Enel X (e-City, e-Industries, e-Home) 373 285 88 30,9%
\n
Enel X Way (e-Mobility) 113 82 31 37,8%
\n
Customer Retail 721 643 78 12,1%
\n
Altro 1.099 626 473 75,6%
\n
TOTALE
\n
(2)
\n
13.329 12.201 1.128 9,2%
\n
(1) I valori del 2022 non considerano 1.174 milioni di euro riferiti a investimenti in infrastrutture comprese nell\u2019IFRIC 12 (907 milioni di euro nel 2021).
\n
(2) Il dato del 2022 include 156 milioni di euro riferiti al perimetro classificato come \u201cposseduto per la vendita\u201d (111 milioni di euro nel 2021).
\n

\n\n

\n\n

\n\n
Il Gruppo Enel, in linea con gli accordi di Parigi in termini di ri-
\n
duzione delle emissioni di CO
\n
2
\n
, guidato da obiettivi di efficienza
\n
energetica e di transizione energetica, ha investito soprattutto
\n
in impianti di generazione da fonti energetiche alternative. Gli
\n
investimenti in impianti di produzione si riferiscono infatti prin-
\n
cipalmente a impianti solari negli Stati Uniti, in Italia, in Spagna,
\n
in Colombia, in Per\u00f9, in Cile, in Brasile, in Sudafrica e in Australia.
\n
Al fine di rispondere agli eventi climatici esterni sempre pi\u00f9
\n
mutevoli e quindi investire sulla resilienza delle reti, il Gruppo
\n
ha continuato a investire nella Linea di Business della Distribu-
\n
zione (4.483 milioni di euro). L\u2019incremento di 94 milioni di euro
\n
\u00e8 riconducibile soprattutto ai maggiori investimenti in Italia,
\n
Brasile e Per\u00f9, principalmente per manutenzione correttiva e
\n
affidabilit\u00e0 della rete.
\n
L\u2019incremento degli investimenti di Enel X si registra principal-
\n
mente in Italia nei business e-City ed e-Home, in Nord America
\n
e Australia per effetto dei maggiori Capex industriali del Battery
\n
Energy Storage per la realizzazione di nuovi progetti, in Brasile
\n
per l\u2019effetto delle maggiori spese che sono state sostenute nei
\n
business Smart Lighting, e-Home e Distributed Energy (avvio
\n
di nuovi progetti PV-Fotovoltaico), in Per\u00f9 nel business dell\u2019il-
\n
luminazione pubblica, in Colombia a seguito dell\u2019avvio di nuovi
\n
progetti nel business Distributed Energy (PV-Fotovoltaico) e in
\n
Spagna nel business e-Home.
\n
I maggiori investimenti di Enel X Way sono riferiti alla realizza-
\n
zione di nuovi punti di ricarica relativi alla mobilit\u00e0 elettrica pre-
\n
valentemente in Spagna.
\n
La variazione della voce \u201cAltro\u201d accoglie principalmente gli in-
\n
vestimenti effettuati nel corso dell\u2019anno nei sistemi di accumu-
\n
lo dell\u2019energia a batteria (BESS) in Italia e Nord America.
\n
L\u2019impatto positivo dei cambi \u00e8 di 684 milioni di euro.
\n
Le \u201cVariazioni del perimetro di consolidamento\u201d dell\u2019esercizio
\n
2022 si riferiscono principalmente all\u2019acquisizione della societ\u00e0
\n
ERG Hydro Srl (ora confluita in Enel Produzione) in Italia e alla
\n
vendita di Thar Surya 1 Private Limited in India.
\n
Gli impairment risultano pari a 202 milioni di euro e sono ricon-
\n
ducibili prevalentemente all\u2019adeguamento di valore effettuato
\n
in Spagna sugli asset presenti nei territori extrapeninsulari delle
\n
Isole Baleari, delle Canarie, di Ceuta e Melilla e del Terminal Por-
\n
tuario de Los Barrios, e in Colombia per la Sociedad Portuaria
\n
Central Cartagena SA, controllata da Enel Colombia, che ter-
\n
miner\u00e0 le sue operazioni commerciali a partire da novembre
\n
2023; per tale ragione al 31 dicembre 2022 il valore contabile
\n
degli \u201cImpianti e macchinari\u201d \u00e8 stato sottoposto a svalutazione.
\n
Inoltre, l'impairment include le svalutazioni connesse agli asset
\n
di Enel Produzione riferiti alle centrali a carbone di Torrevaldali-
\n
ga Nord, Fusina e Brindisi Sud.
\n
La \u201cRiclassifica da/ad attivit\u00e0 possedute per la vendita\u201d \u00e8 da
\n
riferirsi principalmente a tutti gli asset presenti nelle societ\u00e0
\n
in Romania, Grecia e di Enel Russia, quest\u2019ultima venduta nel
\n
corso dell\u2019ultimo trimestre 2022. In aggiunta accoglie preva-
\n
lentemente la riclassifica come possedute per la vendita degli
\n
asset delle societ\u00e0 Enel Generaci\u00f3n Costanera SA e Central
\n
Dock Sud SA in Argentina, 3SUN Srl in Italia, Avikiran Solar India
\n
Private Limited in India e delle societ\u00e0 Bungala in Australia.
\n
Gli \u201cAltri movimenti\u201d includono l\u2019accantonamento degli oneri
\n
smantellamento e ripristino impianti per un importo negativo
\n
di 302 milioni di euro principalmente in Spagna e in Nord Ame-
\n
rica, i nuovi contratti di leasing per 585 milioni di euro, l\u2019adegua-
\n
mento dei valori delle attivit\u00e0 materiali delle societ\u00e0 argentine
\n
che operano in una economia iperinflazionata per 1.081 milioni
\n
di euro nonch\u00e9 l\u2019effetto della capitalizzazione degli interessi su
\n
finanziamenti specificamente dedicati a investimenti effettuati
\n
su immobili, impianti e macchinari per 260 milioni di euro (182
\n
milioni di euro nel 2021), di seguito dettagliati.
\n
Milioni di euro
\n
2022 Tasso % 2021 Tasso % 2022-2021
\n
EGP North America 83 0,5% 17 0,2% 66 -
\n
EGP M\u00e9xico 14 7,0% 10 4,3% 4 40,0%
\n
EGP South Africa 22 6,3% 61 6,3% (39) -63,9%
\n
Gruppo Enel Am\u00e9ricas 50 3,2% 23 3,7% 27 -
\n
Gruppo Enel Chile 91 6,1% 80 7,0% 11 13,8%
\n
Gruppo Endesa 5 1,4% 4 1,5% 1 25,0%
\n
Gruppo Enel Russia - 18 8,5% (18) -
\n
Gruppo EGP India 7 9,9% 8 8,3% (1) -12,5%
\n
Gruppo EGP Australia - 1 0,2% (1) -
\n
Enel Produzione 1 2,1% 2 2,1% (1) -50,0%
\n
C&C Uno Energy Srl 1 3,1% - 1 -
\n
Nuove Energie 21,6% 10,5% 1 -
\n
Enel Green Power Italia 6 3,6% 5 3,3% 1 20,0%
\n
Enel Finance International - 12 1,8% (12) -
\n
Totale
\n
(1)
\n
282 242 40 16,5%
\n
(1) Il valore totale del 2022 include anche 22 milioni di euro riferiti ad attivit\u00e0 possedute per la vendita (il valore dell 2021 include anche -5 milioni di euro di
\n
oneri finanziari capitalizzati relativi a immobilizzazioni immateriali, 4 milioni di euro riferito ad altre attivit\u00e0 non correnti e 61 milioni di euro riferiti ad attivit\u00e0
\n
possedute per la vendita).
\n

\n\n

\n\n

\n

\n

\n\n
Al 31 dicembre 2022, l\u2019ammontare degli impegni contrat-
\n
tuali in essere per l\u2019acquisto di immobili, impianti e macchi-
\n
nari \u00e8 pari a 2.926 milioni di euro.
\n

\n\n\n
20. Infrastrutture comprese nell\u2019\u201cIFRIC 12 - Accordi per servizi in concessione\u201d
\n
Gli accordi per servizi in concessione, rilevati in base all\u2019I-
\n
FRIC 12, si riferiscono a talune infrastrutture asservite alle
\n
concessioni del servizio di distribuzione di energia elettrica
\n
in Brasile e Costa Rica.
\n
Nella seguente tabella si riepilogano gli elementi rilevanti di
\n
tali concessioni:
\n
Milioni di euro
\n
Concedente Attivit\u00e0 Paese
\n
Periodo della
\n
concessione
\n
Periodo
\n
residuo della
\n
concessione
\n
Opzione
\n
di rinnovo
\n
Totale
\n
riconosciuto
\n
tra le attivit\u00e0
\n
da contratti
\n
con clienti al
\n
31.12.2022
\n
Totale
\n
riconosciuto
\n
tra le attivit\u00e0
\n
finanziarie al
\n
31.12.2022
\n
Totale
\n
riconosciuto
\n
tra le attivit\u00e0
\n
immateriali
\n
al
\n
31.12.2022
\n
Enel Distribui\u00e7\u00e3o
\n
Rio de Janeiro
\n
Stato
\n
brasiliano
\n
Distribuzione
\n
di energia
\n
elettrica
\n
Brasile 1996-2026 4 anni S\u00ec 116 1.138 453
\n
Enel Distribui\u00e7\u00e3o
\n
Cear\u00e1
\n
Stato
\n
brasiliano
\n
Distribuzione
\n
di energia
\n
elettrica
\n
Brasile 1998-2028 6 anni S\u00ec 86 876 459
\n
Enel Green
\n
Power Mour\u00e3o
\n
Stato
\n
brasiliano
\n
Produzione
\n
di energia
\n
elettrica
\n
Brasile 2016-2046 24 anni No - 5 -
\n
Enel Green
\n
Power
\n
Paranapanema
\n
Stato
\n
brasiliano
\n
Produzione
\n
di energia
\n
elettrica
\n
Brasile 2016-2046 24 anni No - 26 -
\n
Enel Green
\n
Power Volta
\n
Grande
\n
Stato
\n
brasiliano
\n
Generazione
\n
di energia
\n
elettrica
\n
Brasile 2017-2047 25 anni No - 276 -
\n
Enel Distribui\u00e7\u00e3o
\n
S\u00e3o Paulo
\n
Stato
\n
brasiliano
\n
Distribuzione
\n
di energia
\n
elettrica
\n
Brasile 1998-2028 6 anni S\u00ec 290 1.318 544
\n
PH Chucas
\n
Istituto
\n
Costaricense
\n
dell\u2019Elettricit\u00e0
\n
Impianto
\n
idroelettrico
\n
Costa
\n
Rica
\n
2012-2031 9 anni No - 103 44
\n
Totale 492 3.742 1.500
\n
Il valore dei beni al termine della concessione, classificati
\n
tra le attivit\u00e0 finanziarie, \u00e8 valutato al fair value. Per mag-
\n
giori dettagli si rimanda alla nota 52 \u201cAttivit\u00e0 e passivit\u00e0 mi-
\n
surate al fair value\u201d.
\n

\n\n\n
21. Leasing
\n
Nella seguente tabella viene esposta la movimentazione
\n
del diritto d\u2019uso nel corso del 2022.
\n
Milioni di euro
\n
Terreni in
\n
leasing
\n
Fabbricati in
\n
leasing
\n
Impianti in
\n
leasing
\n
Altri beni in
\n
leasing Totale
\n
Totale al 31.12.2021 1.147 517 441 524 2.629
\n
Incrementi 289 172 (1) 138 598
\n
Differenza cambi 63 6 11 6 86
\n
Ammortamento (48) (120) (36) (132) (336)
\n
Altri movimenti (139) (62) 9 (23) (215)
\n
Totale al 31.12.2022 1.312 513 424 513 2.762
\n

\n\n

\n\n

\n

\n\n
Le passivit\u00e0 di leasing e i loro movimenti durante l\u2019anno
\n
sono riportati nella tabella che segue:
\n
Milioni di euro
\n
Totale al 31.12.2021 2.547
\n
Incrementi 445
\n
Pagamenti (310)
\n
Altri movimenti (10)
\n
Totale al 31.12.2022 2.672
\n
di cui a medio-lungo termine 2.409
\n
di cui a breve termine 263
\n
Milioni di euro
\n
2022
\n
Ammortamento delle attivit\u00e0 consistenti nel diritto di utilizzo 327
\n
Interessi passivi sulle passivit\u00e0 del leasing 96
\n
Costi relativi a leasing a breve termine (inclusi nei costi per servizi e altri materiali) 59
\n
Costi relativi a leasing di attivit\u00e0 di modesto valore (inclusi nei costi per servizi e altri materiali) -
\n
Costi relativi ai pagamenti variabili dovuti per leasing (inclusi nei costi per servizi e altri materiali) 32
\n
Totale 514
\n

\n\n\n
22. Investimenti immobiliari - Euro 94 milioni
\n
Milioni di euro
\n
Costo storico al netto degli impairment cumulati 129
\n
Fondo ammortamento 38
\n
Consistenza al 31.12.2021 91
\n
Differenze di cambio 1
\n
Ammortamenti (2)
\n
Impairment -
\n
Altri movimenti 4
\n
Totale variazioni 3
\n
Costo storico al netto degli impairment cumulati 116
\n
Fondo ammortamento 22
\n
Consistenza al 31.12.2022 94
\n
Gli investimenti immobiliari al 31 dicembre 2022 ammonta-
\n
no a 94 milioni di euro e presentano un incremento pari a 3
\n
milioni di euro rispetto all\u2019anno precedente.
\n
Gli investimenti immobiliari del Gruppo sono rappresentati
\n
da immobili siti in Italia, Spagna, Brasile e Cile, sui quali non
\n
sussistono restrizioni sulla realizzabilit\u00e0 degli investimenti
\n
o sulla rimessa dei proventi e incassi connessi alla dismis-
\n
sione. Inoltre, si precisa che il Gruppo non ha obbligazioni
\n
contrattuali per l\u2019acquisizione, la costruzione o lo sviluppo
\n
degli investimenti immobiliari o per riparazioni, manuten-
\n
zioni o migliorie.
\n
La variazione dell\u2019esercizio \u00e8 prevalentemente dovuta alle
\n
perdite di valore di alcuni asset in Spagna e all\u2019ammorta-
\n
mento dell\u2019anno.
\n
Per maggiori dettagli sulla valutazione degli investimenti
\n
immobiliari si rimanda alle note 52 \u201cAttivit\u00e0 e passivit\u00e0 mi-
\n
surate al fair value\u201d e 52.2 \u201cAttivit\u00e0 non misurate al fair value
\n
nello Stato patrimoniale\u201d.
\n

\n\n

\n\n

\n\n

\n\n
23. Attivit\u00e0 immateriali - Euro 17.520 milioni
\n
Il dettaglio e la movimentazione delle attivit\u00e0 immateriali
\n
relativa all\u2019esercizio 2022 sono di seguito riportati:
\n
Milioni di euro
\n
Costi di
\n
sviluppo
\n
Diritti di brev.
\n
ind. e di utilizz.
\n
opere ing.
\n
Concessioni,
\n
licenze,
\n
marchi e diritti
\n
simili
\n
Accordi per
\n
servizi in
\n
concessione Altre
\n
Migliorie
\n
su attivit\u00e0
\n
immater. di
\n
terzi
\n
Immobil.
\n
in corso e
\n
acconti
\n
Contract
\n
cost Totale
\n
Costo storico al netto degli
\n
impairment cumulati
\n
43 3.512 12.842 5.781 5.092 - 1.760 2.063 31.093
\n
Fondo ammortamento 23 2.771 1.721 3.683 3.708 - - 1.117 13.023
\n
Consistenza al 31.12.2021 20 741 11.121 2.098 1.384 - 1.760 946 18.070
\n
Investimenti 49 82 151 - 131 - 784 746 1.943
\n
Passaggi in esercizio 19 263 14 - 396 - (694) 2 -
\n
Differenze di cambio - (7) 250 234 14 - (3) - 488
\n
Variazioni perimetro di
\n
consolidamento
\n
- 1 171 - - - 2 - 174
\n
Dismissioni - (1) - (15) (1) - (50) - (67)
\n
Ammortamenti (4) (326) (216) (381) (356) - - (375) (1.658)
\n
Impairment - - (1) - (6) - (6) - (13)
\n
Ripristini di valore - - - - - - - - -
\n
Altri movimenti 3 (23) 10 481 44 - 42 11 568
\n
Riclassifica da/ad \u201cAttivit\u00e0
\n
classificate come
\n
possedute per la vendita\u201d
\n
(8) (67) (705) (917) (174) - (88) (26) (1.985)
\n
Totale variazioni 59 (78) (326) (598) 48 - (13) 358 (550)
\n
Costo storico al netto degli
\n
impairment cumulati
\n
101 3.697 12.646 5.261 5.279 - 1.747 2.831 31.562
\n
Fondo ammortamento 22 3.034 1.851 3.761 3.847 - - 1.527 14.042
\n
Consistenza al 31.12.2022 79 663 10.795 1.500 1.432 - 1.747 1.304 17.520
\n
Il portafoglio di propriet\u00e0 intellettuale (anche definita \u201cIP\u201d) di
\n
Enel comprende un complesso di informazioni funzionali a
\n
una crescita sostenibile. L\u2019ecosistema di Open Innovability
\n
\u00ae
\n
\n
genera innovazione attraverso la creazione e la condivisio-
\n
ne di soluzioni interne ed esterne che danno vita a un flus-
\n
so di invenzioni che trovano negli strumenti della propriet\u00e0
\n
intellettuale tutela e valorizzazione.
\n
Al 31 dicembre 2022 il Gruppo dispone, complessivamen-
\n
te, di 883 brevetti per invenzione industriale, appartenenti
\n
a 163 famiglie brevettuali; di questi, 711 sono titoli concessi
\n
e 172 domande pendenti. Si tratta di un portafoglio che as-
\n
sicura protezione su tutti i mercati in cui il Gruppo \u00e8 pre-
\n
sente. Il portafoglio IP di Enel comprende anche 23 modelli
\n
di utilit\u00e0 e 194 registrazioni di design. Unitamente ai bre-
\n
vetti, ai modelli di utilit\u00e0 e ai design figurano tra i diritti di IP
\n
anche segreti industriali di natura sia tecnica sia commer-
\n
ciale che vengono costantemente codificati e manutenuti
\n
in linea con quanto previsto dalla procedura organizzativa
\n
di Trade Secrets Management. Per quanto riguarda i mar-
\n
chi, il Gruppo \u00e8 titolare di 2.027 registrazioni, di cui 1.642
\n
gi\u00e0 concesse e 385 domande pendenti.
\n
Enel ha consolidato i processi di gestione della generazio-
\n
ne e dello sfruttamento dei diritti di propriet\u00e0 intellettuale
\n
all\u2019interno delle procedure organizzative Intellectual Pro-
\n
perty Management e Trade Secrets Management. Entram-
\n
be le procedure organizzative guardano al capitale umano
\n
come elemento essenziale nella creazione di IP e mirano
\n
a incentivare la partecipazione dei dipendenti al processo
\n
inventivo, responsabilizzandoli sull\u2019importanza strategica
\n
di tutti i trovati.
\n
Nel corso dell\u2019anno 2022, l\u2019attivit\u00e0 di codifica e protezione
\n
della propriet\u00e0 intellettuale \u00e8 proseguita in tutte le Linee di
\n
Business Globali. In particolare:
\n
\u2022 Enel X Global Retail ha incentrato la propria attivit\u00e0 sulle
\n
piattaforme strategiche, codificando diritti d\u2019autore sulla
\n
Big Data Platform, contenitore di dati strategici per tutte
\n
le unit\u00e0 di business di Enel X, e X Customer, gestionale
\n
globale dei clienti Enel X. In tema di Circular Economy,
\n
in Enel X sono stati protetti ai sensi del diritto d\u2019autore
\n
gli schemi di circolarit\u00e0 unitamente ai relativi punteggi
\n
e meccanismi di funzionamento. Nell\u2019ambito della tele-
\n
medicina, \u00e8 stato registrato un design multiplo in Unione
\n
Europea sulle interfacce grafiche della app \u201cSmart Axi-
\n
stance eWell\u201d che consente di offrire agli utenti un pac-
\n
chetto completo di wellness.
\n
\u2022 In Enel Green Power and Thermal Generation, si eviden-
\n
ziano nel corso dell\u2019esercizio:
\n
\u2013 nel settore fotovoltaico, (i) una domanda di brevetto
\n
per invenzione industriale e una di design su una solu-
\n
zione che automatizza il processo di installazione dei
\n

\n\n

\n\n

\n\n

\n\n

\n\n

\n

\n
pannelli fotovoltaici in campo, diminuendo i tempi e i
\n
costi di installazione e aumentando la sicurezza degli
\n
operatori; (ii) una domanda di brevetto in contitola-
\n
rit\u00e0 con il Commissariat \u00e0 l\u2019\u00c9nergie Atomique et aux
\n
\u00c9nergies Alternatives (CEA) relativa a un sistema che
\n
permette di ottimizzare la rimozione e l\u2019inserimento
\n
automatico della barra di fissaggio (\u201cwafer bar hol-
\n
der\u201d) della cassetta utilizzata per il processo dei wafer
\n
nelle cappe chimiche. Prosegue, inoltre, nella fabbrica
\n
di 3SUN la generazione e protezione, principalmente
\n
sotto forma di segreto industriale, del know-how tec-
\n
nologico necessario per il progetto Gigafactory;
\n
\u2013 nella generazione idroelettrica, una domanda di bre-
\n
vetto per modello di utilit\u00e0, relativo a una soluzione
\n
robotica che agevola il controllo degli impianti, con-
\n
sentendo l\u2019ispezione di tutti i luoghi difficilmente ac-
\n
cessibili per il personale, come chiocciole idroelettri-
\n
che, palette distributore o condotte idroelettriche di
\n
piccolo diametro.
\n
\u2022 Enel Grids ha depositato nel 2022 due domande di bre-
\n
vetto per invenzioni: una in ambito di asset recognition
\n
e anomaly detection delle reti e degli eventi di rete (pro-
\n
getto ODIN) e l\u2019altra nel campo dei dispositivi di sicurezza
\n
per operai che lavorano in altezza. Si segnalano inoltre:
\n
(i) la registrazione del design della nuova cabina stradale
\n
sostenibile, che sar\u00e0 implementata utilizzando materiali
\n
riciclati per ridurre l\u2019impatto ambientale e (ii) il deposito
\n
della domanda di un brevetto per modello di utilit\u00e0 in am-
\n
bito sicurezza, consistente in un metodo per la delimita-
\n
zione dei cantieri stradali. Sempre nell\u2019anno, Gridspertise
\n
ha consolidato il proprio portafoglio IP depositando una
\n
domanda di brevetto relativo al device Quantum Edge -
\n
Qed
\n
\u00ae
\n
che, sfruttando l\u2019edge computing per digitalizzare
\n
i componenti fisici delle sottostazioni secondarie, riduce
\n
i costi di installazione, formazione, funzionamento e ma-
\n
nutenzione e aumenta l\u2019affidabilit\u00e0 della rete.
\n
\u2022 Global e-Mobility ha protetto i dispositivi di ricarica do-
\n
mestica intelligente JuiceBox DC e JuiceBox 4.0 rispet-
\n
tivamente attraverso: (i) un design internazionale regi-
\n
strato in Unione Europea, Regno Unito e Stati Uniti e (ii)
\n
un design internazionale registrato in Canada, Messico
\n
e Stati Uniti. L\u2019attivit\u00e0 di protezione della propriet\u00e0 intel-
\n
lettuale sulle stazioni di ricarica per veicoli elettrici si \u00e8
\n
estesa anche alla registrazione in Unione Europea e negli
\n
Stati Uniti dei design dei prodotti JuiceMedia 2.0 e Jui-
\n
ceMod.
\n
\u2022 Enel Global Services ha depositato in Italia una doman-
\n
da di brevetto per invenzione industriale sul metodo di
\n
gestione dell\u2019innovazione, protetto anche come marchio
\n
denominativo ENEL OOPS\u2026! INNOVATION
\n
\u00ae
\n
. Tale metodo
\n
si basa sul perfezionamento dei processi industriali at-
\n
traverso gli strumenti dell\u2019Open Innovability
\n
\u00ae
\n
.
\n
Pi\u00f9 in generale, il Gruppo continua a investire risorse nello
\n
sviluppo di soluzioni a elevata densit\u00e0 di IP che si attesta
\n
principalmente nelle forme di protezione autoriale e se-
\n
greto industriale su database e algoritmi di previsione dei
\n
mercati elettrici e gas, modelli quantitativi avanzati che
\n
utilizzano, tra l\u2019altro, dati di scenario per valutare l\u2019impatto
\n
del cambiamento climatico su specifici asset/attivit\u00e0 pro-
\n
duttive. In particolare, si segnalano modelli di sviluppo che
\n
hanno l\u2019obiettivo di: (i) caratterizzare la capacit\u00e0 di un asset
\n
di \u2018resistere\u2019 ai possibili effetti del cambiamento climatico;
\n
(ii) quantificare la probabilit\u00e0 che un evento o una combi-
\n
nazione di eventi climatici danneggi l\u2019impianto; e (iii) fornire
\n
un indice di \u2018debolezza\u2019 dell\u2019asset, anche distribuito, con un
\n
approccio tecnico specifico per dare priorit\u00e0 alle azioni/
\n
campi di miglioramento
\n
.
\n\n
Nella tabella che segue sono esposti gli accordi per ser-
\n
vizi in concessione non ricompresi nell\u2019applicazione dell\u2019I-
\n
FRIC 12 che presentano un saldo di bilancio al 31 dicembre
\n
2022.
\n

\n\n\n
Milioni di euro
\n
Concedente Attivit\u00e0 Paese
\n
Periodo della
\n
conc.
\n
Periodo
\n
residuo della
\n
conc.
\n
Opz. di
\n
rinnovo
\n
al
\n
31.12.2022
\n
Fair value
\n
iniziale
\n
Endesa Distribuci\u00f3n
\n
El\u00e9ctrica
\n
-
\n
Distribuzione
\n
di energia
\n
elettrica
\n
Spagna Indefinito Indefinito - 5.678 5.673
\n
Enel Colombia (ex
\n
Codensa)
\n
Repubblica
\n
della
\n
Colombia
\n
Distribuzione
\n
di energia
\n
elettrica
\n
Colombia Indefinito Indefinito - 1.047 1.839
\n
Enel Distribuci\u00f3n Chile
\n
(ex Chilectra)
\n
Repubblica
\n
del Cile
\n
Distribuzione
\n
di energia
\n
elettrica
\n
Cile Indefinito Indefinito - 1.331 1.667
\n
Enel Distribuci\u00f3n
\n
Per\u00fa (ex Empresa de
\n
Distribuci\u00f3n El\u00e9ctrica de
\n
Lima Norte)
\n
Repubblica
\n
del Per\u00f9
\n
Distribuzione
\n
di energia
\n
elettrica
\n
Per\u00f9 Indefinito Indefinito - 584 548
\n
I beni a vita utile indefinita hanno un valore complessivo di
\n
8.640 milioni di euro (8.633 milioni di euro al 31 dicembre
\n
2021) riferibili essenzialmente alle concessioni per l\u2019attivit\u00e0
\n
di distribuzione in Spagna (5.678 milioni di euro), Colom-
\n
bia (1.047 milioni di euro), Cile (1.331 milioni di euro) e Per\u00f9
\n
(584 milioni di euro), per le quali non \u00e8 normativamente
\n

\n\n

\n\n

\n\n

\n\n

\n

\n\n

\n\n

\n\n
prevista n\u00e9 prevedibile a oggi una data di scadenza all\u2019e-
\n
sercizio del servizio; sulla base delle previsioni formulate, i
\n
flussi di cassa attribuibili a ciascuna CGU, alla quale appar-
\n
tengono le varie concessioni, sono sufficienti a recuperare
\n
il valore di iscrizione in bilancio. La variazione dell\u2019anno \u00e8
\n
riferita principalmente alla variazione del tasso di cambio.
\n
Per maggiori dettagli sulla voce \u201cAccordi per servizi in con-
\n
cessione\u201d si rimanda alla nota 20.
\n

\n\n
Le \u201cVariazioni del perimetro di consolidamento\u201d dell\u2019eser-
\n
cizio 2022 si riferiscono principalmente all\u2019acquisizione,
\n
in Italia, da parte di Enel Produzione, di ERG Hydro Srl (ora
\n
confluita in Enel Produzione), in seguito alla quale \u00e8 incre-
\n
mentato il valore attribuito alle concessioni idroelettriche
\n
per 170 milioni di euro.
\n
Gli \u201cImpairment\u201d ammontano nel 2022 a 13 milioni di euro,
\n
prevalentemente riferiti a immobilizzazioni in corso cui il
\n
management ha deciso di rinunciare e di non portare avan-
\n
ti; per ulteriori dettagli si rinvia alla nota 12.e.
\n
Gli \u201cAltri movimenti\u201d accolgono prevalentemente i costi di
\n
progettazione connessi all\u2019acquisizione di talune societ\u00e0
\n
veicolo brasiliane e l\u2019adeguamento dei valori delle attivi-
\n
t\u00e0 immateriali delle societ\u00e0 argentine che operano in una
\n
economia iperinflazionata.
\n

\n

\n\n

\n

\n\n\n

\n\n
24. Avviamento - Euro 13.742 milioni
\n
Milioni di euro al 31.12.2021
\n
Variazioni
\n
perimetro
\n
Differ.
\n
cambio Impairment
\n
Offsetting
\n
costo
\n
storico
\n
con fondo
\n
impairment
\n
Riclassifica
\n
da/ad
\n
\u201cAttivit\u00e0
\n
classificate
\n
come
\n
possedute
\n
per la
\n
vendita\u201d
\n
Altri
\n
movimenti
\n
al 31.12.2022
\n
Costo
\n
storico
\n
Impairment
\n
cumulati
\n
Valore
\n
netto
\n
Costo
\n
storico
\n
Impairment
\n
cumulati
\n
Valore
\n
netto
\n
Iberia Penisola 11.177 (2.392) 8.785 - - - - - 11.177 (2.392) 8.785
\n
Cile 1.209 - 1.209 - 42 - - (61) (42) 1.148 - 1.148
\n
Argentina 275 (253) 22 - (1) - - - - 274 (253) 21
\n
Per\u00f9 566 - 566 - 4 - - - 1 571 - 571
\n
Colombia 527 - 527 - (9) - - - - 518 - 518
\n
Brasile 1.303 - 1.303 - 95 - - (85) - 1.313 - 1.313
\n
Centro
\n
America
\n
25 - 25 - 2 - - - (1) 26 - 26
\n
Messico 18 (18) - - - - - - - - - -
\n
Nord America
\n
Enel Green
\n
Power
\n
70 - 70 - - - - - - 70 - 70
\n
Nord America
\n
Enel X
\n
199 - 199 - 13 - - - (70) 142 - 142
\n
Nord America
\n
Enel X Way
\n
------- 7070-70
\n
Asia Pacifico
\n
Enel X
\n
84 - 84 - - - - - - 84 - 84
\n
Resto
\n
d\u2019Europa
\n
Enel X
\n
(1)
\n
46 (3) 43 - - - - - - 43 - 43
\n
Italia Enel X - - - - - - - - - - - -
\n
Italia
\n
Mercato
\n
(2)
\n
580 - 580 1 - - - - - 581 - 581
\n
Italia Enel
\n
Green Power
\n
21 - 21 - - - - - - 21 - 21
\n
Italia Enel
\n
Produzione
\n
---349--- --349-349
\n
Romania 400 (13) 387 17 1 - - (404) (1) - - -
\n
Totale 16.500 (2.679) 13.821 367 147 - - (550) (43) 16.387 (2.645) 13.742
\n
(1) Include Viva Labs.
\n
(2) Include Enel Energia.
\n

\n\n

\n\n

\n\n

\n\n

\n\n
Matrice avviamento al 31.12.2022
\n
Milioni di euro
\n
Generazione
\n
Termoelettrica
\n
e Trading
\n
Enel Green
\n
Power Enel Grids Mercati finali Enel X
\n
Holding, Servizi
\n
e Altro
\n
Totale
\n
Italia Enel Green Power - 21 - - - - 21
\n
Italia Mercato
\n
(1)
\n
- - - 581 - - 581
\n
Italia Enel Produzione - 349 - - - - 349
\n
Iberia Penisola - 1.190 5.788 1.807 - - 8.785
\n
Argentina - 2 19 - - - 21
\n
Brasile - 478 835 - - - 1.313
\n
Cile - 996 152 - - - 1.148
\n
Colombia - 295 223 - - - 518
\n
Per\u00f9 44 207 320 - - - 571
\n
Centro America - 26 - - - - 26
\n
Nord America Enel
\n
Green Power
\n
-70 - - - -70
\n
Nord America Enel X ----142-142
\n
Nord America Enel X
\n
Way
\n
-----7070
\n
Asia Pacifico Enel X ----84-84
\n
Resto d\u2019Europa Enel X
\n
(2)
\n
----43-43
\n
Totale 44 3.634 7.337 2.388 269 70 13.742
\n
(1) Include Enel Energia.
\n
(2) Include Viva Labs.
\n
Matrice avviamento al 31.12.2021
\n
Milioni di euro
\n
Generazione
\n
Termoelettrica
\n
e Trading
\n
Enel Green
\n
Power Enel Grids Mercati finali Enel X
\n
Holding, Servizi
\n
e Altro Totale
\n
Italia Enel Green Power - 21 - - - - 21
\n
Italia Mercato
\n
(1)
\n
- - - 580 - - 580
\n
Iberia Penisola - 1.190 5.788 1.807 - - 8.785
\n
Argentina - 3 19 - - - 22
\n
Brasile - 423 880 - - - 1.303
\n
Cile - 996 213 - - - 1.209
\n
Colombia - 304 223 - - - 527
\n
Per\u00f9 44 202 320 - - - 566
\n
Centro America - 25 - - - - 25
\n
Romania - - 330 57 - - 387
\n
Nord America Enel
\n
Green Power
\n
-70----70
\n
Nord America Enel X ----199-199
\n
Asia Pacifico Enel X ----84-84
\n
Resto d\u2019Europa Enel X
\n
(2)
\n
----43-43
\n
Totale 44 3.234 7.773 2.444 326 - 13.821
\n
(1) Include Enel Energia.
\n
(2) Include Viva Labs.
\n

\n\n

\n\n

\n\n

\n\n

\n\n
Il decremento di 79 milioni di euro dell\u2019avviamento \u00e8 attri-
\n
buibile maggiormente alla voce \u201cRiclassifica da/ad \u2018Attivit\u00e0
\n
classificate come possedute per la vendita\u2019\u201d (pari a -550
\n
milioni di euro) il cui valore \u00e8 attribuibile alla Romania (-404
\n
milioni di euro) per la classificazione a discontinued ope-
\n
ration, al Brasile (-85 milioni di euro) e al Cile (-61 milioni
\n
di euro) per la riclassifica come disponibili per la vendita
\n
rispettivamente di Enel Celg Distribui\u00e7\u00e3o SA - Celg-D (Enel
\n
Goi\u00e1s) ed Enel Transmisi\u00f3n Chile, societ\u00e0 oggetto poi di
\n
vendita nel corso del 2022. Tale impatto negativo \u00e8 stato
\n
in parte compensato dall\u2019incremento delle variazioni di pe-
\n
rimetro dovuto principalmente all\u2019acquisto di Enel Hydro
\n
Appennino Centrale Srl (349 milioni di euro) e dalle \u201cDif-
\n
ferenze cambio\u201d positive (147 milioni di euro) da ricondursi
\n
principalmente a Brasile, Cile e Stati Uniti.
\n
I criteri adottati per l\u2019identificazione delle Cash Generating
\n
Unit (CGU) sono basati sulla revenue separation, ritenu-
\n
to il criterio prevalente in considerazione della natura del
\n
business di riferimento tenendo anche conto delle rego-
\n
le di funzionamento e delle normative dei mercati in cui
\n
operano, e dell\u2019organizzazione aziendale. Ai fini dei test di
\n
impairment relativi all\u2019avviamento, le CGU identificate ven-
\n
gono raggruppate tenendo in considerazione le sinergie
\n
attese, coerentemente con la visione strategica e opera-
\n
tiva del management, entro il limite dei settori operativi
\n
identificati ai fini dell\u2019informativa di settore.
\n
Viene inoltre precisato che nel 2022 le CGU esistenti sono
\n
state oggetto di analisi approfondite, finalizzate alla valuta-
\n
zione circa l\u2019eventuale presenza di cambiamenti significa-
\n
tivi ai sensi dello IAS 36, paragrafo 72.
\n
Tale analisi ha comportato una modifica delle CGU esisten-
\n
ti solo per Enel X Way, nuovo business globale nato dallo
\n
scorporo da Enel X della gestione della mobilit\u00e0 elettrica.
\n
In particolare, \u00e8 stata individuata la nuova CGU di Enel X
\n
Nord America.
\n
La stima del valore recuperabile degli avviamenti iscritti in
\n
bilancio \u00e8 stata effettuata determinando il valore d\u2019uso del-
\n
le CGU o gruppi di CGU in esame mediante l\u2019utilizzo di mo-
\n
delli discounted cash flow, che prevedono la stima dei flus-
\n
si di cassa attesi e l\u2019applicazione di un appropriato tasso di
\n
attualizzazione, determinato utilizzando input di mercato
\n
quali tassi risk-free, beta e market risk premium.
\n
I flussi di cassa sono stati determinati sulla base delle mi-
\n
gliori informazioni disponibili al momento della stima, te-
\n
nuto anche conto dei rischi specifici delle singole CGU o
\n
gruppi di CGU, e desumibili:
\n
\u2022 per il periodo esplicito dal Piano Industriale approvato
\n
dal Consiglio di Amministrazione della Capogruppo in
\n
data 21 novembre 2022, contenente le previsioni in ordi-
\n
ne ai volumi, ai ricavi, ai costi operativi, agli investimenti,
\n
agli assetti industriali e commerciali, nonch\u00e9 all\u2019anda-
\n
mento delle principali variabili macroeconomiche (infla-
\n
zione, tassi di interesse nominali e tassi di cambio) e delle
\n
commodity. Si segnala che il periodo esplicito dei flussi
\n
di cassa preso in considerazione per l\u2019impairment test \u00e8
\n
pari a tre anni;
\n
\u2022 per gli anni successivi, tenendo in considerazione le ipo-
\n
tesi sull\u2019evoluzione di lungo termine delle principali va-
\n
riabili che determinano i flussi di cassa, la vita media utile
\n
residua degli asset o la durata delle concessioni.
\n
In particolare, il valore terminale \u00e8 stimato in base alle spe-
\n
cificit\u00e0 dei business relativi alle diverse CGU o gruppi di
\n
CGU sottoposte alla procedura di impairment:
\n
\u2022 perpetuit\u00e0, in riferimento ai business di generazione con
\n
tecnologia Large Hydro (LH) e distribuzione, in cui licen-
\n
ze e concessioni presentano scadenze a lungo termine
\n
e facilmente rinnovabili; e per i business Enel X ed Enel X
\n
Way, in quanto caratterizzati dallo sviluppo di know-how
\n
specifici sostenibili nel lungo termine;
\n
\u2022 rendita annua, nel caso di CGU o gruppi di CGU carat-
\n
terizzate prevalentemente dal business retail, la cui vita
\n
utile residua \u00e8 pertanto sostanzialmente correlata alla
\n
durata media dei rapporti con i clienti; e per i business
\n
di generazione termica convenzionale (Generation and
\n
Trading). \u00c8 utilizzato, inoltre, in riferimento ai business da
\n
fonti rinnovabili (Enel Green Power) per tenere conto (i)
\n
del valore derivante dalla vita utile residua degli impianti
\n
e (ii) del valore residuo, nell\u2019ipotesi di dismissione degli
\n
impianti, associato ai diritti di concessione, alla competi-
\n
tivit\u00e0 dei siti produttivi (in termini di risorsa naturale) e alle
\n
interconnessioni di rete.
\n
Il tasso di crescita nominale considerato (g-rate) \u00e8 pari
\n
alla crescita di lungo periodo della domanda elettrica e/o
\n
dell\u2019inflazione (in funzione del Paese di appartenenza e del
\n
business) e comunque non eccedente il tasso medio di
\n
crescita nel lungo termine del mercato di riferimento.
\n
Il Gruppo ha confermato le direttrici strategiche fondate
\n
sui trend legati alla transizione energetica. L\u2019impiego di ca-
\n
pitali \u00e8 stato infatti incentrato su:
\n
\u2022 decarbonizzazione, con il progressivo sviluppo di ener-
\n
gia rinnovabile e la contestuale uscita dalla produzione di
\n
energia elettrica a carbone e a gas (entro il 2040);
\n
\u2022 elettrificazione dei consumi finali, con l\u2019incentivazione di
\n
nuovi prodotti e servizi per i clienti, contestualmente alla
\n
graduale uscita dal business di vendita del gas ai consu-
\n
matori finali (da completarsi entro il 2040);
\n
\u2022 digitalizzazione e potenziamento delle reti di distribuzio-
\n
ne, per far fronte alla transizione energetica in corso e
\n
garantire la qualit\u00e0 del servizio ai clienti.
\n

\n\n

\n\n

\n\n

\n\n

\n\n
Target GHG
\n
Attivit\u00e0 di
\n
business
\n
principale
\n
Fonti GHG coperte
\n
(GHG Protocol)
\n
(1)
\n
Tempistiche Target GHG
\n
Scenario
\n
climatico Principali driver e azioni
\n
Intensit\u00e0
\n
emissioni
\n
GHG Scope
\n
1 relative alla
\n
produzione
\n
di energia
\n
Produzione
\n
di elettricit\u00e0
\n
98,2%
\n
delle emissioni
\n
GHG Scope 1
\n
(2)
\n
Breve
\n
termine
\n
(2025)
\n
130 gCO
\n
2eq
\n
/kWh 1,5 \u00b0C
\n
(3)
\n
\u2022 Phase-out graduale della capacit\u00e0 a carbone
\n
nel periodo 2023-2025 (peso percentuale della
\n
capacit\u00e0 a carbone sulla capacit\u00e0 consolidata da
\n
circa il 7% nel 2022 a meno dello 0,5% nel 2025).
\n
\u2022 Investire 15 miliardi di euro per accelerare lo
\n
sviluppo delle energie rinnovabili, installando 17
\n
GW di nuova capacit\u00e0 rinnovabile (di cui circa
\n
13 GW a livello consolidato) e 4 GW di BESS nel
\n
periodo 2023-2025, raggiungendo 75 GW di
\n
capacit\u00e0 rinnovabile (inclusi 4 GW di BESS) entro
\n
il 2025.
\n
Medio
\n
termine
\n
(2030)
\n
72 gCO
\n
2eq
\n
/kWh
\n
(-80% rispetto
\n
all\u2019anno base
\n
2017)
\n
1,5 \u00baC
\n
(certificato
\n
SBTi)
\n
\u2022 Proseguire nel processo di decarbonizzazione
\n
della generazione di elettricit\u00e0, grazie a un
\n
piano di investimenti a livello di Gruppo che si
\n
confermer\u00e0 sui livelli annui del piano 2023-
\n
2025, raggiungendo al 2030 una capacit\u00e0
\n
gestita di oltre 130 GW, portando cos\u00ec il parco
\n
di generazione del Gruppo a essere composto
\n
per circa l\u201985% da impianti rinnovabili.
\n
\u2022 Uscire dal business della generazione a carbone
\n
entro il 2027 a livello globale.
\n
Lungo
\n
termine
\n
(2040)
\n
0 gCO
\n
2eq
\n
/kWh
\n
(-100% rispetto
\n
all\u2019anno base
\n
2017)
\n

\n
Emissioni zero
\n
1,5 \u00baC
\n
(certificato
\n
SBTi)
\n
\u2022 Uscire dal business della generazione di
\n
elettricit\u00e0 da capacit\u00e0 termica, raggiungendo un
\n
mix energetico 100% rinnovabile
\n
\u2022 Nessun ricorso a tecnologie di carbon removal.
\n
Intensit\u00e0
\n
emissioni
\n
GHG Scope
\n
1 e 3 relative
\n
a Integrated
\n
Power
\n
Vendita
\n
di elettricit\u00e0
\n
98,2%
\n
delle emissioni
\n
GHG Scope 1
\n

\n
73,4%
\n
delle emissioni
\n
GHG Scope
\n
3 - categoria 3
\n
(Fuel and energy
\n
related activities)
\n
Breve
\n
termine
\n
(2025)
\n
135 gCO
\n
2eq
\n
/kWh 1,5 \u00b0C
\n
(3)
\n
\u2022 Aumentare la quota di energia rinnovabile
\n
venduta ai clienti, incrementando la produzione
\n
rinnovabile del Gruppo.
\n
\u2022 Aumentare da circa il 70% nel 2022 a circa il 90%
\n
nel 2025 la quota di vendita di energia a prezzo
\n
fisso coperta da fonti carbon-free nei Paesi
\n
\u201ccore\u201d, aumentando contestualmente i volumi
\n
di elettricit\u00e0 venduta a prezzo fisso da circa 185
\n
TWh nel 2022 a circa 200 TWh nel 2025.
\n
Medio
\n
termine
\n
(2030)
\n
73 gCO
\n
2eq
\n
/kWh
\n
(-78% rispetto
\n
all\u2019anno base
\n
2017)
\n
1,5 \u00baC
\n
(certificato
\n
SBTi)
\n
\u2022 Aumentare la quota di energia rinnovabile
\n
venduta ai clienti incrementando la produzione
\n
da energie rinnovabili del Gruppo, raggiungendo
\n
al 2030 una capacit\u00e0 gestita di oltre 130 GW,
\n
portando cos\u00ec il parco di generazione del
\n
Gruppo a essere composto per circa l\u201985% da
\n
impianti rinnovabili.
\n
\u2022 Proseguire nella strategia di bilanciamento tra
\n
domanda e offerta e incremento della quota
\n
di elettricit\u00e0 venduta a prezzo fisso coperta da
\n
generazione carbon-free.
\n
Lungo
\n
termine
\n
(2040)
\n
0 gCO
\n
2eq
\n
/kWh
\n
(-100% rispetto
\n
all\u2019anno base
\n
2017)
\n

\n
Emissioni zero
\n
1,5 \u00baC
\n
(certificato
\n
SBTi)
\n
\u2022 Raggiungere il 100% di vendita di energia
\n
coperta da fonti rinnovabili al 2040.
\n
\u2022 Nessun ricorso a tecnologie di carbon removal.
\n

\n\n

\n\n

\n\n

\n\n

\n\n
Target GHG
\n
Attivit\u00e0 di
\n
business
\n
principale
\n
Fonti GHG coperte
\n
(GHG Protocol)
\n
(1)
\n
Tempistiche Target GHG
\n
Scenario
\n
climatico Principali driver e azioni
\n
Emissioni
\n
GHG
\n
assolute
\n
Scope 3
\n
relative alla
\n
vendita
\n
di gas nel
\n
mercato
\n
finale
\n
Vendita di gas
\n
al cliente finale
\n
100%
\n
delle emissioni
\n
GHG Scope 3-
\n
categoria 11
\n
(Use of sold
\n
products)
\n
Breve
\n
termine
\n
(2025)
\n
20,9 MtCO
\n
2eq
\n
n.a
\n
(4)
\n
\u2022 Promuovere il passaggio dei clienti dal gas
\n
all\u2019elettricit\u00e0 (soprattutto clienti residenziali)
\n
attraverso tecnologie elettriche pi\u00f9 efficienti
\n
(per es., pompe di calore per il riscaldamento
\n
domestico o piani a induzione nelle cucine),
\n
portando il tasso di elettrificazione dei nostri
\n
clienti in Italia e Spagna dal 17% del 2022 a oltre
\n
il 20% del 2025.
\n
\u2022 Promuovere presso i clienti finali servizi che
\n
abilitano l\u2019elettrificazione: incremento della
\n
capacit\u00e0 di storage \u201cbehind the meter\u201d da circa
\n
99 MW nel 2022 a circa 352 MW nel 2025,
\n
incremento della capacit\u00e0 di pannelli fotovoltaici
\n
installati presso clienti finali da circa 100 MW nel
\n
2022 a circa 300 MW nel 2025, e aumento della
\n
capacit\u00e0 di demand response da circa 8,4 GW
\n
nel 2022 a circa 12,4 GW nel 2025.
\n
\u2022 Ridurre i volumi di gas venduti ai clienti finali
\n
dai circa 10,2 bcm nel 2022 a circa 4,3 bcm nel
\n
2025.
\n
\u2022 Ottimizzare il portafoglio gas dei clienti
\n
(specialmente clienti industriali), andando a
\n
ridurre i clienti del business gas retail da circa
\n
6,5 milioni nel 2022 a circa 4,4 milioni nel 2025.
\n
Medio
\n
termine
\n
(2030)
\n
11,4 MtCO
\n
2eq
\n

\n
(-55% rispetto
\n
all\u2019anno base
\n
2017)
\n
1,5 \u00baC
\n
(certificato
\n
SBTi)
\n
\u2022 Promuovere il passaggio dei clienti dal gas
\n
all\u2019elettricit\u00e0 (soprattutto clienti residenziali)
\n
attraverso tecnologie elettriche pi\u00f9 efficienti
\n
(per es., pompe di calore per il riscaldamento
\n
domestico o piani a induzione nelle cucine),
\n
portando il tasso di elettrificazione dei nostri
\n
clienti in Italia e Spagna dal 17% del 2022 a oltre
\n
il 30% del 2030.
\n
\u2022 Proseguire nelle azione strategiche inviduate
\n
per il breve termine, continuando a promuovere
\n
presso i clienti finali servizi che abilitano
\n
l\u2019elettrificazione dei consumi e raggiungendo
\n
una capacit\u00e0 di demand response al 2030 di
\n
oltre 20 GW.
\n
\u2022 Ottimizzare il portafoglio gas dei clienti
\n
(specialmente clienti industriali), continuando
\n
nella riduzione dei volumi di gas venduti fino a
\n
raggiungere circa 3 bcm nel 2030.
\n
Lungo
\n
termine
\n
(2040)
\n
0 MtCO
\n
2eq
\n

\n
(-100% rispetto
\n
all\u2019anno base
\n
2017)
\n

\n
Emissioni zero
\n
1,5 \u00baC
\n
(certificato
\n
SBTi)
\n
\u2022 Puntare a raggiungere la vendita di elettricit\u00e0
\n
100% rinnovabile ai clienti finali entro il 2040.
\n
\u2022 Uscire dal business della vendita di gas alla
\n
clientela retail entro il 2040.
\n
\u2022 Nessun ricorso a tecnologie di carbon removal.
\n

\n\n

\n\n

\n\n

\n\n

\n\n
Target GHG
\n
Attivit\u00e0 di
\n
business
\n
principale
\n
Fonti GHG coperte
\n
(GHG Protocol)
\n
(1)
\n
Tempistiche Target GHG
\n
Scenario
\n
climatico Principali driver e azioni
\n
Emissioni
\n
aggiuntive
\n
Scope 1-2-3
\n
\u2022 Distribuzione
\n
di elettricit\u00e0
\n
(Scope 1 e 2)
\n
\u2022 Gestione della
\n
flotta di veicoli,
\n
edifici e altri
\n
asset (Scope
\n
1 e 2)
\n
\u2022 Gestione
\n
della catena
\n
di fornitura
\n
(Scope 3)
\n
\u2022 Acquisto di
\n
combustibili
\n
(Scope 3)
\n
0,4%
\n
delle emissioni
\n
GHG Scope 1
\n
100%
\n
delle emissioni
\n
GHG Scope 2
\n
28,6%
\n
delle emissioni
\n
GHG Scope
\n
3 - categoria
\n
1 (Purchase
\n
of goods and
\n
services) per il
\n
target 2030 e
\n
43% per il target
\n
2040
\n
(5)
\n
26,6%
\n
delle emissioni
\n
GHG Scope
\n
3 - categoria 3
\n
(Fuel and energy
\n
related activities)
\n
Medio
\n
termine
\n
(2030)
\n
10,4 MtCO
\n
2eq
\n

\n
(-55% rispetto
\n
all\u2019anno base
\n
2017)
\n
1,5 \u00baC
\n
(certificato
\n
SBTi)
\n
\u2022 Investire un totale di 15 miliardi di euro nelle
\n
reti nel periodo 2023-2025, di cui l\u201911% per
\n
aumentare la digitalizzazione e il 47% per
\n
migliorare la resilienza e la qualit\u00e0 delle reti,
\n
contribuendo in tal modo a ridurre le perdite di
\n
rete e le relative emissioni di gas serra. Sostituire
\n
i componenti esistenti dell\u2019infrastruttura della
\n
rete di distribuzione con soluzioni SF
\n
6
\n
-free.
\n
\u2022 Elettrificare la flotta e gli edifici entro il 2030.
\n
\u2022 Implementare un approccio circolare di
\n
approvvigionamento e incrementare il numero
\n
dei contratti che includono la misurazione
\n
dell\u2019impronta carbonica dei prodotti e servizi
\n
acquistati da Enel incentivando la riduzione della
\n
stessa in un percorso di decarbonizzazione
\n
condiviso con i nostri fornitori. Rafforzare il
\n
dialogo con i produttori di materie prime e con
\n
le altre utility per definire strategie comuni di
\n
decarbonizzazione efficaci e a lungo termine.
\n
\u2022 Uscire gradualmente dalla generazione a
\n
carbone entro il 2027, mitigando tutte le
\n
emissioni GHG legate alla fornitura di carbone.
\n
Lungo
\n
termine
\n
(2040)
\n
<2,5 MtCO
\n
2eq
\n

\n
(-90% rispetto
\n
all\u2019anno base
\n
2017)
\n

\n
Emissioni net
\n
zero
\n
1,5 \u00baC
\n
(certificato
\n
SBTi)
\n
\u2022 Promuovere la digitalizzazione della
\n
rete e sostituire i componenti esistenti
\n
dell\u2019infrastruttura della rete di distribuzione con
\n
soluzioni SF
\n
6
\n
-free.
\n
\u2022 Implementare un approccio circolare di
\n
approvvigionamento e incrementare il numero
\n
dei contratti che includono la misurazione
\n
dell\u2019impronta carbonica dei prodotti e servizi
\n
acquistati da Enel incentivando la riduzione della
\n
stessa in un percorso di decarbonizzazione
\n
condiviso con i nostri fornitori. Rafforzare il
\n
dialogo con i produttori di materie prime e con
\n
le altre utility per definire strategie comuni di
\n
decarbonizzazione efficaci e a lungo termine.
\n
\u2022 Azzerare le emissioni legate alle attivit\u00e0 di
\n
estrazione di gas, essendo uscito il Gruppo
\n
completamente dalle attivit\u00e0 sia di generazione
\n
di elettricit\u00e0 da gas sia di vendita di gas ai clienti
\n
finali.
\n
(1) Percentuali basate sulle emissioni totali di GHG nel 2022.
\n
(2) Sono state escluse le emissioni GHG Scope 1 marginali non direttamente correlate al processo di combustione dei combustibili fossili per la produzione di
\n
energia elettrica nelle centrali termoelettriche, che rappresentano l'1,4% delle emissioni totali Scope 1 nel 2022. In ogni caso, le emissioni di GHG coperte
\n
da tutti i target sopracitati rappresentano complessivamente il 98,7% delle emissioni totali Scope 1 e 2 nel 2022, e pertanto superiore alla soglia del 95%
\n
richiesta dalla Science Based Target initiative (SBTi).
\n
(3) Il target soddisfa il percorso di 1,5 \u00b0C stabilito dalla SBTi per il settore dei servizi elettrici (approccio di decarbonizzazione settoriale, SDA), anche se non ha
\n
potuto essere validato ufficialmente perch\u00e9 la SBTi non certifica target con tempistiche inferiori a cinque anni dalla data di presentazione.
\n
(4) Il target non ha potuto essere validato ufficialmente perch\u00e9 la SBTi non certifica target con tempistiche inferiori a cinque anni dalla data di presentazione.
\n
Inoltre, la SBTi non ha definito un approccio di decarbonizzazione settoriale per queste tipologie di emissioni, per cui il livello di ambizione non pu\u00f2 essere
\n
verificato.
\n
(5) Sono stati definiti due diversi limiti percentuali al target per le emissioni GHG Scope 3 della catena di fornitura, come consentito dalla metodologia SBTi, che
\n
richiede di coprire almeno il 67% delle emissioni Scope 3 per il target 2030, mentre almeno il 90% per il target 2040.
\n

\n\n

\n\n

\n\n

\n\n

\n\n
Per quanto concerne le assunzioni sugli andamenti dei prez-
\n
zi delle commodity si conferma l\u2019utilizzo di scenari \u201cParis re-
\n
ference\u201d.
\n
In particolare, si considera al 2030 una crescita sostenuta del
\n
prezzo della CO
\n
2
\n
, causata dalla progressiva riduzione dell\u2019of-
\n
ferta di permessi a fronte di una crescente domanda, e una
\n
stabilizzazione dei prezzi del carbone dovuta alla domanda
\n
in decrescita. Per quanto riguarda il gas, si ritiene che le ten-
\n
sioni sul prezzo si allenteranno nei prossimi anni alla luce di
\n
un riallineamento tra domanda e offerta a livello globale. Infi-
\n
ne, si prevede una progressiva stabilizzazione del prezzo del
\n
petrolio, di cui stimiamo il picco di domanda intorno al 2030.
\n
Si evidenzia inoltre che il Gruppo ha tenuto conto, attraverso
\n
analisi di sensitivit\u00e0, anche degli impatti derivanti dal cambia-
\n
mento climatico nel lungo periodo; in particolare:
\n
\u2022 considerando un tasso di crescita di lungo termine alline-
\n
ato alla variazione della domanda elettrica 2026-2050 in
\n
base alle specificit\u00e0 dei business interessati, tenendo in
\n
considerazione assunzioni relative all\u2019aumento della tem-
\n
peratura dovuto al cambiamento climatico e ai trend legati
\n
alla transizione energetica;
\n
\u2022 considerando variazioni della producibilit\u00e0 idroelettrica,
\n
eolica e fotovoltaica dei nostri asset in portafoglio, asso-
\n
ciate a ogni proiezione delle variabili climatiche e mete-
\n
orologiche sottostanti (per es., temperatura, irradianza,
\n
velocit\u00e0 del vento e precipitazioni);
\n
\u2022 il sostenimento dei costi accantonati per la dismissione
\n
degli impianti di generazione di elettricit\u00e0 da fonti fossi-
\n
li coerentemente con l\u2019obiettivo di zero emissioni dirette
\n
(Scope 1) e indirette da attivit\u00e0 retail (Scope 3).
\n
Al fine di verificare la robustezza del valore d\u2019uso delle CGU,
\n
sono state condotte analisi di sensitivit\u00e0 sui principali driver
\n
di valore, in particolare WACC, tasso di crescita di lungo pe-
\n
riodo.
\n
Anche in tali circostanze sono stati rilevati risultati coerenti
\n
con le evidenze descritte in precedenza, riscontrando su
\n
tutte le CGU analizzate un\u2019eccedenza positiva del valore
\n
d\u2019uso rispetto al valore contabile, che garantisce la totale
\n
recuperabilit\u00e0 dei valori contabili delle stesse nel Bilancio
\n
consolidato del Gruppo Enel al 31 dicembre 2022.
\n

\n\n

\n\n

\n\n

\n\n

\n\n
Di seguito viene riportata la composizione del saldo dei
\n
principali avviamenti per societ\u00e0 cui la CGU appartiene, i
\n
tassi di sconto adottati e l\u2019orizzonte temporale nel quale i
\n
flussi previsti vengono attualizzati.
\n
Milioni di euro Importo
\n
Tasso di
\n
crescita
\n
(1)
\n
Tasso di
\n
sconto
\n
WAC C
\n
pre-tax
\n
(2)
\n
Periodo
\n
esplicito
\n
flussi di
\n
cassa
\n
Terminal
\n
value
\n
(3)
\n
Importo
\n
Tasso di
\n
crescita
\n
(1)
\n
Tasso di
\n
sconto
\n
WAC C
\n
pre-tax
\n
(2)
\n
Periodo
\n
esplicito
\n
flussi di
\n
cassa
\n
Terminal
\n
value
\n
(3)
\n
al 31.12.2022 al 31.12.2021
\n
Iberia Penisola 8.785 2,47% 6,10% 3 anni
\n
Perpetuit\u00e0/25
\n
anni EGP/13
\n
anni G&T
\n
8.785 1,64% 3,93% 3 anni
\n
Perpetuit\u00e0/25
\n
anni EGP/14
\n
anni G&T
\n
Cile 1.148 2,00% 8,45% 3 anni
\n
Perpetuit\u00e0/26
\n
anni EGP/5
\n
anni G&T
\n
1.209 2,02% 6,58% 3 anni
\n
Perpetuit\u00e0/25
\n
anni EGP/6
\n
anni G&T
\n
Argentina 21 45,70% 71,78% 3 anni Perpetuit\u00e0 22 24,11% 46,75% 3 anni
\n
Perpetuit\u00e0/8
\n
anni G&T
\n
Per\u00f9 571 2,25% 8,75% 3 anni
\n
Perpetuit\u00e0/25
\n
anni EGP/8
\n
anni G&T
\n
566 2,31% 6,64% 3 anni
\n
Perpetuit\u00e0/23
\n
anni EGP/9
\n
anni G&T
\n
Colombia 518 3,20% 11,79% 3 anni
\n
Perpetuit\u00e0/26
\n
anni EGP/15
\n
anni G&T
\n
527 3,11% 8,82% 3 anni
\n
Perpetuit\u00e0/28
\n
anni EGP/16
\n
anni G&T
\n
Brasile 1.313 3,58% 11,22% 3 anni
\n
Perpetuit\u00e0/25
\n
anni EGP
\n
1.303 3,30% 9,09% 3 anni
\n
Perpetuit\u00e0/26
\n
anni EGP/7
\n
anni G&T
\n
Centro America 26 2,02% 9,66% 3 anni 18 anni 25 2,03% 7,85% 3 anni 19 anni
\n
Nord America
\n
Enel Green Power
\n
70 2,02% 6,48% 3 anni 25 anni 70 2,03% 5,01% 3 anni 26 anni
\n
Nord America Enel X 142 2,02% 9,71% 3 anni Perpetuit\u00e0 199 2,03% 7,62% 3 anni Perpetuit\u00e0
\n
Nord America Enel X Way 70 2,02% 11,53% 3 anni Perpetuit\u00e0 n.a. n.a. n.a. n.a. n.a.
\n
Asia Pacifico Enel X 84 2,02% 10,39% 3 anni Perpetuit\u00e0 84 2,03% 8,81% 3 anni Perpetuit\u00e0
\n
Resto d\u2019Europa Enel X 43 1,62% 8,82% 3 anni Perpetuit\u00e0 43 1,70% 8,24% 3 anni Perpetuit\u00e0
\n
Italia Enel Green Power 21 1,62% 6,39% 3 anni
\n
Perpetuit\u00e0/24
\n
anni
\n
21 1,52% 4,94% 3 anni
\n
Perpetuit\u00e0/23
\n
anni
\n
Italia Mercato 581 2,38% 10,88% 3 anni 15 anni 580 1,48% 9,14% 3 anni 15 anni
\n
Italia Enel Produzione 349 1,64% 7,70% 3 anni
\n
Perpetuit\u00e0/15
\n
anni
\n
n.a. n.a. n.a. n.a. n.a.
\n
Romania n.a. n.a. n.a. n.a. n.a. 387 2,06% 7,56% 3 anni
\n
Perpetuit\u00e0/25
\n
anni
\n
CGU senza avviamento
\n
iscritto ma oggetto di test di
\n
impairment in presenza di
\n
appositi indicatori previsti da
\n
IAS 36
\n
Iberia TNP (Territori Non
\n
Peninsulari)
\n
n.a. n.a. n.a. n.a. n.a. - - 3,42% 5 anni 5 anni
\n
Australia n.a. n.a. n.a. n.a. n.a. - 0,91% 5,50% 3 anni 25 anni
\n
Messico n.a. n.a. n.a. n.a. n.a. - 3,36% 8,77% 3 anni 24 anni
\n
(1) Tasso di crescita perpetua del flusso di cassa dopo il periodo esplicito.
\n
(2) Il WACC pre-tax calcolato con il metodo iterativo: il tasso di sconto che permette che il valore d\u2019uso calcolato con i flussi pre-tax sia equivalente a quello
\n
calcolato con flussi post-tax scontati al WACC post-tax.
\n
(3) Il valore del terminal value \u00e8 stato stimato attraverso una rendita perpetua o una rendita attesa annua a rendimento crescente per gli anni indicati in colonna
\n
(G&T = Generation and Trading, EGP = Enel Green Power, LH = Large Hydro).
\n

\n\n

\n\n

\n\n

\n\n
25. Attivit\u00e0 per imposte anticipate e Passivit\u00e0 per imposte differite -
\n
Euro 10.925 milioni ed euro 9.542 milioni
\n
Di seguito vengono dettagliati i movimenti delle \u201cAttivi-
\n
t\u00e0 per imposte anticipate\u201d e delle \u201cPassivit\u00e0 per imposte
\n
differite\u201d per tipologia di differenze temporali, determinati
\n
sulla base delle aliquote fiscali previste dai provvedimen-
\n
ti in vigore, nonch\u00e9 l\u2019ammontare delle attivit\u00e0 per imposte
\n
anticipate compensabili, ove consentito, con le passivit\u00e0
\n
per imposte differite.
\n
Milioni di euro
\n
Incr./
\n
(Decr.) con
\n
imputazione
\n
a Conto
\n
economico
\n
Incr./
\n
(Decr.) con
\n
imputazione
\n
a patrimonio
\n
netto
\n
Variazioni
\n
perimetro di
\n
consolidamento
\n
Differenze
\n
cambio
\n
Altri
\n
movimenti
\n
Riclassifica
\n
\u201cAttivit\u00e0
\n
possedute
\n
per
\n
la vendita\u201d
\n
al 31.12.2021
\n
al 31.12.2022
\n
Attivit\u00e0 per imposte
\n
anticipate:
\n
- differenze di valore su
\n
immobilizzazioni
\n
materiali e immateriali
\n
2.469 (90) 1 5 12 (10) (74) 2.313
\n
- accantonamenti
\n
per rischi e oneri
\n
e impairment con
\n
deducibilit\u00e0 fiscale
\n
differita
\n
2.035 13 - 10 45 (19) (128) 1.956
\n
- perdite fiscalmente
\n
riportabili
\n
785 158 - - 46 3 (206) 786
\n
- valutazione strumenti
\n
finanziari
\n
2.248 91 522 4 2 67 (20) 2.914
\n
- benef\u00edci al personale 871 (70) (78) - 45 40 (10) 798
\n
- altre partite 2.626 (464) 6 1 (7) 136 (140) 2.158
\n
Totale 11.034 (362) 451 20 143 217 (578) 10.925
\n
Passivit\u00e0 per imposte
\n
differite:
\n
- differenze su
\n
immobilizzazioni e
\n
attivit\u00e0 finanziarie
\n
5.538 148 2 110 (97) 273 (255) 5.719
\n
- valutazione strumenti
\n
finanziari
\n
1.527 28 (159) - 2 110 (2) 1.506
\n
- altre partite 2.194 188 6 (3) 38 78 (184) 2.317
\n
Totale 9.259 364 (151) 107 (57) 461 (441) 9.542
\n
Attivit\u00e0 per imposte
\n
anticipate non
\n
compensabili
\n
6.194
\n
Passivit\u00e0 per
\n
imposte differite non
\n
compensabili
\n
4.612
\n
Passivit\u00e0 per imposte
\n
differite nette
\n
compensabili
\n
199
\n
Le \u201cAttivit\u00e0 per imposte anticipate\u201d iscritte in bilancio al 31
\n
dicembre 2022, in quanto sussiste la ragionevole certezza
\n
della loro recuperabilit\u00e0, sono pari a 10.925 milioni di euro
\n
(11.034 milioni di euro al 31 dicembre 2021).
\n
Le imposte anticipate nel corso dell\u2019anno si decrementano
\n
di 109 milioni di euro, sostanzialmente per effetto:
\n
\u2022 del riversamento di imposte anticipate da parte di Enel
\n
Iberia, la capogruppo del consolidato fiscale in Spagna;
\n
\u2022 dei riversamenti delle imposte anticipate sulle differenze
\n
di valore delle immobilizzazioni principalmente in Italia e
\n
America Latina;
\n
\u2022 della riclassifica delle attivit\u00e0 per imposte anticipate rela-
\n
tive alle societ\u00e0 classificate come disponibili per la ven-
\n
dita e discontinued operation nel corso dell\u2019esercizio.
\n
Tali effetti sono stati parzialmente compensati dall\u2019impatto
\n
della fiscalit\u00e0 anticipata legata all\u2019andamento del fair value
\n

\n\n

\n\n

\n

\n

\n\n
dei derivati di cash flow hedge, dall\u2019impatto delle differenze
\n
cambio in America Latina e dalla fiscalit\u00e0 anticipata rilevata
\n
per la riorganizzazione societaria della nuova Linea di Busi-
\n
ness e-Mobility in Nord America e Spagna.
\n
Si fa presente che non sono state accertate imposte anti-
\n
cipate su perdite fiscali pregresse e del periodo (1.129 mi-
\n
lioni di euro) complessivamente pari a 352 milioni di euro,
\n
in quanto sulla base delle attuali stime sui futuri imponibili
\n
fiscali non si ritiene probabile la loro recuperabilit\u00e0.
\n
Le \u201cPassivit\u00e0 per imposte differite\u201d, pari a 9.542 milioni di
\n
euro al 31 dicembre 2022 (9.259 milioni di euro al 31 di-
\n
cembre 2021) accolgono essenzialmente la determina-
\n
zione degli effetti fiscali sugli adeguamenti di valore delle
\n
attivit\u00e0 acquisite in sede di allocazione definitiva del costo
\n
delle acquisizioni effettuate nei vari esercizi e la fiscalit\u00e0
\n
differita sulle differenze tra gli ammortamenti calcolati in
\n
base alle aliquote fiscali, inclusi gli ammortamenti anticipa-
\n
ti, e quelli determinati in base alla vita utile dei beni.
\n
Le imposte differite aumentano complessivamente di 283
\n
milioni di euro, in particolare per effetto:
\n
\u2022 dell\u2019impatto delle riforme fiscali e dell\u2019iperinflazione in
\n
Argentina;
\n
\u2022 dell\u2019effetto fiscale calcolato sull\u2019allocazione del disavanzo
\n
di fusione per incorporazione della societ\u00e0 Enel Hydro
\n
Appennino Centrale Srl.
\n
Tali effetti sono stati parzialmente compensati dall\u2019impatto
\n
della fiscalit\u00e0 anticipata legata all\u2019andamento del fair value
\n
dei derivati di cash flow hedge, dall\u2019impatto delle differenze
\n
cambio in America Latina e dalla riclassifica delle passivit\u00e0
\n
per imposte differite relative alle societ\u00e0 classificate come
\n
disponibili per la vendita e discontinued operation nel cor-
\n
so dell\u2019esercizio.
\n

\n\n\n

\n\n

\n\n
26. Partecipazioni valutate con il metodo del patrimonio netto -
\n
Euro 1.281 milioni
\n
Nella seguente tabella \u00e8 esposta la movimentazione delle
\n
principali partecipazioni in imprese a controllo congiunto e
\n
collegate valutate con il metodo del patrimonio netto.
\n
Milioni di euro Quota %
\n
Impatto
\n
a Conto
\n
economico
\n
Variazioni
\n
perimetro Dividendi
\n
Riclassifica
\n
da/ad \u201cAttivit\u00e0
\n
classificate
\n
come
\n
possedute per
\n
la vendita\u201d
\n
Altri
\n
movimenti Quota %
\n
al 31.12.2021 al 31.12.2022
\n
Societ\u00e0 a controllo
\n
congiunto
\n
Gridspertise Srl - - - 299 - - - 299 50,0%
\n
Mooney Group SpA - - (17) 305 - - (69) 219 50,0%
\n
Slovak Power Holding - 50,0% (65) - - - 155 90 50,0%
\n
Zacapa Topco S\u00e0rl 114 20,6% 1 (114) - - (1) - -
\n
Societ\u00e0 progetto
\n
Matimba
\n
- - (3) 108 - - 3 108 50,0%
\n
Societ\u00e0 progetto Kino 21 20,0% (18) - - - 13 16 20,0%
\n
Tejo Energia Produ\u00e7\u00e3o e
\n
Distribui\u00e7\u00e3o de Energia
\n
El\u00e9ctrica
\n
12 43,8% - - (7) - - 5 43,8%
\n
Ewiva Srl 22 50,0% (2) - - - - 20 50,0%
\n
Drift Sand Wind Project 40 50,0% 2 - - - 3 45 50,0%
\n
Front Mar\u00edtim del Bes\u00f2s 33 61,4% (2) - - - - 31 61,4%
\n
Rusenergosbyt 51 49,5% 64 - (11) - (13) 91 49,5%
\n
Energie Electrique de
\n
Tahaddart
\n
18 32,0% 2 - (2) - (7) 11 32,0%
\n
PowerCrop - 50,0% 16 - - - (2) 14 50,0%
\n
Totale societ\u00e0 a
\n
controllo congiunto
\n
311 (22) 598 (20) - 82 949
\n

\n\n

\n\n

\n\n

\n\n

\n\n

\n\n

\n\n
Milioni di euro Quota %
\n
Impatto
\n
a Conto
\n
economico
\n
Variazioni
\n
perimetro Dividendi
\n
Riclassifica
\n
da/ad \u201cAttivit\u00e0
\n
classificate
\n
come
\n
possedute per
\n
la vendita\u201d
\n
Altri
\n
movimenti Quota %
\n
al 31.12.2021 al 31.12.2022
\n
Societ\u00e0 collegate
\n
CESI 59 42,7% (3) - - - 2 58 42,7%
\n
Elecgas SA 15 50,0% 7 - (15) - 23 30 50,0%
\n
GNL Chile SA 6 33,3% 7 - - - 1 14 33,3%
\n
Energ\u00edas Especiales del
\n
Bierzo
\n
4 50,0% 3 - (2) - 7 12 50,0%
\n
Tecnatom 27 45,0% - - - (27) - - -
\n
Gorona del Viento El
\n
Hierro SA
\n
13 23,2% 1 - (1) - - 13 23,2%
\n
Suministradora El\u00e9ctrica
\n
de C\u00e1diz
\n
10 33,5% 4 - (5) - - 9 33,5%
\n
Compa\u00f1\u00eda E\u00f3lica Tierras
\n
Altas
\n
8 37,5% 3 - (3) - (1) 7 37, 5 %
\n
Cogenio Srl 12 20,0% (1) - (4) - 2 9 20,0%
\n
Avikiran Surya India - - - 28 - - (1) 27 51,0%
\n
Sociedad de Inversiones
\n
K Cuatro SpA
\n
- - - (30) - - 30 - -
\n
Enel X AMPCI Ebus Chile
\n
SpA
\n
4 20,0% - (5) - - 1 - -
\n
EGPNA Renewable
\n
Energy Partners
\n
121 20,0% 5 (59) - - 10 77 10,0%
\n
Rocky Caney Holding 50 20,0% 5 (30) - - (3) 22 10,0%
\n
Altre minori 64 (5) (12) (7) - 14 54
\n
Totale societ\u00e0 collegate 393 26 (108) (37) (27) 85 332
\n
TOTALE 704 4 490 (57) (27) 167 1.281
\n
L\u2019incremento del valore delle partecipazioni valutate con
\n
il metodo del patrimonio netto, nel 2022, \u00e8 riconducibile
\n
prevalentemente:
\n
\u2022 agli effetti positivi delle variazioni di perimetro registrate
\n
prevalentemente per:
\n
- l\u2019acquisizione della partecipazione in Mooney; in par-
\n
ticolare con il perfezionamento di tale operazione
\n
da parte di Enel X S.r.l e Banca 5 entrambe le societ\u00e0
\n
hanno acquisito il 50% della partecipazione in Mooney
\n
realizzando cos\u00ec un controllo congiunto sulla stessa.
\n
Successivamente, tutte le attivit\u00e0 relative ai servi-
\n
zi finanziari di Enel X in Italia, commercializzate con
\n
il marchio Enel X Pay, sono state vendute a Mooney,
\n
creando cos\u00ec una joint fintech europea;
\n
- la rilevazione della partecipazione Gridspertise Srl in
\n
seguito alla cessione del 50% di tale societ\u00e0, prece-
\n
dentemente interamente detenuta, al fondo di priva-
\n
te equity internazionale CVC Capital Partners Fund VIII
\n
(CVC);
\n
- la rilevazione della partecipazione nella joint venture
\n
che detiene le societ\u00e0 del progetto Matimba prece-
\n
dentemente controllate dal Gruppo Enel;
\n
- la rilevazione della partecipazione della societ\u00e0 india-
\n
na Avikiran Surya India Private Limited precedente-
\n
mente controllata;
\n
- la riclassifica della partecipazione in Zacapa Topco
\n
per 114 milioni di euro nella voce \u201cPartecipazioni in al-
\n
tre imprese\u201d, a seguito della cessione da parte di Enel
\n
X International dell\u20191,1% della quota di partecipazio-
\n
ne in Ufinet. Quindi, a valle di tale operazione Enel X
\n
International detiene una partecipazione indiretta del
\n
19,5% nel capitale di Ufinet;
\n
- la vendita da parte di Enel X Chile SpA dell\u2019intera par-
\n
tecipazione detenuta nelle societ\u00e0 collegate Socie-
\n
dad de Inversiones K Cuatro SpA ed Enel X AMPCI
\n
Ebus Chile SpA;
\n
- la cessione del 50% delle quote di partecipazione
\n
detenute in EGPNA Renewable Energy Partners e in
\n
Rocky Caney Holding (che a seguito dell\u2019operazione
\n
passano dal 20% al 10%);
\n
\u2022 ai risultati di pertinenza del Gruppo delle societ\u00e0 valutate
\n
con il metodo del patrimonio netto (per 4 milioni di euro),
\n
il cui maggior contributo \u00e8 riconducibile a Rusenergo-
\n
sbyt, alle societ\u00e0 PowerCrop e alle societ\u00e0 spagnole;
\n
\u2022 alle movimentazioni delle riserve OCI, riferite prevalente-
\n
mente a Slovak Power Holding, a seguito dell\u2019andamento
\n
positivo del fair value dei derivati di cash flow hedge, e
\n
alle societ\u00e0 spagnole.
\n
Tali effetti positivi sono stati principalmente compensati:
\n
\u2022 dai dividendi distribuiti nel periodo (per 57 milioni di
\n
euro), principalmente da Rusenergosbyt e da alcune so-
\n
ciet\u00e0 spagnole;
\n

\n\n

\n\n

\n\n

\n\n

\n\n

\n\n

\n\n
\u2022 dalla riclassifica della partecipazione nella societ\u00e0 spa-
\n
gnola Tecnatom (per 27 milioni di euro) tra le \u201cAttivit\u00e0
\n
classificate come possedute per la vendita\u201d.
\n
Le seguenti tabelle illustrano le informazioni finanziarie
\n
delle principali societ\u00e0 a controllo congiunto e collegate
\n
per il Gruppo, non classificate come possedute per la ven-
\n
dita secondo quanto previsto dall\u2019IFRS 5.
\n
Milioni di euro Attivit\u00e0 non correnti Attivit\u00e0 correnti Totale attivo Passivit\u00e0 non correnti Passivit\u00e0 correnti Totale passivo Patrimonio netto
\n
al 31.12.2022 al 31.12.2021 al 31.12.2022 al 31.12.2021 al 31.12.2022 al 31.12.2021 al 31.12.2022 al 31.12.2021 al 31.12.2022 al 31.12.2021 al 31.12.2022 al 31.12.2021 al 31.12.2022 al 31.12.2021
\n
Societ\u00e0 a controllo
\n
congiunto
\n

\n
Slovak Power Holding 12.376 12.194 1.444 1.854 13.820 14.048 4.950 6.762 6.620 5.369 11.570 12.131 2.250 1.917
\n
Gridspertise Srl 94 - 192 - 286 - 9 - 198 - 207 - 79 -
\n
Rusenergosbyt 3 3 285 141 288 144 - - 165 120 165 120 123 24
\n
Societ\u00e0 progetto
\n
Matimba
\n
114 - - - 114 - - - - - - - 114 -
\n
Mooney Group SpA 880 - 449 - 1.329 - 1.086 - 575 - 1.661 - (332) -
\n
Ewiva Srl 40 44 - - 40 44 - - - - - - 40 44
\n
Societ\u00e0 collegate
\n
CESI 191 198 25 28 216 226 24 25 90 - 114 25 102 201
\n
Elecgas SA 332 370 222 188 554 558 327 408 167 120 494 528 60 30
\n
Milioni di euro Totale ricavi Risultato prima delle imposte
\n
Risultato netto
\n
delle continuing operation
\n
2022 2021 2022 2021 2022 2021
\n
Societ\u00e0 a controllo
\n
congiunto
\n

\n
Slovak Power Holding 5.184 3.417 (320) 190 (223) 137
\n
Gridspertise Srl 334 - 12 - 8 -
\n
Rusenergosbyt 2.919 2.288 170 112 137 90
\n
Societ\u00e0 progetto
\n
Matimba
\n
34 - (22) - (15) -
\n
Mooney Group SpA 224 - (33) - (33) -
\n
Ewiva Srl - - (4) - (4) -
\n
Societ\u00e0 collegate
\n
CESI 155 140 (4) (7) (1) (8)
\n
Elecgas SA 26 25 20 15 14 11
\n

\n\n

\n\n

\n\n

\n\n

\n\n

\n\n

\n\n
Milioni di euro Attivit\u00e0 non correnti Attivit\u00e0 correnti Totale attivo Passivit\u00e0 non correnti Passivit\u00e0 correnti Totale passivo Patrimonio netto
\n
al 31.12.2022 al 31.12.2021 al 31.12.2022 al 31.12.2021 al 31.12.2022 al 31.12.2021 al 31.12.2022 al 31.12.2021 al 31.12.2022 al 31.12.2021 al 31.12.2022 al 31.12.2021 al 31.12.2022 al 31.12.2021
\n
Societ\u00e0 a controllo
\n
congiunto
\n

\n
Slovak Power Holding 12.376 12.194 1.444 1.854 13.820 14.048 4.950 6.762 6.620 5.369 11.570 12.131 2.250 1.917
\n
Gridspertise Srl 94 - 192 - 286 - 9 - 198 - 207 - 79 -
\n
Rusenergosbyt 3 3 285 141 288 144 - - 165 120 165 120 123 24
\n
Societ\u00e0 progetto
\n
Matimba
\n
114 - - - 114 - - - - - - - 114 -
\n
Mooney Group SpA 880 - 449 - 1.329 - 1.086 - 575 - 1.661 - (332) -
\n
Ewiva Srl 40 44 - - 40 44 - - - - - - 40 44
\n
Societ\u00e0 collegate
\n
CESI 191 198 25 28 216 226 24 25 90 - 114 25 102 201
\n
Elecgas SA 332 370 222 188 554 558 327 408 167 120 494 528 60 30
\n

\n\n

\n\n

\n\n

\n\n

\n

\n\n
27. Derivati
\n
Milioni di euro Non corrente Corrente
\n
al 31.12.2022 al 31.12.2021 al 31.12.2022 al 31.12.2021
\n
Contratti derivati attivi 3.970 2.772 14.830 22.791
\n
Contratti derivati passivi 5.895 3.339 16.141 24.607
\n
Con riferimento ai contratti derivati classificati tra le attivit\u00e0
\n
finanziarie non correnti, si rimanda a quanto commentato
\n
nella nota 51 rispettivamente per i derivati di copertura e i
\n
derivati di trading.
\n

\n\n\n

\n

\n
28. Attivit\u00e0/(Passivit\u00e0) non correnti/correnti derivanti da contratti con i clienti
\n\n
Milioni di euro Non corrente Corrente
\n
al 31.12.2022 al 31.12.2021 al 31.12.2022 al 31.12.2021
\n
Attivit\u00e0 derivanti da contratti con i clienti 508 530 106 121
\n
Passivit\u00e0 derivanti da contratti con i clienti 5.747 6.214 1.775 1.433
\n

\n\n\n
Le attivit\u00e0 non correnti derivanti da contratti con i clienti si
\n
riferiscono principalmente alle attivit\u00e0 in fase di realizza-
\n
zione derivanti da accordi per servizi pubblici in conces-
\n
sione \u201cpublic-to-private\u201d rilevati secondo quanto previsto
\n
dall\u2019IFRIC 12, con scadenza oltre i 12 mesi (492 milioni di
\n
euro). Tale casistica ricorre nei casi in cui il concessiona-
\n
rio non abbia ancora maturato pienamente il diritto a farsi
\n
riconoscere tali attivit\u00e0 dal concedente in quanto contrat-
\n
tualmente sussiste tuttavia un\u2019obbligazione di fare perch\u00e9 il
\n
bene venga completato e possa essere remunerato attra-
\n
verso la tariffa. Si precisa che il valore al 31 dicembre 2022
\n
comprende investimenti del periodo per un ammontare
\n
pari a 1.174 milioni di euro.
\n

\n\n
Le attivit\u00e0 correnti derivanti da contratti con i clienti accol-
\n
gono principalmente le attivit\u00e0 per lavori e servizi in corso
\n
su ordinazione (80 milioni di euro) relative a commesse per
\n
lavori ancora da fatturare il cui corrispettivo \u00e8 subordinato
\n
all\u2019adempimento di una prestazione contrattuale.
\n
Il valore al 31 dicembre 2022 delle passivit\u00e0 non corren-
\n
ti derivanti da contratti con i clienti \u00e8 da attribuire princi-
\n
palmente alla distribuzione in Italia (3.127 milioni di euro) e
\n
Spagna (2.620 milioni di euro) con riferimento alle modalit\u00e0
\n
di rilevazione contabile dei ricavi legati agli allacci di nuo-
\n
vi utenti che vengono riscontati lungo la durata media dei
\n
contratti.
\n
Le passivit\u00e0 correnti derivanti da contratti con i clienti ac-
\n
colgono le passivit\u00e0 relative ai ricavi da servizi di connes-
\n
sione alla rete elettrica con scadenza entro i 12 mesi per
\n
1.234 milioni di euro rilevate principalmente in Italia e Spa-
\n
gna, nonch\u00e9 le passivit\u00e0 per lavori in corso su ordinazione
\n
(509 milioni di euro).
\n
Come richiesto dall\u2019IFRS 15 si riporta di seguito il riversa-
\n
mento a Conto economico per classe temporale delle pas-
\n
sivit\u00e0 derivanti da contratti con i clienti.
\n
Milioni di euro
\n
al 31.12.2022 al 31.12.2021
\n
Entro 1 anno 1.775 1.433
\n
Entro 2 anni 516 498
\n
Entro 3 anni 517 480
\n
Entro 4 anni 516 479
\n
Entro 5 anni 515 477
\n
Oltre 5 anni 3.683 4.280
\n
Totale 7. 522 7. 6 4 7
\n

\n\n

\n\n

\n

\n

\n

\n\n

\n

\n

\n
29. Altre attivit\u00e0 finanziarie non correnti - Euro 8.359 milioni
\n\n
Milioni di euro
\n
al 31.12.2022 al 31.12.2021 2022-2021
\n
Partecipazioni in altre imprese valutate al fair value 366 72 294 -
\n
Crediti e titoli inclusi nell\u2019indebitamento finanziario netto (vedi nota 29.1) 4.213 2.692 1.521 56,5%
\n
Accordi per servizi in concessione 3.732 2.890 842 29,1%
\n
Risconti attivi finanziari non correnti 48 50 (2) -4,0%
\n
Totale 8.359 5.704 2.655 46,5%
\n

\n\n
\n
\n

\n\n
Le \u201cAltre attivit\u00e0 finanziarie non correnti\u201d si incrementano
\n
di 2.655 milioni di euro principalmente per:
\n
\u2022 l\u2019incremento dei crediti inclusi nell\u2019indebitamento finan-
\n
ziario netto, come dettagliato nella nota 29.1;
\n
\u2022 l\u2019aumento delle attivit\u00e0 finanziarie relative agli accordi
\n
per servizi in concessione, soprattutto in Brasile;
\n
\u2022 la rilevazione della partecipazione in Zacapa Topco, a
\n
seguito della cessione da parte di Enel X International
\n
dell\u20191,1% della quota di partecipazione in Ufinet che ha
\n
determinato la perdita del controllo congiunto su Zaca-
\n
pa Topco.
\n

\n

\n\n
\n
\n\n
Di seguito il dettaglio della voce \u201cPartecipazioni in altre im-
\n
prese valutate al fair value\u201d:
\n

\n\n\n
Milioni di euro
\n
al 31.12.2022 Quota % al 31.12.2021 Quota % 2022-2021
\n
Empresa Propietaria de la Red SA 7 11,1% 5 11,1% 2
\n
European Energy Exchange AG 22 2,4% 13 2,4% 9
\n
Athonet Srl 7 16,0% 7 16,0% -
\n
Korea Line Corporation 1 0,3% 1 0,3% -
\n
Hubject GmbH 11 12,5% 10 12,5% 1
\n
Termoel\u00e9ctrica Jos\u00e9 de San Mart\u00edn SA 11 4,2% 11 4,2% -
\n
Termoel\u00e9ctrica Manuel Belgrano SA 9 4,7% 12 4,7% (3)
\n
Zacapa Topco S\u00e0rl 288 19,5% - - 288
\n
Altre 10 13 (3)
\n
Totale 366 72 294
\n

\n\n
29.1 Altre attivit\u00e0 finanziarie non correnti incluse nell\u2019indebitamento finanziario netto - Euro 4.213
\n
milioni
\n
Milioni di euro
\n
al 31.12.2022 al 31.12.2021 2022-2021
\n
Titoli 447 403 44 10,9%
\n
Crediti finanziari diversi 3.766 2.289 1.477 64,5%
\n
Totale 4.213 2.692 1.521 56,5%
\n
I titoli rappresentano gli strumenti finanziari nei quali le
\n
societ\u00e0 assicurative olandesi investono parte della loro li-
\n
quidit\u00e0.
\n
L\u2019incremento dei \u201cCrediti finanziari diversi\u201d \u00e8 riconducibile
\n
principalmente a un incremento dei crediti finanziari per
\n
depositi di liquidit\u00e0.
\n

\n\n

\n\n

\n

\n\n
30. Altre attivit\u00e0 finanziarie correnti - Euro 13.753 milioni
\n
Milioni di euro
\n
al 31.12.2022 al 31.12.2021 2022-2021
\n
Attivit\u00e0 finanziarie correnti incluse nell\u2019indebitamento finanziario netto (vedi
\n
nota 30.1)
\n
13.501 8.467 5.034 59,5%
\n
Altre 252 178 74 41,6%
\n
Totale 13.753 8.645 5.108 59,1%
\n
Le \u201cAltre attivit\u00e0 finanziarie correnti\u201d si incrementano di
\n
5.108 milioni di euro principalmente per l\u2019aumento delle
\n
attivit\u00e0 finanziarie correnti incluse nell\u2019indebitamento fi-
\n
nanziario netto, come dettagliato nella nota 30.1.
\n
30.1 Altre attivit\u00e0 finanziarie correnti incluse nell\u2019indebitamento finanziario netto -
\n
Euro 13.501 milioni
\n
Milioni di euro
\n
al 31.12.2022 al 31.12.2021 2022-2021
\n
Quota corrente dei crediti finanziari a lungo termine 2.838 1.538 1.300 84,5%
\n
Titoli al FVTPL - 1 (1) -
\n
Titoli al FVOCI 78 87 (9) -10,3%
\n
Crediti finanziari e cash collateral 8.319 6.485 1.834 28,3%
\n
Altre 2.266 356 1.910 -
\n
Totale 13.501 8.467 5.034 59,5%
\n
La variazione della voce \u00e8 principalmente riconducibile:
\n
\u2022 all\u2019incremento della quota corrente dei crediti finanziari
\n
a lungo termine (per 1.300 milioni di euro), determinato
\n
essenzialmente dall\u2019incremento del credito finanziario
\n
relativo al deficit del sistema elettrico spagnolo;
\n
\u2022 ai maggiori cash collateral versati alle controparti per l\u2019o-
\n
perativit\u00e0 su contratti derivati (per 1.834 milioni di euro);
\n
\u2022 all\u2019aumento della voce \u201cAltre\u201d, principalmente per l\u2019au-
\n
mento dei crediti finanziari a breve termine in Enel X Italia
\n
per effetto dei crediti fiscali ceduti relativi all\u2019eco-sisma
\n
bonus (per 557 milioni di euro) e per l\u2019aumento dei crediti
\n
finanziari in Brasile (per 1.210 milioni di euro) prevalen-
\n
temente relativi alla cessione di Celg Distribui\u00e7\u00e3o SA -
\n
Celg-D (Enel Goi\u00e1s).
\n

\n\n\n

\n\n

\n
31. Altre attivit\u00e0 non correnti - Euro 2.486 milioni
\n\n
Milioni di euro
\n
al 31.12.2022 al 31.12.2021 2022-2021
\n
Crediti verso operatori istituzionali di mercato 282 242 40 16,5%
\n
Attivit\u00e0 netta programmi del personale 8 - 8 -
\n
Altri crediti 2.196 3.026 (830) -27,4%
\n
Totale 2.486 3.268 (782) -23,9%
\n

\n\n
I \u201cCrediti verso operatori istituzionali di mercato\u201d aumentano
\n
di 40 milioni di euro rispetto al precedente esercizio, princi-
\n
palmente in Spagna relativamente all\u2019attivit\u00e0 di distribuzione.
\n
La voce \u201cAltri crediti\u201d al 31 dicembre 2022 include principal-
\n
mente crediti tributari per 1.674 milioni di euro (2.286 milioni
\n
di euro al 31 dicembre 2021) e depositi cauzionali per 301 mi-
\n
lioni di euro (340 milioni di euro a fine 2021).
\n
La variazione dell\u2019anno risente prevalentemente dei minori
\n
crediti tributari registrati prevalentemente in Brasile, ricon-
\n
ducibili al contenzioso relativo all\u2019applicazione dei tributi PIS/
\n
COFINS nel Paese per 253 milioni di euro e a minori crediti
\n
dovuti alla vendita di alcune societ\u00e0 brasiliane per 976 milioni
\n
di euro, solo parzialmente compensati da un favorevole an-
\n
damento dei cambi per 543 milioni di euro.
\n

\n\n

\n\n

\n\n

\n

\n\n

\n\n

\n

\n
32. Altre attivit\u00e0 correnti - Euro 4.314 milioni
\n\n

\n\n
Milioni di euro
\n
al 31.12.2022 al 31.12.2021 2022-2021
\n
Crediti verso operatori istituzionali di mercato 1.033 2.205 (1.172) -53,2%
\n
Anticipi a fornitori 332 326 6 1,8%
\n
Crediti verso il personale 30 29 1 3,4%
\n
Crediti verso altri 1.056 1.071 (15) -1,4%
\n
Crediti tributari diversi 1.598 1.164 434 37,3%
\n
Ratei e risconti attivi correnti 265 207 58 28,0%
\n
Totale 4.314 5.002 (688) -13,8%
\n

\n\n

\n\n
I \u201cCrediti verso operatori istituzionali di mercato\u201d includono
\n
principalmente i crediti relativi al sistema Italia per 617 mi-
\n
lioni di euro (1.519 milioni di euro al 31 dicembre 2021) e al
\n
sistema Spagna per 388 milioni di euro (667 milioni di euro
\n
al 31 dicembre 2021). La variazione in diminuzione \u00e8 essen-
\n
zialmente riconducibile ai minori crediti, registrati in Italia,
\n
verso la Cassa per i Servizi Energetici e Ambientali (CSEA),
\n
vantati principalmente da e-distribuzione (429 milioni di
\n
euro) e da Servizio Elettrico Nazionale (106 milioni di euro)
\n
e connessi essenzialmente a meccanismi di perequazione.
\n\n
L\u2019aumento dei \u201cCrediti tributari diversi\u201d per 434 milioni di
\n
euro \u00e8 riconducibile principalmente ai maggiori crediti
\n
per imposte indirette e tasse in Italia (216 milioni di euro),
\n
in America Latina (100 milioni di euro) e nella capogruppo
\n
Enel SpA (282 milioni di euro), parzialmente compensato
\n
dalla diminuzione degli stessi registrata in Spagna (115 mi-
\n
lioni di euro) e in Nord America (93 milioni di euro).
\n

\n\n

\n\n

\n\n\n
33. Rimanenze - Euro 4.853 milioni
\n
Milioni di euro
\n
al 31.12.2022 al 31.12.2021 2022-2021
\n
Materie prime, sussidiarie e di consumo:
\n
- combustibili 2.396 1.023 1.373 -
\n
- materiali, apparecchi e altre giacenze 2.155 1.793 362 20,2%
\n
Totale 4.551 2.816 1.735 61,6%
\n
Certificati ambientali:
\n
- CO
\n
2
\n
emissioni inquinanti 152 139 13 9,4%
\n
- certificati verdi - 3 (3) -
\n
- certificati di efficienza energetica 6 16 (10) -62,5%
\n
Totale 158 158--
\n
Immobili destinati alla vendita 47 49 (2) -4,1%
\n
Acconti 97 86 11 12,8%
\n
TOTALE 4.853 3.109 1.744 56,1%
\n
Le rimanenze di materie prime, sussidiarie e di consumo
\n
sono costituite da materiali e apparecchi destinati alle atti-
\n
vit\u00e0 di funzionamento, manutenzione e costruzione di im-
\n
pianti di generazione e reti di distribuzione nonch\u00e9 dalle
\n
giacenze di combustibili destinati a soddisfare le esigenze
\n
delle societ\u00e0 di generazione e l\u2019attivit\u00e0 di trading.
\n
Nel corso dell\u2019esercizio l\u2019incremento complessivo delle ri-
\n
manenze, pari a 1.744 milioni di euro, \u00e8 da ricondurre prin-
\n
cipalmente alle maggiori giacenze di combustibili e mate-
\n
riali, apparecchi e altre giacenze registrate soprattutto in
\n
Italia (1.221 milioni di euro), Spagna (506 milioni di euro) e
\n
America Latina (69 milioni di euro), in particolare con riferi-
\n
mento alle scorte di gas destinato a soddisfare i fabbisogni
\n
degli impianti del Gruppo e ai maggiori stock di materiali
\n
di bassa e media tensione, parzialmente compensato dalla
\n
diminuzione delle giacenze in Russia e Romania (100 mi-
\n
lioni di euro).
\n

\n\n

\n\n

\n

\n\n
34. Crediti commerciali - Euro 16.605 milioni
\n
Milioni di euro
\n
al 31.12.2022 al 31.12.2021 2022-2021
\n
Clienti:
\n
- vendita e trasporto di energia elettrica 10.216 10.111 105 1,0%
\n
- distribuzione e vendita di gas 3.026 2.658 368 13,8%
\n
- altre attivit\u00e0 3.118 3.158 (40) -1,3%
\n
Totale crediti verso clienti 16.360 15.927 433 2,7%
\n
Crediti commerciali verso societ\u00e0 collegate e a controllo congiunto 245 149 96 64,4%
\n
TOTALE 16.605 16.076 529 3,3%
\n
I crediti verso clienti sono iscritti al netto del relativo fondo
\n
svalutazione, che a fine esercizio \u00e8 pari a 3.783 milioni di
\n
euro, a fronte di un saldo di 3.663 milioni di euro registrato
\n
alla fine del periodo precedente.
\n
Nello specifico l\u2019incremento dell\u2019esercizio, complessiva-
\n
mente pari a 529 milioni di euro, \u00e8 rilevato principalmente
\n
in Spagna (530 milioni di euro) e in America Latina (554
\n
milioni di euro), parzialmente compensato dalla diminuzio-
\n
ne registrata in Italia (106 milioni di euro) e in Romania (500
\n
milioni di euro), che, in linea con le disposizioni dell\u2019\u201cIFRS
\n
5 - Attivit\u00e0 non correnti possedute per la vendita e attivi-
\n
t\u00e0 operative cessate\u201d, \u00e8 stata classificata come posseduta
\n
per la vendita.
\n
Le variazioni di periodo sono imputabili ai crediti per la
\n
vendita e il trasporto dell\u2019energia elettrica e del gas rilevati
\n
nel corso dell\u2019esercizio, nonch\u00e9 all\u2019incremento degli accan-
\n
tonamenti al netto dei rilasci del fondo svalutazione, in Ita-
\n
lia e in America Latina.
\n
Per maggiori dettagli sui crediti commerciali si rimanda alla
\n
nota 48 \u201cStrumenti finanziari per categoria\u201d.
\n

\n\n\n
35. Disponibilit\u00e0 liquide e mezzi equivalenti - Euro 11.041 milioni
\n
Le disponibilit\u00e0 liquide, dettagliate nella tabella successiva,
\n
sono incrementate complessivamente per 2.183 milioni di
\n
euro per effetto degli incassi derivanti dalle cessioni effet-
\n
tuate a dicembre 2022 di Enel Transmisi\u00f3n Chile, Gridsper-
\n
tise ed Celg Distribui\u00e7\u00e3o SA - Celg-D (Enel Goi\u00e1s).
\n
Milioni di euro
\n
al 31.12.2022 al 31.12.2021 2022-2021
\n
Depositi bancari e postali 8.968 8.118 850 10,5%
\n
Denaro e valori in cassa 35 8 27 -
\n
Altri investimenti di liquidit\u00e0 2.038 732 1.306 -
\n
Totale 11.041 8.858 2.183 24,6%
\n

\n\n

\n\n

\n\n

\n\n
36. Attivit\u00e0 e passivit\u00e0 incluse in gruppi in dismissione classificate come possedute per la
\n
vendita - Euro 6.149 milioni ed euro 3.360 milioni
\n
La movimentazione delle attivit\u00e0 possedute per la vendita
\n
nell\u2019esercizio 2022 \u00e8 di seguito dettagliata.
\n
Milioni di euro
\n
Riclassifica
\n
da/ad
\n
attivit\u00e0
\n
correnti e
\n
non
\n
Dismissioni
\n
e variaz.
\n
perimetro
\n
di consolid. Impairment Diff. cambi Investimenti
\n
Altri
\n
movimenti
\n
al 31.12.2021
\n
al 31.12.2022
\n
Immobili, impianti e macchinari 899 5.231 (1.848) (1.102) 18 47 59 3.304
\n
Attivit\u00e0 immateriali 144 1.985 (1.136) (797) 23 17 98 334
\n
Avviamento 1 550 (62) (488) (42) - 41 -
\n
Attivit\u00e0 per imposte anticipate 16 578 (408) - - - 25 211
\n
Partecipazioni valutate con il
\n
metodo del patrimonio netto
\n
4 27 (2) (1) - - (1) 27
\n
Attivit\u00e0 derivanti da contratti con
\n
i clienti non correnti
\n
- 227 (233) - (2) 84 (76) -
\n
Altre attivit\u00e0 non correnti 40 750 (639) - - - (26) 125
\n
Attivit\u00e0 finanziarie non correnti - 208 (144) - (12) - 86 138
\n
Crediti finanziari correnti e titoli - 113 (65) - - - (5) 43
\n
Altre attivit\u00e0 finanziarie correnti - 75 - - 8 - (74) 9
\n
Disponibilita liquide e mezzi
\n
equivalenti
\n
44 587 (287) - (4) - 85 425
\n
Rimanenze, crediti commerciali
\n
e altre attivit\u00e0 correnti
\n
94 2.353 (1.054) - (8) - 148 1.533
\n
Totale 1.242 12.684 (5.878) (2.388) (19) 148 360 6.149
\n
Le passivit\u00e0, invece, si movimentano nell\u2019esercizio 2022 nel
\n
seguente modo.
\n
Milioni di euro
\n
Riclassifica da/ad
\n
passivit\u00e0 correnti
\n
e non
\n
Dismissioni e
\n
variaz. perimetro
\n
di consolid. Diff. cambi Altri movimenti
\n
al 31.12.2021
\n
al 31.12.2022
\n
Finanziamenti a lungo termine 782 1.160 (1.259) 33 59 775
\n
Fondi rischi e oneri quota non
\n
corrente
\n
10 272 (242) 1 (8) 33
\n
Passivit\u00e0 per imposte differite 46 441 (207) - (40) 240
\n
TFR e altri benef\u00edci definiti
\n
relativi al personale
\n
-65(42)--23
\n
Passivit\u00e0 finanziarie non correnti 40 123 (5) (10) (79) 69
\n
Passivit\u00e0 derivanti da contratti
\n
con i clienti non correnti
\n
- 447 (5) (2) 2 442
\n
Altre passivit\u00e0 non correnti 5 649 (597) (3) 125 179
\n
Finanziamenti a breve termine 2 651 (17) (9) 15 642
\n
Quote correnti dei finanziamenti
\n
a lungo termine
\n
- 137 (1.328) (29) 1.238 18
\n
Fondi rischi e oneri quota
\n
corrente
\n
-47(14) - -33
\n
Altre passivit\u00e0 finanziarie
\n
correnti
\n
6 28 (57) (1) 36 12
\n
Debiti commerciali e altre
\n
passivit\u00e0 correnti
\n
71 1.663 (828) 4 (16) 894
\n
Totale 962 5.683 (4.601) (16) 1.332 3.360
\n

\n\n

\n\n

\n\n

\n\n

\n\n
La voce in esame include sostanzialmente le attivit\u00e0 valu-
\n
tate sulla base del minore tra il costo, inteso come valore
\n
netto contabile, e il presumibile valore di realizzo, che in
\n
ragione delle decisioni assunte dal management rispon-
\n
dono ai requisiti previsti dall\u2019\u201cIFRS 5 - Attivit\u00e0 non correnti
\n
possedute per la vendita e attivit\u00e0 operative cessate\u201d per la
\n
loro classificazione in tale voce.
\n
I saldi delle attivit\u00e0 e le passivit\u00e0 possedute per la vendita e
\n
le discontinued operation al 31 dicembre 2022 ammonta-
\n
no, rispettivamente, a 6.149 milioni di euro e 3.360 milioni
\n
di euro e fanno riferimento principalmente a:
\n
\u2022 Romania: in data 14 dicembre 2022 Enel SpA ha annun-
\n
ciato di aver stipulato un accordo di esclusiva con la so-
\n
ciet\u00e0 greca Public Power Corporation SA (PPC) in rela-
\n
zione alla potenziale cessione di tutte le partecipazioni
\n
detenute dal Gruppo Enel in Romania. A tale proposito,
\n
il valore delle attivit\u00e0 nette detenute in Romania \u00e8 stato
\n
adeguato al previsto prezzo di cessione con la rileva-
\n
zione di un adeguamento di valore pari a 696 milioni di
\n
euro, e le stesse sono state classificate come \u201cdisconti-
\n
nued operation\u201d;
\n
\u2022 Enel Green Power Hellas: la controllante Enel Green
\n
Power ha avviato un processo finalizzato alla ricerca di
\n
un investitore interessato a una partnership per la ge-
\n
stione e lo sviluppo del business delle rinnovabili in Gre-
\n
cia. Lo status delle negoziazioni fa ritenere la vendita al-
\n
tamente probabile al 31 dicembre 2022 e pertanto sono
\n
stati soddisfatti i requisiti previsti dall\u2019\u201cIFRS 5 - Attivit\u00e0
\n
non correnti possedute per la vendita e attivit\u00e0 operati-
\n
ve cessate\u201d per la classificazione delle attivit\u00e0 riferite alla
\n
Grecia come \u201cdiscontinued operation\u201d;
\n
\u2022 Enel Green Power Australia: sono state riclassificate, in
\n
considerazione dello status delle negoziazioni, tra le
\n
\"Attivit\u00e0 non correnti possedute per la vendita e atti-
\n
vit\u00e0 operative cessate\u201d, in accordo con l'IFRS 5, le due
\n
subholding detenute in Australia e le rispettive control-
\n
late, con l\u2019obiettivo di pervenire nei prossimi 12 mesi alla
\n
definizione di un accordo con terzi nell\u2019ambito del mo-
\n
dello di business della Stewardship;
\n
\u2022 Central Dock Sud ed Enel Generaci\u00f3n Costanera in Ar-
\n
gentina: il Gruppo Enel, tramite la controllata Enel Argen-
\n
tina, ha avviato le negoziazioni per la vendita del 75,7%
\n
detenuto dal Gruppo nella societ\u00e0 di generazione ter-
\n
moelettrica Enel Generaci\u00f3n Costanera. Le negoziazioni
\n
hanno riguardato anche la cessione del 41,2% detenuto
\n
nella societ\u00e0 di generazione termoelettrica Central Dock
\n
Sud. A tale proposito, il valore delle attivit\u00e0 nette riferite
\n
alle due partecipazioni \u00e8 stato riclassificato nelle attivit\u00e0
\n
disponibili per la vendita ed \u00e8 stato adeguato al previsto
\n
prezzo di cessione che ammonta a 97 milioni di euro, con
\n
la conseguente rilevazione di un adeguamento di valore
\n
totale pari a 290 milioni di euro. Il perfezionamento della
\n
cessione \u00e8 avvenuto nel corso del primo trimestre 2023;
\n
\u2022 Avikiran Solar India Private Limited in India: in seguito agli
\n
accordi firmati per la vendita parziale che prevede l\u2019ingres-
\n
so del nuovo socio, soddisfa i requisiti previsti dall\u2019\u201cIFRS 5
\n
- Attivit\u00e0 non correnti possedute per la vendita e attivit\u00e0
\n
operative cessate\u201d per la classificazione delle attivit\u00e0 nette
\n
come disponibili per la vendita. Il perfezionamento della
\n
cessione \u00e8 previsto nel corso del primo semestre 2023;
\n
\u2022 3SUN in Italia: sulla base del processo di negoziazione fi-
\n
nalizzato alla cessione di una quota pari al 50% del capi-
\n
tale sociale di 3SUN Srl, le attivit\u00e0 nette della stessa sono
\n
state riclassificate al 31 dicembre 2022 tra le \u201cAttivit\u00e0
\n
non correnti possedute per la vendita e attivit\u00e0 operative
\n
cessate\u201d, in accordo con l'IFRS 5.
\n
Nel corso del 2022 sono state realizzate alcune cessioni
\n
precedentemente classificate come disponibili per la ven-
\n
dita. In particolare:
\n
\u2022 nel corso del primo semestre 2022 sono state cedute
\n
alcune societ\u00e0 rinnovabili in Sudafrica;
\n
\u2022 nel corso del terzo trimestre si \u00e8 conclusa la vendita della
\n
societ\u00e0 CGT Fortaleza in Brasile e di alcune societ\u00e0 affe-
\n
renti al comparto finanziario di Enel X in Italia;
\n
\u2022 nel mese di ottobre 2022 si \u00e8 conclusa la cessione del-
\n
la partecipazione detenuta da Enel SpA in Enel Russia,
\n
completando cos\u00ec la dismissione di tutti gli asset di ge-
\n
nerazione elettrica in Russia. Per maggiori approfondi-
\n
menti relativi agli effetti economici dell\u2019operazione si ri-
\n
manda alla nota 6 \u201cDiscontinued operation\u201d;
\n
\u2022 nel mese di dicembre 2022 la controllata Enel Chile SA ha
\n
perfezionato la cessione dell\u2019intera partecipazione, pari
\n
al 99,09% del capitale sociale, detenuta in Enel Transmi-
\n
si\u00f3n Chile SA societ\u00e0 cilena di trasmissione di energia
\n
elettrica; e infine la controllata Enel Brasil SA ha concluso
\n
la cessione dell\u2019intera partecipazione detenuta nella so-
\n
ciet\u00e0 brasiliana di distribuzione di energia elettrica Celg
\n
Distribui\u00e7\u00e3o SA - Celg-D.
\n
Per maggiori approfondimenti relativi agli effetti economici
\n
delle operazioni di cessione sopra riportate si rimanda al
\n
paragrafo \u201cAggregazioni aziendali\u201d.
\n

\n\n

\n\n

\n\n

\n\n

\n

\n

\n

\n

\n
37. Patrimonio netto totale - Euro 42.082 milioni
\n
37.1 Patrimonio netto del Gruppo - Euro 28.657 milioni
\n
Milioni di euro
\n
2022 2021 2022-2021
\n
Capitale sociale 10.167 10.167 -
\n
Riserva azioni proprie (47) (36) (11)
\n
Altre riserve 2.740 1.721 1.019
\n
Riserva da sovrapprezzo azioni 7.496 7.496 -
\n
Riserva per strumenti di capitale - obbligazioni ibride perpetue 5.567 5.567 -
\n
Riserva legale 2.034 2.034 -
\n
Altre riserve 2.332 2.313 19
\n
Riserva conversione bilanci in valuta estera (5.912) (8.125) 2.213
\n
Riserve da valutazione strumenti finanziari di cash flow hedge (3.553) (2.268) (1.285)
\n
Riserve da valutazione strumenti finanziari costi di hedging (81) (39) (42)
\n
Riserve da valutazione strumenti finanziari FVOCI (22) 10 (32)
\n
Riserva da partecipazioni valutate con il metodo del patrimonio netto (476) (721) 245
\n
Rimisurazione delle passivit\u00e0/(attivit\u00e0) nette per piani a benef\u00edci definiti (1.063) (1.325) 262
\n
Riserva per cessioni quote azionarie senza perdita di controllo (2.390) (2.378) (12)
\n
Riserva da acquisizioni su non-controlling interest (1.192) (843) (349)
\n
Utili e perdite accumulati 15.797 17.801 (2.004)
\n
Patrimonio netto del Gruppo 28.657 29.653 (996)
\n\n
Capitale sociale - Euro 10.167 milioni
\n
Al 31 dicembre 2022 il capitale sociale di Enel SpA, intera-
\n
mente sottoscritto e versato, risulta pari a 10.166.679.946
\n
euro, rappresentato da altrettante azioni ordinarie del va-
\n
lore nominale di 1 euro ciascuna. L\u2019indicato importo del ca-
\n
pitale di Enel SpA risulta quindi invariato rispetto a quello
\n
registrato al 31 dicembre 2021.
\n
Al 31 dicembre 2022, in base alle risultanze del libro dei
\n
Soci e tenuto conto delle comunicazioni inviate alla CON-
\n
SOB e pervenute alla Societ\u00e0 ai sensi dell\u2019art. 120 del de-
\n
creto legislativo 24 febbraio 1998, n. 58, nonch\u00e9 delle altre
\n
informazioni a disposizione, gli azionisti in possesso di una
\n
partecipazione superiore al 3% del capitale della Societ\u00e0
\n
risultavano il Ministero dell\u2019Economia e delle Finanze (con il
\n
23,585% del capitale sociale) e BlackRock Inc. (con il 5,114%
\n
del capitale sociale, posseduto a titolo di gestione del ri-
\n
sparmio).
\n

\n\n\n
Riserva azioni proprie - Euro (47) milioni
\n
Alla data del 31 dicembre 2022, le azioni proprie sono
\n
rappresentate da n. 7.153.795 azioni ordinarie di Enel SpA
\n
del valore nominale di 1 euro (n. 4.889.152 al 31 dicembre
\n
2021), acquistate tramite un intermediario abilitato per un
\n
valore complessivo di 47 milioni di euro.
\n

\n\n\n
Altre riserve - Euro 2.740 milioni
\n
Riserva da sovrapprezzo azioni - Euro 7.496 milioni
\n
La riserva sovrapprezzo azioni ai sensi dell\u2019art. 2431 del co-
\n
dice civile accoglie, nel caso di emissione di azioni sopra
\n
la pari, l\u2019eccedenza del prezzo di emissione delle azioni
\n
rispetto al loro valore nominale, ivi comprese quelle deri-
\n
vate dalla conversione di obbligazioni. Tale riserva, che ha
\n
natura di riserva di capitale, non pu\u00f2 essere distribuita fino
\n
a che la riserva legale non abbia raggiunto il limite stabilito
\n
dall\u2019art. 2430 del codice civile.
\n
Riserva per strumenti di capitale - obbligazioni ibride
\n
perpetue - 5.567 milioni di euro
\n
Tale riserva accoglie il valore nominale, al netto dei costi
\n
di transazione, dei prestiti obbligazionari non convertibili
\n
subordinati ibridi perpetui denominati in euro destinati a
\n
investitori istituzionali.
\n
Nel corso del 2022 il Gruppo ha pagato coupon a titolari di
\n
obbligazioni ibride perpetue per 123 milioni di euro.
\n
Riserva legale - Euro 2.034 milioni
\n
La riserva legale rappresenta la parte di utili che secondo
\n
quanto disposto dall\u2019art. 2430 del codice civile non pu\u00f2 es-
\n
sere distribuita a titolo di dividendo.
\n

\n\n

\n\n

\n\n

\n\n

\n

\n\n
Altre riserve - Euro 2.332 milioni
\n
Includono 2.215 milioni di euro riferiti alla quota residua
\n
delle rettifiche di valore effettuate in sede di trasformazio-
\n
ne di Enel da ente pubblico a societ\u00e0 per azioni.
\n
In caso di distribuzione i relativi ammontari non costitu-
\n
iscono distribuzione di utile ai sensi dell\u2019art. 47 del TUIR.
\n
Riserva conversione bilanci in valuta estera - Euro (5.912)
\n
milioni
\n
La variazione positiva dell\u2019esercizio, pari a 2.213 milioni di
\n
euro, \u00e8 dovuta principalmente agli effetti della variazione di
\n
perimetro relativa alle cessioni di PJSC Enel Russia, di Cen-
\n
tral Geradora Termel\u00e9trica Fortaleza e di Celg Distribui\u00e7\u00e3o
\n
SA - Celg-D (Enel Goi\u00e1s), e all\u2019apprezzamento netto delle
\n
valute funzionali utilizzate dalle controllate estere, soprat-
\n
tutto in America Latina e Stati Uniti, rispetto all\u2019euro (valuta
\n
di presentazione della Capogruppo).
\n
Riserve da valutazione strumenti finanziari di cash flow
\n
hedge - Euro (3.553) milioni
\n
Includono gli oneri netti rilevati direttamente a patrimo-
\n
nio netto per effetto di valutazioni su derivati di copertura
\n
(cash flow hedge). La variazione del periodo \u00e8 riconducibile
\n
principalmente all\u2019andamento del prezzo delle commodity.
\n
Riserve da valutazione strumenti finanziari costi di
\n
hedging - Euro (81) milioni
\n
Tali riserve accolgono, in applicazione dell\u2019IFRS 9, la va-
\n
riazione di fair value dei currency basis point e dei punti
\n
forward. La variazione del periodo \u00e8 riconducibile princi-
\n
palmente all\u2019andamento del prezzo delle commodity.
\n
Riserve da valutazione strumenti finanziari FVOCI - Euro
\n
(22) milioni
\n
Includono gli oneri netti non realizzati relativi a valutazioni
\n
al fair value di attivit\u00e0 finanziarie.
\n
Riserva da partecipazioni valutate con il metodo del
\n
patrimonio netto - Euro (476) milioni
\n
Tale riserva accoglie la quota di risultato complessivo da
\n
rilevare direttamente a patrimonio netto, riferibile alle so-
\n
ciet\u00e0 valutate con il metodo del patrimonio netto. La va-
\n
riazione del 2022 \u00e8 da attribuire prevalentemente alla va-
\n
riazione della riserva da valutazione strumenti di Cash flow
\n
hedge di Slovak Power Holding.
\n
Rimisurazione delle passivit\u00e0/(attivit\u00e0) nette per piani a
\n
benef\u00edci definiti\u2013 Euro (1.063) milioni
\n
Tale riserva accoglie la rilevazione degli utili e perdite at-
\n
tuariali in contropartita delle passivit\u00e0 per benef\u00edci ai di-
\n
pendenti, al netto del relativo effetto fiscale.
\n
Riserva per cessioni di quote azionarie senza perdita di
\n
controllo - Euro (2.390) milioni
\n
Tale riserva accoglie principalmente:
\n
\u2022 la plusvalenza realizzata a seguito dell\u2019Offerta Pubblica di
\n
Vendita delle azioni di Enel Green Power, al netto degli
\n
oneri connessi a tale cessione e del relativo effetto fi-
\n
scale;
\n
\u2022 la cessione di quote di minoranza rilevata per effet-
\n
to dell\u2019aumento di capitale sociale di Enersis (ora Enel
\n
Am\u00e9ricas ed Enel Chile);
\n
\u2022 la minusvalenza, al netto degli oneri connessi a tale ces-
\n
sione e del relativo effetto fiscale, registrata per effetto
\n
della vendita del 21,92% di Endesa attraverso Offerta
\n
Pubblica di Vendita;
\n
\u2022 la cessione a terzi di quote di minoranza di Enel Green
\n
Power North America Renewable Energy Partners;
\n
\u2022 gli effetti della fusione in Enel Am\u00e9ricas di Endesa
\n
Am\u00e9ricas e Chilectra Am\u00e9ricas.
\n
La variazione nel corso del 2022 \u00e8 legata alla cessione del
\n
49% della partecipazione detenuta da Enel Green Power
\n
Canada nelle societ\u00e0 Pincher Creek LP e Riverview LP.
\n
Riserva da acquisizioni su non-controlling interest - Euro
\n
(1.192) milioni
\n
Tale riserva accoglie principalmente l\u2019eccedenza dei prezzi
\n
di acquisizione rispetto ai patrimoni netti contabili acquisiti
\n
a seguito dell\u2019acquisto da terzi di ulteriori interessenze in
\n
imprese gi\u00e0 controllate in America Latina.
\n
La variazione del periodo, negativa per 349 milioni di euro,
\n
si riferisce principalmente agli effetti della fusione per in-
\n
corporazione tra le societ\u00e0 Emgesa SA ESP (incorporan-
\n
te), Codensa SA ESP, Enel Green Power Colombia SAS ESP
\n
ed ESSA 2 (incorporate), a seguito della quale la percen-
\n
tuale di possesso del Gruppo in Emgesa SA ESP (ora Enel
\n
Colombia SA ESP) \u00e8 passata dal 39,89% al 47,18%, e alla
\n
cessione da Endesa X Servicios SLU a Enel X Way Srl del
\n
51% della societ\u00e0 Endesa X Way SL che ha comportato una
\n
variazione nella percentuale di possesso del Gruppo in
\n
quest\u2019ultima dal 70,11% all\u201985,35%.
\n

\n

\n\n
Utili e perdite accumulati - Euro 15.797 milioni
\n
Tale riserva accoglie gli utili di esercizi precedenti non di-
\n
stribuiti n\u00e9 accantonati in altre riserve.
\n
Nella tabella seguente viene rappresentata la movimen-
\n
tazione degli utili e delle perdite rilevati negli Other Com-
\n
prehensive Income, comprensiva delle quote di terzi con
\n
evidenza per singola voce del relativo effetto fiscale.
\n

\n\n

\n\n

\n\n

\n
Milioni di euro
\n
al 31.12.2021 Variazioni
\n
al 31.12.2022
\n
Totale
\n
Di cui
\n
Gruppo
\n
Di cui
\n
terzi
\n
Utili/
\n
(Perdite)
\n
rilevati a
\n
patrimonio
\n
netto
\n
nell\u2019esercizio
\n
Rilasciate
\n
a Conto
\n
economico Imposte Totale
\n
Di cui
\n
Gruppo
\n
Di cui
\n
terzi Totale
\n
Di cui
\n
Gruppo
\n
Di cui
\n
terzi
\n
Riserva
\n
conversione bilanci
\n
in valuta estera
\n
(11.790) (6.303) (5.487) 890 - - 890 879 11 (10.900) (5.424) (5.476)
\n
Riserva da
\n
valutazione degli
\n
strumenti finanziari
\n
di cash flow hedge
\n
(2.961) (2.280) (681) (3.605) 1.323 587 (1.695) (1.293) (402) (4.656) (3.573) (1.083)
\n
Riserve da
\n
valutazione
\n
strumenti finanziari
\n
costi di hedging
\n
(49) (39) (10) (40) (31) 9 (62) (52) (10) (111) (91) (20)
\n
Riserve da
\n
valutazione di
\n
attivit\u00e0 finanziarie
\n
FVOCI
\n
11 12 (1) (51) - 7 (44) (44) - (33) (32) (1)
\n
Quota OCI di
\n
societ\u00e0 collegate
\n
valutate a equity
\n
(820) (825) 5 256 - (22) 234 224 10 (586) (601) 15
\n
Riserve da
\n
valutazione di
\n
partecipazioni in
\n
altre imprese
\n
(32) (32) - 13 - - 13 13 - (19) (19) -
\n
Rimisurazione delle
\n
passivit\u00e0/(attivit\u00e0)
\n
nette per piani a
\n
benef\u00edci definiti
\n
(1.798) (1.265) (533) 403 - (79) 324 249 75 (1.474) (1.016) (458)
\n
Totale utili/
\n
(perdite) iscritti a
\n
patrimonio netto
\n
(17.439) (10.732) (6.707) (2.134) 1.292 502 (340) (24) (316) (17.779) (10.756) (7.023)
\n\n
37.2 Dividendi
\n
Ammontare distribuito
\n
(milioni di euro)
\n
Dividendo per azione
\n
(euro)
\n
Dividendi distribuiti nel 2021
\n
Dividendi relativi al 2020 3.638 0,358
\n
Acconto sul dividendo 2021
\n
(1)
\n
--
\n
Dividendi straordinari --
\n
Totale dividendi distribuiti nel 2021 3.638 0,358
\n
Dividendi distribuiti nel 2022
\n
Dividendi relativi al 2021 3.861 0,380
\n
Acconto sul dividendo 2022
\n
(2)
\n
--
\n
Dividendi straordinari --
\n
Totale dividendi distribuiti nel 2022 3.861 0,380
\n
(1) Deliberato dal Consiglio di Amministrazione del 4 novembre 2021 e messo in pagamento a decorrere dal 26 gennaio 2022 (acconto dividendo per azione
\n
0,19 euro per complessivi 1.932 milioni di euro).
\n
(2) Deliberato dal Consiglio di Amministrazione del 3 novembre 2022 e messo in pagamento a decorrere dal 25 gennaio 2023 (acconto dividendo per azione
\n
0,20 euro per complessivi 2.033 milioni di euro).
\n
I dividendi distribuiti sono esposti al netto delle quote
\n
spettanti alle azioni proprie risultate in portafoglio alle ri-
\n
spettive \u201crecord date\u201d. Tali quote sono state oggetto di ri-
\n
nuncia all\u2019incasso e destinate alla riserva denominata \u201cutili
\n
accumulati\u201d.
\n
Il dividendo dell\u2019esercizio 2022, pari a euro 0,40 per azio-
\n
ne, per un ammontare complessivo di 4.067 milioni di euro
\n
(di cui 0,20 euro per azione per complessivi 2.033 milioni di
\n
euro a titolo di acconto), verr\u00e0 proposto all\u2019Assemblea degli
\n
azionisti del 10 maggio 2023 riunita in unica convocazione.
\n

\n\n

\n\n

\n\n

\n\n

\n

\n\n

\n

\n

\n
Il presente Bilancio non tiene conto degli effetti della distri-
\n
buzione ai soci del dividendo dell\u2019esercizio 2022, se non
\n
per il debito verso gli azionisti per l\u2019acconto sul dividen-
\n
do 2022, deliberato dal Consiglio di Amministrazione del
\n
3 novembre 2022 per un importo massimo potenziale di
\n
2.033 milioni di euro, e messo in pagamento a decorrere
\n
dal 25 gennaio 2023 al netto della quota spettante alle n.
\n
7.153.795 azioni proprie risultate in portafoglio alla \u201crecord
\n
date\u201d del 24 gennaio 2023.
\n
Nel corso del 2022 il Gruppo ha inoltre pagato 123 milioni
\n
di euro di coupon a titolari di obbligazioni ibride perpetue.
\n\n
Gestione del capitale
\n
Gli obiettivi identificati dal Gruppo nella gestione del capi-
\n
tale sono la salvaguardia della continuit\u00e0 aziendale, la cre-
\n
azione di valore per gli stakeholder e il supporto allo svilup-
\n
po del Gruppo. In particolare, il Gruppo persegue il man-
\n
tenimento di un adeguato livello di capitalizzazione che
\n
permetta di realizzare un soddisfacente ritorno economi-
\n
co per gli azionisti e di garantire l\u2019accesso a fonti esterne
\n
di finanziamento, anche attraverso il conseguimento di un
\n
rating adeguato.
\n
In tale contesto, il Gruppo gestisce la propria struttura di
\n
capitale ed effettua aggiustamenti alla stessa, qualora i
\n
cambiamenti delle condizioni economiche lo richiedano.
\n
Non vi sono state modifiche sostanziali agli obiettivi, alle
\n
politiche o ai processi nel corso del 2022.
\n
A tal fine, il Gruppo monitora costantemente l\u2019evoluzione
\n
del livello di indebitamento in rapporto al patrimonio netto,
\n
la cui situazione al 31 dicembre 2022 e 2021 \u00e8 sintetizzata
\n
nella seguente tabella.
\n

\n

\n\n\n
Milioni di euro
\n
al 31.12.2022 al 31.12.2021 2022-2021
\n
Posizione finanziaria non corrente 68.191 54.620 13.571
\n
Posizione finanziaria corrente netta (3.315) 24 (3.339)
\n
Crediti finanziari non correnti e titoli a lungo termine (4.213) (2.692) (1.521)
\n
Derivati netti su cambio connesso a finanziamenti
\n
(1)
\n
(595) (259) (336)
\n
Indebitamento finanziario netto
\n
(1)
\n
60.068 51.693 8.375
\n
Patrimonio netto di Gruppo 28.657 29.653 (996)
\n
Interessenze di terzi 13.425 12.689 736
\n
Patrimonio netto 42.082 42.342 (260)
\n
Indice debt/equity 1,43 1,22 0,21
\n
(1) Ai fini di una migliore esposizione dell\u2019indebitamento finanziario netto, per tenere conto delle attivit\u00e0 di gestione di copertura del rischio di cambio, il Gruppo
\n
ha deciso di includere nella sua determinazione il fair value degli strumenti derivati di cash flow hedge e fair value hedge utilizzati a copertura del rischio di
\n
cambio sui finanziamenti. Conseguentemente, ai fini di una migliore comparabilit\u00e0 dei dati, si \u00e8 reso necessario rideterminare l\u2019indebitamento finanziario
\n
netto al 31 dicembre 2021.
\n
L\u2019incremento del rapporto debt/equity che misura la leva
\n
finanziaria \u00e8 ascrivibile sostanzialmente all\u2019aumento dell\u2019in-
\n
debitamento finanziario netto riconducibile principalmen-
\n
te al fabbisogno generato dagli investimenti del periodo,
\n
al pagamento di dividendi e all\u2019acquisizione di ERG Hydro.
\n
Si rinvia alla nota 47 per la composizione delle singole voci
\n
riportate in tabella.
\n

\n\n

\n\n\n

\n\n

\n\n
37.3 Interessenze di terzi - Euro 13.425 milioni
\n
Nella tabella seguente viene rappresentata la composizio-
\n
ne delle interessenze di terzi suddivisa per area geografica.
\n
Milioni di euro Patrimonio netto di terzi Risultato del periodo di terzi
\n
al 31.12.2022 al 31.12.2021 al 31.12.2022 al 31.12.2021
\n
Italia 1 1 - -
\n
Iberia 5.321 5.238 713 193
\n
America Latina 7.422 6.511 857 467
\n
Europa 328 635 (342) 5
\n
Nord America 218 151 10 6
\n
Africa, Asia e Oceania 135 153 - (3)
\n
Totale 13.425 12.689 1.238 668
\n

\n\n

\n\n

\n\n

\n\n

\n\n

\n

\n\n

\n\n

\n\n

\n\n
La variazione delle interessenze di terzi si riferisce prin-
\n
cipalmente all\u2019apprezzamento delle valute funzionali delle
\n
controllate estere rispetto all\u2019euro (soprattutto in America
\n
Latina), ai risultati del periodo, all\u2019effetto dell\u2019operazione
\n
societaria avvenuta in Colombia e all\u2019impatto dell\u2019iperin-
\n
flazione. Tali effetti sono stati in parte compensati dai di-
\n
videndi distribuiti e dall\u2019adeguamento di valore degli stru-
\n
menti di copertura di cash flow hedge.
\n
Si riporta di seguito l\u2019informativa economico-finanziaria
\n
richiesta dall\u2019IFRS 12 per le societ\u00e0 controllate con interes-
\n
senze di terzi rilevanti.
\n
Milioni di euro Attivit\u00e0 non correnti Attivit\u00e0 correnti Totale attivo
\n
al 31.12.2022 al 31.12.2021 al 31.12.2022 al 31.12.2021 al 31.12.2022 al 31.12.2021
\n
Societ\u00e0
\n
controllate
\n
Enel
\n
Am\u00e9ricas
\n
29.600 28.959 5.430 4.711 35.030 33.670
\n
Enel Chile
\n
10.985 9.887 1.541 (642) 12.526 9.245
\n
Endesa
\n
45.018 43.217 11.166 3.853 56.184 47.070
\n
Milioni di euro
\n
Passivit\u00e0
\n
non correnti Passivit\u00e0 correnti Totale passivo Patrimonio netto
\n
Patrimonio netto
\n
di Gruppo
\n
Patrimonio netto di
\n
terzi
\n
al
\n
31.12.2022
\n
al
\n
31.12.2021
\n
al
\n
31.12.2022
\n
al
\n
31.12.2021
\n
al
\n
31.12.2022
\n
al
\n
31.12.2021
\n
al
\n
31.12.2022
\n
al
\n
31.12.2021
\n
al
\n
31.12.2022
\n
al
\n
31.12.2021
\n
al
\n
31.12.2022
\n
al
\n
31.12.2021
\n
Societ\u00e0
\n
controllate
\n
Enel
\n
Am\u00e9ricas
\n
11.534 11.320 6.208 6.073 17.742 17.393 17.288 16.277 12.136 11.556 5.152 4.721
\n
Enel Chile
\n
4.113 3.356 2.460 1.178 6.573 4.534 5.953 4.711 3.683 2.921 2.270 1.790
\n
Endesa
\n
18.414 15.196 17.372 11.449 35.786 26.645 20.398 20.425 15.083 15.187 5.315 5.238
\n
Milioni di euro Totale ricavi
\n
Risultato prima
\n
delle imposte
\n
Risultato netto delle
\n
continuing operation
\n
Risultato netto
\n
di Gruppo
\n
Risultato netto
\n
di terzi
\n
2022 2021 2022 2021 2022 2021 2022 2021 2022 2021
\n
Societ\u00e0
\n
controllate
\n
Enel
\n
Am\u00e9ricas
\n
14.696 13.581 1.015 1.516 221 757 (90) 337 311 420
\n
Enel Chile
\n
6.450 3.114 1.971 128 1.458 104 913 57 545 47
\n
Endesa
\n
32.714 20.217 3.055 769 2.244 589 1.534 396 710 193
\n

\n\n

\n\n

\n\n

\n\n\n
38. Finanziamenti
\n
Milioni di euro Non corrente Corrente
\n
al 31.12.2022 al 31.12.2021 al 31.12.2022 al 31.12.2021
\n
Finanziamenti a lungo termine 68.191 54.500 2.835 4.031
\n
Finanziamenti a breve termine - - 18.392 13.306
\n
Totale 68.191 54.500 21.227 17.337
\n
Per maggiori dettagli sulla natura dei finanziamenti si ri-
\n
manda alla nota 48 \u201cStrumenti finanziari per categoria\u201d.
\n

\n\n

\n\n

\n\n
39. Benef\u00edci ai dipendenti - Euro 2.202 milioni
\n
Il Gruppo riconosce ai dipendenti varie forme di benef\u00edci
\n
individuati nelle prestazioni connesse a \u201ctrattamento di
\n
fine rapporto\u201d di lavoro, mensilit\u00e0 aggiuntive per raggiunti
\n
limiti di et\u00e0 o per maturazione del diritto alla pensione di
\n
anzianit\u00e0, premi di fedelt\u00e0 per il raggiungimento di deter-
\n
minati requisiti di anzianit\u00e0 in azienda, previdenza e assi-
\n
stenza sanitaria integrativa, sconti sul prezzo di fornitura
\n
dell\u2019energia elettrica consumata a uso domestico e altre
\n
prestazioni simili. In particolare:
\n
\u2022 la voce \u201cBenef\u00edci pensionistici\u201d accoglie, per quanto ri-
\n
guarda l\u2019Italia, la stima degli accantonamenti destinati a
\n
coprire i benef\u00edci relativi al trattamento di previdenza in-
\n
tegrativa dei dirigenti in quiescenza e le indennit\u00e0 spet-
\n
tanti al personale, in forza di legge o di contratto, al mo-
\n
mento della cessazione del rapporto di lavoro. Per quan-
\n
to riguarda le societ\u00e0 estere tale voce si riferisce invece
\n
ai benef\u00edci dovuti successivamente alla conclusione del
\n
rapporto di lavoro, tra cui si segnalano per significativit\u00e0 i
\n
piani per benef\u00edci pensionistici di Endesa, in Spagna, che
\n
si distinguono in tre tipologie diverse a seconda dell\u2019an-
\n
zianit\u00e0 del dipendente e della sua provenienza. In gene-
\n
rale, a seguito dell\u2019accordo quadro del 25 ottobre 2000,
\n
i dipendenti partecipano a un piano dedicato a contri-
\n
buzione definita per le prestazioni pensionistiche e a un
\n
piano a benef\u00edci definiti per quanto riguarda i casi di in-
\n
validit\u00e0 e di morte di dipendenti in servizio, per la coper-
\n
tura dei quali sono operanti idonee polizze assicurative.
\n
Si aggiungono, poi, due piani diversi e a numero chiuso
\n
(i) per i dipendenti Endesa, in servizio e non, per i quali si
\n
applicava il contratto collettivo dei lavoratori del settore
\n
elettrico ante modifica dell\u2019accordo quadro sopra citato
\n
e (ii) per i dipendenti provenienti dalle societ\u00e0 catalane
\n
incorporate in passato (Fecsa/Enher/HidroEmpord\u00e0).
\n
Entrambi i piani sono a benef\u00edci definiti e le prestazioni
\n
previste sono integralmente assicurate, eccezion fatta
\n
nel primo per le prestazioni in caso di morte di personale
\n
gi\u00e0 in pensione. Infine, sono presenti alcuni piani pensio-
\n
nistici a benef\u00edci definiti in vigore presso le societ\u00e0 che
\n
operano in Brasile;
\n
\u2022 la voce \u201cSconto energia\u201d accoglie benef\u00edci relativi alla
\n
fornitura di energia elettrica in particolare per i dipen-
\n
denti di talune societ\u00e0 estere;
\n
\u2022 la voce \u201cAssistenza sanitaria\u201d accoglie le prestazioni ga-
\n
rantite a dipendenti o ex dipendenti a fronte di spese
\n
mediche da essi sostenute;
\n
\u2022 la voce \u201cAltri benef\u00edci\u201d accoglie principalmente premi fe-
\n
delt\u00e0, diffusi in vari Paesi e che per quanto riguarda l\u2019Italia
\n
sono relativi alla stima degli oneri destinati alla copertura
\n
del beneficio che spetta al personale cui viene applicato
\n
il CCNL elettrico, al raggiungimento di determinati re-
\n
quisiti di anzianit\u00e0 in azienda (25\u00b0 e 35\u00b0 anno di servi-
\n
zio), nonch\u00e9 altri piani di incentivazione che prevedono
\n
l\u2019assegnazione, in favore di alcuni dirigenti della Societ\u00e0,
\n
del diritto a un controvalore monetario, a titolo di premio,
\n
previa verifica di determinate condizioni.
\n
La tabella di seguito riportata evidenzia la variazione del-
\n
le passivit\u00e0 per benef\u00edci definiti dopo la cessazione del
\n
rapporto di lavoro e per altri benef\u00edci a lungo termine, ri-
\n
spettivamente, al 31 dicembre 2022 e al 31 dicembre 2021
\n
nonch\u00e9 la riconciliazione di tale passivit\u00e0 con la passivit\u00e0
\n
attuariale.
\n

\n\n

\n\n

\n\n
Milioni di euro 2022 2021
\n
Benef\u00edci
\n
pensionistici
\n
Sconto
\n
energia
\n
Piani
\n
medici
\n
Altri
\n
benef\u00edci Totale
\n
Benef\u00edci
\n
pensionistici
\n
Sconto
\n
energia
\n
Piani
\n
medici
\n
Altri
\n
benef\u00edci Totale
\n
VARIAZIONI NELLA PASSIVIT\u00c0
\n
ATTUARIALE
\n
Variazione passivit\u00e0 attuariale
\n
esercizio precedente
\n
Passivit\u00e0 attuariale a inizio
\n
esercizio
\n
4.240 410 206 190 5.046 4.408 403 217 222 5.250
\n
Costo normale 13 1 5 13 32 17 2 4 28 51
\n
Oneri finanziari 320 7 8 5 340 214 3 7 3 227
\n
(Utili)/Perdite da cambiamenti
\n
nelle assunzioni demografiche
\n
---- - 192-(6)-186
\n
(Utili)/Perdite da cambiamenti
\n
nelle assunzioni finanziarie
\n
(533) (93) (38) (18) (682) (664) (14) 6 (1) (673)
\n
(Utili)/Perdite derivanti
\n
dall\u2019esperienza
\n
119 (80) 8 1 48 452 31 (9) - 474
\n
Costo relativo a prestazioni di
\n
lavoro passate
\n
(3) - - - (3) (17) - - (3) (20)
\n
(Utili)/Perdite derivanti da
\n
settlement
\n
(163) - - - (163) (4) - - - (4)
\n
(Utili)/Perdite su cambi 335 - 6 (1) 340 14 (1) (1) - 12
\n
Contributi versati dalla Societ\u00e0 - - - - - ---- -
\n
Contributi versati dal
\n
dipendente
\n
---- - ---- -
\n
Erogazioni (470) (15) (13) (44) (542) (379) (15) (12) (58) (464)
\n
Altri movimenti - - - (6) (6) 7 1 - (1) 7
\n
Riclassifica nell\u2019attivo di
\n
bilancio
\n
8--- 8 ---- -
\n
Variazioni nell\u2019area di
\n
consolidamento/passivit\u00e0
\n
classificata per la vendita
\n
(101) (6) (20) (22) (149) ---- -
\n
Passivit\u00e0 attuariale a fine
\n
esercizio (A)
\n
3.765 224 162 118 4.269 4.240 410 206 190 5.046
\n
VARIAZIONI NELLE ATTIVIT\u00c0
\n
AL SERVIZIO DEI PIANI
\n
Fair value dei plan asset a inizio
\n
esercizio
\n
2.348---2.3482.299---2.299
\n
Proventi finanziari 193 - - - 193 121 - - - 121
\n
Rendimento atteso delle
\n
attivit\u00e0 a servizio dei piani
\n
escluso quanto riportato nei
\n
proventi finanziari
\n
(184) - - - (184) 38 - - - 38
\n
(Utili)/Perdite su cambi 213---213 17--- 17
\n
Contributi versati dalla Societ\u00e0 286 15 13 22 336 252 15 12 28 307
\n
Contributi versati dal
\n
dipendente
\n
---- - ---- -
\n
Erogazioni (470) (15) (13) (22) (520) (379) (15) (12) (28) (434)
\n
Altri pagamenti (163) - - - (163) - - - - -
\n
Variazioni nell\u2019area di
\n
consolidamento
\n
(99) - - - (99) - - - - -
\n
Fair value dei plan asset a fine
\n
esercizio (B)
\n
2.124 - - - 2.124 2.348 - - - 2.348
\n
EFFETTO DELL\u2019ASSET CEILING
\n
Asset ceiling a inizio esercizio 26 - - - 26 13---13
\n
Proventi finanziari 2 - - - 2 1 - - - 1
\n
Cambi nell\u2019asset ceiling 27---27 12--- 12
\n
(Utili)/Perdite su cambi 2 - - - 2 - - - - -
\n
Variazioni nell\u2019area di
\n
consolidamento
\n
---- - ---- -
\n
Asset ceiling a fine esercizio (C) 57 - - - 57 26 - - - 26
\n
Passivit\u00e0 riconosciuta in
\n
bilancio (A-B+C)
\n
1.698 224 162 118 2.202 1.918 410 206 190 2.724
\n

\n\n

\n\n

\n\n
La passivit\u00e0 riconosciuta in bilancio si attesta, per il 2022, a
\n
2.202 milioni di euro, in diminuzione di 522 milioni di euro
\n
rispetto al 2021. Oltre alla normale movimentazione an-
\n
nuale, si registra nel 2022 la riclassifica a possedute per la
\n
vendita delle passivit\u00e0 attuariali di Enel Generaci\u00f3n Costa-
\n
nera SA e Central Dock Sud SA in Argentina, di 3SUN Srl
\n
in Italia, di tutte le societ\u00e0 presenti in Romania e Grecia e
\n
di PJSC Enel Russia e sue controllate, quest\u2019ultima vendu-
\n
ta nel corso dell\u2019ultimo trimestre 2022. Inoltre, in Spagna,
\n
la valutazione attuariale di un piano di Asociaci\u00f3n Nuclear
\n
Asc\u00f3-Vandell\u00f3s II AIE, \u00e8 risultata in attivo rispetto alla obbli-
\n
gazione assunta dalla societ\u00e0, e per questo motivo \u00e8 sta-
\n
ta riclassificata in una apposita voce dell\u2019attivo dello Stato
\n
patrimoniale.
\n
Milioni di euro
\n
2022 2021
\n
(Utili)/Perdite a Conto economico
\n
Costo normale e costo relativo a prestazioni di lavoro passate 22 9
\n
Oneri finanziari netti 149 107
\n
(Utili)/Perdite derivanti da settlement - (4)
\n
(Utili)/Perdite derivanti da altri benef\u00edci a lungo termine 722
\n
Altri movimenti (20) 1
\n
Totale 158 135
\n
Milioni di euro
\n
2022 2021
\n
Variazione negli (utili)/perdite in OCI
\n
Rendimento atteso delle attivit\u00e0 a servizio dei piani escluso quanto riportato nei proventi finanziari 184 (38)
\n
(Utili)/Perdite su piani a benef\u00edci definiti (614) (13)
\n
Variazioni nell\u2019asset ceiling escluso quanto riportato nei proventi finanziari 27 12
\n
Altri movimenti - (1)
\n
Totale (403) (40)
\n
La variazione nel costo rilevato a Conto economico \u00e8 pari
\n
a 23 milioni di euro. L\u2019impatto a Conto economico risulta
\n
quindi in aumento ma sostanzialmente in linea con quanto
\n
registrato nel 2021.
\n
La passivit\u00e0 riconosciuta in bilancio a fine esercizio \u00e8 espo-
\n
sta al netto del fair value delle attivit\u00e0 a servizio dei piani,
\n
pari a 2.124 milioni di euro al 31 dicembre 2022. La com-
\n
posizione di tali attivit\u00e0, totalmente concentrata in Spagna
\n
e Brasile, \u00e8 sintetizzabile come di seguito riportati.
\n
2022 2021
\n
Investimenti quotati in mercati attivi
\n
Azioni 10% 8%
\n
Titoli a reddito fisso 66% 54%
\n
Investimenti immobiliari 3% 3%
\n
Altro 21% -
\n
Investimenti non quotati
\n
Asset detenuti da compagnie assicurative --
\n
Altro - 35%
\n
Totale 100% 100%
\n
Le principali assunzioni utilizzate nella stima attuariale
\n
delle passivit\u00e0 per benef\u00edci ai dipendenti e delle attivit\u00e0 al
\n
servizio dei piani, determinate in coerenza con l\u2019esercizio
\n
precedente, sono evidenziate nella seguente tabella.
\n

\n\n

\n\n

\n\n
Italia Iberia America Latina Altri Paesi Italia Iberia America Latina Altri Paesi
\n
2022 2021
\n
Tasso di
\n
attualizzazione
\n
3,60%-
\n
3,70%
\n
3,57%-
\n
3,77%
\n
5,40%-10,40% 3,75%-7,65%
\n
0,00%-
\n
0,80%
\n
0,00%-
\n
1,16%
\n
5,60%-9,67%
\n
0,80%-
\n
8,40%
\n
Tasso di inflazione 2,30% 2,78% 3,00%-8,00%
\n
2,40%-
\n
3,50%
\n
1,50% 2,20% 3,00% -8,00%
\n
1,50%-
\n
4,01%
\n
Tasso di incremento
\n
delle retribuzioni
\n
2,30%-
\n
4,30%
\n
2,78% 3,80%-8,49%
\n
3,00%
\n
-10,00%
\n
0,80%-
\n
1,80%
\n
2,20% 3,80%-8,00%
\n
2,50%-
\n
10,00%
\n
Tasso di incremento
\n
costo spese sanitarie
\n
3,30% 4,98% 7,12%-10,00% - 2,50% 4,40% 7,12%-8,00% -
\n
Tasso di rendimento
\n
atteso delle attivit\u00e0 al
\n
servizio del piano
\n
-
\n
3,76%-
\n
3,77%
\n
10,40% 7,40% - 0,57% 9,30% -9,46% -
\n
Di seguito si riporta un\u2019analisi di sensitivit\u00e0 che illustra gli
\n
effetti sulla passivit\u00e0 attuariale per benef\u00edci definiti a segui-
\n
to di variazioni, ragionevolmente possibili alla fine dell\u2019eser-
\n
cizio, di ciascuna singola ipotesi attuariale rilevante adotta-
\n
ta nella stima della predetta passivit\u00e0.
\n
Benef\u00edci
\n
pensionistici
\n
Sconto
\n
energia
\n
Piani
\n
medici
\n
Altri
\n
benef\u00edci
\n
Benef\u00edci
\n
pensionistici
\n
Sconto
\n
energia
\n
Piani
\n
medici
\n
Altri
\n
benef\u00edci
\n
al 31.12.2022 al 31.12.2021
\n
Decremento
\n
0,5% tasso di
\n
attualizzazione
\n
185 2 6 (17) 225 27 11 -
\n
Incremento
\n
0,5% tasso di
\n
attualizzazione
\n
(118) (22) (9) (23) (184) (30) (14) (10)
\n
Incremento 0,5%
\n
tasso di inflazione
\n
16 (11) (8) (21) 2 (4) (2) (6)
\n
Decremento 0,5%
\n
tasso di inflazione
\n
37 (10) 6 (16) 28 (2) 9 (2)
\n
Incremento 0,5%
\n
delle retribuzioni
\n
29 (10) (2) (17) 14 (3) (2) -
\n
Incremento 0,5%
\n
delle pensioni
\n
in corso di
\n
erogazione
\n
28 (10) (2) (20) 14 (3) (2) (5)
\n
Incremento 1%
\n
costi assistenza
\n
sanitaria
\n
- - (147) - - - 20 1
\n
Incremento
\n
di 1 anno
\n
dell\u2019aspettativa di
\n
vita dipendenti in
\n
forza e pensionati
\n
55 (9) 5 (17) 98 (3) 14 (5)
\n
L\u2019analisi di sensitivit\u00e0 sopra indicata \u00e8 stata determinata
\n
applicando una metodologia che estrapola l\u2019effetto sulla
\n
passivit\u00e0 attuariale per benef\u00edci definiti, a seguito della va-
\n
riazione ragionevole di una singola assunzione, lasciando
\n
invariate le altre.
\n
L\u2019ammontare dei contributi che si prevede di versare relati-
\n
vamente ai piani a benef\u00edci definiti nell\u2019esercizio successivo
\n
ammonta a 221 milioni di euro.
\n
Di seguito si illustrano i pagamenti dei benef\u00edci attesi nei
\n
prossimi esercizi per piani a benef\u00edci definiti.
\n
Milioni di euro
\n
al 31.12.2022 al 31.12.2021
\n
Entro 1 anno 427 392
\n
Tra 1 e 2 anni 397 364
\n
Tra 2 e 5 anni 1.124 1.077
\n
Oltre 5 anni 1.826 1.714
\n

\n\n

\n\n

\n

\n\n
Da segnalare un generale aumento dei pagamenti attesi.
\n
Tale incremento \u00e8 dovuto principalmente al Brasile e all\u2019Ar-
\n
gentina.
\n

\n\n\n
40. Fondi rischi e oneri - Euro 7.380 milioni
\n
Milioni di euro
\n
al 31.12.2022 al 31.12.2021
\n
Non corrente Corrente Totale Non corrente Corrente Totale
\n
Fondo contenzioso, rischi e oneri diversi:
\n
- decommissioning nucleare 581 - 581 666 - 666
\n
- smantellamento, rimozione e bonifica del sito 2.686 247 2.933 3.066 203 3.269
\n
- contenzioso legale 652 51 703 790 44 834
\n
- oneri per certificati ambientali - 292 292 - 32 32
\n
- oneri su imposte e tasse 313 26 339 267 28 295
\n
- altri 803 316 1.119 821 347 1.168
\n
Totale 5.035 932 5.967 5.610 654 6.264
\n
Fondo oneri per incentivi all\u2019esodo e altri piani di
\n
ristrutturazione
\n
231 192 423 435 293 728
\n
Fondo per programmi di ristrutturazione legati alla
\n
transizione energetica
\n
789 201 990 1.152 179 1.331
\n
TOTALE 6.055 1.325 7.380 7.197 1.126 8.323
\n
Milioni di euro
\n
Accanto-
\n
namenti Rilasci Utilizzi
\n
Attualiz-
\n
zazione
\n
Accantona-
\n
menti per
\n
fondi sman-
\n
tellamento e
\n
riprisitino
\n
Variazione
\n
perimetro di
\n
consolida-
\n
mento
\n
Differenze
\n
cambio
\n
Altri
\n
movimenti
\n
Riclassifica
\n
\u201cPassivit\u00e0
\n
possedute
\n
per
\n
la vendita\u201d
\n
al
\n
31.12.2021
\n
al
\n
31.12.2022
\n
Fondo contenzioso,
\n
rischi e oneri diversi:
\n
- decommissioning
\n
nucleare
\n
666 - - - 8 (93) - - - - 581
\n
- smantellamento,
\n
rimozione e bonifica
\n
del sito
\n
3.269 201 (135) (167) (12) (207) (2) 16 (1) (29) 2.933
\n
- contenzioso legale 834 239 (123) (162) 59 - - 42 35 (221) 703
\n
- oneri per certificati
\n
ambientali
\n
32 345 (24) (8) - - - - (35) (18) 292
\n
- oneri su imposte e
\n
tasse
\n
295 45 (30) (10) 8 - 8 10 13 - 339
\n
- altri 1.168 375 (79) (309) 11 (2) 39 (3) (38) (43) 1.119
\n
Totale 6.264 1.205 (391) (656) 74 (302) 45 65 (26) (311) 5.967
\n
Fondo oneri per
\n
incentivi all\u2019esodo e altri
\n
piani di ristrutturazione
\n
728 4 (32) (244) (26) - - - (4) (3) 423
\n
Fondo per programmi
\n
di ristrutturazione
\n
legati alla transizione
\n
energetica
\n
1.331 51 (177) (157) (51) - - 2 (4) (5) 990
\n
TOTALE 8.323 1.260 (600) (1.057) (3) (302) 45 67 (34) (319) 7.380
\n
Fondo per decommissioning nucleare
\n
Al 31 dicembre 2022 il fondo accoglie esclusivamente gli
\n
oneri che verranno sostenuti al momento della dismissione
\n
degli impianti nucleari da parte di Enresa, societ\u00e0 pubblica
\n
spagnola incaricata di tale attivit\u00e0 in forza del Regio Decre-
\n
to 1349/2003 e della Legge n. 24/2005. La quantificazione
\n
degli oneri si basa su quanto riportato nel Contratto tipo
\n
tra Enresa e le societ\u00e0 elettriche, approvato dal Ministero
\n
dell\u2019Economia nel settembre del 2001, che regola l\u2019iter di
\n
smantellamento e chiusura degli impianti di generazione
\n
nucleari. L\u2019orizzonte temporale coperto corrisponde al pe-
\n
riodo compreso (tre anni) tra l\u2019interruzione della produzio-
\n
ne e il passaggio a Enresa della gestione dell\u2019impianto (c.d.
\n
\u201cpost-operational costs\u201d) e tiene conto, tra le varie assun-
\n

\n\n

\n\n

\n\n

\n
zioni utilizzate per stimarne l\u2019ammontare, del quantitativo
\n
di combustibile nucleare non consumato previsto alla data
\n
di chiusura di ciascuna delle centrali nucleari spagnole in
\n
base a quanto previsto dal contratto di concessione.
\n
Fondo smantellamento e ripristino impianti
\n
Il fondo \u201csmantellamento e ripristino impianti\u201d accoglie il
\n
valore attuale del costo stimato per lo smantellamento e
\n
la rimozione degli impianti non nucleari in presenza di ob-
\n
bligazioni legali o implicite. Il fondo \u00e8 riconducibile preva-
\n
lentemente al Gruppo Endesa e a Enel Produzione. In par-
\n
ticolare, la variazione del fondo nel corso del 2022 \u00e8 legata
\n
prevalentemente alla rideterminazione dei costi futuri di
\n
smantellamento di alcuni impianti in Iberia e Nord America
\n
nonch\u00e9 agli utilizzi e rilasci di fondi accantonati negli anni
\n
precedenti per far fronte al processo di decarbonizzazione.
\n
Si riporta di seguito la tabella riepilogativa della ripartizione
\n
temporale dei pagamenti relativi al fondo smantellamento
\n
e ripristino impianti.
\n
Milioni di euro
\n
Stratificazione temporale
\n
pagamenti (valore nominale)
\n
Valore
\n
attualizzato
\n
Entro 1 anno 248 247
\n
Oltre 1 anno ed entro i 5 anni 1.221 1.134
\n
Oltre i 5 anni 2.275 1.552
\n
Totale 3.744 2.933
\n
Fondo contenzioso legale
\n
Il fondo \u201ccontenzioso legale\u201d \u00e8 destinato a coprire le pas-
\n
sivit\u00e0 che potrebbero derivare da vertenze giudiziali e da
\n
altro contenzioso. Esso include la stima dell\u2019onere a fron-
\n
te dei contenziosi sorti nell\u2019esercizio, oltre che l\u2019aggiorna-
\n
mento delle stime sulle posizioni sorte negli esercizi pre-
\n
cedenti, in base alle indicazioni dei legali interni ed esterni.
\n
Il saldo dei contenziosi legali \u00e8 prevalentemente ricondu-
\n
cibile alle societ\u00e0 dell\u2019America Latina (395 milioni di euro),
\n
spagnole (169 milioni di euro) e italiane (127 milioni di euro).
\n
La riduzione del fondo rispetto all\u2019esercizio precedente,
\n
pari a 131 milioni di euro, \u00e8 principalmente giustificato da
\n
movimentazione negativa del fondo in Brasile a seguito del
\n
deconsolidamento di Celg-D.
\n
Fondo certificati ambientali
\n
Il fondo \u201ccertificati ambientali\u201d accoglie gli oneri relativi al
\n
deficit di certificati ambientali connessi all\u2019adempimento
\n
di specifici obblighi normativi, nazionali o sovranazionali, in
\n
materia di tutela ambientale ed \u00e8 riconducibile prevalente-
\n
mente all\u2019Iberia (Endesa Energ\u00eda ed Endesa Generaci\u00f3n SA).
\n
Fondo oneri su imposte e tasse
\n
Il fondo \u201coneri su imposte e tasse\u201d accoglie la stima di pas-
\n
sivit\u00e0 derivanti da contenziosi di natura tributaria relativi a
\n
imposte dirette e indirette.
\n
Si precisa che il saldo del fondo accoglie, tra gli altri, l\u2019ac-
\n
cantonamento relativo al contenzioso esistente e a quello
\n
potenziale in materia di Imposta Comunale sugli Immobili
\n
(ICI) e di Imposta Municipale Unica (IMU). In Italia, il Grup-
\n
po ha tenuto conto dell\u2019evoluzione normativa in materia
\n
catastale (che, con decorrenza 1\u00b0 gennaio 2016, ha pre-
\n
visto l\u2019esclusione di macchinari, congegni, attrezzature e
\n
altri impianti funzionali allo specifico processo produttivo
\n
dal calcolo della rendita attribuibile agli immobili censiti
\n
nel gruppo catastale D, fra i quali rientrano le centrali di
\n
produzione di energia elettrica) nella stima delle passivit\u00e0
\n
iscritte in bilancio a fronte di tale fattispecie, sia ai fini della
\n
quantificazione del rischio probabile sui contenziosi gi\u00e0 in-
\n
cardinati, sia ai fini di una ragionevole valutazione di proba-
\n
bili oneri futuri su posizioni non ancora oggetto di rilievi da
\n
parte degli Uffici dell\u2019Agenzia delle Entrate e dei Comuni.
\n\n
Altri fondi rischi e oneri futuri
\n
Gli \u201caltri\u201d fondi si riferiscono a rischi e oneri di varia natura,
\n
connessi principalmente a controversie di carattere rego-
\n
latorio, a contenziosi con enti locali per tributi e canoni od
\n
oneri di varia natura.
\n
La variazione negativa dell\u2019esercizio, pari a 49 milioni di
\n
euro, \u00e8 prevalentemente riconducibile agli utilizzi dei fondi
\n
per indennizzi assicurativi da parte di Enel Global Trading.
\n

\n\n
Fondo oneri per incentivi all\u2019esodo e altri piani
\n
di ristrutturazione
\n
Il \u201cFondo oneri per incentivi all\u2019esodo e altri piani di ristrut-
\n
turazione\u201d accoglie la stima degli oneri connessi alle offerte
\n
per risoluzioni consensuali anticipate del rapporto di lavoro
\n
derivanti da esigenze organizzative. La riduzione dell\u2019an-
\n
no pari a 305 milioni di euro risente prevalentemente degli
\n
utilizzi riferiti ai fondi di incentivazione istituiti negli esercizi
\n
precedenti in Spagna (Acuerdo de Salida Voluntaria) e in
\n
Italia per far fronte alla risoluzione anticipata del rapporto
\n
di lavoro di alcuni dipendenti.
\n
Fondo per programmi di ristrutturazione legati
\n
alla transizione energetica
\n
Enel, nel suo ruolo di leader nella transizione energetica, ha
\n
posto al centro della propria strategia la decarbonizzazio-
\n
ne e la crescita delle rinnovabili nel mondo.
\n
In tale contesto, Enel ha avviato la ristrutturazione delle
\n

\n\n

\n\n

\n

\n

\n

\n\n
attivit\u00e0 derivanti dal processo di transizione energetica che
\n
coinvolge gli impianti di generazione da fonti termiche nelle
\n
geografie in cui il Gruppo opera. La conseguente revisione
\n
dei processi e dei modelli operativi richiede cambiamenti di
\n
ruoli e competenze dei dipendenti che il Gruppo intende at-
\n
tuare con piani altamente sostenibili basati su programmi di
\n
redeployment, con importanti piani di upskilling e reskilling e
\n
con il raggiungimento di accordi volontari individuali di pre-
\n
pensionamento. La transizione energetica si basa inoltre su
\n
un progressivo e significativo sviluppo di strumenti digitali in
\n
quanto la digitalizzazione \u00e8 fondamentale per fornire rispo-
\n
ste alle molteplici forze esterne e assumere decisioni con-
\n
sapevoli e ben ponderate a ogni livello nell\u2019ambito dell\u2019orga-
\n
nizzazione del Gruppo.
\n
A tal proposito \u00e8 stato quindi costituito nel corso del 2020
\n
un fondo per programmi di ristrutturazione, che al 31 di-
\n
cembre 2022 ammonta a 990 milioni di euro, riconducibile
\n
prevalentemente a Spagna e Italia, e accoglie la stima dei
\n
costi che il Gruppo sosterr\u00e0, a seguito dell\u2019accelerazione
\n
della transizione energetica, per tutte le attivit\u00e0, dirette e
\n
indirette, legate alla revisione dei processi e dei modelli ope-
\n
rativi oltrech\u00e9 dei ruoli e delle competenze dei dipendenti.
\n

\n\n\n
41. Altre passivit\u00e0 finanziarie non correnti - Euro - milioni
\n
Milioni di euro
\n
al 31.12.2022 al 31.12.2021 2022-2021
\n
Altre passivita finanziarie non correnti - 120 (120) -
\n
Totale - 120 (120) -
\n
La variazione delle \u201cAltre passivit\u00e0 finanziarie non correnti\u201d,
\n
pari a 120 milioni di euro, \u00e8 relativa alla diminuzione della
\n
quota non corrente dei debiti relativi al deficit del sistema
\n
elettrico spagnolo che erano inclusi nell\u2019indebitamento fi-
\n
nanziario netto.
\n

\n\n\n

\n\n

\n\n

\n

\n

\n
42. Altre passivit\u00e0 non correnti - Euro 4.246 milioni
\n\n
Milioni di euro
\n
al 31.12.2022 al 31.12.2021 2022-2021
\n
Ratei e risconti passivi operativi 347 498 (151) -30,3%
\n
Altre partite 3.899 4.027 (128) -3,2%
\n
Totale 4.246 4.525 (279) -6,2%
\n

\n\n
La variazione delle \u201cAltre partite\u201d risente della diminuzione
\n
\u201cAltri debiti tributari maggiori di 12 mesi\u201d per 45 milioni di
\n
euro e della diminuzione degli \u201cAltri debiti diversi\u201d princi-
\n
palmente in Brasile e relativi all\u2019esito del contenzioso PIS/
\n
COFINS nel Paese (gi\u00e0 dettagliato nelle \u201cAltre attivit\u00e0 non
\n
correnti\u201d) per 351 milioni di euro, solo parzialmente com-
\n
pensata dall\u2019aumento dei \u201cDebiti per tax partnership\u201d in
\n
Nord America per 323 milioni di euro.
\n

\n\n

\n\n

\n\n\n

\n\n

\n\n

\n

\n

\n

\n

\n
43. Altre passivit\u00e0 correnti - Euro 11.713 milioni
\n\n

\n\n
Milioni di euro
\n
al 31.12.2022 al 31.12.2021 2022-2021
\n
Debiti diversi verso clienti 2.094 1.950 144 7,4%
\n
Debiti verso operatori istituzionali di mercato 2.115 2.961 (846) -28,6%
\n
Debiti verso il personale 519 471 48 10,2%
\n
Debiti tributari diversi 1.046 1.274 (228) -17,9%
\n
Debiti verso istituti di previdenza 215 205 10 4,9%
\n
Contingent consideration 46 45 1 2,2%
\n
Debiti per opzioni di vendita concesse a minoranze azionarie - 4 (4) -
\n
Ratei e risconti passivi correnti 441 395 46 11,6%
\n
Debiti per dividendi 2.228 2.191 37 1,7%
\n
Altri debiti 3.009 3.463 (454) -13,1%
\n
Totale 11.713 12.959 (1.246) -9,6%
\n

\n\n

\n\n

\n\n

\n\n

\n\n

\n\n

\n

\n

\n

\n\n

\n\n

\n\n

\n
La variazione delle \u201cAltre passivit\u00e0 correnti\u201d \u00e8 essenzial-
\n
mente dovuta:
\n
\u2022 alla riduzione dei \u201cDebiti verso operatori istituzionali di
\n
mercato\u201d riconducibile principalmente all\u2019Italia per il de-
\n
cremento dei debiti verso la Cassa per i Servizi Energeti-
\n
ci e Ambientali determinato dall\u2019aggiornamento delle ta-
\n
riffe in vigore per l\u2019anno 2022 con le delibere n. 35/2022,
\n
n. 141/2022, n. 295/2022 e n. 462/2022 dell\u2019Autorit\u00e0 di
\n
Regolazione per Energia Reti e Ambiente (ARERA), con
\n
le quali sono state azzerate completamente le aliquote
\n
degli oneri di sistema per tutte le tipologie di utenza a
\n
partire dal 1\u00b0 gennaio 2022;
\n\n
\u2022 alla riduzione dei \u201cDebiti tributari diversi\u201d dovuta princi-
\n
palmente all\u2019Italia a seguito dell\u2019avvio nel 2021 della liqui-
\n
dazione di Gruppo ai fini IVA da parte della Capogruppo
\n
Enel SpA;
\n

\n\n
\u2022 alla riduzione degli \u201cAltri debiti\u201d riconducibile soprattutto
\n
all\u2019Italia per la riduzione dei derivati scaduti su commo-
\n
dity energetiche.
\n

\n\n

\n\n

\n\n\n
44. Debiti commerciali - Euro 17.641 milioni
\n
La voce, pari a 17.641 milioni di euro (16.959 milioni di euro
\n
al 31 dicembre 2021), accoglie i debiti per forniture di ener-
\n
gia, combustibili, materiali, apparecchi relativi ad appalti e
\n
prestazioni diverse.
\n
Nello specifico, i debiti commerciali con scadenza inferio-
\n
re a 12 mesi ammontano a 17.605 milioni di euro (16.865
\n
milioni di euro al 31 dicembre 2021) mentre quelli con sca-
\n
denza superiore a 12 mesi sono pari a 36 milioni di euro
\n
(94 milioni di euro al 31 dicembre 2021).
\n

\n\n\n
45. Altre passivit\u00e0 finanziarie correnti - Euro 853 milioni
\n
Milioni di euro
\n
al 31.12.2022 al 31.12.2021 2022-2021
\n
Ratei e risconti finanziari passivi 710 539 171 31,7%
\n
Altre partite 143 86 57 66,3%
\n
Totale 853 625 228 36,5%
\n
L\u2019incremento delle altre passivit\u00e0 finanziarie correnti \u00e8 ri-
\n
conducibile principalmente ai maggiori ratei e risconti fi-
\n
nanziari passivi, in aumento di 171 milioni di euro, in conse-
\n
guenza dei maggiori ratei passivi sui prestiti obbligazionari.
\n
Le altre partite fanno riferimento prevalentemente a debiti
\n
per interessi maturati.
\n

\n\n

\n\n

\n
Informazioni sul Rendiconto finanziario consolidato
\n\n
46. Flussi finanziari
\n
Milioni di euro
\n
2022 2021 2022-2021
\n
Disponibilit\u00e0 e mezzi equivalenti all\u2019inizio dell\u2019esercizio
\n
(1)
\n
8.990 6.002 2.988
\n
Cash flow da attivit\u00e0 operativa
\n
(2)
\n
8.674 9.915 (1.241)
\n
di cui discontinued operation (391) 280
\n
Cash flow da attivit\u00e0 di investimento/disinvestimento (13.626) (10.875) (2.751)
\n
di cui discontinued operation (351) (453)
\n
Cash flow da attivit\u00e0 di finanziamento
\n
(2)
\n
7.369 3.931 3.438
\n
di cui discontinued operation 656 118
\n
Effetto variazione cambi su disponibilit\u00e0 liquide e mezzi equivalenti 136 17 119
\n
Disponibilit\u00e0 e mezzi equivalenti alla fine dell\u2019esercizio
\n
(3)
\n
11.543 8.990 2.553
\n
(1) Di cui \u201cDisponibilit\u00e0 liquide e mezzi equivalenti\u201d per 8.315 milioni di euro al 1\u00b0 gennaio 2022 (5.266 milioni di euro al 1\u00b0 gennaio 2021), \u201cTitoli a breve\u201d pari a 88
\n
milioni di euro al 1\u00b0 gennaio 2022 (67 milioni di euro al 1\u00b0 gennaio 2021) e \u201cDisponibilit\u00e0 liquide e mezzi equivalenti\u201d delle \u201cAttivit\u00e0 possedute per la vendita\u201d
\n
pari a 44 milioni di euro al 1\u00b0 gennaio 2022 (29 milioni di euro al 1\u00b0 gennaio 2021) e \u201cDisponibilit\u00e0 liquide e mezzi equivalenti\u201d delle \u201cdiscontinued operation\u201d
\n
pari a 543 milioni di euro al 1\u00b0 gennaio 2022 (640 milioni di euro al 1\u00b0 gennaio 2021).
\n
(2) Per una migliore rappresentazione, ai soli fini comparativi, sono stati riclassificati i proventi e oneri finanziari realizzati riferiti ai soli finanziamenti in valuta in
\n
una nuova voce \u201cIncassi/(Pagamenti) legati a derivati connessi a finanziamenti\u201d, inclusa nella sezione del cash flow da attivit\u00e0 di finanziamento.
\n
(3) Di cui \u201cDisponibilit\u00e0 liquide e mezzi equivalenti\u201d per 11.041 milioni di euro al 31 dicembre 2022 (8.315 milioni di euro al 31 dicembre 2021), \u201cTitoli a breve\u201d pari
\n
a 78 milioni di euro al 31 dicembre 2022 (88 milioni di euro al 31 dicembre 2021) e \u201cDisponibilit\u00e0 liquide e mezzi equivalenti\u201d delle \u201cAttivit\u00e0 possedute per la
\n
vendita\u201d pari a 98 milioni di euro al 31 dicembre 2022 (44 milioni di euro al 31 dicembre 2021) e delle attivit\u00e0 \u201cdiscontinued operation\u201d per 326 milioni di euro
\n
al 31 dicembre 2022 (543 milioni di euro al 31 dicembre 2021).
\n
Il cash flow da attivit\u00e0 operativa nell\u2019esercizio 2022 \u00e8 posi-
\n
tivo per 8.674 milioni di euro, in riduzione di 1.241 milioni di
\n
euro rispetto al valore dell\u2019esercizio precedente, prevalen-
\n
temente per effetto del maggior fabbisogno connesso alla
\n
variazione del capitale circolante netto.
\n
Il cash flow da attivit\u00e0 di investimento nell\u2019esercizio 2022
\n
ha assorbito liquidit\u00e0 per 13.626 milioni di euro, mentre nel
\n
2021 ne aveva assorbita per 10.875 milioni di euro.
\n
In particolare, gli investimenti in attivit\u00e0 materiali, immate-
\n
riali, investimenti immobiliari e attivit\u00e0 derivanti da contratti
\n
con i clienti, pari a 14.503 milioni di euro (inclusivi di 156
\n
milioni di euro riclassificati come disponibili per la vendita),
\n
sono in crescita rispetto al corrispondente periodo dell\u2019e-
\n
sercizio precedente.
\n
Gli investimenti in imprese o rami di imprese, espressi al
\n
netto delle disponibilit\u00e0 liquide e mezzi equivalenti acqui-
\n
siti, ammontano a 1.275 milioni di euro e si riferiscono pre-
\n
valentemente all\u2019acquisizione da parte di Enel Produzione
\n
SpA del 100% della societ\u00e0 ERG Hydro Srl (ora Enel Hydro
\n
Appennino Centrale S.r.l), per un corrispettivo pagato di
\n
1.196 milioni di euro al netto della cassa acquisita di 69 mi-
\n
lioni di euro.
\n
Le dismissioni di imprese o rami di imprese, espresse al
\n
netto delle disponibilit\u00e0 liquide e mezzi equivalenti ceduti,
\n
sono pari a 2.032 milioni di euro e si riferiscono prevalen-
\n
temente:
\n
\u2022 alla cessione da parte di Enel Green Power SpA alla so-
\n
ciet\u00e0 Al Rayyan Holding LLC (controllata da Qatar Invest-
\n
ment Autority) del 50% della partecipazione detenuta
\n
nella societ\u00e0 EGP Matimba NewCo 1 Srl, titolare indiret-
\n
tamente di sei progetti in Sudafrica (corrispettivo di 102
\n
milioni di euro al netto della cassa ceduta di 6 milioni di
\n
euro);
\n
\u2022 alla cessione da parte di Enel X Germany dell\u2019intera quota
\n
detenuta nelle societ\u00e0 Cremzow KG e Cremzow Verwal-
\n
tungs (corrispettivo di 8 milioni di euro al netto della cas-
\n
sa ceduta di 4 milioni di euro);
\n
\u2022 alla cessione da parte di Enel Brasil SA dell\u2019intera quota
\n
detenuta in CGTF - Central Geradora Termel\u00e9trica Forta-
\n
leza SA (corrispettivo di 29 milioni di euro al netto della
\n
cassa ceduta di 60 milioni di euro);
\n
\u2022 alla cessione dell\u2019intera partecipazione detenuta da Enel
\n
SpA in PJSC Enel Russia, pari al 56,43% del capitale so-
\n
ciale di quest\u2019ultima, a PJSC Lukoil e al Closed Combined
\n
Mutual Investment Fund \u201cGazprombank-Frezia\u201d (corri-
\n
spettivo di 20 milioni di euro al netto della cassa ceduta
\n
di 117 milioni di euro);
\n
\u2022 alla cessione dell\u2019intera partecipazione, detenuta da Enel
\n
Chile SA in Enel Transmisi\u00f3n Chile SA, societ\u00e0 cilena di
\n
trasmissione di energia elettrica, a Sociedad Transmiso-
\n
ra Metropolitana SpA, controllata da Inversiones Grupo
\n
Saesa Ltda, per un corrispettivo complessivo di 1.342
\n
milioni di euro;
\n
\u2022 alla cessione del 50% della controllata Gridspertise Srl,
\n
interamente detenuta da Enel, al fondo di private equi-
\n

\n\n

\n\n

\n

\n\n
ty internazionale CVC Capital Partners Fund VIII, per un
\n
corrispettivo complessivo di 272 milioni di euro al netto
\n
della cassa ceduta di 27 milioni di euro;
\n
\u2022 alla cessione dell\u2019intera partecipazione detenuta da Enel
\n
Am\u00e9ricas nella societ\u00e0 brasiliana di distribuzione di ener-
\n
gia elettrica Celg Distribui\u00e7\u00e3o SA - Celg-D (Enel Goi\u00e1s)
\n
pari a circa il 99,9% del capitale sociale di quest\u2019ultima,
\n
a Equatorial Participa\u00e7\u00f5es e Investimentos SA, societ\u00e0
\n
controllata da Equatorial Energia SA, per un corrispetti-
\n
vo complessivo di 259 milioni di euro al netto della cassa
\n
ceduta di 10 milioni di euro
\n
La liquidit\u00e0 generata dalle altre attivit\u00e0 di investimento/
\n
disinvestimento del 2022 \u00e8 pari a 120 milioni di euro e si
\n
riferisce principalmente:
\n
\u2022 alla cessione dell\u20191,1% della partecipazione detenuta da
\n
Enel X International in Ufinet, con un corrispettivo netto
\n
incassato di 73 milioni di euro;
\n
\u2022 alla vendita da parte di Enel Kansas LLC del 50% della
\n
partecipazione detenuta nella societ\u00e0 Rocky Caney Hol-
\n
dings LLC e nella societ\u00e0 EGPNA Renewable Energy Par-
\n
tners per un corrispettivo complessivo di 94 milioni di
\n
euro;
\n
\u2022 all\u2019acquisizione del 50% del capitale di Mooney per un
\n
corrispettivo pagato di 225 milioni di euro;
\n
\u2022 alla cessione da parte di Enel Green Power Canada Inc.
\n
del 49% della partecipazione detenuta nelle societ\u00e0 Pin-
\n
cher Creek LP e Riverview LP per un corrispettivo di 56
\n
milioni di euro;
\n
\u2022 a disinvestimenti minori prevalentemente in Italia, Iberia,
\n
Nord America e America Latina.
\n
Il cash flow da attivit\u00e0 di finanziamento ha generato liqui-
\n
dit\u00e0 per complessivi 7.369 milioni di euro, mentre nell\u2019eser-
\n
cizio 2021 ne aveva generata per 3.931 milioni di euro. Il
\n
flusso dell\u2019esercizio 2022 \u00e8 sostanzialmente relativo:
\n
\u2022 all\u2019incremento netto quale saldo tra rimborsi, nuove ac-
\n
censioni e altre variazioni di debiti finanziari per 12.420
\n
milioni di euro;
\n
\u2022 al pagamento dei dividendi per 4.901 milioni di euro, cui
\n
si aggiungono 123 milioni di euro pagati a titolari di ob-
\n
bligazioni ibride perpetue;
\n
\u2022 agli aumenti di capitale effettuati in societ\u00e0 controllate
\n
con presenza di soci minoritari per 12 milioni di euro, in
\n
particolare in Australia.
\n
Nel 2022 il cash flow da attivit\u00e0 di investimento pari a
\n
13.626 milioni di euro ha interamente assorbito il cash flow
\n
generato dall\u2019attivit\u00e0 operativa per 8.674 milioni di euro e
\n
per la differenza si \u00e8 fatto ricorso ad attivit\u00e0 di finanzia-
\n
mento per complessivi 7.369 milioni di euro. La differenza
\n
trova riscontro nell\u2019incremento delle disponibilit\u00e0 liquide e
\n
mezzi equivalenti che al 31 dicembre 2022 risultano pari a
\n
11.543 milioni di euro a fronte di 8.990 milioni di euro a fine
\n
2021. Tale variazione risente anche degli effetti connessi
\n
all\u2019andamento positivo dei cambi delle diverse valute locali
\n
rispetto all\u2019euro per 136 milioni di euro.
\n

\n\n\n
47. Posizione finanziaria netta e crediti finanziari e titoli a lungo termine
\n
- Euro 60.068 milioni
\n
La tabella seguente mostra la ricostruzione della \u201cPosizio-
\n
ne finanziaria netta e crediti finanziari e titoli a lungo ter-
\n
mine\u201d a partire dalle voci presenti nello schema di Stato
\n
patrimoniale consolidato.
\n
Milioni di euro
\n
Note
\n
al 31.12.2022 al 31.12.2021 2022-2021
\n
Finanziamenti a lungo termine 38 68.191 54.500 13.691 25,1%
\n
Altri debiti finanziari non correnti
\n
(1)
\n
41 - 120 (120) -
\n
Finanziamenti a breve termine 38 18.392 13.306 5.086 38,2%
\n
Altri debiti finanziari correnti
\n
(2)
\n
-12(12) -
\n
Quota corrente dei finanziamenti a lungo termine 38 2.835 4.031 (1.196) -29,7%
\n
Attivit\u00e0 finanziarie non correnti incluse nell\u2019indebitamento 29.1 (4.213) (2.692) (1.521) -56,5%
\n
Attivit\u00e0 finanziarie correnti incluse nell\u2019indebitamento 30.1 (13.501) (8.467) (5.034) -59,5%
\n
Disponibilit\u00e0 liquide e mezzi equivalenti 35 (11.041) (8.858) (2.183) -24,6%
\n
Derivati netti su cambio connesso a finanziamenti
\n
(3)
\n
(595) (259) (336) -
\n
Totale
\n
(3)
\n
60.068 51.693 8.375 16,2%
\n
(1) La voce \u201cAltri debiti finanziari non correnti\u201d \u00e8 rappresentata dalla voce \u201cAltre passivit\u00e0 finanziarie non correnti\u201d dello Stato patrimoniale.
\n
(2) La voce \u201cAltri debiti finanziari correnti\u201d \u00e8 inclusa nella voce \u201cAltre passivit\u00e0 finanziarie correnti\u201d dello Stato patrimoniale.
\n
(3) Ai fini di una migliore comparabilit\u00e0 dei dati, si \u00e8 reso necessario rideterminare l\u2019indebitamento finanziario netto al 31 dicembre 2021 secondo la nuova
\n
modalit\u00e0 di rappresentazione dell\u2019indebitamento finanziario netto del Gruppo Enel.
\n

\n\n

\n\n

\n\n
Il prospetto della posizione finanziaria netta \u00e8 in linea con
\n
l\u2019Orientamento n. 39 emanato il 4 marzo 2021 dall\u2019ESMA,
\n
applicabile dal 5 maggio 2021, e con il Richiamo di Atten-
\n
zione n. 5/2021 emesso dalla CONSOB il 29 aprile 2021,
\n
che ha sostituito i riferimenti alle raccomandazioni CESR e
\n
quelli presenti nella Comunicazione n. DEM/6064293 del
\n
28 luglio 2006 in materia di posizione finanziaria netta.
\n
Nel seguito viene riportata la posizione finanziaria netta, ri-
\n
spettivamente al 31 dicembre 2022 e al 31 dicembre 2021,
\n
riconciliata con l\u2019indebitamento finanziario netto predispo-
\n
sto secondo le modalit\u00e0 di rappresentazione del Gruppo
\n
Enel.
\n
Milioni di euro
\n
al 31.12.2022 al 31.12.2021 2022-2021
\n
Liquidit\u00e0
\n
Denaro e valori in cassa 35 8 27 -
\n
Depositi bancari e postali 8.968 8.118 850 10,5%
\n
Disponibilit\u00e0 liquide 9.003 8.126 877 10,8%
\n
Mezzi equivalenti a disponibilit\u00e0 liquide 2.038 732 1.306 -
\n
Titoli 78 88 (10) -11,4%
\n
Crediti finanziari a breve termine 10.585 6.841 3.744 54,7%
\n
Quota corrente crediti finanziari a lungo termine 2.838 1.538 1.300 84,5%
\n
Altre attivit\u00e0 finanziarie correnti 13.501 8.467 5.034 59,5%
\n
Liquidit\u00e0 24.542 17.325 7.217 41,7%
\n
Indebitamento finanziario corrente
\n
Debiti verso banche (1.320) (1.329) 9 0,7%
\n
Commercial paper (13.838) (10.708) (3.130) -29,2%
\n
Altri debiti finanziari correnti
\n
(1)
\n
(3.234) (1.281) (1.953) -
\n
Debito finanziario corrente (inclusi gli strumenti di debito) (18.392) (13.318) (5.074) -38,1%
\n
Quota corrente di finanziamenti bancari (890) (989) 99 10,0%
\n
Quota corrente debiti per obbligazioni emesse (1.612) (2.700) 1.088 40,3%
\n
Quota corrente debiti verso altri finanziatori (333) (342) 9 2,6%
\n
Quota corrente del debito finanziario non corrente (2.835) (4.031) 1.196 29,7%
\n
Indebitamento finanziario corrente 21.227 (17.349) (3.878) -22,4%
\n
Indebitamento finanziario corrente netto 3.315 (24) 3.339 -
\n
Indebitamento finanziario non corrente
\n
Debiti verso banche e istituti finanziatori (15.261) (12.579) (2.682) -21,3%
\n
Debiti verso altri finanziatori
\n
(2)
\n
(2.851) (2.942) 91 3,1%
\n
Debito finanziario non corrente (esclusi la parte corrente
\n
e gli strumenti di debito)
\n
(18.112) (15.521) (2.591) -16,7%
\n
Obbligazioni (50.079) (39.099) 10.980 -28,1%
\n
Debiti commerciali e altri debiti non correnti non remunerati che
\n
presentano una significativa componente di finanziamento
\n
----
\n
Indebitamento finanziario non corrente (68.191) (54.620) (13.571) -24,8%
\n
Attivit\u00e0 finanziarie inerenti alle \u201cAttivit\u00e0 classificate come possedute
\n
per la vendita\u201d
\n
543 85 458 -
\n
Passivit\u00e0 finanziarie inerenti alle \u201cPassivit\u00e0 incluse in gruppi in dismissione
\n
classificate come possedute per la vendita\u201d
\n
(1.435) (784) (651) -83,0%
\n
Totale indebitamento finanziario
\n
come da Comunicazione CONSOB
\n
(65.768) (55.343) (10.425) -18,8%
\n
Crediti finanziari non correnti e titoli a lungo termine 4.213 2.692 1.521 56,5%
\n
Derivati netti su cambio connesso a finanziamenti
\n
(3)
\n
595 259 336 -
\n
( - ) Attivit\u00e0 finanziarie inerenti alle \u201cAttivit\u00e0 classificate come possedute
\n
per la vendita\u201d
\n
(543) (85) (458) -
\n
( - ) Passivit\u00e0 finanziarie inerenti alle \u201cPassivit\u00e0 incluse in gruppi in
\n
dismissione classificate come possedute per la vendita\u201d
\n
1.435 784 651 83,0%
\n
INDEBITAMENTO FINANZIARIO NETTO
\n
(3)
\n
(60.068) (51.693) (8.375) -16,2%
\n
(1) Include i \u201cDebiti finanziari correnti\u201d ricompresi nelle \u201cAltre passivit\u00e0 finanziarie correnti\u201d dello Stato patrimoniale.
\n
(2) Include gli \u201cAltri debiti finanziari non correnti\u201d esposti nella voce \u201cAltre passivit\u00e0 finanziarie non correnti\u201d dello Stato patrimoniale.
\n
(3) Ai fini di una migliore comparabilit\u00e0 dei dati, si \u00e8 reso necessario rideterminare l\u2019indebitamento finanziario netto al 31 dicembre 2021 secondo la nuova
\n
modalit\u00e0 di rappresentazione dell\u2019indebitamento finanziario netto del Gruppo Enel.
\n

\n\n

\n\n

\n

\n\n
Si precisa che nella posizione netta ai fini CONSOB non
\n
sono inclusi n\u00e9 i derivati designati in hedge accounting n\u00e9
\n
quelli di trading in quanto negoziati con finalit\u00e0 di coper-
\n
tura gestionale.
\n
Al 31 dicembre 2022 tali attivit\u00e0 e passivit\u00e0 finanziarie sono
\n
esposte separatamente nello schema di Stato patrimonia-
\n
le nelle seguenti voci: \u201cDerivati finanziari attivi non correnti\u201d
\n
per 3.970 milioni di euro (2.772 milioni di euro al 31 dicem-
\n
bre 2021), \u201cDerivati finanziari attivi correnti\u201d per 14.830 mi-
\n
lioni di euro (22.791 milioni di euro al 31 dicembre 2021),
\n
\u201cDerivati finanziari passivi non correnti\u201d per 5.895 milioni di
\n
euro (3.339 milioni di euro al 31 dicembre 2021), e \u201cDerivati
\n
finanziari passivi correnti\u201d per 16.141 milioni di euro (24.607
\n
milioni di euro al 31 dicembre 2021).
\n
Inoltre, ai fini di una migliore rappresentazione dell\u2019indebi-
\n
tamento finanziario netto del Gruppo Enel, \u00e8 stato deciso
\n
di includere il fair value dei cross currency swap stipulati a
\n
copertura dei finanziamenti in valuta estera verso contro-
\n
parti esterne. Per un maggior approfondimento sulla clas-
\n
sificazione di tali derivati si rimanda alla nota 51 \u201cDerivati ed
\n
hedge accounting\u201d.
\n

\n\n
Strumenti finanziari
\n\n

\n
48. Strumenti finanziari per categoria
\n
Nella presente nota si forniscono le disclosure necessarie
\n
per la valutazione della significativit\u00e0 degli strumenti fi-
\n
nanziari per la posizione finanziaria e la performance del
\n
Gruppo.
\n\n
48.1 Attivit\u00e0 finanziarie per categoria
\n
La tabella seguente indica il valore contabile di ciascuna
\n
categoria delle attivit\u00e0 finanziarie previste dall\u2019IFRS 9, di-
\n
stinte tra attivit\u00e0 finanziarie correnti e non correnti, espo-
\n
nendo separatamente i derivati di copertura e i derivati mi-
\n
surati al fair value rilevato a Conto economico.
\n
Milioni di euro Non correnti Correnti
\n
Note
\n
al 31.12.2022 al 31.12.2021 al 31.12.2022 al 31.12.2021
\n
Attivit\u00e0 finanziarie al costo ammortizzato 48.1.1 5.731 4.092 40.057 34.671
\n
Attivit\u00e0 finanziarie al FVOCI 48.1.2 901 706 279 144
\n
Attivit\u00e0 finanziarie al fair value rilevato a Conto economico
\n
Derivati attivi al FVTPL 48.1.3 473 277 12.075 19.664
\n
Altre attivit\u00e0 finanziarie al FVTPL 48.1.3 3.442 2.662 1.049 141
\n
Totale attivit\u00e0 finanziarie al fair value rilevato a Conto economico 3.915 2.939 13.124 19.805
\n
Derivati attivi designati come strumenti di copertura
\n
Derivati di fair value hedge 48.1.4 37 61 - -
\n
Derivati di cash flow hedge 48.1.4 3.460 2.434 2.755 3.127
\n
Totale derivati attivi designati come strumenti di copertura 3.497 2.495 2.755 3.127
\n
TOTALE 14.044 10.232 56.215 57.747
\n
Per maggiori informazioni sulla rilevazione e classificazione
\n
dei derivati attivi correnti e non correnti si prega di far rife-
\n
rimento alla nota 51 \u201cDerivati ed hedge accounting\u201d.
\n
Per maggiori informazioni sulla valutazione al fair value si
\n
prega di far riferimento alla nota 52 \u201cAttivit\u00e0 e passivit\u00e0 mi-
\n
surate al fair value\u201d.
\n

\n\n

\n\n

\n\n

\n\n
\n

\n

\n

\n\n
\n\n
\n
\n
48.1.1 Attivit\u00e0 finanziarie valutate al costo ammortizzato
\n
La tabella seguente espone le attivit\u00e0 finanziarie valutate al
\n
costo ammortizzato per natura, suddivise in attivit\u00e0 finan-
\n
ziarie correnti e non correnti.
\n\n
Milioni di euro Non correnti Correnti
\n
Note
\n
al 31.12.2022 al 31.12.2021 Note al 31.12.2022 al 31.12.2021
\n
Disponibilit\u00e0 liquide e mezzi equivalenti - - 35 10.169 8.759
\n
Crediti commerciali 34 1.388 1.301 34 15.217 14.775
\n
Quota corrente di crediti finanziari a lungo termine - - 30.1 2.838 1.538
\n
Cash collateral - - 30.1 8.319 6.485
\n
Altri crediti finanziari 29.1 3.766 2.289 30.1 2.090 315
\n
Attivit\u00e0 finanziarie da accordi per servizi in concessione al costo
\n
ammortizzato
\n
29 295 260 29 12 64
\n
Altre attivit\u00e0 finanziarie al costo ammortizzato 282 242 1.412 2.735
\n
Totale 5.731 4.092 40.057 34.671
\n
\n\n
Impairment delle attivit\u00e0 finanziarie valutate al costo
\n
ammortizzato
\n
Le attivit\u00e0 finanziarie valutate al costo ammortizzato am-
\n
montano a 45.788 milioni di euro al 31 dicembre 2022
\n
(38.763 milioni di euro al 31 dicembre 2021) e sono rile-
\n
vate al netto del fondo perdite attese, pari a 4.087 milioni
\n
di euro al 31 dicembre 2022 (4.051 milioni di euro alla fine
\n
dell\u2019esercizio precedente).
\n
Il Gruppo detiene essenzialmente le seguenti tipologie di
\n
attivit\u00e0 finanziarie valutate al costo ammortizzato e sotto-
\n
poste a impairment:
\n
\u2022 disponibilit\u00e0 liquide e mezzi equivalenti;
\n
\u2022 crediti commerciali e attivit\u00e0 derivanti da contratti con
\n
clienti;
\n
\u2022 crediti finanziari; e
\n
\u2022 altre attivit\u00e0 finanziarie.
\n
Bench\u00e9 le disponibilit\u00e0 liquide e mezzi equivalenti siano
\n
state assoggettate a impairment in base all\u2019IFRS 9, la per-
\n
dita attesa identificata risulta trascurabile.
\n\n
La perdita attesa (Expected Credit Loss, ECL) \u2013 calcolata
\n
utilizzando la probabilit\u00e0 di default (PD), la perdita in caso
\n
di default (LGD) e l\u2019esposizione al rischio in caso di default
\n
(EAD) \u2013 \u00e8 la differenza fra i flussi finanziari dovuti in base al
\n
contratto e i flussi finanziari attesi (comprensivi dei manca-
\n
ti incassi) attualizzati usando il tasso di interesse effettivo
\n
originario.
\n
Ai fini del calcolo dell\u2019ECL, il Gruppo applica due diversi ap-
\n
procci:
\n
\u2022 l\u2019approccio generale, per le attivit\u00e0 finanziarie diverse
\n
da crediti commerciali, le attivit\u00e0 derivanti da contratti
\n
con i clienti e i crediti per leasing. Tale metodo si applica
\n
verificando se vi \u00e8 stato un incremento significativo del
\n
rischio di credito rispetto all\u2019iscrizione iniziale, mediante
\n
confronto tra la probabilit\u00e0 di default all\u2019origination e la
\n
probabilit\u00e0 di default alla data di riferimento del bilancio.
\n
In base ai risultati di tale verifica, si rileva un fondo per-
\n
dite attese, calcolato in base alle perdite attese previste
\n
per i successivi 12 mesi (ECL a 12 mesi) o lungo tutta la
\n
vita dell\u2019attivit\u00e0 (ECL Lifetime) (c.d. \u201cstaging\u201d):
\n
\u2013 l\u2019ECL a 12 mesi, per le attivit\u00e0 finanziarie che non han-
\n
no sub\u00edto un incremento significativo del rischio di
\n
credito rispetto alla rilevazione iniziale;
\n
\u2013 l\u2019ECL Lifetime, per le attivit\u00e0 finanziarie che hanno
\n
sub\u00edto un incremento significativo del rischio di cre-
\n
dito o che risultano deteriorate (ossia, in default sulla
\n
base di informazioni relative allo scaduto);
\n
\u2022 l\u2019approccio semplificato, per i crediti commerciali, le atti-
\n
vit\u00e0 derivanti da contratti con i clienti e crediti per leasing
\n
con o senza componente finanziaria significativa, in base
\n
alla ECL Lifetime senza tracciare le variazioni del rischio
\n
di credito.
\n
La rettifica forward-looking potr\u00e0 essere applicata consi-
\n
derando informazioni qualitative e quantitative al fine di
\n
riflettere eventi e scenari macroeconomici futuri che po-
\n
trebbero influenzare il rischio del portafoglio o dello stru-
\n
mento finanziario.
\n
In base alla natura delle attivit\u00e0 finanziarie e delle informa-
\n
zioni disponibili sul rischio di credito, la verifica dell\u2019incre-
\n
mento significativo del rischio di credito pu\u00f2 essere effet-
\n
tuata su:
\n
\u2022 base individuale, in presenza di crediti singolarmente
\n
significativi e per tutti i crediti che sono verificati singo-
\n
larmente ai fini dell\u2019impairment in base a informazioni
\n
ragionevoli e supportabili;
\n
\u2022 base collettiva, quando il reperimento di informazioni ra-
\n
gionevoli e supportabili per verificare le perdite attese su
\n
base individuale richiederebbe costi o sforzi eccessivi.
\n
Quando non ci sono ragionevoli aspettative di recuperare
\n
un\u2019attivit\u00e0 finanziaria integralmente o parzialmente, si pro-
\n
ceder\u00e0 a ridurre direttamente il suo valore contabile lordo.
\n
L\u2019eliminazione contabile (ossia, write-off) costituisce un
\n
evento di derecognition (per es., estinzione, trasferimento
\n
o scadenza del diritto a incassare dei flussi finanziari).
\n
\n
\n\n
\n\n
\n\n

\n\n

\n\n

\n\n

\n\n
\n\n
La tabella che segue indica le perdite attese rilevate per le
\n
attivit\u00e0 finanziarie valutate al costo ammortizzato in base
\n
all\u2019approccio generale e semplificato.
\n
Milioni di euro al 31.12.2022 al 31.12.2021
\n
Importo lordo
\n
Fondo perdite
\n
attese Totale Importo lordo
\n
Fondo perdite
\n
attese Totale
\n
Disponibilit\u00e0 liquide e mezzi equivalenti 10.169 - 10.169 8.759 - 8.759
\n
Crediti commerciali 20.388 3.783 16.605 19.739 3.663 16.076
\n
Crediti finanziari 17.261 248 17.013 10.861 234
\n
10.627
\n
Altre attivit\u00e0 finanziarie al costo ammortizzato 2.057 56 2.001 3.455 154 3.301
\n
Totale 49.875 4.087 45.788 42.814 4.051 38.763
\n
Per misurare le perdite attese, il Gruppo valuta i crediti
\n
commerciali e le attivit\u00e0 derivanti da contratti con i clienti
\n
basandosi sull\u2019approccio semplificato, su base sia indivi-
\n
duale (per es., pubbliche amministrazioni, autorit\u00e0, con-
\n
troparti finanziarie, venditori all\u2019ingrosso, trader e grandi
\n
societ\u00e0 ecc.) sia collettiva (per es., clienti al dettaglio).
\n
In caso di valutazioni individuali, la PD \u00e8 ottenuta prevalen-
\n
temente da provider esterni.
\n
Diversamente, in caso di valutazioni su base collettiva, i
\n
crediti commerciali sono raggruppati in base alle caratte-
\n
ristiche di rischio di credito condivise e informazioni sullo
\n
scaduto, considerando una specifica definizione di default.
\n
In base a ciascun business e framework regolatorio loca-
\n
le, nonch\u00e9 alle differenze fra i portafogli di clienti, anche in
\n
termini di tassi di default e recupero (comprese le aspetta-
\n
tive di recupero oltre 90 giorni):
\n
\u2022 il Gruppo applica principalmente una definizione di de-
\n
fault basata su uno scaduto di 180 giorni e pertanto,
\n
oltre tale termine, si presume che i crediti commerciali
\n
siano deteriorati (ossia, credit-impaired); e
\n
\u2022 si definiscono specifici cluster sulla base degli specifici
\n
mercati, business e caratteristiche di rischio.
\n
Le attivit\u00e0 derivanti da contratti con i clienti presentano so-
\n
stanzialmente le stesse caratteristiche di rischio dei crediti
\n
commerciali, a parit\u00e0 di tipologie contrattuali.
\n
Al fine di misurare la ECL per i crediti commerciali su base
\n
collettiva nonch\u00e9 per le attivit\u00e0 derivanti da contratti con i
\n
clienti, il Gruppo considera le seguenti assunzioni riguardo
\n
ai parametri di ECL:
\n
\u2022 la PD, ipotizzata pari al tasso medio di default, \u00e8 calcolata
\n
per cluster e considerando dati storici di almeno 24 mesi;
\n
\u2022 la LGD \u00e8 funzione dei tassi di recupero di ciascun cluster,
\n
attualizzata in base al tasso di interesse effettivo; e
\n
\u2022 l\u2019EAD \u00e8 stimata pari al valore contabile alla data di riferi-
\n
mento del bilancio al netto dei depositi di cassa, com-
\n
prese le fatture emesse ma non scadute e le fatture da
\n
emettere.
\n
Si fa presente che, nonostante peggioramenti delle curve
\n
di incasso su alcuni segmenti di clientela di cui si \u00e8 tenuto
\n
conto nella valutazione dell\u2019impairment dei crediti com-
\n
merciali, il portafoglio di Gruppo ha dimostrato \u2013 fino a
\n
oggi \u2013 resilienza al contesto macroeconomico e allo sce-
\n
nario prezzi attuale. Tutto ci\u00f2 grazie a un rafforzamento dei
\n
canali di incasso digitali e a una solida diversificazione della
\n
customer base.
\n
La tabella seguente indica la movimentazione del fondo
\n
perdite attese su crediti finanziari (in base all\u2019approccio
\n
generale).
\n
Milioni di euro Fondo perdite attese 12 mesi Fondo perdite attese Lifetime
\n
Saldo di apertura al 01.01.2021 65 143
\n
Accantonamenti -9
\n
Utilizzi --
\n
Rilasci a Conto economico (25) (9)
\n
Altre variazioni 25 26
\n
Saldo di chiusura al 31.12.2021 65 169
\n
Saldo di apertura al 01.01.2022 65 169
\n
Accantonamenti 22 5
\n
Utilizzi --
\n
Rilasci a Conto economico - (11)
\n
Altre variazioni (58) 56
\n
Saldo di chiusura al 31.12.2022 29 219
\n
\n\n

\n\n

\n\n

\n\n

\n\n

\n

\n

\n\n

\n

\n\n
La tabella seguente indica la movimentazione del fondo
\n
perdite attese su crediti commerciali (in base all\u2019approccio
\n
semplificato).
\n
Milioni di euro
\n
Saldo di apertura al 01.01.2021 3.287
\n
Accantonamenti 1.285
\n
Utilizzi 709
\n
Rilasci a Conto economico (202)
\n
Altre variazioni (1.416)
\n
Saldo di chiusura al 31.12.2021 3.663
\n
Saldo di apertura al 01.01.2022 3.663
\n
Accantonamenti 1.375
\n
Utilizzi (766)
\n
Rilasci a Conto economico (265)
\n
Altre variazioni (224)
\n
Saldo di chiusura al 31.12.2022 3.783
\n
La tabella seguente indica la movimentazione del fondo
\n
perdite attese su altre attivit\u00e0 finanziarie al costo ammor-
\n
tizzato (in base all\u2019approccio semplificato).
\n
Milioni di euro Fondo perdite attese Lifetime
\n
Saldo di apertura al 01.01.2021 129
\n
Accantonamenti 94
\n
Utilizzi -
\n
Rilasci a Conto economico (1)
\n
Altre variazioni (68)
\n
Saldo di chiusura al 31.12.2021 154
\n
Saldo di apertura al 01.01.2022 154
\n
Accantonamenti 180
\n
Utilizzi -
\n
Rilasci a Conto economico (1)
\n
Altre variazioni (277)
\n
Saldo di chiusura al 31.12.2022 56
\n
Si precisa che nella nota 49 \u201cRisk management\u201d sono for-
\n
nite informazioni aggiuntive relativamente all\u2019esposizione
\n
al rischio di credito e alle perdite attese.
\n

\n\n\n
48.1.2 Attivit\u00e0 finanziarie al fair value a patrimonio netto
\n
La tabella seguente espone le attivit\u00e0 finanziarie al fair va-
\n
lue a patrimonio netto (FVOCI) per natura, suddivise in atti-
\n
vit\u00e0 finanziarie correnti e non correnti.
\n
Milioni di euro Non correnti Correnti
\n
Note
\n
al 31.12.2022 al 31.12.2021 Note al 31.12.2022 al 31.12.2021
\n
Partecipazioni altre imprese al FVOCI 29 360
\n
40 --
\n
Titoli 29.1 447 403 30.1 78 87
\n
Crediti e altre attivit\u00e0 finanziarie valutate al FVOCI 94
\n
263 201 57
\n
Totale 901 706 279 144
\n

\n\n

\n\n

\n\n

\n\n

\n\n
\n

\n

\n\n
\n
\n\n
Movimentazione delle attivit\u00e0 finanziarie al FVOCI
\n
Partecipazioni in altre imprese
\n
Milioni di euro Non correnti Correnti
\n
Saldo di apertura al 01.01.2021 40 -
\n
Acquisizioni 2-
\n
Vendite -
\n
-
\n
Variazioni del fair value con impatti a patrimonio netto - -
\n
Altre variazioni (2)
\n
-
\n
Saldo di chiusura al 31.12.2021 40 -
\n
Saldo di apertura al 01.01.2022 40
\n
-
\n
Acquisizioni 149 -
\n
Vendite -
\n
-
\n
Variazioni del fair value con impatti a patrimonio netto 11 -
\n
Altre variazioni 160
\n
-
\n
Saldo di chiusura al 31.12.2022 360 -
\n
Titoli e altri crediti al FVOCI
\n
Milioni di euro Non correnti Correnti
\n
Saldo di apertura al 01.01.2021 551 102
\n
Acquisizioni 165 -
\n
Vendite (87)
\n
-
\n
Variazioni del fair value con impatti a patrimonio netto 2 -
\n
Riclassifiche (85) 85
\n
Altre variazioni 120
\n
(43)
\n
Saldo di chiusura al 31.12.2021 666 144
\n
Saldo di apertura al 01.01.2022 666
\n
144
\n
Acquisizioni 225 -
\n
Vendite (41)
\n
(14)
\n
Variazioni del fair value con impatti a patrimonio netto (38) -
\n
Riclassifiche (102) 102
\n
Altre variazioni (168)
\n
47
\n
Saldo di chiusura al 31.12.2022 541 279
\n
\n\n

\n

\n

\n

\n\n
\n\n
\n\n
\n\n
\n\n
48.1.3 Attivit\u00e0 finanziarie al fair value rilevato
\n
a Conto economico
\n
La tabella seguente espone le attivit\u00e0 finanziarie al fair va-
\n
lue rilevato a Conto economico (FVTPL) per natura, suddi-
\n
vise in attivit\u00e0 finanziarie correnti e non correnti.
\n
Milioni di euro Non correnti Correnti
\n
Note
\n
al 31.12.2022 al 31.12.2021 Note al 31.12.2022 al 31.12.2021
\n
Derivati al FVTPL 51 473 277 51 12.075 19.664
\n
Investimenti in attivit\u00e0 liquide - - 35 872 99
\n
Attivit\u00e0 finanziarie al FVTPL - - 30, 30.1 176 41
\n
Titoli --30.1-
\n
1
\n
Partecipazioni in altre imprese al FVTPL 29 6 32 - -
\n
Attivit\u00e0 finanziarie da accordi per servizi in concessione al FVTPL 29 3.436 2.630 - -
\n
Totale 3.915 2.939 13.123 19.805
\n
\n\n
\n\n
\n\n
\n\n
\n\n
48.1.4 Derivati attivi designati come strumenti
\n
di copertura
\n
Per maggiori dettagli sui derivati attivi si prega di far riferi-
\n
mento alla nota 51 \u201cDerivati ed hedge accounting\u201d.
\n
\n\n

\n\n

\n\n

\n\n
\n\n
48.2 Passivit\u00e0 finanziarie per categoria
\n
La tabella seguente indica il valore contabile di ciascuna
\n
categoria delle passivit\u00e0 finanziarie previste dall\u2019IFRS 9,
\n
distinte tra passivit\u00e0 finanziarie correnti e non correnti,
\n
esponendo separatamente i derivati di copertura e i deri-
\n
vati misurati al fair value rilevato a Conto economico.
\n
Milioni di euro Non correnti Correnti
\n
Note
\n
al 31.12.2022 al 31.12.2021 al 31.12.2022 al 31.12.2021
\n
Passivit\u00e0 finanziarie valutate al costo ammortizzato 48.2.1 68.432 54.914 45.697
\n
42.330
\n
Passivit\u00e0 finanziarie al fair value rilevato a Conto economico
\n
Derivati passivi al FVTPL 48.4 588 169 11.642
\n
19.696
\n
Totale passivit\u00e0 finanziarie al fair value rilevato a Conto economico 588 169 11.642 19.696
\n
Derivati passivi designati come strumenti di copertura
\n
Derivati di fair value hedge 48.4 191 5 - -
\n
Derivati di cash flow hedge 48.4 5.116 3.165 4.499
\n
4.911
\n
Totale derivati passivi designati come strumenti di copertura 5.307 3.170 4.499 4.911
\n
TOTALE 73.158 58.253 63.007
\n
66.937
\n
Per maggiori informazioni sulla valutazione al fair value si
\n
prega di far riferimento alla nota 52 \u201cAttivit\u00e0 e passivit\u00e0 mi-
\n
surate al fair value\u201d.
\n
48.2.1 Passivit\u00e0 finanziarie valutate al costo ammortizzato
\n
La tabella seguente espone le passivit\u00e0 finanziarie valutate
\n
al costo ammortizzato per natura, suddivise in passivit\u00e0 fi-
\n
nanziarie correnti e non correnti.
\n
Milioni di euro Non correnti Correnti
\n
Note
\n
al 31.12.2022 al 31.12.2021 Note al 31.12.2022 al 31.12.2021
\n
Finanziamenti a lungo termine 48.3 68.191 54.500 48.3 2.835 4.031
\n
Finanziamenti a breve termine - - 48.3 18.392 13.306
\n
Debiti commerciali 44 36 94 44 17.605 16.865
\n
Altri debiti finanziari 205
\n
320 6.865 8.128
\n
Totale 68.432
\n
54.914 45.697 42.330
\n
\n\n

\n\n

\n\n

\n\n
\n\n
\n\n
48.3 Finanziamenti
\n
48.3.1 Finanziamenti a lungo termine (incluse le quote in
\n
scadenza nei 12 mesi successivi) - Euro 71.026 milioni
\n
Nella seguente tabella sono riportati il valore nozionale, il
\n
valore contabile e il fair value dei finanziamenti a lungo ter-
\n
mine incluse le quote in scadenza nei 12 mesi successivi.
\n
Finanziamenti a lungo termine per categoria e tipologia di tasso di interesse
\n
(1)
\n
Milioni di euro
\n
Valore
\n
nominale
\n
Saldo
\n
contabile
\n
Quota
\n
corrente
\n
Quota con
\n
scadenza
\n
oltre i 12
\n
mesi
\n
Fair
\n
value
\n
Valore
\n
nominale
\n
Saldo
\n
contabile
\n
Quota
\n
corrente
\n
Quota con
\n
scadenza
\n
oltre i 12
\n
mesi
\n
Fair
\n
value
\n
Variazione
\n
saldo
\n
contabile
\n
2022-
\n
2021
\n
al 31.12.2022
\n
al 31.12.2021
\n
Obbligazioni:
\n
- tasso fisso quotate 30.355 29.892 978 28.914 27.468 27.857 27.413 2.119 25.294 30.279 2.479
\n
- tasso variabile quotate 2.569 2.547 537 2.010 2.473 2.574 2.557 434 2.123 2.545 (10)
\n
- tasso fisso non
\n
quotate
\n
18.959 18.727 - 18.727 17.249 11.293 11.207 50 11.157 12.670 7.520
\n
- tasso variabile non
\n
quotate
\n
525 525 97 428 600 622 622 97 525 728
\n
(97)
\n
Totale obbligazioni 52.408 51.691 1.612 50.079 47.790 42.346 41.799 2.700 39.099 46.222 9.892
\n
Finanziamenti bancari:
\n
- tasso fisso 3.367 3.273 211 3.062 3.021 2.414 2.405 238 2.167 2.298 868
\n
- tasso variabile 12.884 12.848 677 12.171 12.570 10.139 10.109 751 9.358 10.037
\n
2.739
\n
- uso linee di credito
\n
revolving
\n
30 30 2 28 26 1.054 1.054 - 1.054 1.054
\n
(1.024)
\n
Totale finanziamenti
\n
bancari
\n
16.281 16.151 890 15.261 15.617 13.607 13.568 989 12.579 13.389 2.583
\n
Leasing:
\n
- tasso fisso 2.630 2.630 251 2.379 2.630 2.477 2.477 242 2.235 2.477 153
\n
- tasso variabile 42 42 10 32 42 70 70 17 53 70
\n
(28)
\n
Totale leasing 2.672 2.672 261 2.411 2.672 2.547 2.547 259 2.288 2.547 125
\n
Altri finanziamenti
\n
non bancari:
\n
- tasso fisso 504 504 70 434 504 571 595 69 526 569 (91)
\n
- tasso variabile 8 8 2 6 12 34 22 14 8 25
\n
(14)
\n
Totale altri
\n
finanziamenti non
\n
bancari
\n
512 512 72 440 516 605 617 83 534 594
\n
(105)
\n
Totale finanziamenti
\n
a tasso fisso
\n
55.815 55.026 1.510 53.516 50.872 44.612 44.097 2.718 41.379 48.293
\n
10.929
\n
Totale finanziamenti
\n
a tasso variabile
\n
16.058 16.000 1.325 14.675 15.723 14.493 14.434 1.313 13.121 14.459 1.566
\n
TOTALE 71.873 71.026 2.835 68.191 66.595 59.105 58.531 4.031 54.500 62.752
\n
12.495
\n
(1) Non include gli \u201cAltri debiti finanziari non correnti\u201d esposti nella voce \u201cAltre passivit\u00e0 finanziarie non correnti\u201d dello Stato patrimoniale inclusi nell\u2019indebita-
\n
mento finanziario a lungo termine.
\n
\n\n
\n\n

\n\n

\n\n

\n\n
\n\n
\n\n
Nella tabella seguente \u00e8 riportato l\u2019indebitamento finanzia-
\n
rio a lungo termine per valuta e tasso di interesse.
\n
Indebitamento finanziario a lungo termine per valuta e tasso di interesse
\n
(1)
\n
Milioni di euro
\n
Saldo
\n
contabile
\n
Valore
\n
nominale
\n
Saldo
\n
contabile
\n
Valore
\n
nominale
\n
Tasso medio
\n
di interesse
\n
in vigore
\n
Tasso di
\n
interesse
\n
effettivo in
\n
vigore
\n
Tasso medio
\n
di interesse
\n
in vigore
\n
Tasso di
\n
interesse
\n
effettivo in
\n
vigore
\n
al 31.12.2022 al 31.12.2021 al 31.12.2022 al 31.12.2021
\n
Euro 34.993 35.383 32.041 32.387 1,9% 2,1% 1,6% 1,9%
\n
Dollaro statunitense 26.930 27.209 17.518 17.629 4,8% 5,1% 4,2% 4,3%
\n
Sterlina inglese 4.470 4.610 3.901 3.976 4,6% 4,8% 5,0% 5,2%
\n
Peso colombiano 1.310 1.310 1.341 1.341 10,3% 10,3% 6,5% 6,5%
\n
Real brasiliano 1.899 1.926 1.720 1.753 10,0% 10,2% 8,8% 8,9%
\n
Franco svizzero 359 360 343 344 1,8% 1,8% 1,8% 1,8%
\n
Peso cileno/UF 526 531 423 428 5,1% 5,2% 5,2% 5,2%
\n
Sol peruviano 429 429 415 415 5,3% 5,3% 5,2% 5,2%
\n
Rublo russo - - 427 427 6,8% 7,3%
\n
Altre valute 110 115 402 405
\n
Totale valute non euro 36.033 36.490 26.490 26.718
\n
TOTALE 71.026 71.873 58.531 59.105
\n
(1) Non include gli \u201cAltri debiti finanziari non correnti\u201d esposti nella voce \u201cAltre passivit\u00e0 finanziarie non correnti\u201d dello Stato patrimoniale.
\n
L\u2019indebitamento finanziario a lungo termine espresso in
\n
divise diverse dall\u2019euro ha sub\u00edto un incremento di 9.543
\n
milioni di euro, attribuibile principalmente alle movimenta-
\n
zioni del debito in dollari statunitensi.
\n
Movimentazione del valore nozionale dell\u2019indebitamento a lungo termine
\n
(1)
\n
Milioni di euro
\n
Valore
\n
nominale Rimborsi
\n
Variaz.
\n
perimetro di
\n
consolid.
\n
Nuove
\n
emissioni
\n
Altre
\n
movimentazioni
\n
Diff.
\n
di cambio
\n
Valore
\n
nominale
\n
al 31.12.2021 al 31.12.2022
\n
Obbligazioni 42.346 (2.788) (37) 12.390 - 497 52.408
\n
Finanziamenti 16.759 (6.571) (1.016)
\n
10.009 -28419.465
\n
- di cui leasing 2.547 (310) (88) 445 -782.672
\n
Totale indebitamento finanziario 59.105 (9.359) (1.053) 22.399 - 781 71.873
\n
(1) Non include la movimentazione del valore nozionale degli \u201cAltri debiti finanziari non correnti\u201d esposti nella voce \u201cAltre passivit\u00e0 finanziarie non correnti\u201d dello
\n
Stato patrimoniale.
\n
Il valore nozionale dell\u2019indebitamento a lungo termine, pari
\n
a 71.873 milioni di euro al 31 dicembre 2022, registra un in-
\n
cremento di 12.768 milioni di euro rispetto al 31 dicembre
\n
2021; tale aumento \u00e8 stato determinato da nuove emis-
\n
sioni pari a 22.399 milioni di euro e da variazioni negati-
\n
ve dei cambi pari a 781 milioni di euro, solo parzialmente
\n
compensate da rimborsi pari a 9.359 milioni di euro e dal
\n
deconsolidamento del debito di varie societ\u00e0, in particola-
\n
re quello conseguente alla cessione della partecipazione in
\n
Enel Russia, pari a 1.053 milioni di euro.
\n
I rimborsi effettuati nel corso del 2022 sono relativi a pre-
\n
stiti obbligazionari per un importo pari a 2.788 milioni di
\n
euro e a finanziamenti per un importo pari a 6.571 milioni
\n
di euro.
\n
Nello specifico, tra i rimborsi di obbligazioni effettuati nel
\n
corso del 2022 si segnalano:
\n
\u2022 50 milioni di euro relativi a un prestito obbligazionario a
\n
tasso fisso emesso da Enel Finance International scadu-
\n
to a febbraio 2022;
\n
\u2022 50 milioni di euro relativi a un prestito obbligazionario
\n
a tasso variabile emesso da Enel Finance International
\n
scaduto a febbraio 2022;
\n
\u2022 50 milioni di euro relativi a un prestito obbligazionario
\n
a tasso variabile emesso da Enel Finance International
\n
scaduto a febbraio 2022;
\n
\u2022 270.000 milioni di pesos colombiani (equivalenti a 52 mi-
\n
lioni di euro al 31 dicembre 2022) relativi a un prestito
\n
obbligazionario a tasso fisso emesso da Enel Colombia
\n
scaduto a marzo 2022;
\n
\n\n
\n\n

\n\n

\n\n

\n\n
\n\n
\n\n
\u2022 1.949 milioni di euro relativi a un prestito obbligazionario
\n
a tasso fisso emesso da Enel Finance International sca-
\n
duto a settembre 2022;
\n
\u2022 300.000 milioni di pesos colombiani (equivalenti a 58
\n
milioni di euro al 31 dicembre 2022) relativi a un prestito
\n
obbligazionario a tasso fisso emesso da Enel Colombia
\n
scaduto a settembre 2022;
\n
\u2022 50 milioni di euro relativi a un prestito obbligazionario
\n
a tasso variabile emesso da Enel Finance International
\n
scaduto a novembre 2022;
\n
\u2022 300.000 milioni di pesos colombiani (equivalenti a 58
\n
milioni di euro al 31 dicembre 2022) relativi a un prestito
\n
obbligazionario a tasso fisso emesso da Enel Colombia
\n
scaduto a dicembre 2022.
\n
Tra i principali rimborsi dei finanziamenti effettuati nell\u2019e-
\n
sercizio si evidenziano:
\n
\u2022 5.250 milioni di euro relativi a linee di credito revolving a
\n
tasso variabile di Enel SpA;
\n
\u2022 264 milioni di euro relativi a finanziamenti di Endesa, di
\n
cui 132 milioni di euro relativi a finanziamenti sostenibili;
\n
\u2022 504 milioni di euro relativi a finanziamenti sostenibili da
\n
parte delle societ\u00e0 italiane del Gruppo;
\n
\u2022 un controvalore di 354 milioni di euro relativo a societ\u00e0
\n
sudamericane.
\n
Le emissioni effettuate nel corso del 2022 sono relative a
\n
prestiti obbligazionari per un importo di 12.390 milioni di
\n
euro e a finanziamenti per 10.009 milioni di euro.
\n
Di seguito le caratteristiche principali delle operazioni fi-
\n
nanziarie effettuate nel corso del 2022 e convertite in euro
\n
al cambio del 30 dicembre 2022.
\n
\n\n
\n\n

\n\n

\n\n

\n\n
\n\n
\n\n
Emittente
\n
Data di
\n
emissione
\n
Importo in
\n
milioni di
\n
euro
\n
Valuta di
\n
emissione Tasso di interesse
\n
Tipologia
\n
tasso Scadenza
\n
Obbligazioni
\n
Enel Finance International 17.01.2022 1.250 EUR 0,25% Tasso fisso 17.11.2025
\n
Enel Finance International 17.01.2022 750 EUR 0,88% Tasso fisso 17.01.2031
\n
Enel Finance International 17.01.2022 750 EUR 1,25% Tasso fisso 17.01.2035
\n
Enel Finance International 11.04.2022 845 GBP 2,88% Tasso fisso 11.04.2029
\n
Enel Finance International 15.06.2022 703 USD 4,25% Tasso fisso 15.06.2025
\n
Enel Finance International 15.06.2022 703 USD 4,63% Tasso fisso 15.06.2027
\n
Enel Finance International 15.06.2022 937 USD 5,00% Tasso fisso 15.06.2032
\n
Enel Finance International 15.06.2022 937 USD 5,50% Tasso fisso 15.06.2052
\n
Enel Finance International 09.09.2022 1.000 EUR 3,88% Tasso fisso 09.03.2029
\n
Enel Finance International 14.10.2022 703 USD 6,80% Tasso fisso 14.10.2025
\n
Enel Finance International 14.10.2022 1.171 USD 7,50% Tasso fisso 14.10.2032
\n
Enel Finance International 14.10.2022 937 USD 7,75% Tasso fisso 14.10.2052
\n
Enel Finance America 14.10.2022 937 USD 7,10% Tasso fisso 14.10.2027
\n
Enel Distribui\u00e7\u00e3o S\u00e3o Paulo 12.05.2022 142 BRL IPCA + 6,14% Tasso variabile 15.04.2032
\n
Enel Distribui\u00e7\u00e3o Cear\u00e1 30.05.2022 106 BRL IPCA + 6,21% Tasso variabile 17.05.2032
\n
Totale obbligazioni 11.871
\n
Finanziamenti bancari
\n
Enel SpA 07.03.2022 200 EUR Euribor + 0,38% Tasso variabile 03.05.2024
\n
Enel SpA 14.09.2022 200 EUR Euribor + 0,38% Tasso variabile 03.05.2024
\n
Enel SpA 30.09.2022 350 EUR Euribor + 0,45% Tasso variabile 26.07.2025
\n
Enel SpA 30.09.2022 648 EUR Euribor + 0,40% Tasso variabile 12.05.2025
\n
Enel SpA 30.09.2022 1.852 EUR Euribor + 0,40% Tasso variabile 05.03.2026
\n
Enel SpA 30.09.2022 1.000 EUR Euribor + 0,52% Tasso variabile 02.10.2024
\n
e-distibuzione 05.08.2022 300 EUR Euribor + 0,473% Tasso variabile 05.08.2037
\n
Enel Italia 29.07.2022 60 EUR Euribor 6M + 0,462% Tasso variabile 29.07.2037
\n
Enel Finance America 06.10.2022 403 USD USD SOFR 6M CMP + 1,22% Tasso variabile 15.05.2034
\n
Enel Finance America 03.11.2022 187 USD USD TERM SOFR 3M + 1,25% Tasso variabile 05.08.2024
\n
Enel Finance America 13.12.2022 141 USD USD TERM SOFR 3M + 1,25% Tasso variabile 05.08.2024
\n
Enel Finance America 21.12.2022 141 USD USD TERM SOFR 3M + 1,25% Tasso variabile 05.08.2024
\n
Endesa 17.01.2022 300 EUR Euribor 6M + 0,53% Tasso variabile 20.12.2033
\n
Endesa 25.03.2022 400 EUR Euribor 3M + 0,72% Tasso variabile 31.07.2024
\n
Endesa 28.03.2022 250 EUR Euribor 6M + 0,368% Tasso variabile 30.03.2037
\n
Endesa 30.03.2022 50 EUR Euribor 6M + 0,45% Tasso variabile 31.07.2024
\n
Endesa 31.03.2022 250 EUR Euribor 3M + 0,85% Tasso variabile 31.07.2024
\n
Endesa 31.03.2022 275 EUR Euribor 3M + 1,20% Tasso variabile 31.07.2024
\n
Endesa 31.03.2022 75 EUR 1,405% Tasso fisso 01.04.2027
\n
Endesa 08.04.2022 50 EUR 1,967% Tasso fisso 13.05.2027
\n
Endesa 29.04.2022 50 EUR 1,967% Tasso fisso 13.05.2027
\n
Endesa 10.05.2022 100 EUR Euribor 3M + 0,65% Tasso variabile 31.07.2024
\n
Endesa 25.05.2022 500 EUR 1,895% Tasso fisso 13.05.2027
\n
Endesa 19.10.2022 200 EUR Euribor 3M + 1,30% Tasso variabile 31.07.2024
\n
Endesa 18.11.2022 250 EUR Euribor 6M + 0,582% Tasso variabile 18.11.2037
\n
Enel Colombia 05.04.2022 93 COP COP IBR 3M + 2,05% Tasso variabile 05.04.2028
\n
Enel Colombia 28.07.2022 79 COP COP IBR 3M + 1,6% Tasso variabile 28.07.2028
\n
Enel Colombia 30.11.2022 70 COP COP IBR 3M + 2,98% Tasso variabile 30.11.2029
\n
Enel Distribuci\u00f3n Per\u00fa 04.04.2022 52 PEN 6,96% Tasso fisso 19.03.2025
\n
Enel Distribui\u00e7\u00e3o Cear\u00e1 24.03.2022 51 USD USD SOFR CMP + 0,91% Tasso variabile 21.03.2025
\n
Enel Distribui\u00e7\u00e3o S\u00e3o Paulo 01.09.2022 88 USD 3,61% Tasso fisso 01.09.2037
\n
Totale finanziamenti bancari 8.665
\n
\n\n
\n\n

\n\n

\n\n

\n\n
\n\n
\n\n
La seguente tabella mostra gli effetti sul debito lordo a lun-
\n
go termine a seguito delle coperture effettuate al fine di
\n
mitigare il rischio di tasso di cambio.
\n
Milioni di euro al 31.12.2022 al 31.12.2021
\n
(1)
\n
Struttura iniziale
\n
del debito
\n
Impatto
\n
copertura
\n
del debito
\n
Struttura del
\n
debito dopo la
\n
copertura
\n
Struttura iniziale
\n
del debito
\n
Impatto
\n
copertura
\n
del debito
\n
Struttura del
\n
debito dopo la
\n
copertura
\n
Saldo
\n
contabile
\n
Valore
\n
nominale
\n
%
\n
Saldo
\n
contabile
\n
Valore
\n
nominale
\n
%
\n
Euro 34.993 35.383 49,2% 23.473 58.856 81,9% 32.041 32.387 54,8% 16.657 49.044 83,0%
\n
Dollaro statunitense 26.930 27.209 37,9% (19.741) 7.468 10,4% 17.518 17.629 29,8% (13.423) 4.206 7,1%
\n
Sterlina inglese 4.470 4.610 6,4% (4.610) - - 3.901 3.976 6,7% (3.976) - -
\n
Peso colombiano 1.310 1.310 1,8% - 1.310 1,8% 1.341 1.341 2,3% - 1.341 2,3%
\n
Real brasiliano 1.899 1.926 2,7% 1.187 3.113 4,4% 1.720 1.753 3,0% 1.028 2.781 4,7%
\n
Franco svizzero 359 360 0,5% (360) - - 343 344 0,6% (344) - -
\n
Peso cileno/UF 526 531 0,7% - 531 0,7% 423 428 0,7% - 428 0,7%
\n
Sol peruviano 429 429 0,6% - 429 0,6% 415 415 0,7% - 415 0,7%
\n
Rublo russo - - - - - - 427 427 0,7% - 427 0,7%
\n
Altre valute 110 115 0,2% 51 166 0,2% 402 405 0,7% 58 463
\n
0,8%
\n
Totale valute non euro 36.033 36.490 50,8% (23.473) 13.017 18,1% 26.490 26.718 45,2% (16.657) 10.061 17,0%
\n
TOTALE 71.026 71.873 100,0% - 71.873 100,0% 58.531 59.105 100,0% - 59.105
\n
100,0%
\n
(1) Non include gli \u201cAltri debiti finanziari non correnti\u201d esposti nella voce \u201cAltre passivit\u00e0 finanziarie non correnti\u201d dello Stato patrimoniale.
\n
L\u2019ammontare dell\u2019indebitamento a tasso variabile che non
\n
\u00e8 oggetto di copertura del rischio di tasso di interesse rap-
\n
presenta il principale elemento di rischio a causa del po-
\n
tenziale impatto negativo sul Conto economico, in termini
\n
di maggiori oneri finanziari, nel caso di un eventuale au-
\n
mento del livello dei tassi di interesse di mercato.
\n
Milioni di euro 2022 2021
\n
Ante copertura % Post-copertura
\n
% Ante copertura % Post-copertura %
\n
Tasso variabile 34.450 38,2% 31.353 34,7% 27.811 38,4% 22.478 31,0%
\n
Tasso fisso 55.815 61,8% 58.912 65,3% 44.612 61,6% 49.945 69,0%
\n
Totale 90.265 90.265 72.423 72.423
\n
Al 31 dicembre 2022 il 38,2% dell\u2019indebitamento finanziario
\n
a lungo e a breve termine \u00e8 espresso a tassi variabili (38,4%
\n
al 31 dicembre 2021). Tenuto conto delle operazioni di co-
\n
pertura dal rischio tasso di interesse in hedge accounting,
\n
risultate efficaci in base a quanto previsto dagli IFRS-EU,
\n
l\u2019esposizione al rischio tasso di interesse al 31 dicembre
\n
2021 risulta pari a 34,7% dell\u2019indebitamento finanziario a
\n
lungo e a breve termine (31% al 31 dicembre 2021). Tali ri-
\n
sultati sono in linea con i limiti stabiliti nelle policy di Risk
\n
Management.
\n
La tabella seguente riporta l\u2019impatto della riforma IBOR
\n
sull\u2019indebitamento finanziario a lungo termine per i princi-
\n
pali indici (per maggiori dettagli si rimanda al paragrafo \u201cRi-
\n
forma degli indici di riferimento per la determinazione dei
\n
tassi di interesse - riforma IBOR\u201d all\u2019interno della nota 51.1).
\n
Milioni di euro
\n
al 31.12.2022 al 31.12.2021
\n
Valore nominale Fase 1 Fase 2 Fase 1 Fase 2
\n
USD LIBOR/SOFR 1.310 - 888 -
\n
GBP LIBOR/SONIA ---
\n
-
\n
Totale 1.310 - 888 -
\n
\n\n
\n\n

\n\n

\n\n

\n\n
\n\n
\n\n
Indebitamento finanziario a lungo termine - Principali
\n
covenant
\n
I principali debiti finanziari a lungo termine del Gruppo
\n
contengono i covenant tipici della prassi internazionale.
\n
Tali indebitamenti sono rappresentati, in particolare, dalle
\n
emissioni obbligazionarie effettuate nell\u2019ambito dei pro-
\n
grammi di Global/Euro Medium Term Notes, dalle emissio-
\n
ni di strumenti obbligazionari non convertibili, subordinati
\n
ibridi (i c.d. \u201cBond Ibridi\u201d) e dai finanziamenti concessi dalle
\n
banche e da altri istituti finanziari (tra cui la Banca Europea
\n
per gli Investimenti e Cassa Depositi e Prestiti SpA).
\n
I principali covenant relativi alle emissioni obbligazionarie
\n
effettuate nell\u2019ambito dei programmi di Global/Euro Me-
\n
dium Term Notes di Enel ed Enel Finance International NV
\n
(inclusi i c.d. \u201cgreen bonds\u201d di Enel Finance International NV,
\n
garantiti da Enel SpA, utilizzati per finanziare i c.d. \u201celigi-
\n
ble green projects\u201d del Gruppo) e quelli relativi ai prestiti
\n
obbligazionari emessi da Enel Finance International NV sul
\n
mercato americano, garantiti da Enel SpA, possono essere
\n
riassunti come segue:
\n
\u2022 clausole di \u201cnegative pledge\u201d, in base alle quali l\u2019emitten-
\n
te e il garante non possono creare o mantenere in essere
\n
ipoteche, pegni o altri vincoli, su tutti o parte dei propri
\n
beni o ricavi, a garanzia di determinati indebitamenti fi-
\n
nanziari, a meno che gli stessi vincoli non siano estesi
\n
pariteticamente o pro quota ai prestiti obbligazionari in
\n
questione;
\n
\u2022 clausole di \u201cpari passu\u201d, in base alle quali i titoli obbliga-
\n
zionari e le relative garanzie costituiscono diretto, in-
\n
condizionato e non garantito obbligo dell\u2019emittente e del
\n
garante, sono senza preferenza tra loro e sono almeno
\n
allo stesso livello di \u201cseniority\u201d degli altri prestiti, non su-
\n
bordinati e non garantiti, presenti e futuri, dell\u2019emittente
\n
e del garante;
\n
\u2022 clausole di \u201ccross default\u201d, in base alle quali, nel caso si
\n
verifichi un evento di inadempimento (superiore a spe-
\n
cifiche soglie di rilevanza) su un determinato indebita-
\n
mento finanziario dell\u2019emittente o del garante e, in alcuni
\n
casi, delle societ\u00e0 rilevanti, si verifica un inadempimento
\n
anche sui prestiti in questione che possono diventare
\n
immediatamente esigibili.
\n
A partire dal 2019, Enel Finance International NV ha emesso
\n
sul mercato europeo (nell\u2019ambito del programma di emis-
\n
sioni obbligazionarie Euro Medium Term Notes - EMTN) e
\n
sul mercato americano alcuni prestiti obbligazionari \u201cso-
\n
stenibili\u201d, garantiti da Enel SpA, legati al raggiungimento
\n
di alcuni degli Obiettivi di Sviluppo Sostenibile (SDG) delle
\n
Nazioni Unite che contengono gli stessi covenant degli altri
\n
prestiti obbligazionari della stessa tipologia.
\n
Nel 2022 Enel Finance America LLC ha emesso sul mercato
\n
americano un prestito obbligazionario \u201csostenibile\u201d, garan-
\n
tito da Enel SpA, della stessa tipologia.
\n
I principali covenant relativi ai Bond Ibridi di Enel, inclusi i
\n
Bond Ibridi \u201cperpetui\u201d che prevedono l\u2019obbligo di rimborso
\n
solo in caso di scioglimento o liquidazione della Societ\u00e0,
\n
possono essere riassunti come segue:
\n
\u2022 clausole di subordinazione, in base alle quali ciascuno
\n
strumento obbligazionario ibrido \u00e8 subordinato a tutte
\n
le altre emissioni obbligazionarie dell\u2019emittente e ha un
\n
livello di \u201cseniority\u201d pari a quello degli altri strumenti fi-
\n
nanziari ibridi emessi e superiore a quello degli strumen-
\n
ti di \u201cequity\u201d;
\n
\u2022 divieto di fusione con un\u2019altra societ\u00e0 e divieto di vendita
\n
o locazione di tutti o di una parte sostanziale dei pro-
\n
pri asset a un\u2019altra societ\u00e0, a meno che quest\u2019ultima non
\n
subentri in tutte le obbligazioni in essere dell\u2019emittente.
\n
I principali covenant previsti nei contratti di finanziamento
\n
di Enel ed Enel Finance International NV e delle altre so-
\n
ciet\u00e0 del Gruppo, inclusi i \u201cSustainability-Linked Loan\u201d fa-
\n
cility agreement sottoscritti da Enel SpA, possono essere
\n
riassunti come segue:
\n
\u2022 clausole di \u201cnegative pledge\u201d, in base alle quali il debito-
\n
re e, in alcuni casi, il garante sono soggetti a limitazioni
\n
in merito alla creazione di diritti reali di garanzia o altri
\n
vincoli su tutti o parte dei rispettivi beni o attivit\u00e0, fatta
\n
eccezione per i vincoli espressamente ammessi;
\n
\u2022 clausole sulle \u201cdisposals\u201d, in base alle quali il debitore e,
\n
in alcuni casi, il garante non possono compiere atti di di-
\n
sposizione dei propri beni o attivit\u00e0, fatta eccezione per
\n
gli atti di disposizione espressamente ammessi;
\n
\u2022 clausole di \u201cpari passu\u201d, in base alle quali gli impegni di
\n
pagamento del debitore hanno lo stesso livello di \u201csenio-
\n
rity\u201d degli altri suoi obblighi di pagamento non garantiti
\n
e non subordinati;
\n
\u2022 clausole di \u201cchange of control\u201d del debitore e, in alcuni
\n
casi, del garante, che potrebbero dare luogo alla rinego-
\n
ziazione dei termini e delle condizioni dei finanziamenti o
\n
al rimborso anticipato obbligatorio dei prestiti concessi;
\n
\u2022 clausole di \u201crating\u201d, che prevedono il mantenimento del
\n
rating del debitore o del garante al di sopra di determi-
\n
nati livelli;
\n
\u2022 clausole di \u201ccross default\u201d, in base alle quali, nel caso si
\n
verifichi un inadempimento (superiore a specifiche so-
\n
glie di rilevanza) su un determinato indebitamento finan-
\n
ziario del debitore o, in alcuni casi, del garante, si verifica
\n
anche un inadempimento sui finanziamenti in questione
\n
che possono diventare immediatamente esigibili.
\n
Si fa presente che alcuni contratti di finanziamento sotto-
\n
scritti da Enel SpA, anche in qualit\u00e0 di garante, prevedono
\n
alcuni impegni aggiuntivi, quali:
\n
\u2022 l\u2019impegno all\u2019utilizzo del finanziamento esclusivamente
\n
per la copertura dei collaterali per le attivit\u00e0 di trading sui
\n
mercati dell\u2019energia;
\n
\n\n
\n\n

\n\n

\n\n

\n\n
\n\n
\n\n
\u2022 una clausola di \u201cdanno reputazionale\u201d, in base alla qua-
\n
le la banca finanziatrice pu\u00f2 richiedere la cancellazione
\n
dell\u2019impegno finanziario da essa assunto e il pagamento
\n
anticipato delle somme erogate qualora si verifichi un
\n
danno accertato alla reputazione propria o di altri sog-
\n
getti in conseguenza di sostanziali violazioni di talune
\n
normative;
\n
\u2022 l\u2019impegno, anche del garante, ad assicurare il rispetto di
\n
determinate normative e standard ambientali e sociali.
\n
In alcuni casi, i covenant esaminati sono previsti anche a
\n
carico delle societ\u00e0 rilevanti o delle societ\u00e0 controllate dei
\n
soggetti obbligati. Tutti gli indebitamenti finanziari presi
\n
in considerazione prevedono gli \u201cevents of default\u201d tipici
\n
della prassi internazionale, quali, per esempio, insolvenza,
\n
procedure concorsuali e cessazione dell\u2019attivit\u00e0 d\u2019impresa.
\n
Inoltre, si precisa che le garanzie rilasciate da Enel nell\u2019in-
\n
teresse di e-distribuzione SpA, in relazione ad alcuni con-
\n
tratti di finanziamento stipulati tra la stessa e-distribuzione
\n
SpA e Cassa Depositi e Prestiti SpA, prevedono che, al ter-
\n
mine di ogni periodo semestrale di misurazione, l\u2019indebita-
\n
mento finanziario netto consolidato di Enel non ecceda 4,5
\n
volte l\u2019EBITDA consolidato su base annua.
\n
Si fa infine presente che l\u2019indebitamento di Endesa SA, Enel
\n
Am\u00e9ricas SA ed Enel Chile SA e delle altre societ\u00e0 control-
\n
late spagnole e latinoamericane (in particolare Enel Gene-
\n
raci\u00f3n Chile SA) contiene i covenant e gli \u201cevents of defau-
\n
lt\u201d tipici della prassi internazionale.
\n
48.3.2 Finanziamenti a breve termine - Euro 18.392
\n
milioni
\n
Al 31 dicembre 2022 i finanziamenti a breve termine am-
\n
montano complessivamente a 18.392 milioni di euro, re-
\n
gistrando un incremento di 5.086 milioni di euro rispetto
\n
al 31 dicembre 2021, e sono dettagliati nella tabella che
\n
segue.
\n
Milioni di euro
\n
al 31.12.2022 al 31.12.2021 2022-2021
\n
Debiti verso banche a breve termine 1.320 1.329 (9)
\n
Commercial paper 13.838 10.708 3.130
\n
Cash collateral e altri finanziamenti su derivati 1.513 918 595
\n
Altri finanziamenti a breve termine
\n
(1)
\n
1.721 351 1.370
\n
Totale finanziamenti a breve termine 18.392 13.306 5.086
\n
(1) Non include debiti finanziari correnti ricompresi nelle \u201cAltre passivit\u00e0 finanziarie correnti\u201d.
\n
I debiti rappresentati da commercial paper, pari a 13.838
\n
milioni di euro, si riferiscono alle emissioni in capo a Enel
\n
Finance International, Endesa ed Enel Finance America.
\n
Tra i programmi di commercial paper si segnalano:
\n
\u2022 8.000 milioni di euro di Enel Finance International, incre-
\n
mentati nel corso del 2022 dai precedenti 6.000 milioni
\n
di euro;
\n
\u2022 5.000 milioni di euro di Endesa, incrementati nel corso
\n
del 2022 dai precedenti 4.000 milioni di euro;
\n
\u2022 5.000 milioni di dollari statunitensi, equivalenti a 4.414
\n
milioni di euro al 31 dicembre 2022, di Enel Finance
\n
America.
\n
Al 31 dicembre 2022 l\u2019intero ammontare delle commercial
\n
paper, pari a 13.838 milioni di euro, \u00e8 legato a obiettivi di
\n
sostenibilit\u00e0.
\n
\n\n
\n\n
48.4 Derivati passivi
\n
Per maggiori dettagli sui derivati passivi si prega di far rife-
\n
rimento alla nota 51 \u201cDerivati ed hedge accounting\u201d.
\n

\n\n

\n\n

\n

\n\n
48.5 Utili/(Perdite) netti
\n
La tabella seguente presenta gli utili e le perdite nette divi-
\n
si per categoria di strumento finanziario, a esclusione dei
\n
derivati.
\n
Milioni di euro 2022 2021
\n
(1)
\n
Utili/(Perdite)
\n
netti
\n
di cui:
\n
(Impairment)/
\n
Ripristini di
\n
impairment
\n
Utili/(Perdite)
\n
netti
\n
di cui:
\n
(Impairment)/
\n
Ripristini di
\n
impairment
\n
Attivit\u00e0 finanziarie al costo ammortizzato (1.242) (1.305) (883) (1.151)
\n
Attivit\u00e0 finanziarie al FVOCI
\n
Partecipazioni al FVOCI - - - -
\n
Altre attivit\u00e0 finanziarie al FVOCI (4) - 15 -
\n
Totale attivit\u00e0 finanziarie al FVOCI (4) - 15 -
\n
Attivit\u00e0 finanziarie al FVTPL
\n
Attivit\u00e0 finanziarie al FVTPL 9 - 3 -
\n
Attivit\u00e0 designate alla rilevazione iniziale (fair value option) - - - -
\n
Totale attivit\u00e0 finanziarie al FVTPL 9 - 3 -
\n
Passivit\u00e0 finanziarie valutate al costo ammortizzato (2.357) - (4.310) -
\n
Passivit\u00e0 finanziarie al FVTPL
\n
Passivit\u00e0 finanziarie detenute per la negoziazione - - - -
\n
Passivit\u00e0 designate alla rilevazione iniziale (fair value option) - - - -
\n
Totale passivit\u00e0 finanziarie al FVTPL - - - -
\n
(1) Il dato relativo all\u2019esercizio 2021 \u00e8 stato rideterminato, ai soli fini comparativi, per tenere conto della classificazione nella voce \u201cRisultato netto delle discon-
\n
tinued operation\u201d degli utili(perdite) netti afferenti alle attivit\u00e0 detenute in Russia (cedute nel corso del quarto trimestre 2022), Romania e Grecia in quanto
\n
sono stati soddisfatti i requisiti previsti dal principio contabile internazionale IFRS 5 per la loro classificazione come \u201cdiscontinued operation\u201d.
\n
Per maggiori dettagli sugli utili/(perdite) netti sui derivati, si
\n
prega di far riferimento alla nota 14 \u201cProventi/(Oneri) finan-
\n
ziari netti da contratti derivati\u201d.
\n

\n\n\n
49. Risk management
\n
Governance e obiettivi di gestione dei rischi
\n
finanziari
\n
Il Gruppo Enel, nello svolgimento della propria attivit\u00e0 indu-
\n
striale, \u00e8 esposto a rischi di natura finanziaria quali il rischio
\n
di tasso di interesse, di commodity, di tasso di cambio, cre-
\n
dito e controparte e di liquidit\u00e0.
\n
L\u2019obiettivo primario di Enel \u00e8 quello di mitigare opportu-
\n
namente i rischi finanziari, affinch\u00e9 questi non comportino
\n
variazioni inattese dei risultati economici.
\n
Nei paragrafi successivi verranno dettagliati i rischi di natu-
\n
ra finanziaria sopra menzionati.
\n
Le fonti dell\u2019esposizione a tali rischi non hanno sub\u00edto va-
\n
riazioni rispetto al precedente esercizio.
\n
Rischio di tasso di interesse
\n
Il rischio di tasso di interesse deriva principalmente dall\u2019im-
\n
piego di strumenti finanziari e si manifesta principalmente
\n
come variazione inattesa degli oneri relativi alle passivi-
\n
t\u00e0 finanziarie, se indicizzati a tasso variabile e/o soggetti
\n
all\u2019incertezza delle condizioni economiche nella negozia-
\n
zione dei nuovi strumenti di debito, nonch\u00e9 come variazio-
\n
ne inattesa del valore di strumenti finanziari valutati al fair
\n
value (quali il debito a tasso fisso).
\n
Le principali passivit\u00e0 finanziarie detenute dal Gruppo
\n
comprendono prestiti obbligazionari, finanziamenti ban-
\n
cari, debiti verso altri finanziatori, commercial paper, deri-
\n
vati, depositi in denaro ricevuti a garanzia di contratti com-
\n
merciali o derivati (garanzie passive, cash collateral).
\n
Il Gruppo gestisce il rischio di tasso di interesse principal-
\n
mente attraverso la definizione di una struttura finanzia-
\n
ria ottimale con il duplice obiettivo di stabilizzazione degli
\n
oneri e di contenimento del costo della provvista.
\n
Tale obiettivo viene raggiunto sia attraverso la diversifica-
\n
zione del portafoglio di passivit\u00e0 finanziarie, per tipologia
\n
contrattuale, durata e condizioni, sia modificando il profilo
\n
di rischio di specifiche esposizioni attraverso la stipula di
\n
contratti finanziari derivati OTC, principalmente interest
\n
rate swap e interest rate option. La scadenza del contratto
\n
derivato non eccede la scadenza della passivit\u00e0 finanziaria
\n
sottostante cosicch\u00e9 ogni variazione del fair value e/o dei
\n

\n\n

\n\n

\n\n

\n
flussi di cassa attesi dell\u2019uno bilancia la corrispondente va-
\n
riazione del fair value e/o dei flussi di cassa attesi dell\u2019altra.
\n
In alcuni casi residuali possono essere adottate tecniche di
\n
proxy hedging, qualora gli strumenti di copertura relativi ai
\n
fattori di rischio nativi non siano disponibili sul mercato o
\n
non siano sufficientemente liquidi.
\n
Attraverso i contratti di interest rate swap, Enel concorda
\n
con la controparte di scambiare periodicamente i flussi di
\n
cassa relativi agli interessi a tasso variabile con quelli rela-
\n
tivi agli interessi a tasso fisso, entrambi calcolati sul mede-
\n
simo capitale nozionale di riferimento.
\n
Nella tabella seguente viene fornito, alla data del 31 dicem-
\n
bre 2022 e del 31 dicembre 2021 il nozionale dei contratti
\n
derivati su tasso di interesse suddiviso per tipologia con-
\n
trattuale.
\n
Milioni di euro Valore nozionale
\n
al 31.12.2022 al 31.12.2021
\n
Da variabile a fisso interest rate swap 5.836
\n
7. 7 00
\n
Da fisso a variabile interest rate swap 1.401 722
\n
Da fisso a fisso interest rate swap --
\n
Da variabile a variabile interest rate swap 618 391
\n
Interest rate option -50
\n
Totale 7.855
\n
8.863
\n
Per maggiori dettagli sui derivati su tasso di interesse si
\n
prega di far riferimento alla nota 51 \u201cDerivati ed hedge ac-
\n
counting\u201d.
\n
Analisi di sensitivit\u00e0 del tasso di interesse
\n
Enel effettua l\u2019analisi di sensitivit\u00e0 attraverso la stima degli
\n
effetti sul valore delle poste di bilancio relative al portafo-
\n
glio in strumenti finanziari derivanti da variazioni nel livello
\n
dei tassi di interesse.
\n
In particolare, l\u2019analisi di sensitivit\u00e0 misura il potenziale im-
\n
patto sul Conto economico e sul patrimonio netto di diver-
\n
si scenari di mercato che determinerebbero la variazione
\n
del fair value degli strumenti finanziari derivati e la variazio-
\n
ne degli oneri finanziari relativi alla quota di indebitamento
\n
lordo non coperto.
\n
Tali scenari di mercato sono ottenuti mediante la traslazio-
\n
ne parallela, in aumento e in diminuzione, della curva dei
\n
tassi di interesse di riferimento alla data di bilancio.
\n
Non sono state introdotte modifiche n\u00e9 dei metodi n\u00e9 delle
\n
assunzioni utilizzate nell\u2019analisi di sensitivit\u00e0 rispetto al pe-
\n
riodo precedente.
\n
Mantenendo costanti tutte le altre variabili, il risultato pri-
\n
ma delle imposte \u00e8 impattato dalle variazioni nel livello dei
\n
tassi di interesse come segue.
\n
Milioni di euro 2022
\n
Impatto a Conto economico
\n
(al lordo delle imposte)
\n
Impatto a patrimonio netto
\n
(al lordo delle imposte)
\n
Punti base Incremento Decremento Incremento
\n
Decremento
\n
Variazione degli oneri finanziari sul debito lordo di lungo
\n
termine a tasso variabile dopo le coperture
\n
25 32
\n
(32) --
\n
Variazione del fair value degli strumenti finanziari derivati
\n
classificati non di copertura
\n
25 25
\n
(25) --
\n
Variazione del fair value degli strumenti finanziari derivati
\n
designati come strumenti di copertura
\n
Cash flow hedge 25 - - 29 (29)
\n
Fair value hedge 25 - - (9)
\n
9
\n
Al 31 dicembre 2022 il 22,3% (24,5% al 31 dicembre 2021)
\n
del valore nozionale dell\u2019indebitamento finanziario lordo a
\n
lungo termine \u00e8 espresso a tassi variabili. Tenuto conto di
\n
efficaci relazioni di copertura dei flussi finanziari connessi
\n
al rischio di tasso di interesse (in base a quanto previsto
\n
dagli IFRS-EU), il valore nozionale dell\u2019indebitamento finan-
\n
ziario lordo a lungo termine, al 31 dicembre 2022, risulta
\n
essere coperto per l\u201982,0% rispetto all\u2019esposizione (coperto
\n
per l\u201984,5% al 31 dicembre 2021).
\n\n
Rischio di tasso di cambio
\n
Il rischio di tasso di cambio si manifesta principalmente
\n
come variazioni inattese delle poste di bilancio derivanti da
\n
transazioni denominate in una valuta diversa dalla valuta di
\n
conto. Il Bilancio consolidato del Gruppo \u00e8 inoltre soggetto
\n
al rischio traslativo come conseguenza della conversione
\n
dei bilanci delle controllate estere, denominati in valuta lo-
\n
cale, in euro quale valuta di conto del Gruppo.
\n
L\u2019esposizione del Gruppo al rischio di tasso di cambio \u00e8
\n
legata in particolare alle operazioni di compravendita di
\n

\n\n

\n\n

\n\n

\n\n

\n\n
combustibili ed energia, agli investimenti (flussi di cassa
\n
per costi capitalizzati), ai dividendi e alla compravendita di
\n
partecipazioni, ai rapporti commerciali e alle attivit\u00e0 e pas-
\n
sivit\u00e0 finanziarie.
\n
Le policy di Gruppo relative alla gestione del rischio di
\n
cambio prevedono la mitigazione degli effetti sul risultato
\n
economico delle variazioni del livello dei tassi di cambio,
\n
con l\u2019esclusione degli effetti traslativi connessi al consoli-
\n
damento contabile.
\n
Al fine di minimizzare l\u2019esposizione al rischio di tasso di
\n
cambio, Enel adotta strategie di diversificazione geogra-
\n
fica delle fonti di ricavo e di costo, nonch\u00e9 formule di in-
\n
dicizzazione nei contratti commerciali, e stipula diverse ti-
\n
pologie di contratti derivati, tipicamente sul mercato Over
\n
the Counter (OTC).
\n
I contratti derivati presenti nel portafoglio di strumen-
\n
ti finanziari del Gruppo sono cross currency interest rate
\n
swap, currency forward e currency swap. La scadenza di
\n
tali contratti non eccede la scadenza dello strumento sot-
\n
tostante cosicch\u00e9 ogni variazione del fair value e/o dei
\n
flussi di cassa attesi degli uni bilancia le corrispondenti va-
\n
riazioni del fair value e/o dei flussi di cassa attesi degli altri.
\n
I cross currency interest rate swap consentono di trasfor-
\n
mare una passivit\u00e0 finanziaria a lungo termine, denominata
\n
in una divisa diversa da quella di conto, in un\u2019equivalente
\n
passivit\u00e0 finanziaria denominata nella divisa di conto.
\n
I currency forward sono contratti con i quali le controparti
\n
concordano lo scambio bidirezionale di capitali denomina-
\n
ti in divise diverse, a una determinata data futura e a un
\n
certo tasso di cambio (c.d. \u201cstrike\u201d). Tali contratti possono
\n
prevedere la consegna effettiva del capitale scambiato
\n
(deliverable forward) o la corresponsione del differenziale
\n
generato dalla disuguaglianza tra il tasso di cambio strike
\n
e il livello del cambio prevalente sul mercato alla data di
\n
scadenza (non-deliverable forward). In quest\u2019ultimo caso, il
\n
tasso di cambio strike e/o il tasso di cambio spot possono
\n
essere determinati come medie dei tassi osservati in un
\n
determinato periodo.
\n
I currency swap sono contratti con i quali le controparti
\n
concordano due operazioni di segno opposto a differen-
\n
ti date future (tipicamente una a pronti e una a termine)
\n
che prevedono lo scambio di capitali denominati in divise
\n
diverse.
\n
Nella seguente tabella viene fornito, alla data del 31 dicem-
\n
bre 2022 e del 31 dicembre 2021, il nozionale delle ope-
\n
razioni in essere suddivise per tipologia di posta coperta.
\n
Milioni di euro Valore nozionale
\n
al 31.12.2022 al 31.12.2021
\n
Cross currency interest rate swap (CCIRS) a copertura indebitamento in valuta 28.444 21.123
\n
Contratti currency forward a copertura del rischio cambio commodity 8.392 6.183
\n
Contratti currency forward/CCIRS a copertura di flussi futuri in valuta diversa dall\u2019euro 5.333 5.034
\n
Altri contratti forward 1.497 926
\n
Totale 43.666 33.266
\n
In particolare, si evidenziano:
\n
\u2022 contratti CCIRS con un ammontare nozionale di 28.444
\n
milioni di euro volti alla copertura del rischio cambio col-
\n
legato all\u2019indebitamento contratto in valuta (21.123 milio-
\n
ni di euro al 31 dicembre 2021);
\n
\u2022 contratti currency forward e cross currency swap con
\n
un ammontare nozionale complessivo di 13.725 milioni
\n
di euro utilizzati per coprire il rischio cambio connesso
\n
alle attivit\u00e0 di acquisto di gas naturale e combustibili, e
\n
ai flussi attesi in valute diverse dall\u2019euro (11.217 milioni di
\n
euro al 31 dicembre 2021); la variazione del valore nozio-
\n
nale nell\u2019anno ha risentito di una maggiore esposizione
\n
al rischio cambio, in particolare verso il dollaro statuni-
\n
tense, conseguente all\u2019aumento dei prezzi del gas na-
\n
turale e alla ripresa della produzione di energia elettrica
\n
da carbone;
\n
\u2022 gli \u201cAltri contratti forward\u201d, in cui sono ricomprese le ope-
\n
razioni in derivati OTC posti in essere al fine di mitigare il
\n
rischio di cambio relativo ai flussi attesi in valute diverse
\n
dalla moneta di conto connessi all\u2019acquisizione di beni
\n
d\u2019investimento nel settore delle energie rinnovabili e del-
\n
le infrastrutture e reti (contatori digitali di ultima genera-
\n
zione), ai costi operativi della fornitura di servizi cloud e
\n
a ricavi derivanti dalla vendita di energia rinnovabile. Nel
\n
corso del 2022 sono state coperte le esposizioni alle flut-
\n
tuazioni del tasso di cambio euro/renminbi cinese deri-
\n
vanti dagli investimenti in progetti BESS (Battery Energy
\n
Storage System).
\n
Al 31 dicembre 2022 si rileva che il 51% (45% al 31 dicem-
\n
bre 2021) dell\u2019indebitamento a lungo termine di Gruppo \u00e8
\n
espresso in divise diverse dall\u2019euro.
\n
Tenuto conto delle operazioni di copertura dal rischio di
\n
tasso di cambio, la percentuale di indebitamento non co-
\n
perta da tale rischio si attesta al 18% al 31 dicembre 2022
\n
(17% al 31 dicembre 2021).
\n
Analisi di sensitivit\u00e0 del rischio di tasso di cambio
\n
Enel effettua l\u2019analisi di sensitivit\u00e0 attraverso la stima degli
\n
effetti sul valore delle poste di bilancio relative al portafo-
\n
glio in strumenti finanziari derivanti da variazioni nel livello
\n
dei tassi di cambio.
\n

\n\n

\n\n

\n\n

\n\n

\n

\n\n
In particolare, l\u2019analisi di sensitivit\u00e0 misura il potenziale im-
\n
patto sul Conto economico e sul patrimonio netto di diver-
\n
si scenari di mercato che determinerebbero la variazione
\n
del fair value degli strumenti finanziari derivati e la variazio-
\n
ne degli oneri finanziari relativi alla quota di indebitamento
\n
lordo di medio-lungo termine non coperto.
\n
Tali scenari sono ottenuti mediante l\u2019apprezzamento e il
\n
deprezzamento del tasso di cambio dell\u2019euro verso tutte
\n
le altre divise rispetto al valore rilevato alla data di bilancio.
\n
Non sono state introdotte modifiche n\u00e9 dei metodi n\u00e9 delle
\n
assunzioni utilizzate nell\u2019analisi di sensitivit\u00e0 rispetto al pe-
\n
riodo precedente.
\n
Mantenendo costanti tutte le altre variabili, il risultato pri-
\n
ma delle imposte \u00e8 impattato dalle variazioni nel livello dei
\n
tassi di cambio come segue.
\n
Milioni di euro 2022
\n
Impatto a Conto economico
\n
(al lordo delle imposte)
\n
Impatto a patrimonio netto
\n
(al lordo delle imposte)
\n
Tasso di
\n
cambio EUR Appr. EUR Depr. EUR Appr.
\n
EUR Depr.
\n
Variazione degli oneri finanziari sul debito lordo di lungo
\n
termine in valuta diversa dall\u2019euro dopo le coperture
\n
10% ----
\n
Variazione del fair value degli strumenti finanziari derivati
\n
classificati non di copertura
\n
10% 880
\n
(1.073) --
\n
Variazione del fair value degli strumenti finanziari derivati
\n
designati come strumenti di copertura
\n
Cash flow hedge 10% - - (3.434) 4.193
\n
Fair value hedge 10% (40) 49 - -
\n

\n\n\n
Rischio di prezzo delle commodity
\n
Il rischio di oscillazione dei prezzi delle commodity ener-
\n
getiche, quali energia elettrica, gas, petrolio, CO
\n
2
\n
ecc. e
\n
delle materie prime, quali minerali e metalli, \u00e8 generato
\n
dalla volatilit\u00e0 dei prezzi e dalle correlazioni strutturali tra
\n
essi esistenti, che rendono incerto il margine derivante dal-
\n
le operazioni di compravendita di energia, combustibili e
\n
materiali a prezzo variabile (per es., contratti bilaterali indi-
\n
cizzati, operazioni sul mercato spot ecc.).
\n
Le esposizioni derivanti dai contratti indicizzati sono de-
\n
terminate attraverso la scomposizione delle formule con-
\n
trattuali nei fattori di rischio sottostanti.
\n
Per contenere gli effetti delle oscillazioni e stabilizzare il
\n
margine in conformit\u00e0 con le policy e i limiti operativi defi-
\n
niti dalla governance di Gruppo, garantendo un adeguato
\n
margine di flessibilit\u00e0 per cogliere eventuali opportunit\u00e0
\n
nel breve termine, Enel elabora e pianifica sia strategie
\n
che intervengono nelle varie fasi del processo industriale
\n
legato alla produzione e vendita di energia e di gas (quali
\n
l\u2019approvvigionamento anticipato e gli accordi commerciali
\n
a lungo termine), sia piani e tecniche di mitigazione del ri-
\n
schio tramite l\u2019utilizzo di contratti derivati (hedging).
\n
In relazione all\u2019energia venduta, il Gruppo ricorre prevalen-
\n
temente alla stipula di contratti a prezzo fisso, attraverso
\n
accordi bilaterali fisici (per es., PPA) e contratti finanziari
\n
(per es., contratti per differenza, VPP ecc.) nei quali le dif-
\n
ferenze sono regolate a favore della controparte, nel caso
\n
il prezzo di mercato dell\u2019energia superi il prezzo strike, e
\n
a favore di Enel, nel caso contrario. L\u2019esposizione residua,
\n
derivante dalle vendite di energia sul mercato spot, non
\n
coperte dai suddetti contratti, \u00e8 aggregata per fattori di
\n
rischio omogenei che possono essere gestiti attraverso
\n
operazioni di copertura sul mercato. Per i portafogli in-
\n
dustriali sono adottate tecniche di proxy hedging qualora
\n
gli strumenti di copertura relativi ai particolari fattori di ri-
\n
schio che generano l\u2019esposizione non siano disponibili sul
\n
mercato o non siano sufficientemente liquidi. Inoltre, Enel
\n
applica tecniche di portfolio hedging per valutare opportu-
\n
nit\u00e0 di netting fra esposizioni infragruppo.
\n
Gli strumenti di copertura utilizzati dal Gruppo sono pre-
\n
valentemente contratti derivati plain vanilla (in particolare,
\n
forward, swap, opzioni su commodity, future e contratti
\n
per differenza).
\n
Alcuni di questi prodotti possono essere indicizzati a sot-
\n
tostanti diversi (carbone, gas, petrolio, CO
\n
2
\n
, diverse geo-
\n
grafie ecc.) e le formule possono essere studiate e adattate
\n
a seconda delle esigenze specifiche.
\n
Enel inoltre svolge attivit\u00e0 di proprietary trading con l\u2019obiet-
\n
tivo di presidiare i mercati delle commodity energetiche di
\n
riferimento per il Gruppo. Tale attivit\u00e0 consiste nell\u2019assun-
\n
zione di esposizioni sulle commodity energetiche (prodotti
\n
petroliferi, gas, carbone, certificati CO
\n
2
\n
ed energia elettri-
\n
ca) attraverso strumenti finanziari derivati e contratti fisici
\n
scambiati su mercati regolamentati e Over the Counter
\n
(OTC), ottimizzando il profitto grazie a operazioni effettuate
\n
sulla base delle aspettative di evoluzione dei mercati.
\n
La seguente tabella espone il valore nozionale delle tran-
\n
sazioni outstanding al 31 dicembre 2022 e al 31 dicembre
\n
2021, suddiviso per tipologia di strumento.
\n

\n\n

\n\n

\n\n

\n\n

\n

\n\n
Milioni di euro Valore nozionale
\n
al 31.12.2022 al 31.12.2021
\n
Contratti forward e future 114.128 90.273
\n
Swap 11.271 12.122
\n
Opzioni 504 1.076
\n
Embedded --
\n
Totale 125.903 103.471
\n
Per maggiori dettagli si prega di far riferimento alla nota 51
\n
\u201cDerivati ed hedge accounting\u201d.
\n
Analisi di sensitivit\u00e0 del rischio di prezzo delle
\n
commodity
\n
La seguente tabella presenta l\u2019analisi di sensitivit\u00e0 a cam-
\n
biamenti ragionevolmente possibili nei prezzi delle com-
\n
modity sottostanti il modello di valutazione considerati
\n
nello scenario alla stessa data, mantenendo tutte le altre
\n
variabili costanti.
\n
L\u2019impatto sul risultato prima delle imposte, in caso di un in-
\n
cremento del 15% e di un decremento del 15% dei prezzi
\n
delle commodity principali che compongono gli scena-
\n
ri dei combustibili e il paniere delle formule utilizzate nei
\n
contratti, \u00e8 dovuto principalmente alla variazione del prez-
\n
zo dell\u2019energia, del gas e dei prodotti petroliferi e, in minor
\n
misura, della CO
\n
2.
\n
L\u2019impatto sul patrimonio netto, applican-
\n
do gli stessi shift sulla curva dei prezzi, \u00e8 dovuto princi-
\n
palmente alla variazione del prezzo dell\u2019energia elettrica
\n
e delle commodity petrolifere e, in misura inferiore, della
\n
CO
\n
2
\n
. L\u2019esposizione del Gruppo a variazioni dei prezzi delle
\n
altre commodity non \u00e8 materiale.
\n
Milioni di euro 2022
\n
Impatto a Conto economico
\n
(al lordo delle imposte)
\n
Impatto a patrimonio netto
\n
(al lordo delle imposte)
\n
Prezzo commodity Incremento Decremento Incremento Decremento
\n
Variazioni nel fair value dei derivati su commodity
\n
di trading
\n
20% (165) 169 - -
\n
Variazioni nel fair value dei derivati su commodity
\n
designati come strumenti di copertura
\n
20% (17) 22 (273) 243
\n

\n\n\n
Credito e Controparte
\n
Le operazioni commerciali, su commodity e di natura fi-
\n
nanziaria espongono il Gruppo al rischio di credito, ovvero
\n
all\u2019eventualit\u00e0 che un peggioramento del merito creditizio
\n
delle controparti o l\u2019inadempimento degli obblighi con-
\n
trattuali di pagamento determini l\u2019interruzione dei flussi di
\n
cassa in entrata e l\u2019aumento dei costi di incasso (rischio di
\n
regolamento), nonch\u00e9 minori flussi di ricavi dovuti alla so-
\n
stituzione di operazioni originarie con analoghe negoziate
\n
a condizioni di mercato sfavorevoli (rischio di sostituzione).
\n
Si pu\u00f2 incorrere inoltre in rischi reputazionali ed economici
\n
derivanti da un\u2019esposizione significativa verso una singola
\n
controparte, gruppi di clienti correlati o controparti ope-
\n
ranti nello stesso settore ovvero appartenenti alla stessa
\n
area geografica.
\n
Pertanto, l\u2019esposizione al rischio di credito e controparte \u00e8
\n
riconducibile alle seguenti tipologie di operativit\u00e0:
\n
\u2022 vendita e distribuzione di energia elettrica e gas nei
\n
mercati liberi e regolamentati e fornitura di beni e servizi
\n
(crediti commerciali verso terzi);
\n
\u2022 attivit\u00e0 di negoziazione che comportano uno scambio
\n
fisico od operazioni su strumenti finanziari (portafoglio
\n
commodity);
\n
\u2022 attivit\u00e0 di negoziazione di strumenti derivati, depositi
\n
bancari e pi\u00f9 in generale di strumenti finanziari (porta-
\n
foglio finanziario).
\n
Allo scopo di perseguire la minimizzazione del rischio di
\n
credito e controparte, la gestione e il controllo delle espo-
\n
sizioni creditizie vengono effettuati a livello di Regione,
\n
Paese e Linea di Business Globale da unit\u00e0 organizzative
\n
diverse, assicurando in tal modo la necessaria segregazio-
\n
ne tra attivit\u00e0 di gestione e di controllo del rischio. Il mo-
\n
nitoraggio dell\u2019esposizione consolidata viene assicurato
\n
dalla Holding.
\n
Inoltre, a livello di Gruppo \u00e8 prevista, in tutte le principali
\n
Regioni, Paesi e Linee di Business Globali e a livello conso-
\n
lidato, l\u2019applicazione di criteri omogenei per la misurazio-
\n
ne, il monitoraggio e il controllo delle esposizioni creditizie
\n
commerciali, al fine di identificare tempestivamente i feno-
\n
meni degenerativi della qualit\u00e0 dei crediti in essere e delle
\n
eventuali azioni di mitigazione da implementare.
\n
La politica di gestione del rischio di credito e contropar-
\n
te derivante da attivit\u00e0 commerciali prevede la valutazione
\n
preliminare del merito creditizio delle controparti e l\u2019ado-
\n
zione di strumenti di mitigazione quali l\u2019acquisizione di ga-
\n
ranzie reali o personali.
\n

\n\n

\n\n

\n\n

\n\n

\n\n
Inoltre, il Gruppo pone in essere operazioni di cessione dei
\n
crediti senza rivalsa (pro soluto), che danno luogo all\u2019inte-
\n
grale eliminazione dal bilancio delle corrispondenti attivit\u00e0
\n
oggetto di cessione, essendo stati ritenuti trasferiti i rischi
\n
e i benef\u00edci a esse connessi.
\n
Con riferimento all\u2019operativit\u00e0 finanziaria e su commodity,
\n
la mitigazione del rischio \u00e8 perseguita attraverso un siste-
\n
ma di valutazione delle controparti omogeneo a livello di
\n
Gruppo, implementato anche a livello di Regione/Paese/Li-
\n
nea di Business Globale, nonch\u00e9 l\u2019adozione di specifici fra-
\n
mework contrattuali standardizzati che prevedono clauso-
\n
le di mitigazione del rischio (es: netting) ed eventualmente
\n
lo scambio di cash collateral.
\n
Nonostante peggioramenti delle curve di incasso su alcuni
\n
segmenti di clientela di cui si \u00e8 tenuto conto nella valuta-
\n
zione dell\u2019impairment dei crediti commerciali, il portafoglio
\n
di Gruppo ha dimostrato \u2013 fino a oggi \u2013 resilienza al con-
\n
testo macroeconomico e allo scenario prezzi attuale. Tutto
\n
ci\u00f2 grazie a un rafforzamento dei canali di incasso digitali e
\n
a una solida diversificazione della customer base.
\n
Crediti finanziari
\n
Milioni di euro
\n
al 31.12.2022
\n
Staging
\n
Base per
\n
la rilevazione del
\n
fondo perdite attese
\n
Loss rate medio
\n
(PD*LGD)
\n
Valore contabile
\n
lordo
\n
Fondo perdite
\n
attese Valore netto
\n
Performing 12 m ECL 1,2% 16.918 205 16.713
\n
Underperforming Lifetime ECL 4,1% 266 11 255
\n
Non-performing Lifetime ECL 12,6% 254 32
\n
222
\n
Totale 17.438 248 17.190
\n

\n\n

\n\n

\n\n

\n\n

\n\n
Attivit\u00e0 derivanti dai contratti con i clienti, crediti commerciali e altri crediti: valutazione individuale
\n
Milioni di euro
\n
al 31.12.2022
\n
Loss rate medio
\n
(PD*LGD)
\n
Valore
\n
contabile lordo
\n
Fondo perdite
\n
attese Valore netto
\n
Attivit\u00e0 da contratti con i clienti - 79 - 79
\n
Crediti commerciali
\n
Crediti commerciali non scaduti 0,7% 5.560 41 5.519
\n
Crediti commerciali scaduti:
\n
- 1-30 giorni 1,0% 477 5 472
\n
- 31-60 giorni 1,3% 75 1 74
\n
- 61-90 giorni 2,8% 36 1 35
\n
- 91-120 giorni 7,1% 28 2 26
\n
- 121-150 giorni 12,5% 24 3 21
\n
- 151-180 giorni 5,9% 51 3 48
\n
- pi\u00f9 di 180 giorni (credit impaired) 80,8% 1.629 1.317 312
\n
Totale crediti commerciali 7.880 1.373 6.507
\n
Altri crediti
\n
Altri crediti non scaduti 2,2% 1.401 31 1.370
\n
Altri crediti scaduti:
\n
- 1-30 giorni -35 -35
\n
- 31-60 giorni -219 -219
\n
- 61-90 giorni ----
\n
- 91-120 giorni ----
\n
- 121-150 giorni ----
\n
- 151-180 giorni -2-2
\n
- pi\u00f9 di 180 giorni (credit impaired) 16,3% 147 24 123
\n
Totale altri crediti 1.804 55 1.749
\n
TOTALE 9.763 1.428 8.335
\n
Milioni di euro
\n
al 31.12.2021
\n
Loss rate medio
\n
(PD*LGD)
\n
Valore
\n
contabile lordo
\n
Fondo perdite
\n
attese Valore netto
\n
Attivit\u00e0 da contratti con i clienti - 110 - 110
\n
Crediti commerciali
\n
Crediti commerciali non scaduti 0,7% 5.339 39 5.300
\n
Crediti 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%341717
\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
\n
Totale crediti commerciali 7.868 1.481 6.387
\n
Altri crediti
\n
Altri crediti non scaduti 1,9% 1.712 32 1.680
\n
Altri 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
\n
Totale altri crediti 2.642 78 2.564
\n
TOTALE 10.620 1.559 9.061
\n

\n\n

\n\n

\n\n

\n\n

\n\n
Attivit\u00e0 derivanti dai contratti con i clienti, crediti commerciali e altri crediti: valutazione collettiva
\n
Milioni di euro
\n
al 31.12.2022
\n
Loss rate medio
\n
(PD*LGD)
\n
Valore
\n
contabile lordo
\n
Fondo perdite
\n
attese Valore netto
\n
Attivit\u00e0 da contratti con i clienti 4,3% 46 2 44
\n
Crediti commerciali
\n
Crediti commerciali non scaduti 2,4% 7.698 187 7.511
\n
Crediti commerciali scaduti:
\n
- 1-30 giorni 2,6% 535 14 521
\n
- 31-60 giorni 42,3% 123 52 71
\n
- 61-90 giorni 24,0% 275 66 209
\n
- 91-120 giorni 29,0% 186 54 132
\n
- 121-150 giorni 35,6% 146 52 94
\n
- 151-180 giorni 45,0% 129 58 71
\n
- pi\u00f9 di 180 giorni (credit impaired) 56,4% 3.416 1.927 1.489
\n
Totale crediti commerciali 12.508 2.410 10.098
\n
Altri crediti
\n
Altri crediti non scaduti - 251 - 251
\n
Altri crediti scaduti:
\n
- 1-30 giorni 50,0% 2 1 1
\n
- 31-60 giorni ----
\n
- 61-90 giorni ----
\n
- 91-120 giorni ----
\n
- 121-150 giorni ----
\n
- 151-180 giorni ----
\n
- pi\u00f9 di 180 giorni (credit impaired) ----
\n
Totale altri crediti 253 1 252
\n
TOTALE 12.807 2.413 10.394
\n
Milioni di euro
\n
al 31.12.2021
\n
Loss rate medio
\n
(PD*LGD)
\n
Valore
\n
contabile lordo
\n
Fondo perdite
\n
attese Valore netto
\n
Attivit\u00e0 da contratti con i clienti 11,5% 26 2 24
\n
Crediti commerciali
\n
Crediti commerciali non scaduti 1,7% 4.603 77 4.526
\n
Crediti 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
\n
Totale crediti commerciali 11.871 2.182 9.689
\n
Altri crediti
\n
Altri crediti non scaduti - 804 76 728
\n
Altri 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
\n
Totale altri crediti 813 76 737
\n
TOTALE 12.710 2.260 10.450
\n

\n\n

\n\n

\n\n

\n\n

\n\n
Rischio di liquidit\u00e0
\n
Il rischio di liquidit\u00e0 si manifesta come incertezza sulla ca-
\n
pacit\u00e0 del Gruppo di adempiere alle proprie obbligazioni,
\n
associate a passivit\u00e0 finanziarie che sono regolate tramite
\n
la cassa o altre attivit\u00e0 finanziarie.
\n
Enel gestisce il rischio di liquidit\u00e0 attuando opportune mi-
\n
sure tese a garantire un adeguato livello di risorse finanzia-
\n
rie liquide, minimizzandone il relativo costo opportunit\u00e0 e
\n
mantenendo una struttura del debito equilibrata in termini
\n
di scadenze e fonti di finanziamento.
\n
Nel breve termine, il rischio di liquidit\u00e0 \u00e8 mitigato garan-
\n
tendo un adeguato livello di risorse incondizionatamen-
\n
te disponibili, ivi comprese le disponibilit\u00e0 di cassa e i
\n
depositi a breve termine, le linee di credito committed
\n
disponibili e il portafoglio di attivit\u00e0 altamente liquide.
\n
Nel lungo termine, il rischio di liquidit\u00e0 \u00e8 mitigato garan-
\n
tendo un profilo equilibrato di scadenze del debito e l\u2019ac-
\n
cesso a diverse fonti di finanziamento in termini di mercati,
\n
valute e controparti.
\n
La mitigazione del rischio di liquidit\u00e0 consente al Gruppo
\n
di mantenere un profilo di merito creditizio che garantisce
\n
l\u2019accesso al mercato dei capitali e limiti il costo delle fonti
\n
di finanziamento, con conseguenti effetti positivi sulla sua
\n
situazione economica, patrimoniale e finanziaria.
\n
Il Gruppo ha a disposizione le seguenti linee di credito e
\n
commercial paper non utilizzate.
\n
Milioni di euro al 31.12.2022 al 31.12.2021
\n
Con scadenza
\n
entro un anno
\n
Con scadenza
\n
oltre un anno
\n
Con scadenza
\n
entro un anno
\n
Con scadenza
\n
oltre un anno
\n
Linee di credito committed 355 19.122 438 14.822
\n
Linee di credito uncommitted 980 - 888 -
\n
Commercial paper 3.847 - 3.709 -
\n
Totale 5.182 19.122 5.035 14.822
\n
Analisi delle scadenze
\n
La tabella seguente riassume il profilo temporale del piano
\n
di rimborsi del debito a lungo termine del Gruppo.
\n
Milioni di euro
\n
Al 31.12.2022 Quota con scadenza nel
\n
Meno di tre
\n
mesi
\n
Tra tre mesi
\n
e un anno 2024 2025 2026 2027 Oltre
\n
Obbligazioni:
\n
- tasso fisso quotate 54 924 4.674 3.421 3.848 3.738 13.233
\n
- tasso variabile quotate 237 300 391 304 225 199 891
\n
- tasso fisso non quotate - - 1.403 1.395 1.163 2.529 12.237
\n
- tasso variabile non quotate - 97 97 97 97 97 40
\n
Totale obbligazioni 291 1.321 6.565 5.217 5.333 6.563 26.401
\n
Finanziamenti bancari:
\n
- tasso fisso 73 138 928 288 406 692 748
\n
- tasso variabile 120 557 3.144 1.196 2.399 944 4.488
\n
- uso linee di credito revolving - 2 - 26 2 - -
\n
Totale finanziamenti bancari 193 697 4.072 1.510 2.807 1.636 5.236
\n
Leasing:
\n
- tasso fisso 67 184 219 200 172 144 1.644
\n
- tasso variabile 1 9 10 11 6 1 4
\n
Totale leasing 68 193 229 211 178 145 1.648
\n
Altri finanziamenti non bancari:
\n
- tasso fisso 18 52 61 56 60 56 201
\n
- tasso variabile - 2 - 6---
\n
Totale altri finanziamenti non bancari 18 54 61 62 60 56 201
\n
TOTALE 570 2.265 10.927 7.000 8.378 8.400 33.486
\n

\n\n

\n\n

\n\n

\n

\n

\n\n

\n
Impegni per l\u2019acquisto delle commodity
\n
Nel corso dello svolgimento del proprio business il Gruppo
\n
Enel ha sottoscritto contratti per l\u2019acquisto di una specifica
\n
quantit\u00e0 di commodity a una certa data futura ma aventi
\n
le caratteristiche di uso proprio per poter rientrare nella
\n
cosiddetta \u201cown use exemption\u201d prevista dall\u2019IFRS 9.
\n
La seguente tabella riporta l\u2019analisi dei flussi di cassa non
\n
attualizzati in relazione agli impegni outstanding al 31 di-
\n
cembre 2022.
\n
Milioni di euro
\n
al 31.12.2022 2022-2025 2026-2030 2031-2035 Oltre
\n
Impegni per acquisti di commodity:
\n
- energia elettrica 64.878 18.777 17.752 10.913 17.436
\n
- combustibili 96.996 11.842 59.697 13.466 11.991
\n
Totale 161.874 30.619 77.449 24.379
\n
29.427
\n

\n\n\n
50. Compensazione di attivit\u00e0 e passivit\u00e0 finanziarie
\n
Si fa presente che al 31 dicembre 2022 non sono presenti
\n
posizioni compensate tra le attivit\u00e0 e le passivit\u00e0 iscritte in
\n
bilancio in quanto la policy adottata dal Gruppo Enel non
\n
prevede la regolazione netta delle attivit\u00e0 e passivit\u00e0 finan-
\n
ziarie.
\n

\n\n\n
51. Derivati ed hedge accounting
\n
Le tabelle seguenti espongono il valore nozionale e il fair va-
\n
lute dei derivati attivi e passivi, qualificati come strumenti di
\n
copertura o valutati al FVTPL, classificati in base alla tipolo-
\n
gia di relazione di copertura e di rischio coperto e suddivisi
\n
in correnti e non correnti.
\n
Il valore nozionale di un contratto derivato \u00e8 l\u2019ammontare in
\n
base al quale i flussi di cassa sono scambiati. Questo im-
\n
porto pu\u00f2 essere espresso sia in termini di valore monetario
\n
sia in termini di quantit\u00e0 (quali, per es., tonnellate convertite
\n
in euro moltiplicando il valore nozionale per il prezzo fissa-
\n
to). Gli importi denominati in valute diverse dall\u2019euro sono
\n
convertiti in euro applicando i tassi di cambio ufficiali di fine
\n
periodo forniti da World Markets Refinitiv (WMR) Company.
\n
Milioni di euro Non correnti Correnti
\n
Nozionale Fair value Nozionale Fair value
\n
al 31.12.2022 al 31.12.2021 al 31.12.2022 al 31.12.2021 al 31.12.2022 al 31.12.2021 al 31.12.2022 al 31.12.2021
\n
DERIVATI ATTIVI
\n
Derivati di fair value hedge:
\n
- tassi 154 139 22 19 - - - -
\n
- cambi 99 672 15 42 - - -
\n
-
\n
- di cui connessi a finanziamenti 70 672 14 42 - - - -
\n
Totale 2538113761----
\n
Derivati di cash flow hedge:
\n
- tassi 4.949 404 336 19 9 - - -
\n
- cambi 16.955 14.980 1.854 1.356 4.053 2.690 389
\n
104
\n
- di cui connessi a finanziamenti 15.402 13.130 1.786 1.303 1.244 77 236 14
\n
- commodity 4.321 2.693 1.270 1.059 7.416 3.469 2.366 3.023
\n
Totale 26.225 18.077 3.460 2.434 11.478 6.159 2.755 3.127
\n
Derivati di trading:
\n
- tassi -----50-1
\n
- cambi 19 26 1 - 3.640 2.154 74 23
\n
- commodity 1.774 1.147 472 277 49.253 48.304 12.001
\n
19.640
\n
Totale 1.793 1.173 473 277 52.893 50.508 12.075 19.664
\n
TOTALE DERIVATI ATTIVI 28.271 20.061 3.970 2.772 64.371 56.667 14.830
\n
22.791
\n

\n\n

\n\n

\n\n

\n
Milioni di euro Non correnti Correnti
\n
Nozionale Fair value Nozionale Fair value
\n
al 31.12.2022 al 31.12.2021 al 31.12.2022 al 31.12.2021 al 31.12.2022 al 31.12.2021 al 31.12.2022 al 31.12.2021
\n
DERIVATI PASSIVI
\n
Derivati di fair value hedge:
\n
- tassi 1.603 660 92 5 - - - -
\n
- cambi 813-99-185---
\n
- di cui connessi a finanziamenti 750 - 91-----
\n
Totale 2.416 660 191 5 185 - - -
\n
Derivati di cash flow hedge:
\n
- tassi 890 6.807 59 620 150 653 1 9
\n
- cambi 11.956 7.224 1.640 1.244 3.798 1.892 176 49
\n
- di cui connessi a finanziamenti 8.388 5.034 1.348 1.099 67 21 2 1
\n
- commodity 6.403 3.312 3.417 1.301 9.556 2.067 4.322 4.853
\n
Totale 19.249 17.343 5.116 3.165 13.504 4.612 4.499 4.911
\n
Derivati di trading:
\n
- tassi ----1001502373
\n
- cambi 52 73 1 2 2.096 3.555 34 60
\n
- commodity 1.281 884 587 167 45.899 41.595 11.585 19.563
\n
Totale 1.333 957 588 169 48.095 45.300 11.642 19.696
\n
TOTALE DERIVATI PASSIVI 22.998 18.960 5.895 3.339 61.784 49.912 16.141 24.607
\n
I derivati su cambio connessi a finanziamenti fanno riferi-
\n
mento al fair value e al nozionale dei cross currency swap
\n
stipulati a copertura dei finanziamenti in valuta estera ver-
\n
so terze parti; il fair value netto di tali derivati confluisce
\n
nella rappresentazione dell\u2019indebitamento finanziario net-
\n
to del Gruppo.
\n\n
51.1 Derivati designati come strumenti di
\n
copertura
\n
I contratti derivati sono rilevati inizialmente al fair value,
\n
alla data di negoziazione del contratto, e successivamen-
\n
te sono rimisurati al loro fair value. Il metodo di rilevazione
\n
degli utili e delle perdite relativi a un derivato \u00e8 dipendente
\n
dalla designazione dello stesso quale strumento di coper-
\n
tura, e in tal caso dalla natura dell\u2019elemento coperto.
\n
L\u2019hedge accounting \u00e8 applicato ai contratti derivati stipu-
\n
lati al fine di ridurre i rischi di tasso di interesse, rischio di
\n
cambio e rischio di prezzo delle commodity (ivi inclusi i Vir-
\n
tual PPA), e agli investimenti netti in gestioni estere quando
\n
sono rispettati tutti i criteri previsti dall\u2019IFRS 9.
\n
All\u2019inception della transazione, il Gruppo deve documen-
\n
tare la relazione di copertura distinguendo tra strumenti
\n
di copertura ed elementi coperti, nonch\u00e9 tra strategia e
\n
obiettivi di risk management. Inoltre, la Societ\u00e0 documen-
\n
ta, all\u2019inception e successivamente su base sistematica, la
\n
propria valutazione in base alla quale gli strumenti di co-
\n
pertura risultano altamente efficaci a compensare le varia-
\n
zioni di fair value e dei flussi di cassa degli elementi coperti.
\n
Per le transazioni altamente probabili designate come ele-
\n
menti coperti di una relazione di cash flow hedge, il Gruppo
\n
valuta e documenta il fatto che tali operazioni sono alta-
\n
mente probabili e presentano un rischio di variazione dei
\n
flussi finanziari che impatta sul Conto economico.
\n
In relazione alla natura dei rischi cui \u00e8 esposto, il Gruppo
\n
designa i derivati come strumenti di copertura in una delle
\n
seguenti relazioni di copertura:
\n
\u2022 fair value hedge; o
\n
\u2022 cash flow hedge.
\n
Per maggiori dettagli sulla natura e l\u2019entit\u00e0 dei rischi deri-
\n
vanti dagli strumenti finanziari cui il Gruppo \u00e8 esposto si
\n
rimanda alla nota 49 \u201cRisk management\u201d.
\n
Affinch\u00e9 una relazione di copertura risulti efficace deve
\n
soddisfare i seguenti criteri:
\n
\u2022 esistenza di una relazione economica tra lo strumento di
\n
copertura e l\u2019elemento coperto;
\n
\u2022 l\u2019effetto del rischio di credito non prevale sulle variazioni
\n
di valore risultanti dalla relazione economica;
\n
\u2022 l\u2019hedge ratio definito al momento della designazione ini-
\n
ziale risulta pari a quello utilizzato a fini di gestione del
\n
rischio (ossia, stessa quantit\u00e0 dell\u2019elemento coperto che
\n
l\u2019entit\u00e0 effettivamente copre e stessa quantit\u00e0 dello stru-
\n
mento di copertura che l\u2019entit\u00e0 effettivamente utilizza
\n
per coprire l\u2019elemento coperto).
\n
In base ai requisiti dell\u2019IFRS 9, l\u2019esistenza di una relazione
\n
economica \u00e8 verificata dal Gruppo mediante un\u2019analisi
\n
qualitativa o un calcolo quantitativo, in base alle circostan-
\n
ze seguenti:
\n

\n\n

\n\n

\n\n

\n\n

\n\n
\u2022 se il rischio sottostante dello strumento di copertura e
\n
dell\u2019elemento coperto \u00e8 lo stesso, l\u2019esistenza di una re-
\n
lazione economica sar\u00e0 dimostrata mediante un\u2019analisi
\n
qualitativa;
\n
\u2022 diversamente, se il rischio sottostante dello strumento
\n
di copertura e dell\u2019elemento coperto non \u00e8 lo stesso,
\n
l\u2019esistenza di una relazione economica sar\u00e0 dimostrata
\n
attraverso un metodo quantitativo oltre all\u2019analisi quali-
\n
tativa sulla natura della relazione economica (ossia, re-
\n
gressione lineare).
\n
Per dimostrare che l\u2019andamento dello strumento di coper-
\n
tura \u00e8 in linea con quello dell\u2019elemento coperto, saranno
\n
analizzati diversi scenari.
\n
Per la copertura del rischio di prezzo delle commodity,
\n
l\u2019esistenza di una relazione economica si desume da una
\n
matrice di ranking che definisce, per ciascuna possibile
\n
componente di rischio, un set di tutti i derivati standard
\n
disponibili sul mercato classificati in base alla loro efficacia
\n
nella copertura del rischio considerato.
\n
Al fine di valutare gli effetti del rischio di credito, il Gruppo
\n
valuta l\u2019esistenza di misure di mitigazione del rischio (costi-
\n
tuzione di garanzie, break up clause, master netting agre-
\n
ements ecc.).
\n
Il Gruppo ha stabilito un hedge ratio di 1:1 per tutte le rela-
\n
zioni di copertura (inclusa la copertura del rischio di prezzo
\n
su commodity) per cui il rischio sottostante il derivato di
\n
copertura \u00e8 identico al rischio coperto, al fine di ridurre al
\n
minimo l\u2019inefficacia della copertura.
\n
L\u2019inefficacia della copertura \u00e8 valutata mediante un\u2019analisi
\n
qualitativa o un calcolo quantitativo, a seconda delle cir-
\n
costanze:
\n
\u2022 se i critical term dell\u2019elemento coperto e dello strumen-
\n
to di copertura corrispondono e non si rilevano ulteriori
\n
fonti di inefficacia incluso il credit risk adjustment sul de-
\n
rivato di copertura, la relazione di copertura \u00e8 considera-
\n
ta pienamente efficace sulla base di un\u2019analisi qualitativa;
\n
\u2022 se i critical term dell\u2019elemento coperto e dello strumen-
\n
to di copertura non corrispondono o si rileva almeno
\n
una fonte di inefficacia, l\u2019inefficacia della copertura sar\u00e0
\n
quantificata applicando il metodo del \u201cdollar offset\u201d cu-
\n
mulativo usando il derivato ipotetico. Tale metodo con-
\n
fronta le variazioni di fair value dello strumento di coper-
\n
tura e del derivato ipotetico tra la data di riferimento del
\n
bilancio e la data di inizio della copertura.
\n
Le principali cause di inefficacia delle coperture possono
\n
essere le seguenti:
\n
\u2022 basis difference (ossia, i fair value o flussi finanziari dell\u2019e-
\n
lemento coperto dipendono da una variabile diversa dal-
\n
la variabile che causa la variazione del fair value o dei
\n
flussi finanziari nello strumento di copertura);
\n
\u2022 differenze di timing (ossia, l\u2019elemento coperto e lo strumen-
\n
to di copertura si verificano o sono regolati a date diverse);
\n
\u2022 differenze di quantit\u00e0 o di importo nozionale (ossia, l\u2019ele-
\n
mento coperto e lo strumento di copertura si basano su
\n
quantit\u00e0 o importi nozionali diversi);
\n
\u2022 altri rischi (ossia, le variazioni del fair value o dei flussi
\n
finanziari di uno strumento di copertura o elemento co-
\n
perto sono collegate a rischi diversi dal rischio specifico
\n
oggetto di copertura);
\n
\u2022 rischio di credito (ossia, il rischio di credito di contropar-
\n
te impatta diversamente sulle variazioni del fair value de-
\n
gli strumenti di copertura e dell\u2019elemento coperto).
\n
Nel corso del 2022 il conflitto tra Russia e Ucraina ha reso
\n
il contesto macroeconomico particolarmente instabile, im-
\n
pattando sulle catene di approvvigionamento delle materie
\n
prime e causando un\u2019elevata volatilit\u00e0 dei prezzi, soprattut-
\n
to nel comparto delle commodity energetiche. In questo
\n
contesto, la gestione del rischio commodity si \u00e8 dimostrata
\n
solida e non ha evidenziato conseguenze significative sulla
\n
tenuta delle relazioni di copertura anche grazie alla solidit\u00e0
\n
dei modelli di portafoglio integrato in uso nelle principali
\n
realt\u00e0 europee in cui opera il Gruppo e alla diversificazio-
\n
ne geografica delle fonti di approvvigionamento. Anche il
\n
rischio di credito non \u00e8 stato particolarmente impattante
\n
in quanto il Gruppo si interfaccia principalmente con con-
\n
troparti di Borsa o con un elevato merito creditizio oppure
\n
con controparti adeguatamente garantite da fideiussioni
\n
bancarie o assicurative.
\n
Relativamente alla gestione del rischio di tasso di interes-
\n
se e di cambio, gli impatti del conflitto russo-ucraino e del
\n
delicato contesto macroeconomico sono stati limitati e
\n
comunque non tali da influenzare direttamente e in misura
\n
significativa la valutazione degli strumenti derivati e l\u2019esito
\n
delle verifiche di efficacia sulle coperture; la volatilit\u00e0 che
\n
ha caratterizzato i mercati finanziari \u00e8 stata compensata
\n
da azioni di mitigazione del rischio tramite strumenti finan-
\n
ziari derivati.
\n
Fair value hedge
\n
Il fair value hedge \u00e8 utilizzato dal Gruppo per la copertura
\n
delle variazioni del fair value di attivit\u00e0, passivit\u00e0 o impe-
\n
gni irrevocabili, che sono attribuibili a un rischio specifico e
\n
potrebbero impattare il Conto economico.
\n
Le variazioni di fair value di derivati che si qualificano e sono
\n
designati come strumenti di copertura sono rilevate a Con-
\n
to economico, coerentemente con le variazioni di fair value
\n
dell\u2019elemento coperto che sono attribuibili al rischio coperto.
\n
Se la copertura non soddisfa pi\u00f9 i criteri per l\u2019applicazione
\n
dell\u2019hedge accounting, l\u2019adeguamento del valore contabile
\n
dell\u2019elemento coperto, per il quale viene utilizzato il meto-
\n
do del tasso di interesse effettivo, \u00e8 ammortizzato a Conto
\n
economico lungo la vita residua dell\u2019elemento coperto.
\n

\n\n

\n\n

\n\n

\n\n

\n\n

\n
Cash flow hedge
\n
Il cash flow hedge \u00e8 applicato con l\u2019intento di coprire il
\n
Gruppo dall\u2019esposizione al rischio di variazioni dei flussi di
\n
cassa attesi attribuibili a un rischio specifico associato a
\n
un\u2019attivit\u00e0, una passivit\u00e0 o una transazione prevista alta-
\n
mente probabile che potrebbe impattare il Conto econo-
\n
mico.
\n
La quota efficace delle variazioni del fair value dei derivati,
\n
che sono designati e si qualificano di cash flow hedge, \u00e8 ri-
\n
levata a patrimonio netto tra le \u201caltre componenti di Conto
\n
economico complessivo (OCI)\u201d. L\u2019utile o la perdita relativa
\n
alla quota di inefficacia \u00e8 rilevata immediatamente a Conto
\n
economico.
\n
Gli importi rilevati a patrimonio netto sono rilasciati a Conto
\n
economico nel periodo in cui l\u2019elemento coperto impatta
\n
il Conto economico (per es., quando si verifica la vendita
\n
attesa oggetto di copertura).
\n
Se l\u2019elemento coperto comporta l\u2019iscrizione di un\u2019attivit\u00e0
\n
non finanziaria (ossia, terreni, impianti e macchinari o ma-
\n
gazzino ecc.) o di una passivit\u00e0 non finanziaria, o di una
\n
transazione prevista altamente probabile oggetto di co-
\n
pertura relativa a una attivit\u00e0 o passivit\u00e0 non finanziaria
\n
diventa un impegno irrevocabile cui si applica il fair value
\n
hedge, l\u2019importo cumulato a patrimonio netto (ossia, ri-
\n
serva cash flow) sar\u00e0 stornato e incluso nel valore iniziale
\n
(ossia, costo o altro valore contabile) dell\u2019attivit\u00e0 o passivit\u00e0
\n
coperte (ossia, \u201cbasis adjustment\u201d).
\n
Quando uno strumento di copertura giunge a scadenza o
\n
\u00e8 venduto, oppure quando la copertura non soddisfa pi\u00f9 i
\n
criteri per l\u2019applicazione dell\u2019hedge accounting, gli utili e le
\n
perdite cumulati rilevati a patrimonio netto fino a tale mo-
\n
mento rimangono sospesi a patrimonio netto e saranno
\n
rilevati a Conto economico quando la transazione futura
\n
sar\u00e0 definitivamente rilevata a Conto economico. Quando
\n
una transazione prevista non \u00e8 pi\u00f9 ritenuta probabile, gli
\n
utili o perdite rilevati a patrimonio netto sono rilasciati im-
\n
mediatamente a Conto economico.
\n
Per le relazioni di copertura che utilizzano i forward come
\n
strumento di copertura, in cui solo la variazione di valore
\n
dell\u2019elemento spot \u00e8 designata come strumento di coper-
\n
tura, la contabilizzazione dei punti forward (a Conto eco-
\n
nomico piuttosto che OCI) viene definita caso per caso.
\n
Tale approccio \u00e8 applicato dal Gruppo per la copertura del
\n
rischio di cambio sugli investimenti delle societ\u00e0 operanti
\n
nel business delle rinnovabili.
\n
Diversamente, nei rapporti di copertura che utilizzano il
\n
cross currency interest rate swap come strumento di co-
\n
pertura, il Gruppo separa i basis spread della valuta estera,
\n
nella designazione del derivato di copertura, e li rileva nel
\n
Conto economico complessivo (OCI) come costi di hed-
\n
ging.
\n
Con specifico riferimento alle coperture di cash flow hed-
\n
ge del rischio di prezzo delle commodity, allo scopo di mi-
\n
gliorare la coerenza delle stesse alla strategia di risk mana-
\n
gement, il Gruppo Enel applica un approccio dinamico di
\n
hedge accounting basato su specifici requisiti di liquidit\u00e0
\n
(c.d. \u201cLiquidity Based Approach\u201d).
\n
Tale approccio richiede di designare le coperture mediante
\n
l\u2019utilizzo dei derivati pi\u00f9 liquidi disponibili sul mercato e di
\n
sostituirli con altri, pi\u00f9 efficaci nella copertura del rischio
\n
in oggetto.
\n
Coerentemente con la strategia di risk management, il Li-
\n
quidity Based Approach consente il roll-over di un derivato
\n
attraverso la sostituzione dello stesso con un nuovo de-
\n
rivato, non solo in caso di scadenza, ma anche nel corso
\n
della relazione di copertura, se e solo se il nuovo derivato
\n
soddisfa entrambi i seguenti requisiti:
\n
\u2022 rappresenta una best proxy rispetto al vecchio derivato,
\n
in termini di ranking; e
\n
\u2022 soddisfa specifici requisiti di liquidit\u00e0.
\n
Il soddisfacimento dei predetti requisiti \u00e8 verificato trime-
\n
stralmente.
\n
Alla data del roll-over, la relazione di copertura non viene
\n
discontinuata. Pertanto, a partire da tale data, le variazioni
\n
di fair value efficaci del nuovo derivato dovranno essere ri-
\n
levate in contropartita al patrimonio netto (ossia, riserva di
\n
cash flow hedge), mentre le variazioni di fair value del vec-
\n
chio derivato dovranno essere rilevate a Conto economico.
\n\n
Riforma degli indici di riferimento per la determinazione
\n
dei tassi di interesse - \u201criforma IBOR\u201d
\n
Overview
\n
Gli indici di riferimento basati sui mercati interbancari (In-
\n
terbank Offered Rates, \u201cIBOR\u201d) rappresentano tassi di ri-
\n
ferimento ai quali le banche possono prendere in prestito
\n
fondi nel mercato interbancario su base non garantita, per
\n
un dato periodo che va dall\u2019overnight ai 12 mesi, in una de-
\n
terminata divisa.
\n
Negli anni recenti ci sono stati vari casi di manipolazione di
\n
tali tassi da parte delle banche che contribuiscono al loro
\n
calcolo, e per questa ragione gli enti regolatori nel mon-
\n
do hanno iniziato una fondamentale riforma degli indici
\n
di riferimento per la determinazione dei tassi di interesse,
\n
che include la sostituzione di alcuni indici di riferimento
\n
con tassi di riferimento alternativi privi di rischio (\u201criforma
\n
IBOR\u201d).
\n
La principale esposizione del Gruppo agli IBOR \u00e8 basata su
\n
Euribor e USD LIBOR.
\n
L\u2019Euribor \u00e8 ancora considerato in linea con l\u2019European
\n
Benchmarks Regulation (BMR) e questo consente ai parte-
\n
cipanti al mercato di continuare a utilizzarlo sia per i con-
\n
tratti esistenti sia per quelli nuovi.
\n
In linea con le pi\u00f9 recenti pubblicazioni su questo tema da
\n
parte dei maggiori enti regolatori:
\n
\u2022 gli indici USD LIBOR 1 mese, 3 mesi e 6 mesi divente-
\n
ranno non rappresentativi dopo il 30 giugno 2023 e il
\n
tasso di riferimento alternativo sar\u00e0 il Secured Overnight
\n
Financing Rate (SOFR);
\n

\n\n

\n\n

\n\n

\n\n

\n\n

\n\n

\n

\n\n
\u2022 gli indici GBP LIBOR 1 mese, 3 mesi e 6 mesi divente-
\n
ranno non rappresentativi dopo il 31 dicembre 2021 e il
\n
tasso di riferimento alternativo sar\u00e0 lo Sterling Overnight
\n
Index Average (SONIA).
\n
In conseguenza della riforma IBOR sono state previste
\n
alcune deroghe temporanee alle regole sulle relazioni di
\n
copertura in attuazione delle modifiche all\u2019IFRS 9 emesse
\n
a settembre 2019 (fase 1) e ad agosto 2020 (fase 2) per
\n
indirizzare, rispettivamente:
\n
\u2022 tematiche ante sostituzione che impattano l\u2019informativa
\n
finanziaria nel periodo che precede la sostituzione di un
\n
indice di riferimento per la determinazione dei tassi di
\n
interesse esistente con un tasso alternativo pressoch\u00e9
\n
privo di rischio (fase 1); e
\n
\u2022 tematiche post-sostituzione che potrebbero impattare
\n
l\u2019informativa finanziaria quando un indice di riferimento
\n
per la determinazione dei tassi di interesse esistente \u00e8
\n
riformato o sostituito e dunque quando non c\u2019\u00e8 pi\u00f9 l\u2019in-
\n
certezza iniziale, ma i contratti e le relazioni di copertura
\n
devono ancora essere aggiornate per riflettere i nuovi
\n
tassi di riferimento (fase 2).
\n
Impatto della riforma IBOR sul Gruppo
\n
In un contesto di incertezza che riguarda la transizio-
\n
ne IBOR nei vari Paesi, il Gruppo ha definito il perimetro
\n
globale, in termini di numerosit\u00e0 e di valore nominale, dei
\n
contratti impattati dalla riforma. Inoltre, alcune modifiche
\n
contrattuali sono gi\u00e0 state effettuate nei contratti prece-
\n
dentemente indicizzati al GBP LIBOR nel corso del 2021 e
\n
altre lo saranno durante il 2023 sulla base dell\u2019evoluzione
\n
della riforma IBOR e delle prassi di mercato.
\n

\n\n
Debiti e derivati
\n
Il Gruppo detiene debito a tasso variabile principalmente
\n
indicizzato all\u2019Euribor e all\u2019USD LIBOR che \u00e8 quasi intera-
\n
mente coperto attraverso strumenti finanziari derivati per
\n
scopi di gestione del rischio.
\n
Alla data di riferimento del bilancio non ci sono azioni pianifi-
\n
cate dal Gruppo con riguardo all\u2019Euribor poich\u00e9, come sopra
\n
esposto, questo indice \u00e8 stato interamente riformato per es-
\n
sere in linea con la European Union Benchmarks Regulation.
\n
Nonostante la continuit\u00e0 sull\u2019Euribor, clausole di sostituzione
\n
potrebbero essere richieste e dunque potrebbero essere im-
\n
plementate dal Gruppo all\u2019interno dei nuovi contratti in ac-
\n
cordo con l\u2019evoluzione delle migliori pratiche di mercato.
\n
Durante il 2022 il Gruppo ha stipulato nuovi prestiti in dol-
\n
lari statunitensi indicizzati al SOFR. Il principale obiettivo
\n
dei prossimi mesi sar\u00e0 come modificare le esposizioni esi-
\n
stenti da USD LIBOR a USD SOFR e come utilizzare i nuovi
\n
tassi alternativi pressoch\u00e9 privi di rischio per le nuove tran-
\n
sazioni finanziarie.
\n
Gli strumenti derivati del Gruppo sono gestiti tramite
\n
contratti principalmente basati su accordi quadro definiti
\n
dall\u2019ISDA (International Swaps and Derivatives Association).
\n
L\u2019ISDA ha rivisto i suoi contratti standardizzati alla luce
\n
della riforma IBOR e modificato le scelte relative ai tas-
\n
si variabili all\u2019interno delle definizioni ISDA del 2006 per
\n
includere clausole di sostituzione applicabili alla dismis-
\n
sione permanente di specifici indici di riferimento chiave;
\n
questi cambiamenti sono divenuti efficaci il 25 gennaio
\n
2021. Le transazioni incorporate nelle definizioni ISDA del
\n
2006 effettuate il 25 gennaio 2021, o successivamente,
\n
includono le scelte sui tassi variabili rettificate (per es., la
\n
scelta sul tasso variabile con la clausola di sostituzione),
\n
mentre le altre transazioni concluse ante tale data (c.d.
\n
\u201ccontratti derivati precedenti\u201d) continuano a essere basa-
\n
te sulle definizioni ISDA del 2006.
\n
Per questo motivo l\u2019ISDA ha pubblicato un protocollo
\n
IBOR di sostituzione per facilitare le modifiche multilate-
\n
rali cos\u00ec da includere le definizioni rettificate.
\n
Il Gruppo sta valutando se: (i) aderire o meno al suddet-
\n
to protocollo, in base alla sua esposizione e all\u2019evoluzione
\n
della riforma IBOR, oppure (ii) rettificare in anticipo i con-
\n
tratti impattati bilateralmente dalla riforma.
\n
Relazioni di copertura
\n
Alla data di riferimento del bilancio gli elementi coperti e
\n
gli strumenti di copertura sono principalmente indicizzati
\n
a Euribor, USD LIBOR e SONIA.
\n
Il Gruppo ha valutato l\u2019impatto dell\u2019incertezza dovuta alla
\n
riforma IBOR sulle relazioni di copertura al 31 dicembre
\n
2022 con riferimento sia agli strumenti di copertura sia
\n
agli elementi coperti. Sia gli elementi coperti che gli stru-
\n
menti di copertura cambieranno parametrizzazione pas-
\n
sando da indici di riferimento basati su mercati interban-
\n
cari (IBOR) a tassi sostitutivi di riferimento pressoch\u00e9 privi
\n
di rischio (RFR) come risultato delle modifiche contrattuali
\n
che saranno efficaci nei prossimi anni.
\n
In particolare, c\u2019\u00e8 ancora incertezza su come potr\u00e0 avve-
\n
nire la sostituzione che riguarda sia gli strumenti di co-
\n
pertura sia gli elementi coperti indicizzati all\u2019USD LIBOR.
\n
Il Gruppo gestisce l\u2019incertezza relativa a tali relazioni di
\n
copertura continuando ad applicare le deroghe tempo-
\n
ranee previste dalle modifiche all\u2019IFRS 9 emesse a set-
\n
tembre 2019 (fase 1). Si \u00e8 quindi ritenuto che gli indici di
\n
riferimento per la determinazione dei tassi di interesse su
\n
cui sono basati i flussi di cassa degli elementi coperti o
\n
degli strumenti di copertura non si modificassero come
\n
conseguenza della riforma IBOR. La deroga \u00e8 stata ap-
\n
plicata relativamente ai seguenti requisiti delle relazioni
\n
di copertura:
\n
\u2022 determinare se una transazione attesa \u00e8 altamente pro-
\n
babile;
\n
\u2022 stabilire se i flussi di cassa futuri coperti si verificheranno
\n
in una relazione cessata di copertura di tipo cash flow
\n
hedge;
\n
\u2022 valutare la relazione economica tra l\u2019elemento coperto e
\n
lo strumento di copertura.
\n

\n\n

\n\n

\n\n

\n\n

\n\n

\n

\n
Le relazioni di copertura impattate potrebbero incorrere
\n
in un\u2019inefficacia attribuibile a differenti sostituzioni di indi-
\n
ci di riferimento esistenti con tassi di riferimento alternativi
\n
pressoch\u00e9 privi di rischio. In ogni caso il Gruppo lavorer\u00e0
\n
per implementare le sostituzioni nello stesso momento.
\n
Inoltre, il Gruppo ha modificato il riferimento al GBP LI-
\n
BOR nei suoi strumenti di copertura su tasso di interesse
\n
utilizzati nelle relazioni di copertura di tipo cash flow he-
\n
dge con il nuovo, economicamente equivalente, indice di
\n
riferimento SONIA alla fine del 2021. Conseguentemente
\n
il Gruppo non applica pi\u00f9 a queste relazioni di copertura
\n
le modifiche all\u2019IFRS 9 emesse a settembre 2019 (fase 1)
\n
e, di conseguenza, sta applicando le modifiche all\u2019IFRS 9
\n
emesse ad agosto 2020 (fase 2), modificando la designa-
\n
zione formale della relazione di copertura come richiesto
\n
dalla riforma IBOR e senza considerare tale evento come
\n
una cessazione della relazione di copertura.
\n
Inoltre, per le relazioni di copertura di tipo cash flow he-
\n
dge, nel modificare la descrizione dell\u2019elemento coperto
\n
nella relazione di copertura, gli importi accumulati nella
\n
riserva di cash flow hedge sono stati considerati basati
\n
sull\u2019indice di riferimento alternativo su cui sono determi-
\n
nati i futuri flussi di cassa coperti.
\n
La seguente tabella fornisce il dettaglio dei valori nozio-
\n
nali degli strumenti di copertura per i quali le modifiche
\n
all\u2019IFRS 9, sia di fase 1 sia di fase 2, sono state applicate
\n
al 31 dicembre 2022, suddivisi per indice di riferimento
\n
alternativo per la determinazione del tasso di interesse.
\n
Milioni di euro Valore nozionale
\n
al 31.12.2022
\n
Strumenti di copertura Fase 1 Fase 2
\n
USD LIBOR/SOFR 977 -
\n
GBP LIBOR/SONIA - 1.240
\n
Totale 977
\n
1.240
\n
Contratti non ancora modificati inclusi quelli con
\n
clausole di sostituzione specifiche
\n
Il Gruppo monitora l\u2019evoluzione della transizione dai vec-
\n
chi indici di riferimento per la determinazione dei tassi di
\n
interesse ai nuovi, rivedendo gli importi totali dei contratti
\n
ancora non indicizzati ai nuovi tassi di riferimento e gli im-
\n
porti dei contratti, tra questi, che gi\u00e0 includono specifiche
\n
clausole di sostituzione. Il Gruppo considera un contratto
\n
non ancora transitato a un tasso di riferimento alternativo
\n
quando il tasso di interesse del contratto \u00e8 indicizzato a un
\n
indice di riferimento per la determinazione dei tassi di in-
\n
teresse ancora soggetto a riforma IBOR e dunque quando
\n
esistono ancora le incertezze sul come e quando avverr\u00e0 la
\n
sostituzione con il nuovo tasso di riferimento.
\n
51.1.1 Relazione di copertura per tipologia di rischio
\n
coperto
\n
Rischio di tasso di interesse
\n
La tabella seguente espone il valore nozionale e il tasso di
\n
interesse medio degli strumenti di copertura sul rischio di
\n
tasso di interesse delle transazioni in essere al 31 dicembre
\n
2022 e al 31 dicembre 2021 distinti per scadenza.
\n
Milioni di euro Maturity
\n
2023 2024 2025 2026 2027 Oltre Totale
\n
Al 31.12.2022
\n
Interest rate swap
\n
Totale valore nozionale 159 722 573 902 2.017 3.382 7.755
\n
Valore nozionale relativo a IRS in EUR 159 623 573 682 1.558 2.724 6.319
\n
Tasso di interesse medio IRS in EUR 4,41 2,24 1,91 2,20 1,84 1,61
\n
Valore nozionale relativo a IRS in USD - 47 - - 459 237 743
\n
Tasso di interesse medio IRS in USD 0,70 3,23 3,84
\n

\n\n

\n\n

\n\n

\n\n

\n\n

\n
La tabella seguente espone il valore nozionale e il fair value
\n
degli strumenti di copertura sul rischio di tasso di interesse,
\n
delle transazioni in essere al 31 dicembre 2022 e al 31 di-
\n
cembre 2021, suddivisi per tipologia di elemento coperto.
\n
Milioni di euro Fair value Nozionale Fair value Nozionale
\n
Strumento di copertura
\n
Elemento coperto
\n
Attivit\u00e0 Passivit\u00e0 Attivit\u00e0 Passivit\u00e0
\n
al 31.12.2022
\n
al 31.12.2021
\n
Fair value hedge
\n
Interest rate swap Finanziamenti/Obbligazioni a tasso variabile 20 (2) 518 13 (1) 241
\n
Interest rate swap Finanziamenti/Obbligazioni a tasso fisso 2 (90) 1.239 6 (4)
\n
558
\n
Cash flow hedge
\n
Interest rate swap Obbligazioni a tasso variabile 29 (44)
\n
1.190 - (167) 1.190
\n
Interest rate swap Crediti finanziari a tasso variabile - (9) 162 13 (1) 164
\n
Interest rate swap Finanziamenti a tasso variabile 307 (7) 4.646 6 (461)
\n
6.510
\n
Totale 358 (152) 7.755 38 (634) 8.663
\n
La tabella seguente espone il valore nozionale e il fair value
\n
dei derivati di copertura del rischio di tasso di interesse al
\n
31 dicembre 2022 e al 31 dicembre 2021 suddivisi per ti-
\n
pologia di relazione di copertura.
\n
Milioni di euro Nozionale Fair value attivit\u00e0 Nozionale Fair value passivit\u00e0
\n
Derivati
\n
al 31.12.2022 al 31.12.2021 al 31.12.2022 al 31.12.2021 al 31.12.2022 al 31.12.2021 al 31.12.2022 al 31.12.2021
\n
Fair value hedge
\n
Interest rate swap 154 139 22 19 1.603 660 (92) (5)
\n
Totale 154 139 22 19 1.603 660 (92) (5)
\n
Cash flow hedge
\n
Interest rate swap 4.958 404 336 19 1.040 7.460 (60) (629)
\n
Totale 4.958 404 336 19 1.040 7.460 (60) (629)
\n
TOTALE DERIVATI
\n
SUL TASSO DI INTERESSE
\n
5.112 543 358 38 2.643 8.120 (152) (634)
\n
Il valore nozionale complessivo dei contratti derivati clas-
\n
sificati come strumenti di copertura, risulta al 31 dicembre
\n
2022 pari a 7.755 milioni di euro e il corrispondente fair va-
\n
lue positivo \u00e8 pari a 206 milioni di euro.
\n
Rispetto al 31 dicembre 2021 il valore nozionale evidenzia
\n
un decremento di 908 milioni di euro, conseguente prin-
\n
cipalmente:
\n
\u2022 alla naturale scadenza di interest rate swap per 481 mi-
\n
lioni di euro;
\n
\u2022 alla classificazione come attivit\u00e0 possedute per la ven-
\n
dita di alcune societ\u00e0 australiane detenenti strumenti fi-
\n
nanziari derivati su tasso di interesse per un ammontare
\n
pari a 340 milioni di euro;
\n
\u2022 a nuovi interest rate swap per 1.174 milioni di euro;
\n
\u2022 alla riduzione del nozionale degli Interest Rate Swap di
\n
tipo amortizing per un ammontare pari a 211 milioni di
\n
euro.
\n
Si rileva inoltre la chiusura anticipata di Interest Rate Swap
\n
per un ammontare pari a 1.050 milioni di euro. Il migliora-
\n
mento del fair value, pari a 802 milioni di euro, \u00e8 dovuto prin-
\n
cipalmente all\u2019andamento della curva dei tassi di interesse.
\n
Derivati di fair value hedge
\n
La tabella seguente espone gli utili e le perdite nette rilevati
\n
a Conto economico, relativi ai derivati di fair value hedge e
\n
all\u2019elemento coperto attribuibili al rischio di tasso di inte-
\n
resse sia per il 2022 sia per l\u2019anno precedente.
\n
Milioni di euro 2022 2021
\n
Utili/(Perdite) netti Utili/(Perdite) netti
\n
Strumenti di copertura su tassi di interesse (84) (10)
\n
Elemento coperto 75 3
\n
Inefficacia (9) (7)
\n

\n\n

\n\n

\n\n

\n\n

\n\n

\n
La tabella seguente espone l\u2019impatto dei derivati di fair va-
\n
lue hedge su tasso di interesse nello Stato patrimoniale al
\n
31 dicembre 2022 e al 31 dicembre 2021.
\n
Milioni di euro al 31.12.2022 al 31.12.2021
\n
Valore
\n
nozionale
\n
Valore
\n
contabile
\n
Fair value utilizzato
\n
per la misurazione
\n
dell\u2019inefficacia del
\n
periodo
\n
Valore
\n
nozionale
\n
Valore
\n
contabile
\n
Fair value utilizzato
\n
per la misurazione
\n
dell\u2019inefficacia del
\n
periodo
\n
Interest rate swap 1.757 (70) (70) 799 14 14
\n
La tabella successiva espone l\u2019impatto dell\u2019elemento co-
\n
perto delle relazioni di fair value hedge nello Stato patri-
\n
moniale al 31 dicembre 2022 e al 31 dicembre 2021.
\n
Milioni di euro al 31.12.2022 al 31.12.2021
\n
Valore
\n
contabile
\n
Adeguamento
\n
cumulato
\n
del fair value
\n
dell\u2019elemento
\n
coperto
\n
Fair value
\n
utilizzato per
\n
la misurazione
\n
dell\u2019inefficacia
\n
del periodo
\n
Valore
\n
contabile
\n
Adeguamento
\n
cumulato
\n
del fair value
\n
dell\u2019elemento
\n
coperto
\n
Fair value
\n
utilizzato per
\n
la misurazione
\n
dell\u2019inefficacia
\n
del periodo
\n
Finanziamenti/Obbligazioni a tasso fisso 1.152 (87) (81) 562 4 (8)
\n
Finanziamenti/Obbligazioni a tasso variabile 576 (16) (18) 262 (9) 12
\n
Totale 1.728 (103) (99) 824 (5) 4
\n
Derivati di cash flow hedge
\n
Nella tabella seguente sono indicati i flussi di cassa attesi
\n
negli esercizi futuri relativi ai derivati di cash flow hedge sul
\n
rischio di tasso di interesse.
\n
Milioni di euro Fair value Distribuzione dei flussi di cassa attesi
\n
al 31.12.2022 2023 2024 2025 2026 2027 Oltre
\n
Derivati di cash flow hedge
\n
su tasso di interesse
\n
Derivati attivi (fair value positivo) 336 80 98 60 48 64 -
\n
Derivati passivi (fair value negativo) (60) (15) (10) (10) (8) (24) -
\n
La tabella seguente espone l\u2019impatto dei derivati di cash
\n
flow hedge su tasso di interesse nello Stato patrimoniale al
\n
31 dicembre 2022 e al 31 dicembre 2021.
\n
Milioni di euro al 31.12.2022 al 31.12.2021
\n
Valore
\n
nozionale
\n
Valore
\n
contabile
\n
Fair value utilizzato
\n
per la misurazione
\n
dell\u2019inefficacia del
\n
periodo
\n
Valore
\n
nozionale
\n
Valore
\n
contabile
\n
Fair value utilizzato
\n
per la misurazione
\n
dell\u2019inefficacia del
\n
periodo
\n
Interest rate swap 5.998 276 276 7.864 (610)
\n
(610)
\n

\n\n

\n\n

\n\n

\n\n

\n\n
\n

\n

\n
La tabella successiva espone l\u2019impatto dell\u2019elemento co-
\n
perto delle relazioni di cash flow hedge nello Stato patri-
\n
moniale al 31 dicembre 2022 e al 31 dicembre 2021.
\n
Milioni di euro al 31.12.2022 al 31.12.2021
\n
Fair value
\n
dell\u2019elemento
\n
coperto
\n
utilizzato per
\n
la misurazione
\n
dell\u2019inefficacia
\n
del periodo
\n
Fair value a
\n
P&L di derivati
\n
designati in CFH
\n
successivamente
\n
alla rilevazione
\n
iniziale
\n
Riserva
\n
cash
\n
flow
\n
hedge
\n
Riserva
\n
costi di
\n
hedging
\n
Quota
\n
inefficace
\n
del valore
\n
contabile dei
\n
derivati di
\n
CFH
\n
Fair value
\n
dell\u2019elemento
\n
coperto
\n
utilizzato per
\n
la misurazione
\n
dell\u2019inefficacia
\n
del periodo
\n
Fair value a
\n
P&L di derivati
\n
designati in CFH
\n
successivamente
\n
alla rilevazione
\n
iniziale
\n
Riserva
\n
cash
\n
flow
\n
hedge
\n
Riserva
\n
costi di
\n
hedging
\n
Quota
\n
inefficace
\n
del valore
\n
contabile dei
\n
derivati di
\n
CFH
\n
Obbligazioni
\n
a tasso variabile
\n
15 - (15) - - 167 - (167) - -
\n
Crediti finanziari
\n
a tasso variabile
\n
9 - (9) - - (12) - 12 - -
\n
Finanziamenti
\n
a tasso variabile
\n
(327) (28) 326 - 2 417 (32) (417) - (6)
\n
Totale (303) (28) 302 - 2 572 (32) (572) - (6)
\n\n
Rischio tasso di cambio
\n
La tabella seguente mostra il profilo di scadenza del valo-
\n
re nozionale e relativo tasso di cambio medio contrattuale
\n
degli strumenti di copertura sul rischio di tasso di cambio
\n
delle transazioni in essere al 31 dicembre 2022 e al 31 di-
\n
cembre 2021.
\n
Milioni di euro Maturity
\n
2023 2024 2025 2026 2027 Oltre Totale
\n
Al 31.12.2022
\n
Cross currency interest rate swap
\n
Totale valore nozionale CCIRS 1.908 4.831 2.648 1.265 2.380 15.701 28.733
\n
Valore nozionale CCIRS EUR/USD 1.171 2.290 2.107 1.171 1.615 11.529 19.883
\n
Tasso di cambio contrattuale medio EUR/USD 1,33 1,13 1,07 1,18 1,10 1,15
\n
Valore nozionale CCIRS EUR/GBP - 958 - - 564 3.721 5.243
\n
Tasso di cambio contrattuale medio EUR/GBP 0,88 0,90 0,81
\n
Valore nozionale CCIRS EUR/CHF - 228 - - 132 - 360
\n
Tasso di cambio contrattuale medio EUR/CHF 1,06 1,21
\n
Valore nozionale CCIRS USD/BRL 140 288 239 94 - - 761
\n
Tasso di cambio contrattuale medio USD/BRL 5,22 5,50 5,22 5,29
\n
Valore nozionale CCIRS EUR/BRL 597 438 181 - 70 - 1.286
\n
Tasso di cambio contrattuale medio EUR/BRL 6,09 6,25 6,16 3,92
\n
Currency forward
\n
Totale valore nozionale forward 6.127 2.374 625 - - - 9.126
\n
Valore nozionale - currency forward EUR/USD 4.713 2.345 625 - - - 7.683
\n
Tasso di cambio contrattuale medio forward - EUR/USD 1,09 1,10 1,11
\n
Valore nozionale - currency forward USD/BRL 333 -----333
\n
Tasso di cambio contrattuale medio forward - USD/BRL 5,61
\n
Valore nozionale - currency forward EUR/CNH 311 -----311
\n
Tasso di cambio contrattuale medio forward - EUR/CNH 7,41
\n
Valore nozionale - currency forward USD/CLP 199 20----219
\n
Tasso di cambio contrattuale medio forward - USD/CLP 906,90 921,05
\n
Valore nozionale - currency forward USD/COP 156 2----158
\n
Tasso di cambio contrattuale medio forward - USD/COP 4.720,74 4.444,96
\n
\n\n

\n\n

\n\n

\n\n

\n\n

\n\n

\n\n
Milioni di euro Maturity
\n
2022 2023 2024 2025 2026 Oltre Totale
\n
Al 31.12.2021
\n
Cross currency interest rate swap
\n
Totale valore nozionale CCIRS 258 1.574 4.638 1.002 1.153 12.814 21.439
\n
Valore nozionale CCIRS EUR/USD - 1.104 2.158 661 1.104 8.632 13.659
\n
Tasso di cambio contrattuale medio EUR/USD 1,33 1,13 1,17 1,18 1,21
\n
Valore nozionale CCIRS EUR/GBP - - 1.012 - - 3.678 4.690
\n
Tasso di cambio contrattuale medio EUR/GBP 0,88 0,82
\n
Valore nozionale CCIRS EUR/CHF - - 218 - - 126 344
\n
Tasso di cambio contrattuale medio EUR/CHF 1,06 1,21
\n
Valore nozionale CCIRS USD/BRL 98 132 295 155 49 244 973
\n
Tasso di cambio contrattuale medio USD/BRL 4,81 5,22 5,55 5,29 5,39 3,57
\n
Valore nozionale CCIRS EUR/BRL 160 339 402 79 - 77 1.057
\n
Tasso di cambio contrattuale medio EUR/BRL 6,41 6,44 6,25 6,71 3,92
\n
Currency forward
\n
Totale valore nozionale forward 4.324 1.320 371 4 - - 6.019
\n
Valore nozionale - currency forward EUR/USD 3.064 1.268 371 4 - - 4.707
\n
Tasso di cambio contrattuale medio forward - EUR/USD 1,16 1,19 1,18 1,18
\n
Valore nozionale - currency forward USD/BRL 311 -----311
\n
Tasso di cambio contrattuale medio forward - USD/BRL 5,65
\n
Valore nozionale - currency forward USD/COP 284 -----284
\n
Tasso di cambio contrattuale medio forward - USD/COP 3.963,93
\n
Valore nozionale - currency forward USD/CLP 145-----145
\n
Tasso di cambio contrattuale medio forward - USD/CLP 818,94
\n
Valore nozionale - currency forward USD/CAD 107 -----107
\n
Tasso di cambio contrattuale medio forward - USD/CAD 1,24
\n

\n\n

\n\n

\n\n

\n\n

\n\n

\n\n

\n\n
La tabella seguente espone il valore nozionale e il fair value
\n
degli strumenti di copertura sul rischio di tasso di cambio
\n
delle transazioni in essere al 31 dicembre 2022 e al 31 di-
\n
cembre 2021 suddivisi per tipologia di elemento coperto.
\n
Milioni di euro Fair value Nozionale Fair value Nozionale
\n
Strumento di copertura Elemento coperto Attivit\u00e0 Passivit\u00e0 Attivit\u00e0 Passivit\u00e0
\n
al 31.12.2022 al 31.12.2021
\n
Fair value hedge
\n
Cross currency interest rate swap
\n
(CCIRS)
\n
Finanziamenti/Obbligazioni in valuta
\n
estera a tasso fisso
\n
15 (99) 1.097 12 - 595
\n
Cross currency interest rate swap
\n
(CCIRS)
\n
Finanziamenti in valuta estera a tasso
\n
variabile
\n
-- -30-77
\n
Cash flow hedge
\n
Cross currency interest rate swap
\n
(CCIRS)
\n
Finanziamenti/Crediti in valuta estera
\n
a tasso variabile
\n
95 (76) 1.061 88 (19) 953
\n
Cross currency interest rate swap
\n
(CCIRS)
\n
Finanziament/Crediti in valuta estera
\n
a tasso fisso
\n
4 (233) 2.445 43 (58) 2.553
\n
Cross currency interest rate swap
\n
(CCIRS)
\n
Obbligazioni in valuta estera a tasso
\n
variabile
\n
60 - 414 37 - 344
\n
Cross currency interest rate swap
\n
(CCIRS)
\n
Obbligazioni in valuta estera a tasso
\n
fisso
\n
1.864 (1.293) 23.381 1.159 (1.095) 16.601
\n
Cross currency interest rate swap
\n
(CCIRS)
\n
Flussi di cassa futuri in valuta - (50) 335 - (75) 316
\n
Currency forward Flussi di cassa futuri in valuta 9 (6) 326 7 (3) 378
\n
Currency forward Acquisti futuri di commodity in valuta 192 (135) 7.508 106 (36) 4.802
\n
Currency forward
\n
Acquisti di beni di investimento e
\n
altro in valuta
\n
19 (23) 1.292 20 (7) 839
\n
Totale 2.258 (1.915) 37.859 1.502 (1.293) 27.458
\n
Per le relazioni di copertura in cash flow hedge e fair value
\n
hedge si evidenziano:
\n
\u2022 contratti CCIRS con un ammontare nozionale di 26.923
\n
milioni di euro volti alla copertura del rischio cambio col-
\n
legato all\u2019indebitamento a tasso fisso contratto in valuta
\n
diversa dall\u2019euro e un fair value positivo pari a 258 milioni
\n
di euro;
\n
\u2022 contratti CCIRS con un ammontare nozionale di 1.810
\n
milioni di euro volti alla copertura del rischio cambio col-
\n
legato all\u2019indebitamento a tasso variabile contratto in va-
\n
luta e un fair value positivo pari a 29 milioni di euro;
\n
\u2022 contratti currency forward con un ammontare nozionale
\n
complessivo di 7.834 milioni di euro utilizzati per coprire
\n
il rischio cambio connesso alle attivit\u00e0 di acquisto di gas
\n
naturale, all\u2019acquisto di combustibili e ai flussi attesi in
\n
valute diverse dall\u2019euro con un fair value positivo com-
\n
plessivo pari a 60 milioni di euro;
\n
\u2022 contratti currency forward con un ammontare nozionale
\n
di 1.292 milioni di euro e un fair value negativo pari a 4
\n
milioni di euro, relativi a operazioni in derivati OTC posti
\n
in essere al fine di mitigare il rischio di cambio relativo
\n
ai flussi attesi in valute diverse dalla moneta di conto,
\n
connessi all\u2019acquisizione di beni d\u2019investimento nel set-
\n
tore delle energie rinnovabili e delle infrastrutture e reti
\n
(contatori digitali di ultima generazione), ai costi opera-
\n
tivi della fornitura di servizi cloud e a ricavi derivanti dalla
\n
vendita di energia rinnovabile.
\n
La tabella seguente espone il valore nozionale e il fair value
\n
dei derivati di copertura del rischio di cambio al 31 dicem-
\n
bre 2022 e al 31 dicembre 2021 suddivisi per tipologia di
\n
relazione di copertura.
\n
Milioni di euro Nozionale Fair value attivit\u00e0 Nozionale Fair value passivit\u00e0
\n
Derivati
\n
al 31.12.2022 al 31.12.2021 al 31.12.2022 al 31.12.2021 al 31.12.2022 al 31.12.2021 al 31.12.2022 al 31.12.2021
\n
Fair value hedge
\n
CCIRS 99 672 15 42 998 - (99) -
\n
Totale 99 672 15 42 998 - (99) -
\n
Cash flow hedge
\n
Currency forward 4.313 4.117 220 133 4.813 1.902 (164) (46)
\n
CCIRS 16.695 13.553 2.023 1.327 10.941 7.214 (1.652) (1.247)
\n
Totale 21.008 17.670 2.243 1.460 15.754 9.116 (1.816) (1.293)
\n
TOTALE DERIVATI
\n
SUL TASSO DI CAMBIO
\n
21.107 18.342 2.258 1.502 16.752 9.116 (1.915) (1.293)
\n

\n\n

\n\n

\n\n

\n\n

\n\n

\n\n

\n\n
Il valore nozionale dei CCIRS al 31 dicembre 2022, pari
\n
a 28.733 milioni di euro (21.439 milioni di euro al 31 di-
\n
cembre 2021), evidenzia un incremento di 7.294 milioni di
\n
euro. In particolare, si rileva che sono scaduti cross cur-
\n
rency interest rate swap per un valore complessivo di 258
\n
milioni di euro a fronte di nuovi derivati per un contro-
\n
valore complessivo di 7.500 milioni di euro, di cui 6.936
\n
milioni di euro a fronte delle emissioni obbligazionarie
\n
in sterline e dollari statunitensi intervenute nel corso
\n
del 2022. Inoltre, a seguito della novazione di un presti-
\n
to obbligazionario in dollari statunitensi da Enel Finance
\n
International a Enel Finance America, si rileva la chiusura
\n
anticipata del relativo cross currency interest rate swap
\n
per un ammontare pari a 662 milioni di euro. Il valore ri-
\n
sente infine dell\u2019andamento del cambio dell\u2019euro rispetto
\n
alle principali divise e dell\u2019effetto delle quote di ammorta-
\n
mento che hanno determinato un incremento del valore
\n
nozionale per 714 milioni di euro.
\n
Il valore nozionale dei currency forward al 31 dicembre
\n
2022, pari a 9.126 milioni di euro (6.019 milioni di euro al
\n
31 dicembre 2021), evidenzia un incremento di 3.107 mi-
\n
lioni di euro. L\u2019esposizione al rischio cambio, in particolare
\n
al dollaro statunitense, deriva principalmente dalle attivit\u00e0
\n
di acquisto di gas naturale, dall\u2019acquisto di combustibili e
\n
da flussi di cassa relativi a investimenti. Le variazioni del
\n
valore nozionale risentono di una maggiore esposizione al
\n
rischio cambio, in particolare verso il dollaro statunitense,
\n
conseguente all\u2019aumento dei prezzi del gas naturale, e del-
\n
la ripresa della produzione di energia elettrica da carbone.
\n

\n

\n\n
Derivati di fair value hedge
\n
La tabella seguente espone gli utili e le perdite netti rilevati
\n
a Conto economico, relativi alle variazioni di fair value dei
\n
derivati di fair value hedge e all\u2019elemento coperto attribui-
\n
bili al rischio di tasso di cambio sia per il 2022 sia per l\u2019anno
\n
precedente.
\n
Milioni di euro 2022 2021
\n
Utili/(Perdite) netti Utili/(Perdite) netti
\n
Strumenti di copertura su tassi di cambio (119) 9
\n
Elemento coperto 129 (8)
\n
Inefficacia 10 1
\n
La tabella seguente espone l\u2019impatto dei derivati di fair va-
\n
lue hedge su tasso di cambio nello Stato patrimoniale al 31
\n
dicembre 2022 e al 31 dicembre 2021.
\n
Milioni di euro al 31.12. 2022 al 31.12.2021
\n
Valore
\n
nozionale
\n
Valore
\n
contabile
\n
Fair value
\n
utilizzato per
\n
la misurazione
\n
dell\u2019inefficacia
\n
del periodo
\n
Valore
\n
nozionale
\n
Valore
\n
contabile
\n
Fair value
\n
utilizzato per
\n
la misurazione
\n
dell\u2019inefficacia
\n
del periodo
\n
Cross currency interest rate swap (CCIRS) 1.097 (84) (87) 672 42 37
\n
La tabella successiva espone l\u2019impatto dell\u2019elemento co-
\n
perto delle relazioni di fair value hedge nello Stato patri-
\n
moniale al 31 dicembre 2022 e al 31 dicembre 2021.
\n
Milioni di euro al 31.12. 2022 al 31.12.2021
\n
Valore
\n
contabile
\n
Adeguamento
\n
cumulato
\n
del fair value
\n
dell\u2019elemento
\n
coperto
\n
Fair value
\n
utilizzato per
\n
la misurazione
\n
dell\u2019inefficacia
\n
del periodo
\n
Valore
\n
contabile
\n
Adeguamento
\n
cumulato
\n
del fair value
\n
dell\u2019elemento
\n
coperto
\n
Fair value
\n
utilizzato per
\n
la misurazione
\n
dell\u2019inefficacia
\n
del periodo
\n
Finanziamenti/Obbligazioni in valuta estera
\n
a tasso fisso
\n
525 (109) 70 639 35
\n
(40)
\n
Finanziamenti/Obbligazioni in valuta estera
\n
a tasso variabile
\n
449 (10) 13 - -
\n
-
\n
Totale 974 (119) 83 639 35 (40)
\n

\n\n

\n\n

\n\n

\n\n

\n\n
Derivati di cash flow hedge
\n
Nella tabella seguente sono indicati i flussi di cassa attesi
\n
negli esercizi futuri relativi ai derivati di cash flow hedge sul
\n
rischio di tasso di cambio.
\n
Milioni di euro Fair value Distribuzione dei flussi di cassa attesi
\n
al 31.12.2022 2023 2024 2025 2026 2027 Oltre
\n
Derivati di cash flow hedge su tasso di cambio
\n
Derivati attivi (fair value positivo) 2.243 1.256 889 320 299 2.197
\n
-
\n
Derivati passivi (fair value negativo) (1.816) (58) (53) (97) 7 (361) -
\n
La tabella seguente espone l\u2019impatto dei derivati di cash
\n
flow hedge su tasso di cambio nello Stato patrimoniale al
\n
31 dicembre 2022 e al 31 dicembre 2021.
\n
Milioni di euro al 31.12. 2022 al 31.12.2021
\n
Valore
\n
nozionale
\n
Valore
\n
contabile
\n
Fair value
\n
utilizzato per
\n
la misurazione
\n
dell\u2019inefficacia
\n
del periodo
\n
Valore
\n
nozionale
\n
Valore
\n
contabile
\n
Fair value
\n
utilizzato per
\n
la misurazione
\n
dell\u2019inefficacia
\n
del periodo
\n
Cross currency interest rate swap (CCIRS) 27.636 371 433 20.767 80 82
\n
Currency forward 9.126 56 56 6.019 87 89
\n
Totale 36.762 427 489 26.786 167 171
\n
La tabella successiva espone l\u2019impatto dell\u2019elemento co-
\n
perto delle relazioni di cash flow hedge nello Stato patri-
\n
moniale al 31 dicembre 2022 e al 31 dicembre 2021.
\n
Milioni di euro al 31.12. 2022 al 31.12.2021
\n
Fair value
\n
dell\u2019elemento
\n
coperto
\n
utilizzato per
\n
la misurazione
\n
dell\u2019inefficacia
\n
del periodo
\n
Riserva
\n
cash flow
\n
hedge
\n
Riserva
\n
costi di
\n
hedging
\n
Quota
\n
inefficace
\n
del valore
\n
contabile dei
\n
derivati di
\n
CFH
\n
Altri effetti
\n
a Conto
\n
economico
\n
(1)
\n
Fair value
\n
dell\u2019elemento
\n
coperto
\n
utilizzato per
\n
la misurazione
\n
dell\u2019inefficacia
\n
del periodo
\n
Riserva
\n
cash flow
\n
hedge
\n
Riserva
\n
costi di
\n
hedging
\n
Quota
\n
inefficace
\n
del valore
\n
contabile dei
\n
derivati di
\n
CFH
\n
Finanziamenti in
\n
valuta estera a tasso
\n
variabile
\n
(30) 30 - (11) - (69) 69 - -
\n
Finanziamenti in
\n
valuta estera a tasso
\n
fisso
\n
225 (225) (4) - - 15 (15) - -
\n
Obbligazioni in
\n
valuta estera a tasso
\n
variabile
\n
(60) 60 - - - (37) 37 - -
\n
Obbligazioni in
\n
valuta estera a tasso
\n
fisso
\n
(628) 509 (56) - 118 (66) 66 (2) -
\n
Flussi di cassa futuri
\n
in valuta (coperti con
\n
CCIRS)
\n
50 (50) - - - 75 (75) - -
\n
Flussi di cassa futuri
\n
in valuta (coperti con
\n
forward)
\n
(3) 3 - - - (2) 2 1 -
\n
Acquisti futuri di
\n
commodity in valuta
\n
(60) 59 (1) (1) - (72) 72 - -
\n
Acquisti di beni di
\n
investimento e altro
\n
in valuta
\n
7 (7) 1 2 - (15) 15 (3) -
\n
Totale (499) 379 (60) (10) 118 (171) 171 (4) -
\n
(1) L'impatto \u00e8 connesso al movimento dei cambi spot tra la data di stipula dei CCIRS a copertura di obbligazioni in valuta estera e l'effettiva erogazione del
\n
prestito.
\n

\n\n

\n\n

\n\n

\n\n

\n\n
Rischio di prezzo su commodity
\n
Milioni di euro Maturity
\n
2023 2024 2025 2026 2027 Oltre Totale
\n
Al 31.12.2022
\n
Commodity swap
\n
Valore nozionale su energia 653 164 143 139 132 333 1.564
\n
Prezzo medio - commodity swap su energia (\u20ac/MWh) 162,5 77,9 48,9 47,2 45,8 29,0
\n
Valore nozionale su carbone/shipping 1.037 - - - - - 1.037
\n
Prezzo medio - commodity swap su carbone/shipping ($/t) 293,7-----
\n
Valore nozionale su gas 1.183 1.184 1.205 23 20 65 3.680
\n
Prezzo medio - commodity swap su gas (\u20ac/MWh) 60,1 47,9 52,0 21,0 8,3 7,2
\n
Valore nozionale su petrolio 1.076 227 48---1.351
\n
Prezzo medio - commodity swap su petrolio ($/bbl) 105,0 93,0 82,0---
\n
Commodity forward/future
\n
Valore nozionale su energia 2.906 509 388 294 249 720 5.066
\n
Prezzo medio - commodity forward/future su energia (\u20ac/MWh) 148,1 35,2 17,4 17,8 15,8 15,6
\n
Valore nozionale su carbone/shipping -------
\n
Prezzo medio - commodity forward/future su gas carbone/shipping ($/t) - -----
\n
Valore nozionale su gas 7.171 4.099 229 - - - 11.499
\n
Prezzo medio - commodity forward/future su gas (\u20ac/MWh) 72,9 92,1 56,6---
\n
Valore nozionale su CO
\n
2
\n
1.63522650---1.911
\n
Prezzo medio - commodity forward/future su CO
\n
2
\n
(\u20ac/t) 81,3 94,9 94,0 - - -
\n
Valore nozionale su petrolio 1.263 58----1.321
\n
Prezzo medio - commodity forward/future su petrolio ($/bbl) 81,7 73,9 - - - -
\n
Commodity option
\n
Valore nozionale su energia 16 16 16 16 16 117 197
\n
Prezzo medio - commodity option su energia (\u20ac/MWh) 35,0 35,0 35,0 35,0 35,0 33,0
\n
Valore nozionale su gas - - -----
\n
Prezzo medio - commodity option su gas (\u20ac/MWh) ------
\n
Valore nozionale su petrolio 70 - ----70
\n
Prezzo medio - commodity option su petrolio ($/bbl) 133-----
\n
Milioni di euro Maturity
\n
2022 2023 2024 2025 2026
\n
Oltre Totale
\n
Al 31.12.2021
\n
Commodity swap
\n
Valore nozionale su energia 124 164 168 149 146
\n
472 1.223
\n
Prezzo medio - commodity swap su energia (\u20ac/MWh) 51,8 53,7 47,5 46,6 46,0
\n
33,2
\n
Valore nozionale su gas 131 372 129 11 17 93 753
\n
Prezzo medio - commodity swap su gas (\u20ac/MWh) 63,8 13,7 12,1 9,4 12,0
\n
9,6
\n
Valore nozionale su petrolio 669 244 99 - - - 1.012
\n
Prezzo medio - commodity swap su petrolio ($/bbl) 86,4 92,9 79,4 - -
\n
-
\n
Commodity forward/future
\n
Valore nozionale su energia 319 637 302 288 248
\n
856 2.650
\n
Prezzo medio - commodity forward/future su energia (\u20ac/MWh) 29,7 43,3 20,0 19,7 18,7 16,6
\n
Valore nozionale su carbone/shipping 14 - - - -
\n
- 14
\n
Prezzo medio - commodity forward/future su gas carbone/shipping ($/t) 90,8----
\n
-
\n
Valore nozionale su gas 3.315 1.048 5 - - - 4.368
\n
Prezzo medio - commodity forward/future su gas (\u20ac/MWh) 15,1 18,9 18,0---
\n
Valore nozionale su CO
\n
2
\n
47661----537
\n
Prezzo medio - commodity forward/future su CO
\n
2
\n
(\u20ac/t) 46,1 38,4 - - - -
\n
Valore nozionale su petrolio 600 57---- 657
\n
Prezzo medio - commodity forward/future su petrolio ($/bbl) 37,7 51,6 - - -
\n
-
\n
Commodity option
\n
Valore nozionale su energia 10 21 21 21 21
\n
134 228
\n
Prezzo medio - commodity option su energia (\u20ac/MWh) 26,3 29,3 29,9 29,8 29,8
\n
32,6
\n
Valore nozionale su gas 99----- 99
\n
Prezzo medio - commodity option su gas (\u20ac/MWh) 50,5----
\n

\n\n

\n\n

\n\n

\n\n

\n\n
La tabella seguente espone il valore nozionale e il fair value
\n
degli strumenti di copertura sul rischio di prezzo su com-
\n
modity delle transazioni in essere al 31 dicembre 2022 e
\n
al 31 dicembre 2021 suddivisi per tipologia di commodity.
\n
Milioni di euro Nozionale Fair value attivit\u00e0 Nozionale Fair value passivit\u00e0
\n
al 31.12.2022 al 31.12.2021 al 31.12.2022 al 31.12.2021 al 31.12.2022 al 31.12.2021 al 31.12.2022 al 31.12.2021
\n
Derivati
\n
Cash flow hedge
\n
Derivati su energia:
\n
- swap 1.213 820 982 640 352 401 (498) (263)
\n
- forward/future 1.535 769 89 1.073 3.510 1.881 (898) (598)
\n
- opzioni 218 229 36 49 - - (12) (18)
\n
Totale derivati su energia 2.966 1.818 1.107 1.762 3.862 2.282 (1.408) (879)
\n
Derivati su carbone/shipping:
\n
- swap 9 - 2 - 1.028 - (373) -
\n
- forward/future - 14 - 3 - - - -
\n
- opzioni - - - -----
\n
Totale derivati su carbone/shipping 9 14 2 3 1.028 - (373) -
\n
Derivati su gas e petrolio:
\n
- swap 2.302 669 666 69 2.729 1.095 (765) (99)
\n
- forward/future 4.734 3.094 1.714 2.557 8.085 1.932 (5.182) (5.150)
\n
- opzioni 22 30 4 3 48 70 (4) (26)
\n
Totale derivati su gas e petrolio 7.058 3.793 2.384 2.629 10.862 3.097 (5.951) (5.275)
\n
Derivati su CO
\n
2
\n
:
\n
- swap --------
\n
- forward/future 1.704 537 143 410 207 - (7) -
\n
- opzioni --------
\n
Totale derivati su CO
\n
2
\n
1.704 537 143 410 207 - (7) -
\n
TOTALE DERIVATI SU COMMODITY 11.737 6.162 3.636 4.804 15.959 5.379 (7.739) (6.154)
\n
La tabella espone il valore nozionale e il fair value dei deri-
\n
vati di copertura del rischio di prezzo su commodity al 31
\n
dicembre 2022 e al 31 dicembre 2021, suddivisi per tipolo-
\n
gia di relazione di copertura.
\n
Il fair value attivo degli strumenti finanziari derivati su com-
\n
modity di cash flow hedge \u00e8 riferito a operazioni in derivati
\n
su gas e commodity petrolifere per 2.384 milioni di euro,
\n
a transazioni in derivati su CO
\n
2
\n
per 143 milioni di euro, a
\n
transazioni in derivati su energia per 1.107 milioni di euro e,
\n
in minor misura, a coperture su acquisti di carbone richie-
\n
ste dalle societ\u00e0 di generazione (2 milioni di euro).
\n
Nella prima categoria rientrano principalmente operazioni
\n
di copertura del rischio oscillazione prezzo del gas natu-
\n
rale sia in approvvigionamento sia in vendita, effettuate su
\n
commodity petrolifere e su prodotti gas.
\n
Nella categoria CO
\n
2
\n
rientrano principalmente operazioni di
\n
copertura per la compliance del Gruppo Enel.
\n
Nella categoria energia rientrano principalmente opera-
\n
zioni di hedging di medio-lungo termine, in particolare sul
\n
perimetro Spagna e Nord America.
\n
I derivati su commodity di cash flow hedge inclusi nel pas-
\n
sivo sono relativi a operazioni in derivati su gas e commo-
\n
dity petrolifere per 5.951 milioni di euro (principalmente
\n
per contratti di vendita in hedging), a contratti derivati su
\n
energia per 1.408 milioni di euro e, in minor misura, a tran-
\n
sazioni in derivati su carbone e CO
\n
2
\n
per rispettivamente
\n
373 milioni di euro e 7 milioni di euro.
\n
Derivati di cash flow hedge
\n
Nella tabella seguente sono indicati i flussi di cassa attesi
\n
negli esercizi futuri relativi ai derivati di cash flow hedge sul
\n
rischio di prezzo su commodity.
\n
Milioni di euro Fair value Distribuzione dei flussi di cassa attesi
\n
al 31.12.2022 2023 2024 2025 2026 2027 Oltre
\n
Derivati di cash flow hedge su commodity
\n
Derivati attivi (fair value positivo) 3.838 2.438 829 160 101 93 217
\n
Derivati passivi (fair value negativo) (7.941) (4.598) (2.116) (619) (180) (153) (275)
\n

\n\n

\n\n

\n\n

\n\n

\n\n
La tabella seguente espone l\u2019impatto dei derivati di cash
\n
flow hedge su prezzo commodity nello Stato patrimoniale
\n
al 31 dicembre 2022 e al 31 dicembre 2021.
\n
Milioni di euro al 31.12. 2022 al 31.12.2021
\n
Valore
\n
nozionale
\n
Valore
\n
contabile
\n
Fair value
\n
utilizzato per
\n
la misurazione
\n
dell\u2019inefficacia
\n
del periodo
\n
Valore
\n
nozionale
\n
Valore
\n
contabile
\n
Fair value
\n
utilizzato per
\n
la misurazione
\n
dell\u2019inefficacia
\n
del periodo
\n
Swap su energia 1.564 485 469 1.221 377 377
\n
Swap su carbone/shipping 1.037 (371) (371) - - -
\n
Swap su gas e petriolio 5.031 (99) (98) 1.764 (30)
\n
(30)
\n
Forward/future su energia 5.045 (809) (938) 2.675 (223) (223)
\n
Forward/future su carbone/shipping - - - 14 3 3
\n
Forward/future su gas e petrolio 12.820 (3.469) (3.673) 5.027 (2.592) (2.592)
\n
Forward/future su CO
\n
2
\n
1.911 136 138 537 410 410
\n
Option su energia 218 24 24 204 7 7
\n
Option su gas e petrolio 70 - - 99 (24)
\n
(24)
\n
Totale 27.696 (4.103) (4.449) 11.541 (2.072) (2.072)
\n
La tabella successiva espone l\u2019impatto dell\u2019elemento co-
\n
perto delle relazioni di cash flow hedge nello Stato patri-
\n
moniale al 31 dicembre 2022 e al 31 dicembre 2021.
\n
Milioni di euro al 31.12. 2022 al 31.12.2021
\n
Fair value
\n
dell\u2019elemento
\n
coperto
\n
utilizzato per
\n
la misurazione
\n
dell\u2019inefficacia
\n
del periodo
\n
Riserva
\n
cash
\n
flow
\n
hedge
\n
Riserva
\n
costi di
\n
hedging
\n
Quota
\n
inefficace
\n
del valore
\n
contabile
\n
dei derivati
\n
di CFH
\n
Fair value
\n
dell\u2019elemento
\n
coperto
\n
utilizzato per
\n
la misurazione
\n
dell\u2019inefficacia
\n
del periodo
\n
Riserva
\n
cash
\n
flow
\n
hedge
\n
Riserva
\n
costi di
\n
hedging
\n
Quota
\n
inefficace
\n
del valore
\n
contabile
\n
dei derivati
\n
di CFH
\n
Transazioni future su energia 602 (602) 15 (32) (297) 297 -
\n
(29)
\n
Transazioni future di carbone/shipping 371 (371) - - (3) 3 - -
\n
Transazioni future di gas e petrolio 3.360 (3.360) - (232) 2.751 (2.751) - (2)
\n
Transazioni future di CO
\n
2
\n
(133) 133 - - (410) 410 - -
\n
Totale 4.200 (4.200) 15 (264) 2.041 (2.041) - (31)
\n
Relativamente ai derivati di cash flow hedge su prezzo
\n
commodity, si segnala che anche nel corso del 2022 l\u2019in-
\n
tero comparto commodity \u00e8 stato oggetto di importanti
\n
oscillazioni di prezzo. In particolare, l\u2019impatto pi\u00f9 rilevante
\n
in termini di variazione di riserva di cash flow hedge \u00e8 at-
\n
tribuibile a transazioni future di gas che, tra tutte, \u00e8 stata la
\n
commodity che ha maggiormente risentito di questa alta
\n
volatilit\u00e0.
\n
Infine, si segnala che l\u2019inefficacia rilevata a Conto econo-
\n
mico nel 2022 sulle transazioni future di gas \u00e8 afferente
\n
principalmente a operazioni di proxy hedging sul perime-
\n
tro Spagna.
\n

\n\n

\n\n

\n\n

\n\n
51.2 Derivati al fair value through profit or loss
\n
La tabella seguente espone il valore nozionale e il fair value
\n
dei derivati al FVTPL in essere al 31 dicembre 2022 e al 31
\n
dicembre 2021.
\n
Milioni di euro Valore nozionale Fair value attivit\u00e0 Valore nozionale Fair value passivit\u00e0
\n
al 31.12.2022 al 31.12.2021 al 31.12.2022 al 31.12.2021 al 31.12.2022 al 31.12.2021 al 31.12.2022 al 31.12.2021
\n
Derivati FVTPL
\n
su tasso di interesse:
\n
- interest rate swap - 50 - 1 100 100 (23) (71)
\n
- interest rate option -----50-(2)
\n
su tasso di cambio:
\n
- currency forward 3.659 2.180 75 23 2.102 3.628 (34) (62)
\n
- CCIRS ----46-(1)-
\n
su commodity
\n
Derivati su energia:
\n
- swap 595 777 106 (78) 245 1.088 (180) (198)
\n
- forward/future 6.903 23.207 872 3.368 5.620 17.970 (908) (2.927)
\n
- option 7 3 15 78 140 113 (172) (16)
\n
Totale derivati su energia 7.505 23.987 993 3.368 6.005 19.171 (1.260) (3.141)
\n
Derivati su carbone:
\n
- swap - 35 - 4 - 133 - 23
\n
- forward/future 115 213 21 63 1.291 455 (9) (148)
\n
- option - -------
\n
Totale derivati su carbone 115 248 21 67 1.291 588 (9) (125)
\n
Derivati su gas e petrolio:
\n
- swap 1.964 2.904 806 (1.049) 834 4.199 (550) 1.843
\n
- forward/future 40.669 19.001 10.456 16.706 38.651 16.755 (10.280) (17.374)
\n
- option 34 232 8 268 33 399 (22) (402)
\n
Totale derivati su gas e petrolio 42.667 22.137 11.270 15.925 39.518 21.353 (10.852) (15.933)
\n
Derivati su CO
\n
2
\n
:
\n
- swap --------
\n
- forward/future 725 3.079 115 557 361 1.366 (35) (530)
\n
- option 2 - 2 -----
\n
Totale derivati su CO
\n
2
\n
727 3.079 117 557 361 1.366 (35) (530)
\n
Derivati su Altro:
\n
- swap -----1-(1)
\n
- forward/future 13 - 72 - 5 - (16) -
\n
- option - -------
\n
Totale derivati su Altro 13 - 72 - 5 1 (16) (1)
\n
Derivati embedded --------
\n
TOTALE 54.686 51.681 12.548 19.941 49.428 46.257 (12.230) (19.865)
\n
Al 31 dicembre 2022 l\u2019ammontare del nozionale dei derivati
\n
su tasso di interesse di trading \u00e8 pari a 100 milioni di euro. Il
\n
fair value negativo di 23 milioni di euro ha sub\u00edto un miglio-
\n
ramento di 48 milioni di euro rispetto all\u2019anno precedente
\n
principalmente imputabile all\u2019andamento della curva dei
\n
tassi di interesse.
\n
Al 31 dicembre 2022 l\u2019ammontare del nozionale dei deri-
\n
vati su cambi \u00e8 pari a 5.761 milioni di euro. Il complessivo
\n
decremento del loro valore nozionale per 47 milioni di euro
\n
e l\u2019incremento del fair value netto pari a 80 milioni di euro
\n
sono principalmente connessi alla normale operativit\u00e0 e
\n
alle dinamiche dei cambi.
\n

\n\n

\n\n

\n

\n

\n\n
Al 31 dicembre 2022 l\u2019ammontare del nozionale dei derivati
\n
su commodity \u00e8 pari a 98.207 milioni di euro. Il fair value
\n
dei derivati su commodity di trading inclusi nell\u2019attivo ri-
\n
comprende principalmente la valutazione di mercato delle
\n
coperture su gas e petrolio per un ammontare di 11.270
\n
milioni di euro, delle operazioni in derivati su energia per
\n
993 milioni di euro, delle operazioni in derivati su CO
\n
2
\n
per
\n
117 milioni di euro e, in misura inferiore, delle operazioni in
\n
derivati su carbone e \u201caltre commodity\u201d per rispettivamen-
\n
te 21 milioni e 72 milioni di euro.
\n
Il fair value passivo degli strumenti finanziari derivati su
\n
commodity di trading \u00e8 riferito principalmente alle coper-
\n
ture su gas e petrolio per un ammontare di 10.852 milioni
\n
di euro, a operazioni in derivati su energia per 1.260 milioni
\n
di euro, a operazioni in derivati su CO
\n
2
\n
, carbone e \u201caltre
\n
commodity\u201d per rispettivamente 35 milioni, 9 milioni e 16
\n
milioni di euro.
\n
Sono ricomprese in tali valori sia le operazioni gestite dai
\n
portafogli di trading, sia quelle operazioni che, pur essendo
\n
state poste in essere con l\u2019intento gestionale di copertura,
\n
non soddisfano i requisiti richiesti dai princ\u00edpi contabili per
\n
il trattamento in hedge accounting.
\n
Nella categoria Altro sono ricomprese attivit\u00e0 di copertu-
\n
ra effettuate su garanzie di origine e certificati verdi, ossia
\n
meccanismi di incentivazione per la produzione di energia
\n
elettrica da fonti rinnovabili. Oltre al rischio prezzo com-
\n
modity, le societ\u00e0 del Gruppo si trovano a gestire il rischio
\n
di oscillazione del prezzo di queste certificazioni che re-
\n
centemente hanno risentito di una maggiore volatilit\u00e0 di
\n
mercato rispetto agli anni passati legata a una sempre
\n
maggiore sensibilit\u00e0 del mercato alle tematiche di soste-
\n
nibilit\u00e0 ambientale.
\n

\n\n\n

\n
Valutazione al fair value
\n\n
52. Attivit\u00e0 e passivit\u00e0 misurate
\n
al fair value
\n
Il Gruppo determina il fair value in conformit\u00e0 all\u2019IFRS 13 ogni
\n
volta che tale criterio di valorizzazione \u00e8 richiesto dai princ\u00edpi
\n
contabili internazionali.
\n
Il fair value rappresenta il prezzo che si percepirebbe per la
\n
vendita di un\u2019attivit\u00e0 ovvero che si pagherebbe per il trasfe-
\n
rimento di una passivit\u00e0 nell\u2019ambito di una transazione or-
\n
dinaria posta in essere tra operatori di mercato, alla data di
\n
valutazione (c.d. \u201cexit price\u201d).
\n
La sua proxy migliore \u00e8 il prezzo di mercato, ossia il suo prez-
\n
zo corrente, pubblicamente disponibile ed effettivamente
\n
negoziato su un mercato liquido e attivo.
\n
Il fair value delle attivit\u00e0 e delle passivit\u00e0 \u00e8 classificato in una
\n
gerarchia del fair value che prevede tre diversi livelli, definiti
\n
come segue, in base agli input e alle tecniche di valutazione
\n
utilizzati per valutare il fair value:
\n
\u2022 Livello 1: prezzi quotati (non modificati) su mercati attivi per
\n
attivit\u00e0 o passivit\u00e0 identiche cui la societ\u00e0 pu\u00f2 accedere alla
\n
data di valutazione;
\n
\u2022 Livello 2: input diversi da prezzi quotati di cui al Livello 1 che
\n
sono osservabili per l\u2019attivit\u00e0 o per la passivit\u00e0, sia diretta-
\n
mente (come i prezzi) sia indirettamente (derivati da prezzi);
\n
\u2022 Livello 3: input per l\u2019attivit\u00e0 e la passivit\u00e0 non basati su dati
\n
osservabili di mercato (input non osservabili).
\n
In questa nota sono fornite alcune informazioni di dettaglio
\n
inerenti alle tecniche di valutazione e gli input utilizzati per
\n
elaborare tali valutazioni.
\n
A tale scopo:
\n
\u2022 le valutazioni ricorrenti al fair value di attivit\u00e0 o passivit\u00e0
\n
sono quelle che gli IFRS richiedono o permettono nello
\n
Stato patrimoniale alla fine di ogni periodo;
\n
\u2022 le valutazioni non ricorrenti al fair value di attivit\u00e0 o passivi-
\n
t\u00e0 sono quelle che gli IFRS richiedono o permettono nello
\n
Stato patrimoniale in particolari circostanze.
\n
Per aspetti generali o di informativa circa le contabilizzazioni
\n
relative a tali fattispecie, si rimanda alla nota 2 \u201cPrinc\u00edpi conta-
\n
bili e criteri di valutazione\u201d.
\n
52.1 Attivit\u00e0 misurate al fair value nello Stato
\n
patrimoniale
\n
Nella tabella che segue sono esposte, per ogni classe di at-
\n
tivit\u00e0 valutata al fair value nello Stato patrimoniale, su base
\n
ricorrente e non ricorrente, le valutazioni al fair value alla fine
\n
del periodo e il livello nella gerarchia del fair value in cui \u00e8 stata
\n
classificata la specifica attivit\u00e0.
\n

\n\n

\n\n

\n\n

\n\n

\n

\n

\n\n

\n

\n\n
Milioni di euro Attivit\u00e0 non correnti Attivit\u00e0 correnti
\n
Note Fair value Livello 1 Livello 2 Livello 3 Fair value Livello 1 Livello 2 Livello 3
\n
al 31.12.2022 al 31.12.2022
\n
Partecipazioni in altre imprese
\n
FVOCI
\n
29 360 14 43 303 - - - -
\n
Titoli FVOCI 29.1, 30.1 447 447 - - 78 78 - -
\n
Crediti e altre attivit\u00e0 finanziarie
\n
valutate al FVOCI
\n
94 - 94 - 201 - 201 -
\n
Partecipazioni in altre imprese
\n
FVTPL
\n
29 7--7 ----
\n
Attivit\u00e0 finanziarie da accordi
\n
per servizi in concessione
\n
FVTPL
\n
29 3.436 - 3.436 - - - - -
\n
Crediti e altre attivit\u00e0 finanziarie
\n
valutate al FVTPL
\n
8--8 176176--
\n
Altri investimenti di liquidit\u00e0 al
\n
FVTPL
\n
---- 87242-830
\n
Contributi non monetari relativi
\n
a certificati ambientali
\n
16--16 ----
\n
Derivati di fair value hedge:
\n
- tassi 51 22 - 22 - - - - -
\n
- cambi 51 15 - 15 - - - - -
\n
Derivati di cash flow hedge:
\n
- tassi 51 336 - 336 - - - - -
\n
- cambi 51 1.854 - 1.854 - 389 - 389 -
\n
- commodity 51 1.270 314 300 656 2.366 496 1.597 273
\n
Derivati di trading:
\n
- tassi 51 - - - - - - - -
\n
- cambi 51 1 - 1 - 74 - 74 -
\n
- commodity 51 472 109 362 1 12.001 10.640 1.360 1
\n
Rimanenze valutate al fair value 51 15 15 - - 18 - 18 -
\n
Corrispettivi potenziali
\n
(contingent consideration)
\n
5--5 2-2-
\n

\n\n
Il fair value delle \u201cPartecipazioni in altre imprese FVOCI\u201d \u00e8 sta-
\n
to determinato per le imprese quotate sulla base del prez-
\n
zo di negoziazione fissato alla data di chiusura dell\u2019esercizio,
\n
mentre per le societ\u00e0 non quotate sulla base di una valutazio-
\n
ne, ritenuta attendibile, degli elementi patrimoniali rilevanti.
\n\n
Le \u201cAttivit\u00e0 finanziarie da accordi per servizi in concessione
\n
FVTPL\u201d sono relative all\u2019attivit\u00e0 di distribuzione di energia
\n
elettrica sul mercato brasiliano, prevalentemente da parte
\n
delle societ\u00e0 Enel Distribui\u00e7\u00e3o Rio de Janeiro, Enel Distribu-
\n
i\u00e7\u00e3o Cear\u00e1 ed Enel Distribui\u00e7\u00e3o S\u00e3o Paulo, nonch\u00e9 all\u2019im-
\n
pianto di generazione di PH Chucas in Costa Rica, e sono
\n
contabilizzate applicando l\u2019IFRIC 12.
\n

\n\n
Il fair value \u00e8 stato stimato come valore netto del replace-
\n
ment cost basato sugli ultimi dati sulle tariffe disponibili e
\n
sull\u2019indice generale dei prezzi del mercato brasiliano.
\n
La quota corrente dei \u201cCrediti e altre attivit\u00e0 finanziarie al
\n
FVTPL\u201d \u00e8 rappresentata essenzialmente da investimenti di
\n
liquidit\u00e0; la valutazione del loro fair value rientra nelle ca-
\n
sistiche di Livello 1 in quanto basata su input di mercato.
\n
La quota non corrente dei \u201cCrediti e altre attivit\u00e0 finanziarie
\n
al FVTPL\u201d accoglie nel Livello 3 il credito relativo alla ces-
\n
sione di Slovak Power Holding pari a 8 milioni di euro al
\n
31 dicembre 2022, il cui fair value \u00e8 determinato in base
\n
all\u2019applicazione della formula del prezzo prevista contrat-
\n
tualmente. La quota corrente dei \u201cCrediti e altre attivit\u00e0
\n
finanziarie al FVTPL\u201d accoglie nel Livello 1 gli investimenti
\n
in titoli e fondi detenuti principalmente da societ\u00e0 dell\u2019A-
\n
merica Latina.
\n
La quota corrente degli \u201cAltri investimenti di liquidit\u00e0 al
\n
FVTPL\u201d al Livello 3 si riferisce principalmente alle attivit\u00e0 di
\n
ottimizzazione delle eccedenze di cassa di Enel SpA.
\n
Per quanto concerne i contratti derivati; il fair value \u00e8 de-
\n
terminato utilizzando le quotazioni ufficiali per gli stru-
\n
menti scambiati in mercati regolamentati. Il fair value degli
\n
strumenti non quotati in mercati regolamentati, \u00e8 deter-
\n
minato mediante modelli di valutazione appropriati per
\n
ciascuna categoria di strumento finanziario e utilizzando
\n
i dati di mercato relativi alla data di chiusura dell\u2019esercizio
\n
contabile (quali tassi di interesse, tassi di cambio, volatili-
\n

\n\n

\n\n

\n\n

\n\n

\n\n
t\u00e0) attualizzando i flussi di cassa attesi in base alle curve dei
\n
tassi di interesse e convertendo in euro gli importi espressi
\n
in divise diverse dall\u2019euro utilizzando i tassi di cambio forniti
\n
da World Markets Refinitiv (WMR) Company.
\n
I derivati su tassi di interesse e di cambio rientrano integral-
\n
mente nella casistica di Livello 2.
\n
Relativamente ai derivati su commodity, la valutazione del
\n
fair value, si configura in larghissima misura nelle casistiche
\n
di Livello 1 o Livello 2 in quanto basata su input di mercato,
\n
trattandosi di contratti stipulati verso controparti di Borsa,
\n
principali operatori del settore od operatori finanziari.
\n
Marginali eccezioni sono rappresentate da alcuni contrat-
\n
ti finanziari a lungo termine (Virtual Power Purchase Agre-
\n
ement - VPPA) per i quali si \u00e8 in parte usufruito anche di
\n
modelli di valutazione interna, necessari per valorizzare tali
\n
strumenti sugli orizzonti temporali pi\u00f9 lontani, data la scarsa
\n
liquidit\u00e0 delle variabili sottostanti.
\n
In conformit\u00e0 con i princ\u00edpi contabili internazionali, il Gruppo
\n
valuta il rischio di credito, sia della controparte (Credit Valua-
\n
tion Adjustment o CVA) sia proprio (Debit Valuation Adjust-
\n
ment o DVA), al fine di poter effettuare l\u2019aggiustamento del
\n
fair value per la corrispondente misura del rischio contro-
\n
parte ove necessario. In particolare, il Gruppo misura il CVA/
\n
DVA utilizzando la tecnica di valutazione basata sulla Poten-
\n
tial Future Exposure dell\u2019esposizione netta di controparte
\n
e allocando, successivamente, l\u2019aggiustamento sui singoli
\n
strumenti finanziari che lo costituiscono. Tale tecnica si av-
\n
vale unicamente di input osservabili sul mercato.
\n
52.2 Attivit\u00e0 non misurate al fair value
\n
nello Stato patrimoniale
\n
Nella tabella che segue sono esposti, per ogni classe di at-
\n
tivit\u00e0 non valutata al fair value su base ricorrente ma per la
\n
quale il fair value deve essere indicato, il fair value alla fine
\n
del periodo e il livello nella gerarchia del fair value in cui \u00e8
\n
stata classificata tale valutazione.
\n
Milioni di euro Attivit\u00e0 non correnti Attivit\u00e0 correnti
\n
Note Fair value Livello 1 Livello 2 Livello 3 Fair value Livello 1 Livello 2 Livello 3
\n
al 31.12.2022 al 31.12.2022
\n
Investimenti immobiliari 22 154 16 - 138 - - - -
\n
Rimanenze 33 - - - - 47 - - 47
\n
La tabella accoglie il fair value di investimenti immobiliari
\n
e rimanenze di immobili non strumentali rispettivamente
\n
per 154 milioni di euro e per 47 milioni di euro. Tali importi
\n
sono stati calcolati con l\u2019ausilio di stime di periti indipen-
\n
denti che hanno utilizzato differenti tecniche di valutazione
\n
a seconda della specificit\u00e0 dei casi in questione.
\n
52.3 Passivit\u00e0 misurate al fair value
\n
nello Stato patrimoniale
\n
Nella tabella che segue sono esposti, per ogni classe di
\n
passivit\u00e0 valutata al fair value nello Stato patrimoniale, su
\n
base ricorrente e non ricorrente, la valutazione al fair value
\n
alla fine del periodo e il livello nella gerarchia del fair value
\n
in cui \u00e8 stata classificata la specifica passivit\u00e0.
\n
Milioni di euro Passivit\u00e0 non correnti Passivit\u00e0 correnti
\n
Note Fair value Livello 1 Livello 2 Livello 3 Fair value Livello 1 Livello 2 Livello 3
\n
al 31.12.2022 al 31.12.2022
\n
Derivati di fair value hedge:
\n
- tassi 51 92 - 92 - ----
\n
- cambi 51 99-99- ----
\n
- commodity 51 - - - - ----
\n
Derivati di cash flow hedge:
\n
- tassi 51 59 - 59 - 1 - 1 -
\n
- cambi 51 1.640 - 1.640 - 176 - 176 -
\n
- commodity 51 3.417 1.722 1.551 144 4.322 3.049 1.250 23
\n
Derivati di trading:
\n
- tassi 51 - - - - 23 - 23 -
\n
- cambi 51 1 - 1 - 34 - 34 -
\n
- commodity 51 587 192 395 - 11.585 10.595 990 -
\n
Corrispettivi potenziali
\n
(contingent consideration)
\n
46 - - 46 46 - 44 2
\n

\n\n

\n\n

\n\n

\n

\n\n
\n\n
La voce \u201cCorrispettivi potenziali\u201d fa riferimento prevalen-
\n
temente ad alcune partecipazioni detenute dal Gruppo
\n
in Nord America, il cui fair value \u00e8 stato determinato sulla
\n
base delle condizioni contrattuali presenti negli accordi tra
\n
le parti.
\n
52.4 Passivit\u00e0 non misurate al fair value
\n
nello Stato patrimoniale
\n
Nella tabella che segue sono esposti, per ogni classe di
\n
passivit\u00e0 non valutata al fair value nello Stato patrimoniale,
\n
ma per la quale il fair value deve essere indicato, il fair value
\n
alla fine del periodo e il livello nella gerarchia del fair value
\n
in cui \u00e8 stata classificata tale valutazione.
\n
Milioni di euro
\n
Note Fair value Livello 1 Livello 2 Livello 3
\n
al 31.12.2022
\n
Obbligazioni:
\n
- a tasso fisso 48.3.1 44.717 41.964 2.753 -
\n
- a tasso variabile 48.3.1 3.073 62 3.011 -
\n
Finanziamenti bancari:
\n
- a tasso fisso 48.3.1 3.021 - 3.021 -
\n
- a tasso variabile 48.3.1 12.596 - 12.596 -
\n
Debiti verso altri finanziatori:
\n
- a tasso fisso 48.3.1 3.134 - 3.134 -
\n
- a tasso variabile 48.3.1 54 - 54 -
\n
Totale 66.595 42.026 24.569 -
\n
Per gli strumenti di debito quotati il fair value \u00e8 determina-
\n
to utilizzando le quotazioni ufficiali, mentre per quelli non
\n
quotati \u00e8 determinato mediante modelli di valutazione ap-
\n
propriati per ciascuna categoria di strumento finanziario
\n
e utilizzando i dati di mercato relativi alla data di chiusura
\n
dell\u2019esercizio, ivi inclusi gli spread creditizi di Enel.
\n
\n\n

\n\n
Altre informazioni
\n\n
53. Pagamenti basati su azioni
\n
A partire dall\u2019esercizio 2019, l\u2019Assemblea degli azionisti di
\n
Enel SpA (\u201cEnel\u201d o la \u201cSociet\u00e0\u201d) ha deliberato con caden-
\n
za annuale l\u2019adozione di piani di incentivazione di lungo
\n
termine su base azionaria destinati al management della
\n
stessa Enel e/o di societ\u00e0 da questa controllate ai sensi
\n
dell\u2019art. 2359 del codice civile; in particolare, ciascuno dei
\n
piani di incentivazione approvati (ossia, Piano di incentiva-
\n
zione di lungo termine per il 2019; Piano di incentivazio-
\n
ne di lungo termine per il 2020; Piano di incentivazione di
\n
lungo termine per il 2021; Piano di incentivazione di lungo
\n
termine per il 2022, di seguito, rispettivamente \u201cPiano LTI
\n
2019\u201d, \u201cPiano LTI 2020\u201d, \u201cPiano LTI 2021\u201d, \u201cPiano LTI 2022\u201d
\n
e, congiuntamente, i \u201cPiani\u201d) prevede, subordinatamen-
\n
te al raggiungimento di specifici obiettivi di performance,
\n
l\u2019assegnazione di azioni ordinarie della Societ\u00e0 (\u201cAzioni\u201d) ai
\n
rispettivi beneficiari.
\n
Nello specifico, i Piani approvati sono rivolti all\u2019Amministra-
\n
tore Delegato/Direttore Generale di Enel e ai manager del
\n
Gruppo Enel che occupano le posizioni pi\u00f9 direttamente
\n
responsabili dei risultati aziendali o considerate di interes-
\n
se strategico e prevedono l\u2019assegnazione ai destinatari di
\n
un incentivo rappresentato da una componente di natu-
\n
ra monetaria e da una componente azionaria. Il suddetto
\n
incentivo \u2013 determinato, al momento dell\u2019assegnazione,
\n
in un valore base calcolato in rapporto alla remunerazione
\n
fissa del singolo destinatario \u2013 pu\u00f2 variare, in funzione del
\n
livello di raggiungimento di ciascuno degli obiettivi di per-
\n
formance triennali previsti dai Piani, da zero fino a un mas-
\n
simo del 280% ovvero del 180% del valore base nel caso,
\n
rispettivamente, dell\u2019Amministratore Delegato/Direttore
\n
Generale ovvero degli altri destinatari.
\n
Tali Piani prevedono inoltre che, rispetto al totale dell\u2019incen-
\n
tivo effettivamente maturato, il premio sia interamente cor-
\n
risposto in Azioni (i) per l\u2019Amministratore Delegato/Direttore
\n
Generale, fino al 100% del valore base assegnato (ovvero fino
\n
al 130% relativamente al solo Piano LTI 2022), e (ii) per gli al-
\n
tri destinatari, fino al 50% del valore base assegnato (ovvero
\n
fino al 65% relativamente al solo Piano LTI 2022).
\n

\n\n

\n\n

\n

\n

\n

\n

\n\n
L\u2019erogazione dell\u2019incentivo previsto dai singoli Piani \u00e8 su-
\n
bordinata al raggiungimento di specifici obiettivi di per-
\n
formance nel corso del triennio di riferimento (c.d. \u201cper-
\n
formance period\u201d). Qualora tali obiettivi siano raggiunti,
\n
l\u2019incentivo maturato viene erogato ai destinatari \u2013 sia per
\n
la componente azionaria sia per quella monetaria \u2013 per il
\n
30% nel primo esercizio successivo al termine del perfor-
\n
mance period triennale e per il restante 70% nel secondo
\n
esercizio successivo al termine del performance period
\n
triennale. L\u2019erogazione di una porzione rilevante della re-
\n
munerazione variabile di lungo termine (pari al 70% del to-
\n
tale) risulta quindi differita al secondo esercizio successivo
\n
rispetto al triennio di riferimento degli obiettivi di perfor-
\n
mance dei singoli Piani (c.d. \u201cdeferred payment\u201d).
\n
Nella tabella di seguito rappresentata vengono riportate
\n
alcune informazioni relative al Piano LTI 2019, al Piano LTI
\n
2020, al Piano LTI 2021 e al Piano LTI 2022.
\n
Per ulteriori informazioni sulle caratteristiche dei Piani
\n
si rinvia ai rispettivi Documenti informativi, predisposti ai
\n
sensi dell\u2019art. 84 bis del Regolamento adottato dalla CON-
\n
SOB con delibera del 14 maggio 1999 n. 11971 (\u201cRegola-
\n
mento Emittenti\u201d) e messi a disposizione del pubblico nella
\n
sezione del sito internet della Societ\u00e0 (www.enel.com) de-
\n
dicata alle Assemblee degli azionisti di riferimento, svoltesi
\n
rispettivamente in data 16 maggio 2019, 14 maggio 2020,
\n
20 maggio 2021 e 19 maggio 2022.
\n
Data di assegnazione
\n
delle Azioni Performance period
\n
Verifica
\n
raggiungimento
\n
obiettivi
\n
Erogazione
\n
dell\u2019incentivo
\n
Piano LTI 2019 12.11.2019
\n
(47)
\n
2019-2021 2022
\n
(48)
\n
2022-2023
\n
(49)
\n
Piano LTI 2020 17.09.2020
\n
(50)
\n
2020-2022 2023
\n
(51)
\n
2023-2024
\n
Piano LTI 2021 16.09.2021
\n
(52)
\n
2021-2023 2024
\n
(53)
\n
2024-2025
\n
Piano LTI 2022 21.09.2022
\n
(54)
\n
2022-2024 2025
\n
(55)
\n
2025-2026
\n
In attuazione delle autorizzazioni conferite dalle Assem-
\n
blee degli azionisti tenutesi nelle date sopra richiamate
\n
(16 maggio 2019, 14 maggio 2020, 20 maggio 2021 e 19
\n
maggio 2022) e nel rispetto dei relativi termini e condizioni,
\n
il Consiglio di Amministrazione ha approvato \u2013 nelle adu-
\n
nanze del 19 settembre 2019, 29 luglio 2020, 17 giugno
\n
2021 e 16 giugno 2022 \u2013 l\u2019avvio di programmi di acquisto
\n
di Azioni proprie a servizio rispettivamente del Piano LTI
\n
2019, del Piano LTI 2020, del Piano LTI 2021 e del Piano LTI
\n
2022. Il numero di Azioni il cui acquisto \u00e8 stato autorizzato
\n
dal Consiglio di Amministrazione per ciascun Piano, l\u2019effet-
\n
tivo numero di Azioni acquistate, il relativo prezzo medio
\n
ponderato e il controvalore complessivo sono di seguito
\n
rappresentati.
\n
(47) 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
\n
conto della proposta formulata dal Comitato per le Nomine e le Remunerazioni nella riunione dell\u201911 novembre 2019).
\n
(48) In occasione dell\u2019approvazione del Bilancio consolidato del Gruppo Enel al 31 dicembre 2021, il Consiglio di Amministrazione ha proceduto alla verifica del
\n
livello di raggiungimento degli obiettivi di performance del Piano LTI 2019.
\n
(49) Al riguardo si precisa che in data 5 settembre 2022 la Societ\u00e0 ha provveduto alla erogazione di parte della componente azionaria del premio spettante ai
\n
destinatari del Piano LTI 2019, secondo i termini e le modalit\u00e0 previste dal Regolamento di attuazione del medesimo Piano.
\n
(50) 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
\n
conto della proposta formulata dal Comitato per le Nomine e le Remunerazioni nella riunione del 16 settembre 2020).
\n
(51) In occasione dell\u2019approvazione del Bilancio consolidato del Gruppo Enel al 31 dicembre 2022, il Consiglio di Amministrazione proceder\u00e0 alla verifica del livello
\n
di raggiungimento degli obiettivi di performance del Piano LTI 2020.
\n
(52) 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
\n
conto della proposta formulata dal Comitato per le Nomine e le Remunerazioni nella riunione del 9 giugno 2021).
\n
(53) In occasione dell\u2019approvazione del Bilancio consolidato del Gruppo Enel al 31 dicembre 2023, il Consiglio di Amministrazione proceder\u00e0 alla verifica del livello
\n
di raggiungimento degli obiettivi di performance del Piano LTI 2021.
\n
(54) La data si riferisce alla riunione del Consiglio di Amministrazione che ha approvato modalit\u00e0 e tempi di assegnazione del Piano LTI 2022 ai destinatari (tenuto
\n
conto della proposta formulata dal Comitato per le Nomine e le Remunerazioni nella riunione dell\u20198 giugno 2022).
\n
(55) In occasione dell\u2019approvazione del Bilancio consolidato del Gruppo Enel al 31 dicembre 2024, il Consiglio di Amministrazione proceder\u00e0 alla verifica del livello
\n
di raggiungimento degli obiettivi di performance del Piano LTI 2022.
\n

\n\n

\n\n

\n

\n

\n

\n\n
Acquisti autorizzati dal
\n
Consiglio di Amministrazione Acquisti effettuati
\n
Numero di Azioni Numero di Azioni
\n
Prezzo medio ponderato
\n
(euro per azione)
\n
Controvalore complessivo
\n
(euro)
\n
Piano LTI 2019
\n
Numero non superiore a
\n
2.500.000 per un corrispettivo
\n
massimo di 10.500.000 milioni
\n
di euro
\n
1.549.152
\n
(56)
\n
6,7779 10.499.999
\n
Piano LTI 2020 1.720.000 1.720.000
\n
(57)
\n
7,4366 12.790.870
\n
Piano LTI 2021 1.620.000 1.620.000
\n
(58)
\n
7,8737 12.755.459
\n
Piano LTI 2022 2.700.000 2.700.000
\n
(59)
\n
5,1951 14.026.715
\n
Per effetto degli acquisti effettuati a servizio del Piano LTI
\n
2019, del Piano LTI 2020, del Piano LTI 2021 e del Piano LTI
\n
2022, e tenuto conto della erogazione intervenuta in data
\n
5 settembre 2022 di n. 435.357 Azioni ai destinatari del
\n
Piano LTI 2019, al 31 dicembre 2022 Enel detiene comples-
\n
sivamente n. 7.153.795 Azioni proprie, pari allo 0,07% circa
\n
del capitale sociale.
\n
Le seguenti informazioni riguardano gli strumenti rappre-
\n
sentativi di capitale assegnati durante gli esercizi 2019,
\n
2020, 2021 e 2022.
\n
2022 2021
\n
Numero azioni
\n
assegnate alla data di
\n
assegnazione
\n
Fair value
\n
per azione
\n
alla data di
\n
assegnazione
\n
Numero di azioni
\n
potenzialmente
\n
erogabili
\n
Numero di azioni
\n
erogate
\n
Numero di azioni
\n
potenzialmente
\n
erogabili
\n
Numero di azioni
\n
erogate
\n
Piano LTI 2019 1.538.547 6,983 1.021.328 435.357
\n
(60)
\n
1.529.182 -
\n
Piano LTI 2020 1.638.775 7,380 1.631.951 - 1.638.775 -
\n
Piano LTI 2021 1.577.773 7,0010 1.577.773 - 1.577.773 -
\n
Piano LTI 2022 2.398.143 4,8495 2.395.323 - - -
\n
Il fair value di tali strumenti rappresentativi di capitale \u00e8 mi-
\n
surato sulla base del prezzo di mercato delle Azioni alla data
\n
di assegnazione
\n
(61)
\n
.
\n
Il costo relativo alla componente azionaria \u00e8 determinato
\n
con riferimento al fair value degli strumenti rappresentativi
\n
di capitale assegnati ed \u00e8 rilevato lungo la durata del vesting
\n
period in contropartita alle riserve di patrimonio netto.
\n
I costi totali del Gruppo rilevati a Conto economico am-
\n
montano a 11 milioni di euro nell\u2019esercizio 2022 (9 milioni
\n
di euro nel 2021).
\n
Non ci sono state cancellazioni o modifiche che hanno in-
\n
teressato il Piano LTI 2022 e/o il Piano LTI 2021 e/o il Piano
\n
LTI 2020 e/o il Piano LTI 2019.
\n
(56) Azioni acquistate nel periodo compreso tra il 23 settembre e il 2 dicembre 2019, equivalenti allo 0,015% circa del capitale sociale.
\n
(57) Azioni acquistate nel periodo compreso tra il 3 settembre e il 28 ottobre 2020, equivalenti allo 0,017% circa del capitale sociale.
\n
(58) Azioni acquistate nel periodo compreso tra il 18 giugno e il 21 luglio 2021, equivalenti allo 0,016% circa del capitale sociale.
\n
(59) Azioni acquistate nel periodo compreso tra il 17 giugno e il 20 luglio 2022, equivalenti allo 0,026% circa del capitale sociale.
\n
(60) Nella tabella \u00e8 valorizzato il numero di Azioni erogate, in data 5 settembre 2022, ai destinatari del Piano LTI 2019 e che costituiscono parte della componente
\n
azionaria del premio riconosciuto ai suddetti destinatari a seguito della consuntivazione degli obiettivi di performance del Piano stesso. Per la restante parte
\n
della componente azionaria del premio \u00e8 previsto un differimento al 2023, secondo i termini e le modalit\u00e0 di cui al Regolamento di attuazione del Piano LTI 2019.
\n
(61) 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
\n
che 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 settembre 2020, ovverosia alla data della riunione del Consiglio di Amministrazione
\n
che 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 settembre 2021, ovverosia alla data della riunione del Consiglio di Amministrazione
\n
che ha approvato modalit\u00e0 e tempi di assegnazione del Piano LTI 2021 ai destinatari.
\n
Con riferimento al Piano LTI 2022, la data di assegnazione si riferisce al 21 settembre 2022, ovverosia alla data della riunione del Consiglio di Amministrazione
\n
che ha approvato modalit\u00e0 e tempi di assegnazione del Piano LTI 2022 ai destinatari.
\n

\n\n

\n\n

\n\n
54. Informativa sulle parti correlate
\n
In quanto operatore nel campo della produzione, della di-
\n
stribuzione, del trasporto e della vendita di energia elet-
\n
trica, nonch\u00e9 della vendita di gas naturale, Enel effettua
\n
transazioni con un certo numero di societ\u00e0 controllate di-
\n
rettamente o indirettamente dallo Stato italiano, azionista
\n
di riferimento del Gruppo.
\n
La tabella sottostante riepiloga le principali transazioni in-
\n
trattenute con tali controparti.
\n
Parte correlata Rapporto Natura delle principali transazioni
\n
Acquirente Unico
\n
Interamente controllata indirettamente dal Ministero
\n
dell\u2019Economia e delle Finanze
\n
Acquisto di energia elettrica destinata al mercato di maggior tutela
\n
Gruppo Cassa
\n
Depositi e Prestiti
\n
Controllata direttamente dal Ministero dell\u2019Economia e
\n
delle Finanze
\n
Vendita di energia elettrica sul Mercato dei Servizi di Dispacciamento
\n
(Terna)
\n
Vendita di servizi di trasporto di energia elettrica (Gruppo Eni)
\n
Acquisto di servizi di trasporto, dispacciamento e misura (Terna)
\n
Acquisto di servizi di postalizzazione (Poste Italiane)
\n
Acquisto di combustibili per gli impianti di generazione, di servizi di
\n
stoccaggio e distribuzione del gas naturale (Gruppo Eni)
\n
GSE - Gestore dei
\n
Servizi Energetici
\n
Interamente controllata direttamente dal Ministero
\n
dell\u2019Economia e delle Finanze
\n
Vendita di energia elettrica incentivata
\n
Versamento della componente A3 per incentivazione fonti rinnovabili
\n
GME - Gestore dei
\n
Mercati Energetici
\n
Interamente controllata indirettamente dal Ministero
\n
dell\u2019Economia e delle Finanze
\n
Vendita di energia elettrica in Borsa (GME)
\n
Acquisto di energia elettrica in Borsa per pompaggi e
\n
programmazione impianti (GME)
\n
Gruppo Leonardo
\n
Controllata direttamente dal Ministero dell\u2019Economia e
\n
delle Finanze
\n
Acquisto di servizi informatici e fornitura di beni
\n
Inoltre, il Gruppo intrattiene rapporti di natura prevalentemen-
\n
te commerciale nei confronti delle societ\u00e0 collegate o parte-
\n
cipate con quote di minoranza.
\n
Infine, Enel intrattiene con i fondi pensione FOPEN e FONDE-
\n
NEL, con la Fondazione Enel e con Enel Cuore, societ\u00e0 Onlus
\n
di Enel operante nell\u2019ambito dell\u2019assistenza sociale e socio-sa-
\n
nitaria, rapporti istituzionali e di finalit\u00e0 sociale.
\n
Tutte le transazioni con parti correlate sono state concluse
\n
alle normali condizioni di mercato, in alcuni casi determinate
\n
dall\u2019Autorit\u00e0 di Regolazione per Energia Reti e Ambiente.
\n

\n\n

\n\n

\n\n
Linea di credito garantita da SACE - Informativa
\n
finanziaria ex art. 13, comma 3, lett. c) (ii), del
\n
Regolamento CONSOB in materia di operazioni
\n
con parti correlate
\n
In osservanza degli obblighi informativi previsti dall\u2019art.
\n
13, comma 3, lettera c) (ii), del Regolamento CONSOB n.
\n
17221 del 12 marzo 2010, come successivamente modifi-
\n
cato (il \u201cRegolamento CONSOB OPC\u201d), e dall\u2019art. 13.4, lett.
\n
c) (ii), della Procedura per la disciplina delle operazioni con
\n
parti correlate adottata dalla Societ\u00e0 (la \u201cProcedura OPC
\n
Enel\u201d), si segnala che nel corso dell\u2019esercizio 2022 \u00e8 stata
\n
effettuata un\u2019operazione con parti correlate di maggiore
\n
rilevanza avente natura ordinaria e conclusa a condizioni
\n
equivalenti a quelle di mercato o standard. In particolare,
\n
tale operazione ha avuto a oggetto la stipula, in data 23
\n
dicembre 2022, tra Enel SpA e un pool di enti finanziatori
\n
\u2013 composto da Banco BPM SpA, BPER Banca SpA, Cassa
\n
Depositi e Prestiti SpA, Intesa Sanpaolo SpA e UniCredit
\n
SpA \u2013 di un contratto di finanziamento nella forma di linea
\n
di credito revolving per un importo di 12 miliardi di euro,
\n
garantita sino al 70% del valore nominale da SACE SpA.
\n
Tale linea di credito, con l\u2019assistenza della relativa ga-
\n
ranzia, \u00e8 volta a soddisfare le esigenze delle societ\u00e0 del
\n
Gruppo Enel operanti in Italia (nello specifico Enel Global
\n
Trading SpA) relative alla copertura dei collaterali per le
\n
attivit\u00e0 di commercio sul mercato dell\u2019energia e si collo-
\n
ca nell\u2019ambito delle misure temporanee a sostegno della
\n
liquidit\u00e0 delle imprese, prestate sotto forma di garanzia,
\n
contemplate dall\u2019art. 15 del decreto legge 17 maggio
\n
2022, n. 50 convertito con legge 15 luglio 2022, n. 91 (c.d.
\n
\u201cDecreto Aiuti\u201d), come successivamente modificato.
\n
L\u2019operazione, intesa nel suo complesso, costituisce
\n
un\u2019operazione con parti correlate in quanto Enel SpA,
\n
Cassa Depositi e Prestiti SpA e SACE SpA sono soggette
\n
al comune controllo del Ministero dell\u2019Economia e delle
\n
Finanze e, tenuto conto degli importi sopra indicati (e,
\n
in particolare, in considerazione del controvalore della
\n
garanzia), si qualifica come operazione con parti cor-
\n
relate di \u201cmaggiore rilevanza\u201d. Ci\u00f2 posto, l\u2019operazione in
\n
esame \u00e8 stata conclusa avvalendosi dell\u2019esenzione di cui
\n
all\u2019art. 13, comma 3, lettera c), del Regolamento CON-
\n
SOB OPC e all\u2019art. 13.4, lettera c), della Procedura OPC
\n
Enel, in quanto operazione ordinaria conclusa a condi-
\n
zioni equivalenti a quelle di mercato o standard.
\n
In particolare, l\u2019operazione \u00e8 ascrivibile all\u2019ordinario
\n
esercizio dell\u2019\u201cattivit\u00e0 finanziaria connessa all\u2019attivit\u00e0
\n
operativa\u201d del Gruppo di cui Enel SpA \u00e8 a capo, tenu-
\n
to conto tra l\u2019altro dell\u2019oggetto, della ricorrenza e delle
\n
dimensioni della stessa, nonch\u00e9 della natura delle con-
\n
troparti. Inoltre, i principali termini e condizioni a essa
\n
applicabili sono disciplinati dall\u2019art. 15 del \u201cDecreto Aiuti\u201d
\n
e Cassa Depositi e Prestiti SpA applica a Enel SpA, per
\n
la quota del finanziamento di sua competenza, i mede-
\n
simi termini e condizioni che sono applicati dalle altre
\n
banche.
\n
Le tabelle seguenti forniscono una sintesi dei rapporti so-
\n
pra descritti nonch\u00e9 dei rapporti economici e patrimoniali
\n
con parti correlate, societ\u00e0 collegate e a controllo con-
\n
giunto rispettivamente in essere al 31 dicembre 2022 e al
\n
31 dicembre 2021.
\n

\n\n

\n\n

\n\n
Milioni di euro
\n
Acquirente Unico GME GSE
\n
Gruppo Cassa
\n
Depositi e Prestiti Altre
\n
Rapporti economici
\n
Ricavi delle vendite e delle prestazioni - 7.949 87 4.497 196
\n
Altri proventi - - - 389 -
\n
Altri proventi finanziari - - - - -
\n
Energia elettrica, gas e combustibile 6.379 16.817 2 4.266 3
\n
Servizi e altri materiali - 220 2 3.258 73
\n
Altri costi operativi 10 147 - 420 3
\n
Risultati netti da contratti su commodity - - - 50 -
\n
Altri oneri finanziari 1 - 2 10 -
\n
Milioni di euro
\n
Acquirente Unico GME GSE
\n
Gruppo Cassa Depositi
\n
e Prestiti Altre
\n
Rapporti patrimoniali
\n
Altre attivit\u00e0 finanziarie non correnti - - - - -
\n
Crediti commerciali - 220 6 1.040 38
\n
Derivati finanziari attivi correnti - - - - -
\n
Altre attivit\u00e0 finanziarie correnti - - - 5 -
\n
Altre attivit\u00e0 correnti - - 30 58 2
\n
Finanziamenti a lungo termine - - - 447 -
\n
Passivit\u00e0 derivanti da contratti con i clienti non
\n
correnti
\n
--- 9 8
\n
Derivati finanziari passivi non correnti - - - - -
\n
Finanziamenti a breve termine - - - - -
\n
Quote correnti dei finanziamenti a lungo termine - - - 89 -
\n
Debiti commerciali 1.211 305 6 1.097 (1)
\n
Altre passivit\u00e0 finanziarie correnti - - - - -
\n
Passivit\u00e0 derivanti da contratti con i clienti
\n
correnti
\n
--- 23 20
\n
Altre passivit\u00e0 correnti - - - 3 23
\n
Altre informazioni
\n
Garanzie rilasciate - 20 - 11 58
\n
Garanzie ricevute - - - 134 36
\n
Impegni - - - 149 -
\n

\n\n

\n\n

\n\n
Totale 2022
\n
Societ\u00e0 collegate e a
\n
controllo congiunto
\n
Totale generale 2022
\n
Totale voce
\n
di bilancio Incidenza %
\n
12.729 210 12.939 135.653 9,5%
\n
389 - 389 4.864 8,0%
\n
- 154 154 3.430 4,5%
\n
27.467 413 27.880 96.896 28,8%
\n
3.553 247 3.800 20.228 18,8%
\n
580 1 581 4.685 12,4%
\n
50 - 50 2.365 2,1%
\n
13 21 34 5.880 0,6%
\n
Totale al 31.12.2022
\n
Societ\u00e0 collegate e a
\n
controllo congiunto
\n
Totale generale al
\n
31.12.2022
\n
Totale voce
\n
di bilancio Incidenza %
\n
- 1.885 1.885 8.359 22,6%
\n
1.304 259 1.563 16.605 9,4%
\n
- 5 514.830 -
\n
5 99 104 13.753 0,8%
\n
90 63 153 4.314 3,5%
\n
447 327 774 68.191 1,1%
\n
17 - 17 5.747 0,3%
\n
- 9 9 5.895 0,2%
\n
- 14 14 18.392 0,1%
\n
89 21 110 2.835 3,9%
\n
2.618 192 2.810 17.641 15,9%
\n
- 1 18530,1%
\n
43 - 43 1.775 2,4%
\n
26 21 47 11.713 0,4%
\n
89 - 89
\n
170 - 170
\n
149 - 149
\n

\n\n

\n\n

\n\n
Milioni di euro
\n
Acquirente Unico GME GSE
\n
Gruppo Cassa
\n
Depositi e Prestiti Altre
\n
Rapporti economici
\n
Ricavi delle vendite e delle prestazioni - 3.018 275 3.165 210
\n
Altri proventi - - - 5 -
\n
Altri proventi finanziari - - - 15 -
\n
Energia elettrica, gas e combustibile 4.613 6.363 - 2.572 -
\n
Servizi e altri materiali - 75 3 2.874 57
\n
Altri costi operativi 6 198 - 13 1
\n
Risultati netti da contratti su commodity - - - 13 -
\n
Altri oneri finanziari - - - 10 -
\n
(1) I dati relativi all\u2019esercizio 2021 sono stati rideterminati, ai soli fini comparativi, per tenere conto della classificazione nella voce \u201cRisultato netto delle discon-
\n
tinued operation\u201d dei risultati afferenti alle attivit\u00e0 detenute in Russia (cedute nel corso del quarto trimestre 2022), Romania e Grecia in quanto sono stati
\n
soddisfatti i requisiti previsti dal principio contabile internazionale IFRS 5 per la loro classificazione come \u201cdiscontinued operation\u201d.
\n
Milioni di euro
\n
Acquirente Unico GME GSE
\n
Gruppo Cassa
\n
Depositi e Prestiti Altre
\n
Rapporti patrimoniali
\n
Altre attivit\u00e0 finanziarie non correnti -----
\n
Derivati finanziari attivi non correnti -----
\n
Altre attivit\u00e0 non correnti - - - 119 -
\n
Crediti commerciali - 469 9 659 36
\n
Derivati finanziari attivi correnti -----
\n
Altre attivit\u00e0 finanziarie correnti ----1
\n
Altre attivit\u00e0 correnti - - 76 21 2
\n
Finanziamenti a lungo termine - - - 536 -
\n
Passivit\u00e0 derivanti da contratti con i
\n
clienti non correnti
\n
---1877
\n
Derivati finanziari passivi non correnti -----
\n
Finanziamenti a breve termine -----
\n
Quote correnti dei finanziamenti a lungo
\n
termine
\n
---89-
\n
Debiti commerciali 1.903 641 1 1.466 12
\n
Passivit\u00e0 derivanti da contratti con i
\n
clienti correnti
\n
---12-
\n
Altre passivit\u00e0 correnti - - - 38 38
\n
Altre informazioni
\n
Garanzie rilasciate - 40 - 11 59
\n
Garanzie ricevute - - - 138 36
\n
Impegni - - - 401 -
\n

\n\n

\n\n

\n\n
Totale 2021
\n
Societ\u00e0 collegate e a
\n
controllo congiunto Totale generale 2021
\n
Totale voce
\n
di bilancio
\n
(1)
\n
Incidenza %
\n
6.668 342 7.010 81.900 8,6%
\n
5 1 6 3.819 0,2%
\n
15 123 138 1.862 7,4%
\n
13.548 278 13.826 47.702 29,0%
\n
3.009 143 3.152 19.240 16,4%
\n
218 - 218 1.968 11,1%
\n
13 11 24 2.523 1,0%
\n
10 22 32 6.087 0,5%
\n
Totale
\n
al 31.12.2021
\n
Societ\u00e0 collegate e a
\n
controllo congiunto
\n
Totale generale
\n
al 31.12.2021
\n
Totale voce
\n
di bilancio Incidenza %
\n
- 1.120 1.120 5.704 19,6%
\n
- 14 14 2.772 0,5%
\n
119 - 119 3.268 3,6%
\n
1.173 148 1.321 16.076 8,2%
\n
- 32 32 22.791 0,1%
\n
1 156 157 8.645 1,8%
\n
99 24 123 5.002 2,5%
\n
536 344 880 54.500 1,6%
\n
194 - 194 6.214 3,1%
\n
- 1 1 3.339 -
\n
- 6 6 13.306 -
\n
89 20 109 4.031 2,7%
\n
4.023 59 4.082 16.959 24,1%
\n
12 - 12 1.433 0,8%
\n
76 4 80 12.959 0,6%
\n
110 - 110
\n
174 - 174
\n
401 - 401
\n

\n\n

\n\n

\n\n
In merito all\u2019informativa sulla retribuzione degli Ammini-
\n
stratori, del Collegio Sindacale, del Direttore Generale e dei
\n
dirigenti con responsabilit\u00e0 strategiche, prevista dallo IAS
\n
24, si rimanda alle seguenti tabelle.
\n
Milioni di euro
\n
2022 2021 2022-2021
\n
Compensi riferiti ai componenti del Consiglio di Amministrazione
\n
e del Collegio Sindacale, al Direttore Generale
\n
Benef\u00edci a breve termine per i dipendenti 5 5 - -
\n
Altri benef\u00edci a lungo termine 1 1 - -
\n
Totale 66--
\n
Milioni di euro
\n
2022 2021 2022-2021
\n
Compensi riferiti ai dirigenti con responsabilit\u00e0 strategiche
\n
Benef\u00edci a breve termine per i dipendenti 13 13 - -
\n
Altri benef\u00edci a lungo termine 2 4 (2) -50%
\n
Totale 15 17 (2) -11,8%
\n
Nel corso del mese di novembre 2010 il Consiglio di Ammi-
\n
nistrazione di Enel SpA ha approvato una procedura che di-
\n
sciplina l\u2019approvazione e l\u2019esecuzione delle operazioni con
\n
parti correlate poste in essere da Enel SpA, direttamente
\n
ovvero per il tramite di societ\u00e0 controllate (la \u201cProcedura
\n
OPC Enel\u201d). Tale procedura (reperibile all\u2019indirizzo \u201chttps://
\n
www.enel.com/it/investitori/governance/statuto-rego-
\n
lamenti-politiche\u201d) individua una serie di regole volte ad
\n
assicurare la trasparenza e la correttezza, sia sostanziale
\n
sia procedurale, delle operazioni con parti correlate ed
\n
\u00e8 stata adottata in attuazione di quanto disposto dall\u2019art.
\n
2391 bis del codice civile e dalla disciplina attuativa detta-
\n
ta dalla CONSOB con Regolamento n. 17221 del 12 marzo
\n
2010, come successivamente modificato (il \u201cRegolamento
\n
CONSOB OPC\u201d).
\n

\n\n

\n\n

\n\n
55. Erogazioni pubbliche - Informativa
\n
ex art. 1, commi 125-129, legge n. 124/2017
\n
Ai sensi dell\u2019art. 1, commi 125 e 126, della legge n. 124/2017
\n
e successive modificazioni, di seguito sono indicate le in-
\n
formazioni in merito alle erogazioni ricevute da enti e am-
\n
ministrazioni pubbliche italiane, nonch\u00e9 le erogazioni con-
\n
cesse da Enel SpA e dalle societ\u00e0 controllate consolidate
\n
integralmente a imprese, persone ed enti pubblici e privati.
\n
L\u2019informativa tiene conto: (i) delle erogazioni ricevute da
\n
soggetti pubblici/entit\u00e0 statali italiani; e (ii) delle erogazioni
\n
concesse da parte di Enel SpA e delle controllate del Grup-
\n
po a soggetti pubblici o privati residenti o stabiliti in Italia.
\n
L\u2019informativa di seguito presentata include le erogazioni di
\n
importo superiore a 10.000 euro, effettuate dal medesimo
\n
soggetto erogante nel corso del 2022, anche tramite una
\n
pluralit\u00e0 di transazioni economiche. Il criterio di rilevazione
\n
utilizzato \u00e8 quello cosiddetto \u201cdi cassa\u201d.
\n
Ai sensi delle disposizioni dell\u2019art. 3 quater del decreto
\n
legge 14 dicembre 2018, n. 135, convertito dalla legge 11
\n
febbraio 2019, n. 12, per le erogazioni ricevute si rinvia alle
\n
indicazioni contenute nel Registro Nazionale degli Aiuti di
\n
Stato di cui all\u2019art. 52 della legge 24 dicembre 2012, n. 234.
\n
Erogazioni ricevute in milioni di euro
\n
Istituto finanziario/
\n
Ente erogatore
\n
Societ\u00e0
\n
beneficiaria Importo Note
\n
Anpal Enel Green Power
\n
Italia Srl
\n
(0,04) Tranche di contributo a fondo perduto restituita per la seconda istanza
\n
FNC-C-06952, finanziato nell\u2019ambito del Fondo Nuove Competenze, di cui art. 88 del
\n
decreto legge 19 maggio 2020 e al decreto interministeriale del 9 ottobre 2020
\n
Anpal Enel Green Power
\n
Italia Srl
\n
(0,05) Tranche di contributo a fondo perduto restituita per la terza istanza FNC-C-10223,
\n
finanziato nell\u2019ambito del Fondo Nuove Competenze, di cui art. 88 del decreto legge
\n
19 maggio 2020 e al decreto interministeriale del 9 ottobre 2020
\n
Invitalia MISE Enel Green Power
\n
Italia Srl
\n
(8,44) Restituzione tranche di contributo sul primo SAL del Contratto di Sviluppo 3SUN HJT,
\n
a seguito di abbandono dell\u2019iniziativa originaria di ampliamento dello stabilimento di
\n
Catania
\n
Anpal Enel Green Power
\n
SpA
\n
(0,07) Tranche di contributo a fondo perduto restituita per la seconda istanza
\n
FNC-C-06952, finanziato nell\u2019ambito del Fondo Nuove Competenze, di cui art. 88 del
\n
decreto legge 19 maggio 2020 e al decreto interministeriale del 9 ottobre 2020
\n
Anpal Enel Green Power
\n
SpA
\n
(0,05) Tranche di contributo a fondo perduto restituita per la terza istanza FNC-C-10223,
\n
finanziato nell\u2019ambito del Fondo Nuove Competenze, di cui art. 88 del decreto legge
\n
19 maggio 2020 e al decreto interministeriale del 9 ottobre 2020
\n
Anpal Enel Global
\n
Thermal
\n
Generation Srl
\n
(0,06) Tranche di contributo a fondo perduto restituita per la seconda istanza
\n
FNC-C-06952, finanziato nell\u2019ambito del Fondo Nuove Competenze, di cui art. 88 del
\n
decreto legge 19 maggio 2020 e al decreto interministeriale del 9 ottobre 2020
\n
Anpal Enel Global
\n
Thermal
\n
Generation Srl
\n
(0,02) Tranche di contributo a fondo perduto restituita per la terza istanza FNC-C-10223,
\n
finanziato nell\u2019ambito del Fondo Nuove Competenze, di cui art. 88 del decreto legge
\n
19 maggio 2020 e al decreto interministeriale del 9 ottobre 2020
\n
Anpal Enel Grids (0,04) Tranche di contributo a fondo perduto restituita per la seconda istanza
\n
FNC-C-06952, finanziato nell\u2019ambito del Fondo Nuove Competenze, di cui art. 88 del
\n
decreto legge 19 maggio 2020 e al decreto interministeriale del 9 ottobre 2020
\n
Anpal Enel Grids (0,04) Tranche di contributo a fondo perduto restituita per la terza istanza FNC-C-10223,
\n
finanziato nell\u2019ambito del Fondo Nuove Competenze, di cui art. 88 del decreto legge
\n
19 maggio 2020 e al decreto interministeriale del 9 ottobre 2020
\n
Anpal Enel Global Trading
\n
SpA
\n
(0,005) Tranche di contributo a fondo perduto restituita per la seconda istanza
\n
FNC-C-06952, finanziato nell\u2019ambito del Fondo Nuove Competenze, di cui art. 88 del
\n
decreto legge 19 maggio 2020 e al decreto interministeriale del 9 ottobre 2020
\n
Anpal Enel Global Trading
\n
SpA
\n
(0,006) Tranche di contributo a fondo perduto restituita per la terza istanza FNC-C-10223,
\n
finanziato nell\u2019ambito del Fondo Nuove Competenze, di cui art. 88 del decreto legge
\n
19 maggio 2020 e al decreto interministeriale del 9 ottobre 2020
\n
Anpal Enel Produzione
\n
SpA
\n
(0,04) Tranche di contributo a fondo perduto restituita per la seconda istanza
\n
FNC-C-06952, finanziato nell\u2019ambito del Fondo Nuove Competenze, di cui art. 88 del
\n
decreto legge 19 maggio 2020 e al decreto interministeriale del 9 ottobre 2020
\n
Anpal Enel Produzione
\n
SpA
\n
(0,03) Tranche di contributo a fondo perduto restituita per la terza istanza FNC-C-10223,
\n
finanziato nell\u2019ambito del Fondo Nuove Competenze, di cui art. 88 del decreto legge
\n
19 maggio 2020 e al decreto interministeriale del 9 ottobre 2020
\n
Anpal e-distribuzione
\n
SpA
\n
(0,17) Tranche di contributo a fondo perduto restituita per la seconda istanza
\n
FNC-C-06952, finanziato nell\u2019ambito del Fondo Nuove Competenze, di cui art. 88 del
\n
decreto legge 19 maggio 2020 e al decreto interministeriale del 9 ottobre 2020
\n

\n\n

\n\n

\n\n
Erogazioni ricevute in milioni di euro
\n
Istituto finanziario/
\n
Ente erogatore
\n
Societ\u00e0
\n
beneficiaria Importo Note
\n
Anpal e-distribuzione
\n
SpA
\n
(0,10) Tranche di contributo a fondo perduto restituita per la terza istanza FNC-C-10223,
\n
finanziato nell\u2019ambito del Fondo Nuove Competenze, di cui art. 88 del decreto legge
\n
19 maggio 2020 e al decreto interministeriale del 9 ottobre 2020
\n
Regione Lazio Enel X Srl 0,07 Tranche di contributo a saldo per il progetto Homix-Care, finanziato nell\u2019ambito del
\n
POR FESR Lazio 2014-2020
\n
Anpal Enel X Srl (0,02) Tranche di contributo a fondo perduto restituita per la seconda istanza
\n
FNC-C-06952, finanziato nell\u2019ambito del Fondo Nuove Competenze, di cui art. 88 del
\n
decreto legge 19 maggio 2020 e al decreto interministeriale del 9 ottobre 2020
\n
Anpal Enel X Srl (0,01) Tranche di contributo a fondo perduto restituita per la terza istanza FNC-C-10223,
\n
finanziato nell\u2019ambito del Fondo Nuove Competenze, di cui art. 88 del decreto legge
\n
19 maggio 2020 e al decreto interministeriale del 9 ottobre 2020
\n
Anpal Enel Sole Srl - Tranche di contributo a fondo perduto restituita per la seconda istanza
\n
FNC-C-06952, finanziato nell\u2019ambito del Fondo Nuove Competenze, di cui art. 88 del
\n
decreto legge 19 maggio 2020 e al decreto interministeriale del 9 ottobre 2020
\n
Anpal Enel Sole Srl (0,01) Tranche di contributo a fondo perduto restituita per la terza istanza FNC-C-10223,
\n
finanziato nell\u2019ambito del Fondo Nuove Competenze, di cui art. 88 del decreto legge
\n
19 maggio 2020 e al decreto interministeriale del 9 ottobre 2020
\n
Regione Sicilia Enel X Mobility Srl 2,03 Tranche di contributo per il progetto Sicilia Smart Charging, finanziato nell\u2019ambito del
\n
PNIRE Regione Sicilia
\n
Anpal Servizio Elettrico
\n
Nazionale SpA
\n
(0,02) Tranche di contributo a fondo perduto restituita per la seconda istanza
\n
FNC-C-06952, finanziato nell\u2019ambito del Fondo Nuove Competenze, di cui art. 88 del
\n
decreto legge 19 maggio 2020 e al decreto interministeriale del 9 ottobre 2020
\n
Anpal Servizio Elettrico
\n
Nazionale SpA
\n
(0,01) Tranche di contributo a fondo perduto restituita per la terza istanza FNC-C-10223,
\n
finanziato nell\u2019ambito del Fondo Nuove Competenze, di cui art. 88 del decreto legge
\n
19 maggio 2020 e al decreto interministeriale del 9 ottobre 2020
\n
Anpal Enel Energia SpA (0,14) Tranche di contributo a fondo perduto restituita per la seconda istanza
\n
FNC-C-06952, finanziato nell\u2019ambito del Fondo Nuove Competenze, di cui art. 88 del
\n
decreto legge 19 maggio 2020 e al decreto interministeriale del 9 ottobre 2020
\n
Anpal Enel Energia SpA (0,02) Tranche di contributo a fondo perduto restituita per la terza istanza FNC-C-10223,
\n
finanziato nell\u2019ambito del Fondo Nuove Competenze, di cui art. 88 del decreto legge
\n
19 maggio 2020 e al decreto interministeriale del 9 ottobre 2020
\n
Anpal Enel Global
\n
Services Srl
\n
(0,06) Tranche di contributo a fondo perduto restituita per la seconda istanza
\n
FNC-C-06952, finanziato nell\u2019ambito del Fondo Nuove Competenze, di cui art. 88 del
\n
decreto legge 19 maggio 2020 e al decreto interministeriale del 9 ottobre 2020
\n
Anpal Enel Global
\n
Services Srl
\n
(0,01) Tranche di contributo a fondo perduto restituita per la terza istanza FNC-C-10223,
\n
finanziato nell\u2019ambito del Fondo Nuove Competenze, di cui art. 88 del decreto legge
\n
19 maggio 2020 e al decreto interministeriale del 9 ottobre 2020
\n
Anpal Enel Italia SpA (0,04) Tranche di contributo a fondo perduto restituita per la seconda istanza
\n
FNC-C-06952, finanziato nell\u2019ambito del Fondo Nuove Competenze, di cui art. 88 del
\n
decreto legge 19 maggio 2020 e al decreto interministeriale del 9 ottobre 2020
\n
Anpal Enel Italia SpA (0,01) Tranche di contributo a fondo perduto restituita per la terza istanza FNC-C-10223,
\n
finanziato nell\u2019ambito del Fondo Nuove Competenze, di cui art. 88 del decreto legge
\n
19 maggio 2020 e al decreto interministeriale del 9 ottobre 2020
\n
(7,413) Totale
\n

\n\n

\n\n

\n\n
Erogazioni concesse in milioni di euro
\n
Societ\u00e0 erogante Societ\u00e0/Ente beneficiario Importo Note
\n
Enel SpA FGS Onlus 0,05 Donazione per promuovere le pari opportunit\u00e0
\n
Enel SpA European University Institute 0,10 Donazione per la ricerca scientifica su tematiche energetiche europee
\n
Enel SpA Fondazione Centro Studi Enel 0,10 Contributo per Enel Foundation
\n
Enel SpA Earthrise Trust 0,01 Donazione per progetti di sviluppo rurale
\n
Enel SpA International Energy Agency 0,08 Erogazione liberale per lo studio del mercato energetico
\n
Enel SpA Comunit\u00e0 Sant\u2019Egidio 0,04 Donazione gadget
\n
Enel SpA Associazione UISP Unione Italiana
\n
Sport per Tutti
\n
0,03 Donazione gadget
\n
Enel SpA Onlus CESIE 0,06 Donazione gadget
\n
Enel SpA Onlus Sport Senza Frontiere 0,02 Donazione gadget
\n
Enel Produzione SpA Associazione Juppiter APS giovanile 0,06 Erogazione 1
\n
a
\n
tranche 30% - presentazione progetto
\n
Enel Produzione SpA Associazione Juppiter APS giovanile 0,06 Erogazione 2
\n
a
\n
tranche 30% - realizzazione contenuti digitali
\n
Enel Produzione SpA Associazione Juppiter APS giovanile 0,08 Erogazione ultima tranche 40% - conclusione attivit\u00e0
\n
Enel Produzione SpA Fondazione Centro Studi Enel 0,09 Enel Foundation - Erogazione saldo contributo 2021
\n
Enel Produzione SpA Fondazione Centro Studi Enel 0,48 Enel Foundation - Erogazione prima quota 2022
\n
Enel Produzione SpA Enel Cuore Onlus 0,13 Erogazione seconda quota Enel Cuore 2021
\n
Enel Produzione SpA Enel Cuore Onlus 0,18 Erogazione prima quota Enel Cuore 2022
\n
Enel Produzione SpA Fondazione WWF Italia 0,01 Convenzione Enel Produzione
\n
Enel Produzione SpA Associazione Le Colonne 0,03 Donazione progetto \u201cAccogliere ad Arte\u201d
\n
Enel Italia SpA Enel Cuore Onlus 0,15 Contributo anno 2021
\n
Enel Italia SpA Societ\u00e0 Coop. Greenwill 0,01 Donazione modale \u201cAlleva la speranza + Greenwill\u201d
\n
Enel Italia SpA Foglietti Enrico 0,01 Donazione modale \u201cAlleva la speranza + Foglietti Enrico\u201d
\n
Enel Italia SpA Feat Impresa Locale 0,02 Prima rata 2022 donazione progetto WE Feat arl
\n
Enel Italia SpA Helpcode Italia 0,04 Progetto Enel Helpcode \u201c\u00c8 viva la scuola Labs\u201d
\n
Enel Italia SpA Fondazione Accademia Nazionale
\n
\u201cSanta Cecilia\u201d
\n
0,60 Donazione modale anno 2022
\n
Enel Italia SpA Fondazione Teatro alla Scala 0,60 Donazione anno 2022
\n
Enel Italia SpA Fondazione Teatro Maxxi 0,60 Donazione modale anno 2022
\n
Enel Italia SpA Enel Cuore Onlus 0,02 Contributo straordinario 2022
\n
Enel Italia SpA Fondazione Centro Studi Enel 0,05 Erogazione contributi 2022
\n
Enel Italia SpA Help Code Italia 0,02 Pagamento inizio percorsi energia
\n
Enel Italia SpA Moige - Movimento italiano genitori
\n
Onlus
\n
0,05 Donazione a sostegno della Campagna Giovani Ambasciatori per la
\n
cittadinanza digitale per contrastare il fenomeno del cyber risk, del bullismo e
\n
del cyberbullismo in tutte le sue manifestazioni - seconda rata e saldo
\n
Enel Italia SpA Fondazione Centro Studi Enel 0,11 Erogazione saldo contributo 2021
\n
e-distribuzione SpA Enel Cuore Onlus 2,09 80% a saldo contributo liberale 2021
\n
e-distribuzione SpA Enel Cuore Onlus 0,47 20% del contributo liberale 2022
\n
e-distribuzione SpA Fondazione Centro Studi Enel 1,41 50% a saldo contributo liberale 2021
\n
e-distribuzione SpA Fondazione Centro Studi 1,28 50% del contributo liberale 2022
\n
Enel X Srl Enel Cuore Onlus 0,04 Contributo anno 2022
\n
Enel Green Power Italia Unione dei Comuni Montani Amiata
\n
Grossetana (Sarchioto - Borrello -
\n
Simoni Giorgio)
\n
0,04 Donazione a favore dell\u2019Unione dei Comuni Montani Amiata Grossetana
\n
nell\u2019ambito di attivit\u00e0 di sostenibilit\u00e0 legata al progetto di smart repowering
\n
Centrale BG3, per i progetti \u201cNon Solo Neve\u201d e \u201cFondo per la Montagna\u201d
\n
sviluppati dal beneficiario. Tali progetti, che prevedono la realizzazione e
\n
riqualificazione di un percorso ciclopedonale a beneficio del territorio con
\n
arredi urbani e cartellonistica, interessano anche i comuni a vocazione
\n
geotermica del territorio dove \u00e8 ben radicata la presenza di Enel Green Power
\n
Enel Energia SpA Confimprese 0,01 Adesione 2022 - quota 029/22
\n
Enel Energia SpA Anigas 0,10 Acconto quota associativa 2022
\n
Enel Energia SpA Fondazione Centro Studi Enel 1,01 Saldo contributo anno 2021
\n
Enel Energia SpA Enel Cuore Onlus 1,49 Saldo contributo 2021
\n
Enel Energia SpA Enel Cuore Onlus 0,20 Progetto \u201cNel Cuore dello Spazio Enel\u201d
\n
Enel Energia SpA Enel Cuore Onlus 0,33 Acconto 20% contributo 2022
\n
Enel Energia SpA Fondazione Centro Studi Enel 0,90 Acconto 50% contributo anno 2022
\n
Enel Energia SpA Associazione Milano & Partners 0,05 Quota associativa 2022
\n
Enel Energia SpA Assonime 0,02 Quota associativa 2022
\n
Enel Energia SpA Proxigas 0,10 Saldo quota Proxigas
\n
Enel Energia SpA Enel Cuore Onlus 0,04 Quota associativa
\n
Enel Global Trading SpA Enel Cuore Onlus 0,14 Contributo finalizzato al sostegno e allo sviluppo dei progetti della Onlus
\n
Enel Global Trading SpA Fondazione Centro Studi Enel
\n
0,10 Contributo finalizzato al sostegno e allo sviluppo dei progetti di Ricerca e Alta
\n
Formazione
\n
13,71 Totale
\n

\n\n

\n\n

\n\n

\n\n
56. Impegni contrattuali e garanzie
\n
Gli impegni contrattuali assunti dal Gruppo Enel e le garan-
\n
zie prestate a terzi sono di seguito riepilogati.
\n
Milioni di euro
\n
al 31.12.2022 al 31.12.2021 2022-2021
\n
Garanzie prestate:
\n
- fideiussioni e garanzie rilasciate a favore di terzi 4.296 4.937 (641)
\n
Impegni assunti verso fornitori per:
\n
- acquisti di energia elettrica 64.878 71.244 (6.366)
\n
- acquisti di combustibili 96.996 58.042 38.954
\n
- forniture varie 2.449 1.631 818
\n
- appalti 6.165 4.668 1.497
\n
- altre tipologie 6.889 6.187 702
\n
Totale 177.377 141.772 35.605
\n
TOTALE 181.673 146.709 34.964
\n
Rispetto a quanto rilevato al 31 dicembre 2021, la variazio-
\n
ne in diminuzione degli impegni assunti per gli \u201cacquisti
\n
di energia elettrica\u201d pari a 6.366 milioni di euro \u00e8 riferibile
\n
essenzialmente al decremento registrato dalle societ\u00e0 ri-
\n
entranti nella Regione America Latina, in particolare in Bra-
\n
sile, e risulta principalmente attribuibile alla vendita di Celg
\n
Distribui\u00e7\u00e3o SA - Celg-D (Enel Goi\u00e1s), parzialmente com-
\n
pensata dall\u2019incremento registrato in Cile principalmente
\n
attribuibile all\u2019accensione di nuovi contratti e all\u2019andamen-
\n
to del prezzo delle commodity.
\n
La variazione in aumento degli impegni per gli \u201cacquisti di
\n
combustibili\u201d, pari a 38.954 milioni di euro, \u00e8 riferita prin-
\n
cipalmente alle forniture di gas, soprattutto in Italia e in
\n
Spagna, e ha risentito dell\u2019aumento della domanda di gas
\n
naturale e del relativo prezzo.
\n
Per maggiori dettagli sulla scadenza degli impegni e delle
\n
garanzie, si rinvia al paragrafo \u201cImpegni per l\u2019acquisto delle
\n
commodity\u201d contenuto nella nota 49.
\n

\n\n

\n\n

\n\n

\n\n
57. Attivit\u00e0 e passivit\u00e0 potenziali
\n
Di seguito sono riportate le principali attivit\u00e0 e passivit\u00e0
\n
potenziali al 31 dicembre 2022 non rilevate in bilancio per
\n
assenza dei necessari presupposti previsti dal principio di
\n
riferimento IAS 37.
\n
Centrale Termoelettrica di Brindisi Sud -
\n
\u201cCeneri\u201d - Italia
\n
Con riferimento all\u2019indagine penale avviata dalla Procura
\n
presso il Tribunale di Lecce nel 2017, afferente ai processi di
\n
riutilizzo, nell\u2019ambito dell\u2019industria cementiera, delle ceneri
\n
cosiddette \u201cleggere\u201d, la centrale termoelettrica di Brindi-
\n
si Sud (\u201cCentrale\u201d) \u00e8 stata al centro di un\u2019indagine penale
\n
condotta nei confronti di alcuni indagati persone fisiche e
\n
della societ\u00e0 Enel Produzione SpA (EP) ai sensi del decreto
\n
legislativo n. 231/2001, che ha dato luogo a un sequestro
\n
preventivo con facolt\u00e0 d\u2019uso della centrale e al sequestro
\n
di beni e crediti a danno di EP fino alla concorrenza di un
\n
importo di circa 500 milioni di euro. I sequestri sono sta-
\n
ti successivamente revocati in conseguenza del positivo
\n
esperimento di un incidente probatorio all\u2019esito del quale
\n
i periti indipendenti nominati dal G.I.P. hanno confermato
\n
la non pericolosit\u00e0 delle ceneri, ritenendole idonee al riu-
\n
tilizzo nel ciclo del cemento, e la correttezza dei processi
\n
di gestione della centrale. Nel corso del 2021 si \u00e8 tenuta
\n
l\u2019Udienza Preliminare all\u2019esito della quale il G.U.P. ha accolto
\n
la costituzione di parte civile del Comune di Brindisi, che ha
\n
quantificato il danno in circa 27 milioni di euro chiedendo
\n
una provvisionale di 8 milioni di euro, e della Regione Pu-
\n
glia, che non ha quantificato il danno, e ha disposto il rinvio
\n
a giudizio per tutti gli imputati avanti al Tribunale di Brindi-
\n
si. In sede di dibattimento, all\u2019udienza al 26 maggio 2022,
\n
il Giudice, in accoglimento dell\u2019eccezione sollevata da EP
\n
in merito alla nullit\u00e0 dell\u2019udienza preliminare del 22 ottobre
\n
2021, svoltasi senza la necessaria presenza delle parti, ha
\n
dichiarato la nullit\u00e0 dell\u2019udienza preliminare e del relativo
\n
decreto di rinvio a giudizio, rimettendo gli atti al Tribunale
\n
di Lecce per lo svolgimento di nuova udienza prelimina-
\n
re. Nel corso della successiva udienza del 7 ottobre 2022,
\n
svoltasi con rito abbreviato su richiesta delle difese, \u00e8 sta-
\n
to pronunciato il dispositivo della sentenza che ha assolto
\n
tutti gli imputati dai reati loro contestati con formula pie-
\n
na \u201cperch\u00e9 il fatto non sussiste\u201d, nonch\u00e9 di EP, dichiarando
\n
non sussistente l\u2019illecito amministrativo contestato ai sensi
\n
del decreto legislativo n. 231/2001 in mancanza dei reati
\n
presupposto, in conformit\u00e0 con le conclusioni formulate
\n
dal Pubblico Ministero, dagli imputati e dalla stessa EP.
\n
Procedimento antitrust Enel, Enel Energia e
\n
Servizio Elettrico Nazionale - Italia
\n
Con provvedimento notificato in data 11 maggio 2017, l\u2019Au-
\n
torit\u00e0 Garante della Concorrenza e del Mercato (AGCM) ha
\n
avviato un procedimento per presunto abuso di posizione
\n
dominante nei confronti di Enel SpA (Enel), Enel Energia
\n
SpA (EE) e Servizio Elettrico Nazionale SpA (SEN). Il proce-
\n
dimento \u00e8 stato avviato sulla base di segnalazioni effettua-
\n
te dall\u2019Associazione italiana di Grossisti di Energia e Trader
\n
(AIGET), dalla societ\u00e0 Green Network SpA (GN), nonch\u00e9 da
\n
singoli consumatori.
\n
In data 20 dicembre 2018, l\u2019AGCM ha adottato il provvedi-
\n
mento finale con il quale ha irrogato una sanzione ammi-
\n
nistrativa di circa 93 milioni di euro nei confronti di tutte
\n
e tre le societ\u00e0 del Gruppo, per violazione dell\u2019art. 102 del
\n
Trattato sul Funzionamento dell\u2019Unione Europea (TFUE).
\n
La principale condotta contestata sarebbe consistita in un
\n
abuso di posizione dominante da parte delle tre societ\u00e0 (a
\n
vantaggio, in particolare, di EE) che si sarebbero avvalse,
\n
a danno dei trader concorrenti, del consenso privacy rila-
\n
sciato dai clienti a SEN. Relativamente alle ulteriori conte-
\n
stazioni mosse con il provvedimento di avvio del procedi-
\n
mento, riguardanti l\u2019attivit\u00e0 di vendita all\u2019interno dei punti
\n
fisici sul territorio (Punti Enel e Punti Enel Negozi Partner)
\n
e alle politiche di winback denunciate da Green Network,
\n
l\u2019AGCM ha, invece, concluso che le evidenze istruttorie non
\n
avessero fornito un quadro probatorio sufficiente per im-
\n
putare alle societ\u00e0 del Gruppo alcuna condotta abusiva.
\n
Le societ\u00e0 hanno impugnato il provvedimento dell\u2019AGCM
\n
avanti al TAR Lazio che, in data 17 ottobre 2019, ha parzial-
\n
mente accolto i ricorsi presentati da SEN ed EE, riducendo
\n
il periodo dell\u2019abuso e imponendo all\u2019AGCM di ridetermina-
\n
re la sanzione secondo i criteri specificati in motivazione.
\n
Con provvedimento del 27 novembre 2019 l\u2019AGCM ha ride-
\n
terminato la sanzione in 27.529.786,46 euro.
\n
Le sentenze del TAR sono state impugnate avanti al Consi-
\n
glio di Stato che, con ordinanza del 20 luglio 2020, ha so-
\n
speso il giudizio e disposto il rinvio pregiudiziale dinanzi
\n
alla Corte di Giustizia dell\u2019Unione Europea (CGUE) ai sensi
\n
dell\u2019art. 267 TFUE, formulando alcuni quesiti volti a chiarire
\n
l\u2019interpretazione del concetto di \u201cabuso di posizione domi-
\n
nante\u201d da applicarsi al caso di specie.
\n
Con sentenza del 12 maggio 2022 la CGUE ha fornito l\u2019in-
\n
terpretazione richiesta e, successivamente, il 1\u00b0 dicembre
\n
2022, il Consiglio di Stato, in applicazione degli indirizzi
\n
espressi dalla CGUE, ha integralmente annullato la sanzio-
\n
ne emessa dall\u2019AGCM e, accogliendo le difese svolte dalle
\n
societ\u00e0, ha ritenuto insussistente ogni ipotesi di abuso.
\n
Grandi concessioni idroelettriche - Italia
\n
La disciplina nazionale delle concessioni idroelettriche di
\n
grande derivazione \u00e8 stata da ultimo modificata dal c.d.
\n
\u201cDecreto Semplificazioni\u201d (decreto legge n. 135 del 2018
\n
convertito in legge 11 febbraio 2019, n. 12), che ha intro-
\n
dotto una serie di novit\u00e0 in tema di affidamento di tali con-
\n
cessioni alla loro scadenza e in tema di valorizzazione dei
\n
beni e delle opere a esse collegate e da trasferire al nuovo
\n
concessionario. Tale normativa ha anche introdotto alcu-
\n
ne modifiche in materia di canoni concessori, prevedendo
\n

\n\n

\n\n

\n\n
una quota fissa e una quota variabile del canone, nonch\u00e9
\n
l\u2019obbligo di fornire energia gratuita a favore di enti pubblici
\n
(220 kWh di energia per ogni kW di potenza nominale me-
\n
dia di concessione). In attuazione di tale legge statale e sulla
\n
base di una specifica delega, diverse Regioni (Lombardia,
\n
Piemonte, Emilia-Romagna, Friuli-Venezia Giulia, Provincia
\n
di Trento, Calabria e Basilicata e Abruzzo) hanno emanato
\n
leggi regionali.
\n
In particolare, le Regioni Lombardia, Piemonte ed Emilia-Ro-
\n
magna, in applicazione di dette nuove normative, hanno ri-
\n
chiesto il pagamento, a Enel Green Power Italia e a Enel Pro-
\n
duzione, sia del canone binomio sia della monetizzazione
\n
dell\u2019energia gratuita.
\n
Enel Green Power Italia ed Enel Produzione hanno impugna-
\n
to gli atti attuativi delle leggi regionali Lombardia, Piemonte
\n
ed Emilia-Romagna e tutti i successivi avvisi di pagamento
\n
del canone binomio e della monetizzazione della fornitura di
\n
energia gratuita avanti al TAR e al Tribunale Regionale delle
\n
Acque Pubbliche, chiedendone l\u2019annullamento e sollevando
\n
la questione di illegittimit\u00e0 costituzionale sia della legge sta-
\n
tale sia delle leggi regionali. Il TAR e successivamente il Con-
\n
siglio di Stato, in grado di Appello, hanno declinato la propria
\n
giurisdizione a favore del Tribunale Superiore delle Acque,
\n
innanzi al quale Enel Green Power Italia ed Enel Produzione
\n
hanno riassunto i contenziosi per la prosecuzione dei giudi-
\n
zi, attualmente in fase istruttoria.
\n
Le societ\u00e0 hanno avviato i giudizi richiamati lamentando che
\n
gli atti attuativi regionali \u2013 cos\u00ec come la disciplina regionale di
\n
cui costituiscono attuazione \u2013 presentano forti profili di ille-
\n
gittimit\u00e0 costituzionale, in primis per violazione della norma-
\n
tiva statale e di diversi princ\u00edpi di rango primario tutelati sia
\n
dalla Costituzione italiana sia dall\u2019ordinamento euro-unitario
\n
in materia di legittimo affidamento, tutela della propriet\u00e0, ra-
\n
gionevolezza, iniziativa privata, concessioni, laddove:
\n
\u2022 prevedono l\u2019applicazione retroattiva anche alle conces-
\n
sioni di grandi derivazioni in corso di validit\u00e0 della discipli-
\n
na del canone binomio e dell\u2019obbligo di fornitura gratuita
\n
di energia o del suo controvalore economico;
\n
\u2022 dispongono la monetizzazione dell\u2019obbligo di fornitura
\n
gratuita di energia, non prevista dalla norma statale.
\n
Inoltre, l\u2019introduzione da parte delle Regioni di detti nuovi
\n
obblighi di corrispondere il nuovo canone binomio (artico-
\n
lato in una componente fissa e in una componente variabile)
\n
e di fornire gratuitamente un certo quantitativo annuale di
\n
energia, in termini di corresponsione del relativo contro-
\n
valore monetario, a carico anche dei titolari di concessio-
\n
ni in corso di validit\u00e0 e non ancora scadute, determina un
\n
imprevisto e irragionevole squilibrio economico dei rapporti
\n
concessori. Tale circostanza si pone in evidente contrasto
\n
con i princ\u00edpi di ragionevolezza, proporzionalit\u00e0 e legittimo
\n
affidamento degli oneri concessori, il cui rispetto \u00e8 richiesto
\n
dalla giurisprudenza costituzionale qualora siano introdotte,
\n
nell\u2019ambito di rapporti di durata, modifiche peggiorative.
\n
Infine, sia la normativa statale sia quella regionale di attua-
\n
zione violano princ\u00edpi comunitari e princ\u00edpi costituzionali
\n
quali per esempio il diritto di propriet\u00e0, il principio di cer-
\n
tezza del diritto, la libert\u00e0 di impresa. In particolare, le norme
\n
non prevedono espressamente il trasferimento del ramo
\n
d\u2019azienda dal concessionario uscente a quello subentran-
\n
te, e prevedono criteri inadeguati per la valorizzazione del-
\n
le opere da trasferire che rischiano di concretizzarsi in un
\n
meccanismo sostanzialmente espropriativo, in violazione di
\n
princ\u00edpi costituzionali.
\n
Si segnala, infine, che il Consiglio dei Ministri aveva impu-
\n
gnato avanti la Corte Costituzionale alcune delle leggi regio-
\n
nali attuative emanate, denunciando la violazione di diversi
\n
princ\u00edpi costituzionali. Enel Green Power Italia era intervenu-
\n
ta ad adiuvandum (insieme ad alcune associazioni di cate-
\n
goria e ad altri operatori del settore) nei giudizi di legittimit\u00e0
\n
costituzionale promossi dal Governo contro la Provincia di
\n
Trento e le Regioni Lombardia, Piemonte e Basilicata. Il Con-
\n
siglio dei Ministri ha successivamente deliberato di rinuncia-
\n
re ai ricorsi in quanto le censure di illegittimit\u00e0 in essi rileva-
\n
te sono state risolte da successive leggi regionali. La Corte
\n
Costituzionale ha pertanto dichiarato estinti i giudizi, con la
\n
conseguente decadenza anche dei relativi atti di intervento
\n
di Enel Green Power Italia, nonostante questi ultimi avesse-
\n
ro a oggetto profili di costituzionalit\u00e0 diversi rispetto a quelli
\n
sollevati dal Consiglio deli Ministri.
\n
Procedimento Antitrust 12461 - EE \u2013 Rinnovi
\n
contrattuali
\n
L\u2019Autorit\u00e0 Garante della Concorrenza e del Mercato
\n
(AGCM), in data 13 dicembre 2022, ha notificato ad Enel
\n
Energia SpA (\u201cSociet\u00e0\u201d o \u201cEE\u201d) e ad altre sei societ\u00e0 (Hera,
\n
A2A, Acea, Eni Plenitude, Engie, Edison) l\u2019avvio di un proce-
\n
dimento per pratiche commerciali scorrette contestando
\n
alle stesse la violazione di alcune disposizioni del Codice
\n
del Consumo e dell\u2019art. 3 del decreto legge 9 agosto 2022,
\n
n. 115 (c.d. \u201cDecreto Aiuti bis\u201d) del 10 agosto 2022, converti-
\n
to in legge n. 142 del 21 settembre 2022. Analoghi procedi-
\n
menti erano stati avviati in precedenza nei confronti di altri
\n
quattro operatori (Iren, Iberdrola, E.ON e Dolomiti).
\n
In particolare, l\u2019AGCM, sulla base di alcune segnalazio-
\n
ni e senza alcuna istruttoria, ha contestato a EE di avere
\n
inviato ai propri clienti, nel periodo da maggio a ottobre
\n
2022, comunicazioni di modifica del prezzo che, da un lato,
\n
avrebbero un contenuto generico ed omissivo nella misura
\n
in cui non precisano la data di scadenza delle condizioni
\n
economiche oggetto di rinnovo e, dall\u2019altro, costituirebbe-
\n
ro esercizio di ius variandi in quanto dirette a preannuncia-
\n
re la modifica delle condizioni economiche del rapporto di
\n
fornitura, in contrasto con quanto previsto dal citato art. 3
\n
del \u201cDecreto Aiuti bis\u201d.
\n
Con provvedimento di avvio del procedimento, l\u2019AGCM ha
\n
contestualmente inibito in via cautelare l\u2019invio di nuove co-
\n
municazioni di modifica del prezzo e imposto la rettifica di
\n
quelle gi\u00e0 inviate.
\n

\n\n

\n\n

\n\n
Tutti gli operatori destinatari di detto ordine, compresa EE,
\n
hanno impugnato il provvedimento che si basava sull\u2019as-
\n
sunto che qualsiasi modifica di prezzo fosse stata vietata
\n
ai fornitori nel periodo indicato dal \u201cDecreto Aiuti bis\u201d (10
\n
agosto - 30 aprile).
\n
Il Consiglio di Stato, con ordinanza del 22 dicembre 2022,
\n
resa nell\u2019ambito del ricorso promosso da Iren, ha distinto
\n
i rinnovi contrattuali (delle offerte in scadenza) dallo ius
\n
variandi ed escluso per i primi l\u2019applicabilit\u00e0 dell\u2019art. 3 del
\n
citato decreto legge. Tale principio \u00e8 stato recepito anche
\n
dal Governo che, con il cosiddetto \u201cDecreto Milleproroghe\u201d
\n
del 29 dicembre 2022, ha disposto che l\u2019art. 3 del \u201cDecreto
\n
Aiuti bis\u201d non si applichi alle clausole contrattuali che con-
\n
sentono all\u2019impresa fornitrice di energia elettrica e gas na-
\n
turale di aggiornare le condizioni economiche contrattuali
\n
alla scadenza delle stesse, nel rispetto dei termini di pre-
\n
avviso contrattualmente previsti e fermo restando il diritto
\n
di recesso della controparte. Il \u201cDecreto Milleproroghe\u201d ha
\n
altres\u00ec esteso il periodo di durata del divieto al 30 giugno
\n
2023.
\n
A seguito del pronunciamento del Consiglio di Stato e del
\n
suddetto intervento normativo chiarificatore, l\u2019AGCM, con
\n
nuovo provvedimento cautelare del 30 dicembre 2022, ha
\n
disposto la conferma parziale dell\u2019originario provvedimen-
\n
to cautelare e confermato l\u2019inibitoria delle variazioni o dei
\n
rinnovi delle condizioni economiche dei contratti in sca-
\n
denza per i quali non era specificamente individuata o co-
\n
munque predeterminabile la data di scadenza nella relativa
\n
comunicazione inviata al cliente.
\n
EE ha presentato ricorso per motivi aggiunti, la cui tratta-
\n
zione, unitamente a tutti i vari ricorsi proposti da altri ope-
\n
ratori, \u00e8 avvenuta all\u2019udienza del 22 febbraio 2023, e si \u00e8 in
\n
attesa della pubblicazione della sentenza.
\n
Contenzioso BEG - Italia, Francia,
\n
Lussemburgo
\n
A conclusione di un procedimento arbitrale avviato in Italia
\n
dalla societ\u00e0 BEG SpA (BEG), Enelpower SpA (Enelpower) ha
\n
ottenuto nel 2002 un lodo favorevole, confermato nel 2010
\n
dalla Corte di Cassazione, con cui \u00e8 stata integralmente ri-
\n
gettata la domanda risarcitoria avversaria in relazione al
\n
presunto inadempimento di Enelpower di un accordo per
\n
la valutazione della costruzione di una centrale idroelettrica
\n
in Albania. Successivamente BEG, attraverso la propria con-
\n
trollata Albania BEG Ambient Shpk (ABA), societ\u00e0 di diritto
\n
albanese, ha avviato in Albania un giudizio contro Enelpower
\n
ed Enel SpA (Enel), in relazione alla medesima questione, ot-
\n
tenendo dal Tribunale Distrettuale di Tirana, in data 24 mar-
\n
zo 2009, una decisione, confermata dalla Cassazione alba-
\n
nese, che ha condannato Enelpower ed Enel al risarcimento
\n
di un danno extracontrattuale di circa 25 milioni di euro per
\n
il 2004 e di un ulteriore danno, non quantificato, per gli anni
\n
successivi. ABA, a seguito di tale decisione, ha chiesto il pa-
\n
gamento di oltre 430 milioni di euro.
\n
Il 5 novembre 2016 Enel ed Enelpower hanno promosso un
\n
giudizio dinanzi alla Corte di Cassazione albanese, chieden-
\n
do la revocazione della sentenza emessa dal Tribunale Di-
\n
strettuale di Tirana in data 24 marzo 2009. Il procedimento
\n
\u00e8 tuttora pendente.
\n
Con sentenza della Corte d\u2019Appello di Roma del 7 marzo
\n
2022 si \u00e8 concluso l\u2019ulteriore giudizio intrapreso da Enel ed
\n
Enelpower dinanzi al Tribunale di Roma, teso a ottenere l\u2019ac-
\n
certamento della responsabilit\u00e0 di BEG per avere aggirato il
\n
lodo arbitrale reso in Italia a favore di Enelpower mediante le
\n
predette iniziative assunte dalla controllata ABA. Con la sud-
\n
detta sentenza la Corte d\u2019Appello di Roma ha confermato la
\n
sentenza di primo grado resa dal Tribunale di Roma in data
\n
16 giugno 2015 che aveva rigettato la domanda in rito.
\n
In data 20 maggio 2021, inoltre, la Corte Europea dei Diritti
\n
dell\u2019Uomo (CEDU) ha emesso la sentenza con la quale ha de-
\n
ciso sul ricorso promosso da BEG contro lo Stato italiano per
\n
violazione dell\u2019art. 6.1 della Convenzione Europea dei Diritti
\n
dell\u2019Uomo. Con tale decisione la Corte ha respinto la richie-
\n
sta di BEG di riaprire il procedimento arbitrale di cui sopra e
\n
ha, altres\u00ec, rigettato la domanda risarcitoria di BEG per danni
\n
patrimoniali per circa 1,2 miliardi di euro, per insussistenza
\n
del nesso di causalit\u00e0 con la condotta contestata, ricono-
\n
scendole un risarcimento di soli 15.000,00 euro per danni
\n
non patrimoniali.
\n
Ciononostante, il 29 dicembre 2021, BEG, con un\u2019azione ri-
\n
tenuta dalla societ\u00e0 e dai suoi legali infondata e pretestuo-
\n
sa, ha deciso di convenire in giudizio dinanzi al Tribunale di
\n
Milano lo Stato italiano, per chiedere, come conseguenza
\n
della sentenza della CEDU, il risarcimento a titolo di respon-
\n
sabilit\u00e0 extracontrattuale di un importo quantificato in circa
\n
1,8 miliardi di euro. In tale giudizio BEG ha altres\u00ec conve-
\n
nuto, a titolo di responsabilit\u00e0 solidale, Enel ed Enelpower.
\n
Con ordinanza del 14 giugno 2022 il Tribunale di Milano, in
\n
accoglimento dell\u2019eccezione di incompetenza territoriale
\n
sollevata dall\u2019Avvocatura dello Stato, ha dichiarato la propria
\n
incompetenza a conoscere della controversia in favore del
\n
Tribunale di Roma, foro esclusivamente competente a co-
\n
noscere delle cause nelle quali \u00e8 coinvolto lo Stato italiano,
\n
condannando BEG al pagamento delle spese processuali in
\n
favore dei convenuti. BEG non ha riassunto il giudizio dinanzi
\n
al Tribunale di Roma nel termine di legge del 14 ottobre 2022
\n
e pertanto il procedimento si \u00e8 estinto.
\n
Poco tempo dopo, in data 3 novembre 2022, BEG ha ripro-
\n
posto le medesime domande risarcitorie del procedimen-
\n
to estinto, notificando un nuovo atto di citazione dinanzi al
\n
Tribunale di Milano nei confronti dei medesimi convenuti, a
\n
esclusione dello Stato italiano, che BEG ha dichiarato di non
\n
voler convenire in tale giudizio. L\u2019udienza di prima compa-
\n
rizione \u00e8 fissata per il 9 maggio 2023. La societ\u00e0 sta predi-
\n
sponendo le proprie difese per procedere con la costituzio-
\n
ne in giudizio al fine di contestare la domanda, che si ritiene
\n
del tutto pretestuosa e infondata, al pari della precedente
\n
analoga iniziativa.
\n

\n\n

\n\n

\n\n
Procedimenti intrapresi da Albania BEG
\n
Ambient Shpk (ABA) per il riconoscimento
\n
della sentenza del Tribunale di Tirana del 24
\n
marzo 2009
\n
Francia
\n
Nel febbraio 2012 ABA ha convenuto Enel ed Enelpower
\n
davanti al Tribunal de Grande Instance di Parigi (TGI) per ot-
\n
tenere il riconoscimento della sentenza albanese in Fran-
\n
cia. Enel ed Enelpower si sono costituite in giudizio conte-
\n
stando tale iniziativa.
\n
Successivamente all\u2019instaurazione di tale giudizio, tra il
\n
2012 e il 2013 sono stati altres\u00ec notificati a Enel France al-
\n
cuni provvedimenti di sequestro conservativo presso ter-
\n
zi (Saisie Conservatoire de Cr\u00e9ances) in favore di ABA di
\n
eventuali crediti vantati da Enel nei confronti di Enel France.
\n
Il 29 gennaio 2018 il TGI ha emesso una decisione favore-
\n
vole a Enel ed Enelpower negando ad ABA il riconoscimen-
\n
to e l\u2019esecuzione in Francia della sentenza del Tribunale
\n
di Tirana per insussistenza dei requisiti richiesti dal diritto
\n
francese ai fini dell\u2019exequatur. In particolare, fra l\u2019altro, il TGI
\n
ha statuito che: (i) la sentenza albanese contrasta con un
\n
giudicato preesistente (il lodo arbitrale del 2002) e (ii) la cir-
\n
costanza che BEG abbia cercato di ottenere in Albania ci\u00f2
\n
che non \u00e8 riuscita a ottenere nel giudizio arbitrale italiano,
\n
riproponendo la medesima domanda tramite la sua con-
\n
trollata ABA, costituisce una frode alla legge.
\n
Successivamente, con sentenza del 4 maggio 2021, la
\n
Corte d\u2019Appello di Parigi ha rigettato integralmente l\u2019appel-
\n
lo proposto da ABA, confermando integralmente, in parti-
\n
colare, l\u2019inconciliabilit\u00e0 della sentenza albanese con il lodo
\n
arbitrale del 2002 statuita dal TGI, e ha condannato ABA
\n
a rifondere a Enel ed Enelpower 200.000 euro ciascuna a
\n
titolo di spese legali.
\n
In data 21 giugno 2021 ABA ha presentato ricorso dinanzi
\n
la Cour de Cassation avverso la sentenza della Corte d\u2019Ap-
\n
pello di Parigi. Enel ed Enelpower si sono costituite in giu-
\n
dizio e l\u2019udienza di discussione finale della causa \u00e8 fissata
\n
per il 28 marzo 2023.
\n
Enel ha, infine, avviato un separato giudizio volto a ottene-
\n
re la liberazione dei sequestri conservativi ottenuti da ABA
\n
e venuti meno in conseguenza della predetta decisione
\n
della Corte d\u2019Appello. Con ordinanza del 16 giugno 2022
\n
il Tribunale dell\u2019Esecuzione di Parigi ha ordinato il rilascio
\n
dei sequestri conservativi, ordinando altres\u00ec ad ABA il pa-
\n
gamento in favore di Enel di una somma complessiva pari
\n
a circa 146.000 euro a titolo di risarcimento danni e spese
\n
legali. ABA ha impugnato la predetta ordinanza di rilascio,
\n
chiedendone la sospensione in via cautelare. L\u2019istanza di
\n
sospensione cautelare \u00e8 stata rigettata il 23 novembre
\n
2022 e l\u2019impugnazione prosegue nella fase di merito. Pa-
\n
rallelamente, Enel sta provvedendo ad attivare le necessa-
\n
rie azioni per il recupero del credito.
\n
Olanda
\n
A fine luglio 2014 ABA ha promosso dinanzi al Tribunale
\n
di Amsterdam un procedimento per ottenere il riconosci-
\n
mento e l\u2019esecuzione della decisione albanese in Olanda.
\n
In seguito a una sentenza di primo grado favorevole ad
\n
ABA emessa il 29 giugno 2016, con decisione del 17 luglio
\n
2018, la Corte d\u2019Appello di Amsterdam ha accolto l\u2019appello
\n
proposto da Enel ed Enelpower negando il riconoscimento
\n
e l\u2019esecuzione della sentenza albanese in Olanda, in quan-
\n
to arbitraria e manifestamente irragionevole, e pertanto
\n
contraria all\u2019ordine pubblico olandese. Successivamente,
\n
il procedimento dinanzi alla Corte di\u2019Appello \u00e8 proseguito
\n
relativamente alla domanda subordinata avanzata da ABA
\n
volta a ottenere dalla Corte olandese una decisione sul me-
\n
rito della controversia oggetto del contenzioso in Albania,
\n
e in particolare sull\u2019asserita responsabilit\u00e0 extracontrattua-
\n
le di Enel ed Enelpower in merito alla mancata costruzio-
\n
ne della centrale in Albania. Con sentenza definitiva del 3
\n
dicembre 2019 la Corte di\u2019Appello di Amsterdam ha inte-
\n
gralmente annullato la sentenza di primo grado del 29 giu-
\n
gno 2016 e ha rigettato ogni pretesa avanzata da ABA, cos\u00ec
\n
confermando il diniego del riconoscimento e dell\u2019esecu-
\n
zione della sentenza albanese in Olanda. La Corte \u00e8 giunta
\n
a questa conclusione dopo aver affermato la propria giu-
\n
risdizione sulla domanda subordinata di ABA e aver ana-
\n
lizzato nuovamente il merito della causa ai sensi del diritto
\n
albanese, all\u2019esito del quale ha riconosciuto l\u2019insussistenza
\n
di qualsiasi responsabilit\u00e0 extracontrattuale in capo a Enel
\n
ed Enelpower. In conseguenza della decisione della Corte
\n
di\u2019Appello, Enel ed Enelpower non sono tenute a versare
\n
alcuna somma ad ABA che, al contrario, \u00e8 stata condan-
\n
nata dalla Corte di\u2019Appello a rimborsare alle societ\u00e0 i danni
\n
sofferti per aver sub\u00edto sequestri conservativi illegittimi, da
\n
quantificarsi nell\u2019ambito di un apposito procedimento, e le
\n
spese del procedimento di primo grado e di appello.
\n
Il 16 luglio 2021 la Corte Suprema ha rigettato integralmen-
\n
te l\u2019impugnazione di ABA avverso le sentenze della Corte
\n
d\u2019Appello, condannandola a rifondere le spese del giudizio.
\n
Le sentenze della Corte di\u2019Appello sono pertanto passate
\n
in giudicato.
\n
Lussemburgo
\n
In Lussemburgo, sempre su iniziativa di ABA, sono stati
\n
notificati a J.P. Morgan Bank Luxembourg SA alcuni seque-
\n
stri conservativi presso terzi di eventuali crediti vantati da
\n
entrambe le societ\u00e0 del Gruppo Enel nei confronti della
\n
banca.
\n
Parallelamente, ABA ha avviato un procedimento volto a
\n
riconoscere in Lussemburgo la sentenza del Tribunale di
\n
Tirana. Il procedimento, a causa di alcuni rallentamenti di
\n
carattere procedurale, si trova ancora in una fase iniziale e
\n
nessun provvedimento giudiziario \u00e8 stato ancora assunto.
\n

\n\n

\n\n

\n\n
Stati Uniti e Irlanda
\n
Nel 2014 ABA aveva avviato due procedimenti di exequatur
\n
dinanzi ai tribunali dello Stato di New York e d\u2019Irlanda volti
\n
a ottenere il riconoscimento della sentenza albanese in tali
\n
Paesi. Entrambi i procedimenti si sono conclusi favorevol-
\n
mente per Enel ed Enelpower, rispettivamente, in data 23
\n
febbraio e 26 febbraio 2018. Pertanto, non esistono pro-
\n
cedimenti allo stato pendenti n\u00e9 in Irlanda, n\u00e9 nello Stato
\n
di New York.
\n
Incentivi ambientali - Spagna
\n
Con decisione del 27 novembre 2017 in materia di incen-
\n
tivi ambientali per le centrali termoelettriche (Decisione),
\n
la Commissione Europea ha concluso, in via preliminare,
\n
che l\u2019incentivo all\u2019investimento ambientale per le centrali a
\n
carbone previsto nell\u2019Ordinanza spagnola ITC/3860/2007
\n
costituirebbe un aiuto di Stato ai sensi dell\u2019art. 107 comma
\n
1 Trattato sul Funzionamento dell\u2019Unione Europea (TFUE),
\n
manifestando dubbi sulla compatibilit\u00e0 di tale incentivo
\n
con il mercato interno, pur riconoscendo che si tratti di in-
\n
centivi in linea con la politica ambientale dell\u2019Unione Euro-
\n
pea. In data 2 marzo 2018, la Direzione Generale della Con-
\n
correnza della Commissione (DGCUE) ha avviato un proce-
\n
dimento di indagine formale ai sensi dell\u2019art. 108 comma
\n
2 del TFUE al fine di stabilire se l\u2019incentivo in discussione
\n
costituisse aiuto di Stato compatibile con il mercato inter-
\n
no. Il procedimento investigativo ex art. 108 del TFUE risulta
\n
ancora aperto. Il 13 aprile 2018 Endesa Generaci\u00f3n SA, nella
\n
qualit\u00e0 di terzo interessato, ha presentato alcune osserva-
\n
zioni contrarie a questa interpretazione. Successivamente,
\n
il ricorso presentato da Gas Natural (oggi Naturgy) dinanzi
\n
al Tribunale Generale dell\u2019Unione Europea contro la Deci-
\n
sione \u00e8 stato rigettato l\u20198 settembre 2021. Tale decisione \u00e8
\n
stata impugnata da Naturgy e da EDP Espa\u00f1a dinanzi alla
\n
Corte di Giustizia dell\u2019Unione Europea (CGUE). Endesa Ge-
\n
neraci\u00f3n ha chiesto di intervenire e, con ordinanza del 1\u00b0
\n
giugno 2022, la CGUE ha dichiarato la richiesta di interven-
\n
to ammissibile. Endesa Generaci\u00f3n ha quindi depositato
\n
gli atti di intervento nei giudizi avviati da Naturgy ed EDP
\n
Espa\u00f1a, rispettivamente, l\u20198 e il 13 luglio 2022.
\n
Bonus Sociale - Spagna
\n
In relazione ai vari regimi di finanziamento del Bonus So-
\n
ciale adottati dal Governo spagnolo \u2013 in relazione ai quali
\n
il 21 dicembre 2021, il Tribunal Supremo aveva dichiarato il
\n
regime previsto dall\u2019art. 45 comma 4 della Legge spagno-
\n
la del Settore Elettrico n. 24/2013 del 26 dicembre (LSE)
\n
inapplicabile in quanto contrario all\u2019art. 3.2 della Direttiva
\n
2009/72/CE, in linea con la decisione resa in tal senso dalla
\n
Corte di Giustizia dell\u2019Unione Europea (CGUE) il 14 ottobre
\n
2021 \u2013 con sentenza n. 212/2022 del 21 febbraio 2022 il
\n
Tribunal Supremo ha altres\u00ec deciso sui ricorsi presentati da
\n
Endesa SA, Endesa Energ\u00eda SAU ed Energ\u00eda XXI Comercia-
\n
lizadora de Referencia SLU (Endesa) e da altre societ\u00e0 del
\n
settore energetico, contro il terzo regime di finanziamento
\n
del Bonus Sociale, e di cofinanziamento con le Pubbliche
\n
Amministrazioni della fornitura ai consumatori vulnerabi-
\n
li, previsto dall\u2019art. 45, comma 4 della LSE, dal Regio De-
\n
creto Legge 7/2016, del 23 dicembre, e dal Regio Decreto
\n
897/2017, del 6 ottobre.
\n
Con tale sentenza il Tribunal Supremo, accogliendo par-
\n
zialmente i ricorsi, ha dichiarato (i) inapplicabile il predet-
\n
to regime; (ii) inapplicabili e nulli gli articoli da 12 a 17 del
\n
Regio Decreto 897/2017, del 6 ottobre, e (iii) il diritto delle
\n
ricorrenti di essere indennizzate delle somme corrisposte
\n
a titolo di finanziamento del Bonus Sociale e di cofinanzia-
\n
mento con le Pubbliche Amministrazioni, e risarcite di tutti
\n
i costi sostenuti per adempiere alle obbligazioni previste
\n
da tale regime, deducendo gli importi eventualmente tra-
\n
sferiti sui clienti, ove applicabile.
\n
In assenza di adempimento spontaneo da parte dell\u2019Am-
\n
ministrazione, il 10 novembre 2022 le societ\u00e0 hanno pre-
\n
sentato istanza di esecuzione della sentenza richiedendo
\n
il pagamento dei relativi importi; il procedimento \u00e8 attual-
\n
mente pendente.
\n
Contenzioso \u201cRelazioni Industriali\u201d Endesa I e
\n
II - Spagna
\n
Con effetto dal 1\u00b0 gennaio 2019 Endesa ha comunicato ai
\n
lavoratori e alle loro rappresentanze sindacali la risoluzione
\n
del IV Contratto Collettivo (\u201cIV Convenio Colectivo\u201d) in for-
\n
za del \u201ccontratto quadro di garanzia\u201d e dell\u2019\u201caccordo sulle
\n
misure volontarie di sospensione o risoluzione dei contratti
\n
di lavoro nel periodo 2013-2018 \u201c, stabilendo l\u2019applicazio-
\n
ne, a partire da tale data, della normativa di diritto comu-
\n
ne in materia di lavoro, e relativi criteri giurisprudenziali. I
\n
sindacati rappresentati in azienda hanno avviato un\u2019azione
\n
giudiziale di interesse collettivo in relazione alle divergenze
\n
interpretative sorte con Endesa circa gli effetti della riso-
\n
luzione del IV Contratto Collettivo per quanto attiene, in
\n
particolare, ai benef\u00edci sociali riconosciuti al personale in
\n
pensione. In data 26 marzo 2019 il tribunale di primo grado
\n
ha emesso una sentenza favorevole a Endesa, che i sinda-
\n
cati hanno impugnato dinanzi al Tribunal Supremo.
\n
Il 7 luglio 2021 il Tribunal Supremo ha respinto con sentenza
\n
definitiva i ricorsi proposti dai sindacati contro la sentenza
\n
di primo grado, affermando che le prestazioni sociali (e tra
\n
queste, quelle relative alla tariffa elettrica) hanno origine
\n
esclusivamente nei Contratti Collettivi, sia per il personale
\n
attualmente in forza sia per quello in pensione, nonch\u00e9 per
\n
i loro familiari, con la conseguenza che la loro risoluzione
\n
(come avvenuto nel \u201cIV Convenio Colectivo\u201d) comporta la
\n
generale regolamentazione contrattuale delle condizioni
\n
ivi stabilite per i lavoratori in forza e, nel caso di personale
\n
in pensione e dei loro familiari, la definitiva estinzione di
\n
tutti i loro diritti, fino alla nuova regolamentazione (avve-
\n
nuta poi con il \u201cV Convenio Colectivo Marco de Endesa\u201d).
\n
In parallelo erano state inoltre avviate numerose azioni in-
\n
dividuali da parte di personale ed ex dipendenti che ave-
\n
vano aderito ad accordi di incentivo all\u2019esodo (AVS) per far
\n

\n\n

\n\n

\n\n
accertare giudizialmente che la risoluzione del \u201cIV Conve-
\n
nio Colectivo\u201d non producesse effetti nei loro confronti. La
\n
maggioranza di questi procedimenti, inizialmente sospesi
\n
nell\u2019attesa della definizione del giudizio collettivo dinanzi
\n
al Tribunal Supremo, \u00e8 stata riassunta per recepire l\u2019esito
\n
della sentenza di quest\u2019ultimo, che ha effetto di cosa giudi-
\n
cata sui singoli giudizi relativi allo stesso oggetto essendo
\n
riferita a un \u201ccontenzioso collettivo\u201d.
\n
Nel frattempo, il 21 gennaio 2020 era stato emesso il lodo
\n
arbitrale nell\u2019arbitrato instaurato presso il Servicio Inter-
\n
confederal de Mediaci\u00f3n y Arbitraje (SIMA) allo scopo di ri-
\n
solvere con la societ\u00e0 le principali divergenze relative al \u201cV
\n
Convenio Colectivo Marco de Endesa\u201d. Con tale lodo sono
\n
state modificate alcune parti del \u201cV Convenio Colectivo
\n
Marco de Endesa\u201d che \u00e8 stato successivamente firmato
\n
dalle Parti Sociali ed \u00e8 entrato in vigore il 23 gennaio 2020.
\n
In quella stessa data Endesa ha firmato anche due ulteriori
\n
contratti collettivi (\u201ccontratto quadro di garanzia \u201c e \u201caccor-
\n
do sulle misure volontarie di sospensione o risoluzione dei
\n
contratti di lavoro\u201d) con tutte le rappresentanze sindacali
\n
presenti in azienda. Il 17 giugno 2020, il \u201cV Convenio Co-
\n
lectivo Marco de Endesa\u201d \u00e8 stato pubblicato nella Gazzetta
\n
Ufficiale spagnola (Bolet\u00edn Oficial del Estado) acquisendo
\n
piena efficacia.
\n
Successivamente, il 30 dicembre 2020, la Audiencia Nacio-
\n
nal ha notificato a Endesa una nuova domanda di \u201cconten-
\n
zioso collettivo\u201d avviata da tre sindacati con rappresentanza
\n
minoritaria, depositata il 1\u00b0 dicembre 2020, avente a ogget-
\n
to l\u2019annullamento di alcune \u201cdisposizioni derogatorie\u201d del \u201cV
\n
Convenio Colectivo Marco de Endesa\u201d. A opinione degli at-
\n
tori, le disposizioni derogatorie impugnate implicherebbero
\n
l\u2019abolizione illegittima di benef\u00edci sociali e diritti economici
\n
dei lavoratori. Endesa ritiene, al contrario, la piena legitti-
\n
mit\u00e0 di queste disposizioni, in linea con le argomentazioni
\n
sostenute nell\u2019ambito del giudizio relativo alle deroghe dei
\n
benef\u00edci sociali per il personale in pensione.
\n
Con sentenza di primo grado del 15 novembre 2021 sono
\n
state respinte le domande dei sindacati e accertata la le-
\n
gittimit\u00e0 del \u201cV Convenio Colectivo Marco de Endesa\u201d. La
\n
sentenza \u00e8 stata impugnata dai sindacati dinanzi al Tribu-
\n
nal Supremo e il giudizio \u00e8 in corso di svolgimento.
\n
Arbitrato GNL Endesa Generaci\u00f3n SA - Spagna
\n
Nel corso di un arbitrato per la revisione del prezzo di un
\n
contratto di fornitura a lungo termine di gas naturale lique-
\n
fatto (GNL) avviato da Endesa Generaci\u00f3n SA, il convenuto,
\n
una societ\u00e0 produttrice di GNL, ha presentato domanda ri-
\n
convenzionale chiedendo il pagamento di circa 1 miliardo di
\n
dollari statunitensi. L\u2019importo della domanda riconvenziona-
\n
le potrebbe essere oggetto di revisione in funzione dell\u2019evo-
\n
luzione del mercato nei prossimi mesi e fino alla conclusione
\n
dell\u2019arbitrato, prevista per il secondo trimestre 2023. La so-
\n
ciet\u00e0 ritiene che tale domanda riconvenzionale sia infondata
\n
e intempestiva, e i suoi consulenti legali esterni ritengono
\n
che la probabilit\u00e0 che venga accolta sia remota.
\n
Contenziosi Furnas - Tractebel - Brasile
\n
Nel 1998 la societ\u00e0 brasiliana CIEN (oggi Enel CIEN) ha sot-
\n
toscritto con Tractebel (oggi Engie Brasil Energia SA) un
\n
contratto per la messa a disposizione e fornitura di ener-
\n
gia elettrica proveniente dall\u2019Argentina attraverso la linea
\n
di interconnessione Argentina-Brasile di cui \u00e8 proprietaria.
\n
A causa della regolamentazione argentina, emanata quale
\n
conseguenza della crisi economica del 2002, Enel CIEN si
\n
\u00e8 trovata impossibilitata a mettere a disposizione l\u2019energia
\n
a Tractebel.
\n
Nell\u2019ottobre 2009 Tractebel ha presentato una domanda
\n
giudiziale contro Enel CIEN. Enel CIEN ha contestato la
\n
pretesa invocando il caso di forza maggiore derivato dalla
\n
crisi argentina come argomento principale della sua difesa.
\n
Tractebel aveva altres\u00ec manifestato stragiudizialmente l\u2019in-
\n
tenzione di acquisire il 30% della linea di interconnessione
\n
interessata. Con sentenza del 16 febbraio 2023 il Tribunale
\n
di primo grado ha rigettato nel merito le pretese avanza-
\n
te da Tractebel nei confronti di Enel CIEN. \u00c8 attualmente
\n
pendente il termine per impugnare tale decisione. Il valore
\n
stimato del contenzioso \u00e8 di circa 658 milioni di real bra-
\n
siliani (circa 117 milioni di euro), oltre danni da quantificare.
\n
Per analoghe ragioni anche la societ\u00e0 Furnas, nel mag-
\n
gio 2010, aveva presentato una domanda giudiziale per
\n
la mancata consegna di energia elettrica da parte di Enel
\n
CIEN, chiedendo la corresponsione di circa 571,6 milioni
\n
di real brasiliani (circa 91 milioni di euro), oltre ai danni da
\n
quantificare, con la pretesa di acquisire la propriet\u00e0 di una
\n
parte (in tal caso il 70%) della linea di interconnessione. Il
\n
giudizio si \u00e8 concluso a favore di Enel CIEN con una sen-
\n
tenza emessa dal Tribunal de Justi\u00e7a, passata in giudicato il
\n
18 ottobre 2019, che ha rigettato tutte le pretese di Furnas.
\n
Contenziosi Cibran - Brasile
\n
La societ\u00e0 Companhia Brasileira de Antibi\u00f3ticos (Cibran)
\n
ha avviato sei azioni giudiziali nei confronti della societ\u00e0
\n
del Gruppo Enel Ampla Energia e Servi\u00e7os SA (oggi Enel
\n
Distribui\u00e7\u00e3o Rio de Janeiro) per ottenere il risarcimento di
\n
presunti danni subiti come conseguenza delle interruzioni
\n
nel servizio energetico fornito dalla societ\u00e0 di distribuzio-
\n
ne brasiliana tra il 1987 e il 2002, inclusi i danni morali. Il
\n
giudice ha disposto una perizia unica per i suddetti pro-
\n
cedimenti, il cui esito \u00e8 stato in parte sfavorevole a Enel
\n
Distribui\u00e7\u00e3o Rio de Janeiro. Quest\u2019ultima ha impugnato la
\n
consulenza richiedendo l\u2019espletamento di una nuova peri-
\n
zia che ha portato al rigetto di parte delle domande di Ci-
\n
bran, la quale ha successivamente impugnato tale nuova
\n
perizia, ma senza successo.
\n
La prima domanda, presentata nel 1999 con riferimento
\n
agli anni dal 1995 al 1999, \u00e8 stata decisa con una senten-
\n
za di primo grado, sfavorevole a Enel Distribui\u00e7\u00e3o Rio de
\n
Janeiro, che \u00e8 stata successivamente ribaltata in appello,
\n
con decisione del Tribunal de Justi\u00e7a che ha respinto tutte
\n
le richieste di Cibran. Tale decisione \u00e8 passata in giudicato
\n
il 24 agosto 2020.
\n

\n\n

\n\n

\n\n
Con riferimento alla seconda domanda, presentata nel
\n
2006 con riferimento agli anni dal 1987 al 1994, il 1\u00b0 giugno
\n
2015 \u00e8 stata emessa una sentenza che ha condannato Enel
\n
Distribui\u00e7\u00e3o Rio de Janeiro al pagamento di danni materiali
\n
quantificati in 96.465.103 real brasiliani (circa 23 milioni di
\n
euro), oltre interessi e a un risarcimento pari a 80.000 real
\n
brasiliani (circa 19.000 euro) per danni morali. In data 8 lu-
\n
glio 2015, Enel Distribui\u00e7\u00e3o Rio de Janeiro ha presentato
\n
appello avverso tale decisione dinanzi al Tribunal de Justi\u00e7a
\n
di Rio de Janeiro che, in data 6 novembre 2019, ha emes-
\n
so una decisione che ha accolto nel merito la domanda di
\n
Enel Distribui\u00e7\u00e3o Rio de Janeiro, rigettando tutte le prete-
\n
se di Cibran. Il 25 novembre 2019 Cibran ha presentato ri-
\n
corso avverso la decisione del Tribunal de Justi\u00e7a di Rio de
\n
Janeiro, che \u00e8 stato rigettato preliminarmente per motivi
\n
formali in data 10 settembre 2020. In data 29 gennaio 2021
\n
Cibran ha impugnato questa decisione dinanzi al Superior
\n
Tribunal de Justi\u00e7a (STJ) con un ricorso (agravo de instru-
\n
mento) che \u00e8 stato rigettato in data 8 giugno 2021. In data
\n
22 giugno 2021 Cibran ha presentato inoltre ricorso (agra-
\n
vo interno) al STJ che \u00e8 stato rigettato il 24 marzo 2022. Il 19
\n
aprile 2022 Cibran ha presentato un nuovo ricorso (recurso
\n
extraordinario), che \u00e8 stato rigettato con decisione del 13
\n
maggio 2022 avverso la quale Cibran ha presentato ricorso
\n
e il procedimento \u00e8 attualmente pendente.
\n
Con riguardo ai restanti quattro giudizi relativi agli anni
\n
2001-2002, si \u00e8 ancora in attesa di una decisione di primo
\n
grado. L\u2019importo di tutte le controversie \u00e8 stimato in circa
\n
681 milioni di real brasiliani (circa 121 milioni di euro).
\n
Contenzioso Coperva - Brasile
\n
Nell\u2019ambito del progetto di ampliamento della rete nelle zone
\n
rurali del Brasile, la societ\u00e0 Companhia Energ\u00e9tica do Cear\u00e1
\n
SA (Coelce, oggi Enel Distribui\u00e7\u00e3o Cear\u00e1), allora posseduta
\n
dallo Stato e oggi societ\u00e0 del Gruppo, aveva sottoscritto nel
\n
1982 contratti per l\u2019utilizzo delle reti con alcune cooperative,
\n
create appositamente per realizzare il citato progetto. I con-
\n
tratti prevedevano il pagamento di un corrispettivo mensi-
\n
le da parte di Enel Distribui\u00e7\u00e3o Cear\u00e1, che avrebbe dovuto
\n
inoltre provvedere alla manutenzione delle reti.
\n
Tali contratti, sottoscritti tra cooperative costituite in cir-
\n
costanze particolari e l\u2019allora societ\u00e0 pubblica, non identi-
\n
ficavano con esattezza le reti oggetto dei contratti e ci\u00f2 ha
\n
portato alcune di queste cooperative a promuovere azioni
\n
nei confronti di Enel Distribui\u00e7\u00e3o Cear\u00e1 per chiedere, tra
\n
l\u2019altro, la revisione del canone pattuito nel contratto.
\n
Tra questi procedimenti si evidenzia l\u2019azione di Cooperati-
\n
va de Eletrifica\u00e7\u00e3o Rural do Vale do Acarau Ltda (Coperva)
\n
con un valore di circa 427 milioni di real brasiliani (circa 75
\n
milioni di euro). Enel Distribui\u00e7\u00e3o Cear\u00e1 ha ottenuto deci-
\n
sioni favorevoli in primo grado e in appello ma Coperva ha
\n
presentato un ulteriore ricorso (embargo de declara\u00e7\u00e3o),
\n
vertente su questioni procedurali, che \u00e8 stato anch\u2019esso ri-
\n
gettato dal giudice di secondo grado con sentenza dell\u201911
\n
gennaio 2016. In data 3 febbraio 2016 Coperva ha quindi
\n
presentato un ricorso speciale davanti al Tribunal Superior
\n
de Justi\u00e7a (TSJ), impugnando la decisione di secondo grado
\n
anche nel merito. Il ricorso di Coperva \u00e8 stato accolto, il 5
\n
novembre 2018, limitatamente alla decisione emessa dal
\n
giudice di secondo grado sul precedente ricorso (embargo
\n
de declara\u00e7\u00e3o). Il 3 dicembre 2018 Enel Distribui\u00e7\u00e3o Cear\u00e1
\n
ha presentato ricorso (agravo interno) avverso questa deci-
\n
sione al TSJ. Il procedimento \u00e8 attualmente pendente.
\n
Contenzioso ANEEL - Brasile
\n
Nel 2014 Eletropaulo (oggi Enel Distribui\u00e7\u00e3o S\u00e3o Paulo)
\n
ha avviato dinanzi alla giustizia federale brasiliana un\u2019a-
\n
zione di annullamento del provvedimento amministrativo
\n
dell\u2019Ag\u00eancia Nacional de Energia El\u00e9trica (ANEEL) che, nel
\n
2012, aveva introdotto retroattivamente un coefficiente
\n
negativo da applicarsi nella determinazione delle tariffe del
\n
successivo periodo regolatorio (2011-2015). Con tale prov-
\n
vedimento, l\u2019ANEEL disponeva la restituzione del valore di
\n
alcune componenti della rete computate in tariffa perch\u00e9
\n
ritenute inesistenti, nonch\u00e9 il rigetto della richiesta di Enel
\n
Distribui\u00e7\u00e3o S\u00e3o Paulo di includere nella tariffa ulteriori
\n
componenti. Tale provvedimento amministrativo dell\u2019ANE-
\n
EL \u00e8 stato impugnato e in data 9 settembre 2014 ne \u00e8 stata
\n
disposta in via cautelare la sospensione. Il procedimento di
\n
primo grado \u00e8 ancora nelle sue fasi preliminari e il valore
\n
della causa \u00e8 pari a circa 1,3 miliardi di real brasiliani (circa
\n
241 milioni di euro).
\n
Endicon - Brasile
\n
Il 17 ottobre 2021 Endicon (ex fornitore di servizi Enel in
\n
Brasile) ha intentato una causa contro Enel Distribui\u00e7\u00e3o
\n
Rio de Janeiro ed Enel Distribui\u00e7\u00e3o Cear\u00e1 in cui chiede un
\n
risarcimento complessivo di circa 435 milioni di real brasi-
\n
liani (circa 77 milioni di euro) per danni materiali e morali,
\n
che avrebbe sub\u00edto in conseguenza di alcuni eventi, asse-
\n
ritamente imputabili alle societ\u00e0 del Gruppo, verificatisi nel
\n
corso dell\u2019esecuzione dei contratti tra le parti, e dell\u2019abusi-
\n
vo esercizio dei diritti contrattuali da parte di queste ulti-
\n
me, che avrebbero determinato un disequilibrio finanziario
\n
nella gestione dei contratti. Il 10 maggio 2022, in accogli-
\n
mento delle impugnazioni presentate dalle due societ\u00e0 del
\n
Gruppo, \u00e8 stato definitivamente revocato il provvedimento
\n
cautelare che era stato notificato in precedenza alle so-
\n
ciet\u00e0 e subito sospeso, che imponeva loro di (i) comunicare
\n
pubblicamente i fatti rilevanti della controversia (\u201cmaterial
\n
facts\u201d) e (ii) registrare nei bilanci delle societ\u00e0 una con-
\n
tingenza in relazione alla controversia. Nel frattempo, il 2
\n
dicembre 2021, Enel Distribui\u00e7\u00e3o Rio de Janeiro ed Enel
\n
Distribui\u00e7\u00e3o Cear\u00e1 hanno presentato le loro difese nel giu-
\n
dizio di merito, che prosegue in primo grado.
\n
Socrel - Brasile
\n
Enel Distribui\u00e7\u00e3o S\u00e3o Paulo \u00e8 stata convenuta in giudizio
\n
da Servi\u00e7os de Eletricidade e Telecomunica\u00e7\u00f5es Ltda (So-
\n
crel) con una richiesta di risarcimento dei presunti danni
\n

\n\n

\n\n

\n\n
sofferti in conseguenza di una serie di eventi culminata
\n
nell\u2019asserita illegittima risoluzione da parte della societ\u00e0 del
\n
Gruppo di una serie di contratti tra le parti, che avrebbe
\n
causato la crisi di liquidit\u00e0 di Socrel. All\u2019esito di una perizia
\n
emessa nel corso del giudizio, la domanda di Socrel \u00e8 stata
\n
quantificata in 295 milioni di real (circa 52 milioni di euro).
\n
Il procedimento \u00e8 attualmente pendente in primo grado.
\n
Revisione tariffaria straordinaria 2022 (Cear\u00e1)
\n
- Brasile
\n
Il 19 aprile 2022, l\u2019Ag\u00eancia Nacional de Energia El\u00e9trica
\n
(ANEEL) ha emesso la Risoluzione n. 3.026/2022 con la
\n
quale ha autorizzato un aumento tariffario per l\u2019anno 2022
\n
del servizio di distribuzione di energia elettrica effettuato
\n
da Enel Distribui\u00e7\u00e3o Cear\u00e1 nella percentuale media del
\n
24,85%. Sia soggetti privati che istituzioni pubbliche han-
\n
no impugnato questa risoluzione dinanzi ai Tribunale Re-
\n
gionale Federale del distretto di Cear\u00e1, per un totale di sei
\n
procedimenti, chiedendo, in via cautelare, la cancellazione
\n
degli effetti della risoluzione e, in via ordinaria, l\u2019annulla-
\n
mento della stessa sul presupposto che l\u2019aumento della ta-
\n
riffa sarebbe illegittimo. In tutti i procedimenti, Enel Distri-
\n
bui\u00e7\u00e3o Cear\u00e1 ha contestato le domande delle controparti,
\n
insistendo per la legittimit\u00e0 dell\u2019adeguamento tariffario. In
\n
considerazione dell\u2019identit\u00e0 del petitum e della causa pe-
\n
tendi, il 21 giugno 2022 il Tribunale Regionale Federale ha
\n
rigettato la domanda cautelare delle controparti e ha riuni-
\n
to i sei procedimenti in un unico giudizio. Il 23 settembre
\n
2022 Enel Distribui\u00e7\u00e3o Cear\u00e1 ha inoltre allegato in giudizio
\n
che, in conseguenza di alcuni interventi legislativi, il prezzo
\n
della tariffa si \u00e8 ridotto a seguito di una revisione tariffaria
\n
straordinaria e di una riduzione delle imposte. Il procedi-
\n
mento prosegue nel merito. Il valore della controversia \u00e8
\n
allo stato indeterminato.
\n
GasAtacama Chile - Cile
\n
Nel gennaio 2020 si \u00e8 concluso il procedimento di impu-
\n
gnazione della sanzione amministrativa emessa nell\u2019ago-
\n
sto 2016 dalla Superintendencia de Electricidad y Combu-
\n
stibles (SEC) nei confronti di GasAtacama Chile (oggi Enel
\n
Generaci\u00f3n Chile), avente a oggetto le informazioni fornite
\n
al CDEC-SING (Centro de Despacho Econ\u00f3mico de Carga)
\n
relativamente alle variabili del Minimo Tecnico e del Tempo
\n
Minimo di Operazione nella centrale di Atacama. All\u2019esito
\n
del procedimento l\u2019importo della multa irrogata \u00e8 stato ri-
\n
dotto da circa 6 milioni a circa 432.000 dollari statunitensi
\n
e il relativo importo \u00e8 stato pagato dalla societ\u00e0.
\n
In relazione alla questione sopra menzionata, alcuni ope-
\n
ratori del Sistema Interconectado del Norte Grande (SING),
\n
tra i quali Aes Gener SA, El\u00e9ctrica Angamos SA ed Engie
\n
Energ\u00eda Chile SA, hanno convenuto in giudizio GasAtaca-
\n
ma Chile al fine di ottenere il risarcimento dei danni, per
\n
un importo di circa 58 milioni di euro, i primi due, e circa
\n
150 milioni di euro i restanti attori. I suddetti contenziosi
\n
sono stati in parte riuniti in un unico procedimento e sono
\n
attualmente pendenti (dopo la riassunzione del giudizio a
\n
seguito della revoca dell\u2019emergenza nazionale conseguen-
\n
te alla pandemia da COVID-19, il tribunale ha notificato il
\n
provvedimento che determina i fatti sostanziali e contro-
\n
versi del giudizio, la fase istruttoria \u00e8 terminata e il giudizio
\n
prosegue il suo svolgimento).
\n
El Quimbo - Colombia
\n
In relazione al progetto El Quimbo per la costruzione da
\n
parte di Emgesa (oggi Enel Colombia) di un impianto idro-
\n
elettrico di 400 MW nella regione di Huila (Colombia), sono
\n
pendenti alcuni giudizi (acciones de grupo e acciones po-
\n
pulares) avviati da abitanti/pescatori della zona. In parti-
\n
colare, una prima azione collettiva, che si trova nella fase
\n
istruttoria, \u00e8 stata avviata da circa 1.140 residenti del mu-
\n
nicipio di Garz\u00f3n che lamentano che la costruzione della
\n
centrale ridurrebbe di circa 30% i ricavi delle loro attivi-
\n
t\u00e0. Un secondo procedimento \u00e8 stato avviato, tra agosto
\n
2011 e dicembre 2012, da abitanti e societ\u00e0/associazioni
\n
dei cinque comuni del Huila per presunti danni in relazione
\n
alla chiusura di un ponte (Paso El Colegio). In relazione alle
\n
cosiddette \u201cacciones populares\u201d (class action), nel 2008
\n
alcuni abitanti della zona hanno avviato un procedimento
\n
per richiedere, tra l\u2019altro, la sospensione della licenza am-
\n
bientale. Nell\u2019ambito di tale azione, l\u201911 settembre 2020, il
\n
Tribunale dell\u2019Huila ha emesso una sentenza parzialmen-
\n
te sfavorevole a Emgesa, nella quale quest\u2019ultima \u00e8 stata
\n
condannata ad adempiere agli obblighi gi\u00e0 previsti dalla
\n
licenza ambientale. Sia l\u2019Autoridad Nacional de Licencias
\n
Ambientales (ANLA) che Emgesa hanno impugnato que-
\n
sta decisione dinanzi al Consiglio di Stato. Il 20 settembre
\n
2022 l\u2019appello di ANLA \u00e8 stato rigettato perch\u00e9 tardivo. Il
\n
procedimento prosegue in relazione all\u2019appello di Emgesa.
\n
Un\u2019ulteriore acci\u00f3n popular \u00e8 stata, invece, promossa da
\n
alcune societ\u00e0 di pescatori in relazione al presunto im-
\n
patto delle attivit\u00e0 di riempimento del bacino del Quim-
\n
bo sulla pesca nel bacino di Betania, a valle del Quimbo.
\n
Dopo una serie di decisioni in sede cautelare, il giudice
\n
del Huila si \u00e8 pronunciato in data 22 febbraio 2016 auto-
\n
rizzando provvisoriamente la produzione per un periodo
\n
di sei mesi. Il giudice ha richiesto a Emgesa la predisposi-
\n
zione di un progetto tecnico al fine di garantire il rispetto
\n
dei livelli di ossigeno e il rilascio di una garanzia di circa
\n
20.000.000.000 di pesos colombiani (circa 5,5 milioni di
\n
euro). Successivamente, il Tribunale del Huila ha disposto
\n
la proroga del termine di sei mesi, e pertanto, in assenza di
\n
provvedimenti giudiziari contrari, la centrale del Quimbo
\n
sta continuando a produrre energia in quanto il sistema
\n
di ossigenazione implementato da Emgesa ha finora di-
\n
mostrato di consentire il raggiungimento dei livelli di os-
\n
sigeno imposti dal Tribunale. Il 22 marzo 2018, l\u2019ANLA e la
\n
CAM hanno presentato congiuntamente la relazione finale
\n
sulle attivit\u00e0 di monitoraggio della qualit\u00e0 dell\u2019acqua a valle
\n
della diga della centrale El Quimbo, con la quale entrambe
\n
le autorit\u00e0 hanno confermato il rispetto dei livelli di ossi-
\n

\n\n

\n\n

\n\n
geno da parte di Emgesa. Dopo il deposito delle memorie
\n
difensive delle parti, in data 12 gennaio 2021 si \u00e8 appresa
\n
la notizia dell\u2019emissione della sentenza di primo grado da
\n
parte del Tribunale del Huila (successivamente notificata
\n
alla societ\u00e0 in data 1\u00b0 febbraio 2021) la quale, pur ricono-
\n
scendo che il sistema di ossigenazione implementato da
\n
Emgesa avesse mitigato i rischi associati alla tutela della
\n
fauna nel bacino di Betania, ha imposto una serie di obbli-
\n
ghi in capo alle autorit\u00e0 ambientali coinvolte, nonch\u00e9 alla
\n
stessa Emgesa. In particolare, quest\u2019ultima \u00e8 stata chiama-
\n
ta a implementare un progetto di decontaminazione volto
\n
a garantire che l\u2019acqua del bacino non generi rischi per la
\n
flora e la fauna del fiume e che sar\u00e0 sottoposto a verifica
\n
dell\u2019ANLA, nonch\u00e9 ad assicurare, in maniera permanente,
\n
l\u2019operativit\u00e0 del sistema di ossigenazione gi\u00e0 implementa-
\n
to, adeguandolo ai parametri richiesti dall\u2019ANLA. Il 4 marzo
\n
2021 Emgesa ha impugnato questa decisione in appello
\n
dinanzi al Consiglio di Stato. Il 31 dicembre 2021 il Consi-
\n
glio di Stato ha dichiarato l\u2019impugnazione di Emgesa am-
\n
missibile. Il procedimento prosegue in secondo grado.
\n
Procedimento utenti Nivel de Tensi\u00f3n Uno -
\n
Colombia
\n
Si tratta di una acci\u00f3n de grupo avviata dal Centro M\u00e9d-
\n
ico de la Sabana e altri soggetti nei confronti di Codensa
\n
(oggi Enel Colombia) per ricevere la restituzione di quanto
\n
sarebbe stato asseritamente pagato in eccesso in tarif-
\n
fa. L\u2019azione si fonda sull\u2019asserita mancata applicazione da
\n
parte di Codensa di una agevolazione tariffaria cui avreb-
\n
bero diritto gli attori in qualit\u00e0 di utenti appartenenti al li-
\n
vello di Tensione Uno (tensione minore di 1 kV) e proprie-
\n
tari delle infrastrutture, come stabilito nella delibera n. 82
\n
del 2002, successivamente modificata dalla delibera n. 97
\n
del 2008. La fase istruttoria si \u00e8 conclusa e si \u00e8 in atte-
\n
sa della sentenza. Il valore stimato del procedimento \u00e8 di
\n
circa 337 miliardi di pesos colombiani (circa 96 milioni di
\n
euro).
\n
Arbitrato Chucas - Costa Rica
\n
PH Chucas SA (Chucas) \u00e8 una societ\u00e0 di progetto costitu-
\n
ita da Enel Green Power Costa Rica SA a seguito dell\u2019ag-
\n
giudicazione di una gara bandita nel 2007 dall\u2019Instituto
\n
Costarricence de Electricidad (ICE) per la realizzazione
\n
di un impianto idroelettrico da 50 MW e la vendita dell\u2019e-
\n
nergia prodotta dalla centrale allo stesso ICE in base a un
\n
contratto Build, Operation and Transfer (BOT).
\n
In data 27 maggio 2015 Chucas ha avviato un procedi-
\n
mento arbitrale di fronte alla C\u00e1mara Costarricense-Nor-
\n
teamericana de Comercio (AMCHAM CICA) al fine di ot-
\n
tenere il riconoscimento dei maggiori costi sostenuti per
\n
la costruzione dell\u2019impianto e dei ritardi nella realizzazio-
\n
ne del progetto e l\u2019annullamento delle penali comminate
\n
dall\u2019ICE per un presunto ritardo nella finalizzazione delle
\n
opere. Con decisione emessa a novembre 2017 il Tribuna-
\n
le arbitrale ha riconosciuto a favore di Chucas i maggiori
\n
costi sostenuti nella misura di circa 113 milioni di dollari
\n
statunitensi (circa 91 milioni di euro) e le spese legali, e ha
\n
ritenuto che Chucas non dovesse corrispondere le penali
\n
all\u2019ICE. L\u2019ICE ha impugnato il lodo davanti alla Corte Supre-
\n
ma e, in data 5 settembre 2019, \u00e8 stata notificata a Chu-
\n
cas la sentenza con la quale \u00e8 stato parzialmente accolto
\n
il ricorso di nullit\u00e0 di ICE, limitatamente ad alcuni motivi
\n
formali del procedimento arbitrale e, pertanto, \u00e8 stata di-
\n
chiarata la nullit\u00e0 del lodo. In data 11 settembre 2019 Chu-
\n
cas ha presentato un recurso de aclaraci\u00f3n y adici\u00f3n da-
\n
vanti alla stessa Corte che \u00e8 stato parzialmente accolto in
\n
data 8 giugno 2020. Con tale decisione, la Corte Suprema
\n
ha integrato il dispositivo della sentenza del 5 settembre
\n
2019 con alcune informazioni relative all\u2019ammissione di
\n
elementi probatori depositati da Chucas senza, tuttavia,
\n
modificare la decisione in merito alla nullit\u00e0 del lodo ar-
\n
bitrale.
\n
In data 14 luglio 2020 Chucas ha presentato una nuova
\n
domanda di arbitrato presso l\u2019AMCHAM CICA stimata in
\n
via preliminare in circa 240 milioni di dollari statunitensi.
\n
Il 14 agosto 2020 ICE ha depositato la propria risposta,
\n
chiedendo l\u2019archiviazione del procedimento sul presup-
\n
posto di un difetto di giurisdizione del Tribunale arbitra-
\n
le. L\u2019istanza di archiviazione \u00e8 stata respinta dall\u2019AMCHAM
\n
CICA. In parallelo, ICE ha presentato alcuni ricorsi cautelari
\n
al Tribunal Contencioso Administrativo contro Chucas e
\n
l\u2019AMCHAM CICA al fine di sospendere il procedimento ar-
\n
bitrale. Anche tali ricorsi, accolti in via preliminare, sono
\n
stati successivamente respinti. Successivamente, a mag-
\n
gio 2021, Chucas ha depositato la propria domanda ar-
\n
bitrale completa di richieste istruttorie, quantificando il
\n
valore della propria pretesa in circa 362 milioni di dollari
\n
statunitensi (circa 305 milioni di euro). A giugno 2021 ICE
\n
ha depositato le proprie difese, insistendo nell\u2019eccezione
\n
di difetto di giurisdizione arbitrale, senza formulare do-
\n
manda riconvenzionale. In data 4 agosto 2021 il Tribunale
\n
arbitrale ha rigettato l\u2019eccezione di difetto di giurisdizione
\n
di ICE. La questione \u00e8 stata successivamente sottoposta
\n
al vaglio della Corte Suprema e il procedimento arbitrale
\n
\u00e8 stato sospeso.
\n
Con provvedimento del 12 maggio 2022, successivamen-
\n
te notificato il 28 luglio 2022, la Prima Sezione della Corte
\n
Suprema ha dichiarato l\u2019incompetenza del Tribunale ar-
\n
bitrale a conoscere della controversia. In data 8 agosto
\n
2022 Chucas ha presentato alcuni ricorsi straordinari alla
\n
medesima Corte Suprema contro questa decisione, la cui
\n
risoluzione complessiva si attende intorno alla met\u00e0 del
\n
2023. L\u2019arbitrato rimane sospeso.
\n
Arbitrato Kino - Messico
\n
In data 16 settembre 2020 \u00e8 stata notificata a Kino Con-
\n
tractor SA de Cv (Kino Contractor), Kino Facilities Manager
\n
SA de Cv (Kino Facilities) ed Enel SpA (Enel) una domanda
\n
di arbitrato presentata da Parque Solar Don Jos\u00e9 SA de Cv,
\n
Villanueva Solar SA de Cv e Parque Solar Villanueva Tres
\n

\n\n

\n\n

\n\n
SA de Cv (insieme, le \u201cSociet\u00e0 di Progetto\u201d), nella quale le
\n
Societ\u00e0 di Progetto lamentano la violazione (i) da parte di
\n
Kino Contractor di alcune previsioni dell\u2019EPC Contract e
\n
(ii) da parte di Kino Facilities di alcune previsioni dell\u2019As-
\n
set Management Agreement, entrambi contratti relativi ai
\n
progetti solari di propriet\u00e0 delle tre societ\u00e0 attrici.
\n
Enel \u2013 la quale \u00e8 garante delle obbligazioni assunte da Kino
\n
Contractor e Kino Facilities in forza dei predetti contratti
\n
\u2013 \u00e8 stata altres\u00ec chiamata in arbitrato, ma senza che siano
\n
state avanzate nei suoi confronti specifiche domande.
\n
Le Societ\u00e0 di Progetto, nelle quali Enel Green Power SpA
\n
\u00e8 azionista minoritario, sono controllate da CDPQ Infra-
\n
estructura Participaci\u00f3n SA de Cv (controllata da Caisse
\n
de D\u00e9p\u00f4t et Placement du Qu\u00e9bec) e CKD Infraestructura
\n
M\u00e9xico SA de Cv. Dopo la domanda di arbitrato e la relativa
\n
risposta dei convenuti, le parti si sono scambiate ulterio-
\n
ri memorie introduttive, nell\u2019ambito delle quali la pretesa
\n
economica delle controparti \u00e8 stata aggiornata in circa
\n
135 milioni di dollari statunitensi, mentre Kino Facilities
\n
non ha insistito nella propria domanda riconvenzionale.
\n
Nell\u2019ottobre 2022 si \u00e8 tenuta l\u2019udienza e attualmente pen-
\n
de la fase conclusiva. L\u2019emissione del lodo arbitrale \u00e8 atte-
\n
sa per la met\u00e0 del 2023.
\n
Allianz - Nord America
\n
Il 18 maggio 2022 High Lonesome Wind Project LLC \u00e8
\n
stata convenuta in giudizio dinanzi alla New York Superior
\n
Court da parte di Allianz Risk Transfer Ltd, per un ammon-
\n
tare di circa 203 milioni di dollari statunitensi, in merito
\n
all\u2019asserito debito maturato dalla societ\u00e0 a partire da feb-
\n
braio 2020 in relazione a un Proxy Revenue Swap. La do-
\n
manda \u00e8 contestata nella sua interezza. Il procedimento \u00e8
\n
attualmente pendente dinanzi alla Southern District Court
\n
di New York.
\n
Gastalsa - Peru
\n
Nel 2011, Empresa de Gas de Talara SA (Gastalsa) aveva
\n
presentato una domanda dinanzi al Tribunale Civile di Ta-
\n
lara chiedendo la revoca del provvedimento che annulla-
\n
va il conferimento della concessione di gas naturale del
\n
distretto di Parinas, della Provincia di Talara e del Diparti-
\n
mento di Piura in suo favore, e il conseguente trasferimen-
\n
to alla stessa del gasdotto di propriet\u00e0 di Enel Generaci\u00f3n
\n
Piura SA (EGPIURA).
\n
Il 6 gennaio 2022 il Tribunale aveva parzialmente accolto
\n
la domanda di Gastalsa. Cos\u00ec, nel mese di febbraio 2022
\n
EGPIURA \u00e8 venuta a conoscenza di una misura cautelare
\n
emessa dal Tribunale Civile di Talara della Corte Superiore
\n
di Giustizia di Sullana (Juzgado Civil de Talara de la Corte
\n
Superior de Justicia de Sullana) in favore di Gastalsa che
\n
ordinava alla Direcci\u00f3n General de Hidrocarburos del Mi-
\n
nisterio de Energ\u00eda y Minas, all\u2019Organismo Superior de la
\n
Inversi\u00f3n en Energ\u00eda y Miner\u00eda (Osinergmin) e al Ministero
\n
dell\u2019Energia di (i) ripristinare la concessione di gas natu-
\n
rale del distretto di Parinas, della Provincia di Talara e del
\n
Dipartimento di Piura in favore di Gastalsa; e (ii) procedere
\n
alla valorizzazione e al trasferimento dei gasdotti in suo
\n
favore. Quanto sopra comportava che il valore economi-
\n
co del gasdotto attualmente di propriet\u00e0 di EGPIURA (che
\n
fornisce gas naturale alla centrale termica Malacas) fosse
\n
stimato per essere trasferito a Gastalsa.
\n
In data 2 agosto 2022 la Sala Civil de la Corte Superior de
\n
Justicia de Sullana ha emesso sentenza di secondo gra-
\n
do sfavorevole a Gastalsa, rinviando la causa al tribunale
\n
di primo grado per una nuova decisione. In conseguenza
\n
di tale decisione, il 9 settembre 2022 la misura cautelare
\n
precedentemente emessa \u00e8 stata integralmente revocata.
\n
Nel frattempo, nel mese di luglio 2022, il Tribunale Costitu-
\n
zionale, accogliendo la domanda di un altro operatore del
\n
sistema, terzo interessato, aveva dichiarato che la doman-
\n
da originaria di Gastalsa era stata presentata fuori termine.
\n
In data 24 gennaio 2023 il Tribunale Costituzionale ha al-
\n
tres\u00ec respinto l\u2019impugnazione di tale provvedimento.
\n
Contenzioso Gab\u010d\u00edkovo - Slovacchia
\n
La societ\u00e0 Slovensk\u00e9 elektr\u00e1rne (SE) \u00e8 coinvolta in diversi
\n
procedimenti avviati davanti alle corti nazionali in relazione
\n
all\u2019impianto idroelettrico di 720 MW di Gabc\u00edkovo, ammi-
\n
nistrato da Vodohospod\u00e1rska V\u00fdstavba \u0160t\u00e1tny Podnik (VV)
\n
e la cui gestione e manutenzione, nel contesto della pri-
\n
vatizzazione di SE del 2006, era stata affidata a SE per un
\n
periodo di 30 anni con un accordo di gestione (VEG Ope-
\n
rating Agreement).
\n
Subito dopo il closing della privatizzazione, il Public Pro-
\n
curement Office (PPO) ha promosso un\u2019azione davanti al
\n
Tribunale di Bratislava al fine di accertare l\u2019invalidit\u00e0 del VEG
\n
Operating Agreement sulla base di una asserita violazione
\n
della normativa sugli appalti pubblici, qualificando il pre-
\n
detto contratto come contratto di servizi e come tale sog-
\n
getto alla citata normativa. Il primo grado di giudizio si \u00e8
\n
concluso nel novembre 2011 con decisione favorevole per
\n
SE, appellata dal PPO.
\n
In parallelo all\u2019azione del PPO, anche VV aveva iniziato di-
\n
verse azioni e in particolare ha richiesto di dichiarare la
\n
nullit\u00e0 del VEG Operating Agreement. Il 12 dicembre 2014,
\n
inoltre, VV ha effettuato il recesso unilaterale dal VEG Ope-
\n
rating Agreement, e, in data 9 marzo 2015, ha comunicato
\n
la risoluzione per inadempimento del citato contratto. Lo
\n
stesso 9 marzo 2015 \u00e8 stato letto in udienza il dispositi-
\n
vo della decisione del tribunale di appello che, nell\u2019ambito
\n
dell\u2019azione promossa dal PPO, ha dichiarato la nullit\u00e0 del
\n
VEG Operating Agreement, in contrasto con la decisione
\n
del giudice di primo grado. SE ha presentato ricorso stra-
\n
ordinario avverso tale decisione alla Corte Suprema che \u00e8
\n
stato respinto all\u2019udienza del 29 giugno 2016. Successiva-
\n
mente, con sentenza del 18 gennaio 2017 \u00e8 stato altres\u00ec
\n
respinto il ricorso presentato da SE dinanzi alla Corte Co-
\n
stituzionale.
\n
Inoltre, SE ha presentato una domanda di arbitrato pres-
\n
so il Vienna International Arbitral Centre (VIAC) sulla base
\n

\n\n

\n\n

\n\n
del VEG Indemnity Agreement. In base a questo accordo,
\n
sottoscritto nell\u2019ambito della privatizzazione tra il National
\n
Property Fund (oggi MH Manazment, MHM) della Repub-
\n
blica Slovacca e SE, quest\u2019ultima aveva diritto a essere in-
\n
dennizzata in caso di interruzione anticipata del VEG Ope-
\n
rating Agreement per motivi non imputabili a SE. In data
\n
30 giugno 2017 il Tribunale arbitrale ha emesso la propria
\n
decisione con la quale ha rigettato la domanda di SE.
\n
Parallelamente a tale procedimento arbitrale, sia VV sia
\n
MHM avevano avviato due procedimenti dinanzi ai tribunali
\n
slovacchi volti ad accertare e dichiarare l\u2019invalidit\u00e0 del VEG
\n
Indemnity Agreement a causa dell\u2019asserito collegamento
\n
di quest\u2019ultimo con il VEG Operating Agreement. Tali pro-
\n
cedimenti sono stati riuniti e, il 27 settembre 2017, il Tri-
\n
bunale Distrettuale di Bratislava II ha rigettato le domande
\n
per ragioni processuali. Sia VV che MHM hanno presentato
\n
appello, ed entrambe le impugnazioni sono state rigetta-
\n
te, confermando la decisione di primo grado a favore di
\n
SE. Avverso la decisione di rigetto del proprio appello VV
\n
ha presentato un ricorso straordinario (dovolanie) dinanzi
\n
alla Corte Suprema in data 9 marzo 2020 al quale SE ha
\n
risposto con memoria presentata l\u20198 giugno 2020 e ha an-
\n
che presentato un ricorso davanti alla Corte Costituzionale
\n
slovacca, che \u00e8 stato respinto il 29 luglio 2021. Il 24 marzo
\n
2021 la Corte Suprema ha annullato la decisione della Corte
\n
di\u2019Appello di Bratislava, rinviando il giudizio alla medesima
\n
Corte d\u2019Appello per una nuova decisione, e il procedimento
\n
\u00e8 attualmente pendente.
\n
Sempre in ambito locale, VV ha intentato altres\u00ec diversi giu-
\n
dizi nei confronti di SE per l\u2019accertamento di un asserito in-
\n
giustificato arricchimento da parte di quest\u2019ultima (stimato
\n
in circa 360 milioni di euro, oltre interessi) per il periodo
\n
2006-2015. SE ha presentato domanda riconvenzionale in
\n
tutti i menzionati procedimenti. In relazione a tali procedi-
\n
menti si osserva quanto segue:
\n
\u2022 con riguardo agli anni 2006-2008, all\u2019udienza del 26
\n
giugno 2019, il Tribunale di Bratislava ha rigettato in rito
\n
la domanda principale di VV e, conseguentemente, la
\n
domanda riconvenzionale di SE. La sentenza di primo
\n
grado \u00e8 stata impugnata da entrambe le parti dinanzi
\n
alla Corte d\u2019Appello di Bratislava. A livello di appello (a) il
\n
procedimento relativo all\u2019anno 2006 si \u00e8 concluso con la
\n
decisione del 6 dicembre 2022, notificata a SE in data 18
\n
febbraio 2023, che ha confermato la pronuncia di primo
\n
grado. SE sta valutando le azioni da intraprendere; (b) i
\n
giudizi relativi agli anni 2007 e 2008 sono ancora pen-
\n
denti;
\n
\u2022 i procedimenti relativi agli anni 2011, 2014 e 2015 sono
\n
tutti pendenti in primo grado e le parti hanno scambiato
\n
memorie scritte. Per i procedimenti relativi agli anni 2011
\n
e 2014 la fissazione dell\u2019udienza di primo grado ha sub\u00edto
\n
numerosi rinvii e, attualmente, risulta rinviata a data da
\n
destinarsi a causa della situazione di emergenza epi-
\n
demiologica. Per il procedimento relativo all\u2019anno 2015
\n
l\u2019udienza di primo grado \u00e8 stata fissata al 7 marzo 2023;
\n
\u2022 i procedimenti relativi agli anni 2009, 2010 e 2013 si
\n
sono conclusi in primo grado con pronunce del Tribu-
\n
nale di Bratislava rispettivamente del 24, 15 e 22 novem-
\n
bre 2022, con le quali sono state rigettate in rito sia la
\n
domanda di VV sia la domanda riconvenzionale di SE.
\n
Tra dicembre 2022 e gennaio 2023 sia SE sia VV hanno
\n
proposto appello avverso le pronunce relative agli anni
\n
2010 e 2013, e il 19 gennaio 2023 SE ha proposto appello
\n
anche avverso la pronuncia relativa all\u2019anno 2009;
\n
\u2022 quanto al procedimento relativo all\u2019anno 2012, il 2 febbra-
\n
io 2023 \u00e8 stata notificata a SE la sentenza di appello che
\n
ha confermato la pronuncia di primo grado di rigetto in
\n
rito sia della domanda di VV sia della domanda riconven-
\n
zionale di SE. SE sta valutando le azioni da intraprendere.
\n
Infine, in un altro procedimento VV ha richiesto a SE la re-
\n
stituzione del corrispettivo per il trasferimento da SE a VV
\n
degli asset tecnologici dell\u2019impianto di Gab\u010d\u00edkovo, avvenu-
\n
to nell\u2019ambito della privatizzazione, per un valore di circa
\n
43 milioni di euro, oltre interessi. Dopo aver emesso una
\n
decisione preliminare rilevando la carenza di legittimazione
\n
attiva di VV, il 18 dicembre 2020 il Tribunale di Bratislava ha
\n
reso una sentenza favorevole a SE, rigettando le pretese di
\n
VV. Il 4 gennaio 2021 VV ha proposto appello avverso tale
\n
decisione e il procedimento \u00e8 pendente.
\n
Contenziosi fiscali in Brasile
\n
Whithholding Tax - Ampla
\n
Nel 1998 Ampla Energ\u00eda e Servi\u00e7os SA (Ampla) finanzi\u00f2
\n
l\u2019acquisizione di Coelce mediante l\u2019emissione di bond per
\n
350 milioni di dollari statunitensi (c.d. \u201cFixed Rate Notes\u201d
\n
- FRN) sottoscritti da una propria filiale panamense, costi-
\n
tuita al fine di raccogliere finanziamenti all\u2019estero. In virt\u00f9 di
\n
un regime speciale allora vigente, subordinato al manteni-
\n
mento del prestito obbligazionario fino al 2008, gli interes-
\n
si corrisposti da Ampla alla propria controllata fruivano di
\n
un regime di esenzione da ritenuta in Brasile.
\n
Tuttavia, la crisi finanziaria del 1998 costrinse la filiale pa-
\n
namense a rifinanziarsi dalla propria controllante brasilia-
\n
na, che a tal fine chiese appositi prestiti alle banche locali.
\n
L\u2019Amministrazione Finanziaria ha ritenuto che tale ultimo
\n
finanziamento equivalesse a un\u2019estinzione anticipata del
\n
prestito obbligazionario originario con conseguente per-
\n
dita del diritto all\u2019applicazione del predetto regime di esen-
\n
zione.
\n
Nel dicembre 2005 Ampla ha effettuato una scissione a fa-
\n
vore di Ampla Investimentos e Servi\u00e7os SA che comport\u00f2
\n
il trasferimento del residuo debito FRN e dei diritti e delle
\n
obbligazioni a esso riferiti.
\n
In data 6 novembre 2012 la Camara Superior de Recursos
\n
Fiscais (ultimo grado del giudizio amministrativo) ha emes-
\n
so una decisione sfavorevole per Ampla rispetto alla quale
\n
la societ\u00e0 ha prontamente presentato al medesimo Orga-
\n
nismo una richiesta di chiarimento. In data 15 ottobre 2013
\n
\u00e8 stato notificato ad Ampla il rifiuto della richiesta di chia-
\n

\n\n

\n\n

\n\n
rimento (embargo de declara\u00e7\u00e3o) e, pertanto, \u00e8 stata con-
\n
fermata la precedente decisione sfavorevole. La societ\u00e0 ha
\n
presentato una garanzia del debito e il 27 giugno 2014 ha
\n
proseguito il contenzioso dinanzi al Giudice Ordinario (Tri-
\n
bunal de Justi\u00e7a).
\n
A dicembre 2017 il Giudice ha nominato un esperto al fine
\n
di approfondire ulteriormente il tema e, conseguentemen-
\n
te, supportare l\u2019emissione della futura sentenza. A settem-
\n
bre 2018 l\u2019esperto ha rilasciato la propria perizia richieden-
\n
do ulteriore documentazione.
\n
A dicembre 2018 la societ\u00e0 ha prodotto l\u2019ulteriore docu-
\n
mentazione probatoria richiesta e attende di conoscere
\n
l\u2019esito della valutazione del Giudice in merito agli argomenti
\n
e ai documenti presentati dalle parti.
\n
Il valore complessivo della causa al 31 dicembre 2022 \u00e8 di
\n
circa 246 milioni di euro.
\n
PIS/COFINS/ICMS - Enel Distribui\u00e7\u00e3o S\u00e3o Paulo
\n
Nel marzo 2017 il Supremo Tribunal Federal del Brasile
\n
(STF) ha deliberato in merito al calcolo delle imposte PIS e
\n
COFINS confermando la tesi secondo cui l\u2019ICMS (Imposto
\n
sobre Circula\u00e7\u00e3o de Mercadorias e Servi\u00e7os, imposta sul-
\n
la circolazione di beni e servizi) non rientrava nella base di
\n
calcolo del PIS e del COFINS.
\n
Nel maggio 2021 il STF ha stabilito che gli effetti si sa-
\n
rebbero prodotti a partire dal giudizio di marzo 2017, fatta
\n
eccezione per i contribuenti che avevano presentato ri-
\n
corso prima di tale data.
\n
Le societ\u00e0 brasiliane del Gruppo interessate dalla senten-
\n
za STF avevano gi\u00e0 avviato azioni legali presso i rispettivi
\n
tribunali regionali federali. Successivamente, questi ulti-
\n
mi hanno notificato alle stesse la decisione finale, rico-
\n
noscendo il diritto di dedurre l\u2019ICMS applicata alle loro
\n
operazioni dalla base di calcolo del PIS e COFINS. Poich\u00e9
\n
l\u2019eccedenza di pagamento delle imposte PIS e COFINS \u00e8
\n
stata trasferita ai clienti finali, contestualmente alla rile-
\n
vazione di tali imposte recuperabili, \u00e8 stata rilevata una
\n
passivit\u00e0 verso gli stessi per i medesimi importi, al netto
\n
di qualsiasi costo sostenuto o da sostenere nei procedi-
\n
menti legali. Tali passivit\u00e0 rappresentano l\u2019obbligo di resti-
\n
tuire ai clienti finali le imposte recuperate.
\n
Enel Distribui\u00e7\u00e3o S\u00e3o Paulo a tal proposito ha intrapreso
\n
due contenziosi attivi terminati a suo favore e relativi, ri-
\n
spettivamente, al periodo da dicembre 2003 a dicembre
\n
2014 e da gennaio 2015 in avanti. In riferimento al secon-
\n
do giudizio, la Federal Union ha depositato un\u2019azione di
\n
rescissione avverso la societ\u00e0, contestando il fatto che
\n
parte del periodo in questione (antecedente a marzo
\n
2017) sarebbe negativamente impattata dalla sentenza di
\n
maggio 2021 del STF sopra citata.
\n
A maggio 2022 la societ\u00e0 ha impugnato tale azione e di-
\n
fender\u00e0 il proprio operato nei diversi gradi di giudizio.
\n
Il valore complessivo della causa al 31 dicembre 2022 \u00e8 di
\n
circa 206 milioni di euro.
\n
IRPJ/CSLL - Eletropaulo
\n
Il 5 ottobre 2021 Eletropaulo ha ricevuto un avviso di ac-
\n
certamento, emesso dall\u2019Autorit\u00e0 Fiscale brasiliana, con il
\n
quale viene contestata la deducibilit\u00e0, ai fini delle imposte
\n
sul reddito (Imposto sobre a Renda das Pessoas Jur\u00eddicas
\n
- IRPJ e Contribui\u00e7\u00e3o Social sobre o Lucro L\u00edquido - CSLL),
\n
dell\u2019ammortamento fiscale sugli extra valori generati da
\n
operazioni straordinarie, realizzate prima dell\u2019acquisizione
\n
della societ\u00e0 da parte del Gruppo Enel. In particolare, il pe-
\n
riodo oggetto di contestazione va dal 2017 al 2019.
\n
La societ\u00e0, ritenendo solide le proprie argomentazioni, ha
\n
presentato la propria difesa nel primo grado di giudizio
\n
amministrativo.
\n
Il valore complessivo della causa al 31 dicembre 2022 \u00e8 di
\n
circa 137 milioni di euro.
\n
PIS - Eletropaulo
\n
Nel luglio del 2000 Eletropaulo ha instaurato un contenzioso
\n
per il riconoscimento di un credito PIS (Programa Integra\u00e7\u00e3o
\n
Social) derivante da somme versate in applicazione di nor-
\n
me (Decreti Legge n. 2.445/1988 e n. 2.449/1988) succes-
\n
sivamente dichiarate incostituzionali dal Supremo Tribunal
\n
Federal (STF). Nel maggio del 2012 \u00e8 stata emessa dal Supe-
\n
rior Tribunal de Justi\u00e7a (STJ) la sentenza finale favorevole alla
\n
societ\u00e0 che ha riconosciuto il diritto al credito.
\n
Nel 2002, prima dell\u2019emissione della citata sentenza fina-
\n
le favorevole, la societ\u00e0 ha compensato il credito con al-
\n
tri tributi federali. Tale comportamento \u00e8 stato contestato
\n
dall\u2019Autorit\u00e0 Fiscale Federale ma la societ\u00e0, sostenendo la
\n
correttezza del proprio operato, ha impugnato in tribunale
\n
gli atti emessi dall\u2019Autorit\u00e0 Fiscale Federale. A seguito della
\n
sconfitta in primo grado, la societ\u00e0 ha presentato appello in
\n
secondo grado.
\n
Il valore complessivo delle cause al 31 dicembre 2022 \u00e8 di
\n
circa 123 milioni di euro.
\n
ICMS - Ampla, Coelce ed Eletropaulo
\n
Gli Stati di Rio de Janeiro, di Cear\u00e1 e di S\u00e3o Paulo hanno
\n
notificato diversi atti impositivi, rispettivamente alla so-
\n
ciet\u00e0 Ampla Energia e Servi\u00e7os SA (per i periodi 1996-1999
\n
e 2007-2017), alla societ\u00e0 Companhia Energ\u00e9tica do Ce-
\n
ar\u00e1 SA (Coelce) (per i periodi 2003, 2004, 2006-2012, 2015
\n
e 2016) e alla societ\u00e0 Eletropaulo (per il periodo 2008-2021),
\n
contestando la detrazione dell\u2019ICMS (Imposto sobre Circu-
\n
la\u00e7\u00e3o de Mercadorias e Servi\u00e7os, imposta sulla circolazione
\n
di beni e servizi) relativa all\u2019acquisto di alcune immobilizza-
\n
zioni. Le societ\u00e0 hanno impugnato gli atti difendendo la cor-
\n
retta detrazione dell\u2019imposta e sostenendo che i beni, la cui
\n
acquisizione ha generato l\u2019ICMS, sono destinati all\u2019attivit\u00e0 di
\n
distribuzione di energia elettrica.
\n
Le societ\u00e0 continuano a difendere il proprio operato nei di-
\n
versi gradi di giudizio.
\n
Il valore complessivo delle cause al 31 dicembre 2022 \u00e8 di
\n
circa 95 milioni di euro.
\n

\n\n

\n\n

\n\n
Withholding Tax - Endesa Brasil
\n
Il 4 novembre 2014 l\u2019Autorit\u00e0 Fiscale brasiliana ha emesso un
\n
avviso di accertamento verso Endesa Brasil SA (attuale Enel
\n
Brasil SA) contestando una mancata applicazione di ritenute
\n
sul pagamento di presunti maggiori dividendi attribuibili a
\n
soggetti non residenti.
\n
In particolare, nel 2009, Endesa Brasil, per effetto della prima
\n
applicazione degli IFRS-IAS, ha effettuato lo storno di un go-
\n
odwill imputandone gli effetti a patrimonio netto, sulla base
\n
di quanto previsto dalla corretta applicazione dei princ\u00edpi
\n
contabili adottati. Viceversa, l\u2019Amministrazione Finanziaria
\n
brasiliana ha ritenuto \u2013 nel corso di una verifica fiscale \u2013 che
\n
la scelta contabile adottata dalla societ\u00e0 non fosse corretta
\n
e che gli effetti dello storno si sarebbero dovuti rilevare a
\n
Conto economico; per effetto di ci\u00f2, il corrispondente valore
\n
(circa 202 milioni di euro) \u00e8 stato riqualificato quale paga-
\n
mento di reddito a soggetti non residenti e, pertanto, sog-
\n
getto a una withholding tax del 15%.
\n
A tal riguardo, si annota che l\u2019impostazione contabile adot-
\n
tata dalla societ\u00e0 era stata confermata dall\u2019Auditor esterno e
\n
altres\u00ec da una specifica legal opinion, rilasciata da uno Stu-
\n
dio locale.
\n
A seguito degli esiti sfavorevoli nei gradi di giudizio ammi-
\n
nistrativo, la societ\u00e0 continua a difendere in via giudiziale il
\n
proprio operato e la correttezza del trattamento contabile
\n
adottato.
\n
Il valore complessivo della causa al 31 dicembre 2022 \u00e8 di
\n
circa 69 milioni di euro.
\n
ICMS - Coelce
\n
Lo Stato di Cear\u00e1 ha notificato nel tempo diversi atti imposi-
\n
tivi alla societ\u00e0 Companhia Energ\u00e9tica do Cear\u00e1 SA (Coelce)
\n
(per il periodo 2005-2014), contestando la determinazione
\n
della quota detraibile dell\u2019ICMS (Imposto sobre Circula\u00e7\u00e3o
\n
de Mercadorias e Servi\u00e7os, imposta sulla circolazione di
\n
beni e servizi) e in particolare la modalit\u00e0 di calcolo del pro
\n
rata di detrazione con riferimento ai ricavi derivanti dall\u2019ap-
\n
plicazione di una speciale tariffa prevista dal Governo brasi-
\n
liano per la vendita di energia elettrica alle persone a basso
\n
reddito (Baixa Renda).
\n
La societ\u00e0 ha impugnato i singoli atti difendendo la corretta
\n
detrazione dell\u2019imposta e sostenendo la regolarit\u00e0 dei cal-
\n
coli effettuati, e difende il proprio operato nei diversi gradi
\n
di giudizio.
\n
Il valore complessivo delle cause al 31 dicembre 2022 \u00e8 di
\n
circa 55 milioni di euro.
\n
PIS - Eletropaulo
\n
Nel corso del mese di dicembre del 1995 il Governo bra-
\n
siliano ha disposto un incremento dell\u2019aliquota dell\u2019imposta
\n
federale PIS (Programa Integra\u00e7\u00e3o Social) da 0,50% a 0,65%
\n
attraverso l\u2019emanazione di un provvedimento provvisorio
\n
(Executive Provisional Order).
\n
Successivamente, il suddetto provvedimento provvisorio \u00e8
\n
stato reiterato per cinque volte prima della sua definitiva
\n
conversione in legge avvenuta nel 1998. Secondo la norma-
\n
tiva brasiliana, l\u2019aumento dell\u2019aliquota fiscale (o l\u2019istituzione di
\n
un nuovo tributo) pu\u00f2 essere disposto solo in forza di legge
\n
ed \u00e8 efficace una volta decorsi 90 giorni dalla sua pubbli-
\n
cazione.
\n
Pertanto, Eletropaulo ha instaurato un contenzioso argo-
\n
mentando che l\u2019aumento dell\u2019aliquota fiscale sarebbe stato
\n
efficace solo dopo 90 giorni dall\u2019ultimo ordine provvisorio
\n
sostenendo, quindi, che siano da considerarsi nulli gli effet-
\n
ti dei primi quattro provvedimenti provvisori (in quanto mai
\n
convertiti in legge). Tale contenzioso si \u00e8 concluso nell\u2019aprile
\n
del 2008 riconoscendo la validit\u00e0 dell\u2019incremento dell\u2019ali-
\n
quota del PIS a partire dal primo provvedimento provvisorio.
\n
Nel maggio 2008 l\u2019Autorit\u00e0 Fiscale brasiliana ha intentato una
\n
causa nei confronti della societ\u00e0 Eletropaulo per richiedere
\n
il versamento delle maggiori imposte corrispondenti all\u2019in-
\n
cremento di aliquota per il periodo marzo 1996 - dicembre
\n
1998. Al riguardo, Eletropaulo si \u00e8 opposta a tale richiesta,
\n
nei diversi gradi di giudizio, sollevando l\u2019intervenuta prescri-
\n
zione dei tempi per l\u2019emissione dell\u2019avviso di accertamento.
\n
In particolare, essendo trascorsi pi\u00f9 di cinque anni dal veri-
\n
ficarsi del presupposto impositivo (dicembre 1995, data del
\n
primo provvedimento provvisorio) senza l\u2019emissione di alcun
\n
atto formale, si contesta all\u2019Autorit\u00e0 Fiscale la prescrizione
\n
del diritto di richiedere il versamento delle maggiori imposte
\n
nonch\u00e9 la possibilit\u00e0 di instaurare qualsiasi azione legale in
\n
tal senso.
\n
Nel 2017, a seguito delle decisioni sfavorevoli pronunciate
\n
nei precedenti gradi di giudizio, Eletropaulo ha presentato
\n
appello \u2013 per vedere riconosciuti i propri diritti e per di-
\n
fendere il proprio operato \u2013 presso il Superior Tribunal de
\n
Justi\u00e7a (STJ) e il Supremo Tribunal Federal (STF). I suddetti
\n
giudizi sono tuttora pendenti mentre, gli importi oggetto di
\n
contestazione sono stati oggetto di copertura mediante ga-
\n
ranzia bancaria.
\n
Con riferimento alla richiesta dell\u2019Ufficio del Procuratore
\n
Generale del Dipartimento del Tesoro Nazionale brasiliano
\n
di sostituire la garanzia bancaria con un deposito giudizia-
\n
rio, il tribunale giudiziario di secondo grado ha accolto tale
\n
istanza. Pertanto, la societ\u00e0 ha sostituito la garanzia bancaria
\n
con un deposito in contanti e ha presentato una mozione
\n
di chiarimento contro la relativa decisione, attualmente in
\n
attesa di giudizio.
\n
Il valore complessivo della causa al 31 dicembre 2022 \u00e8 di
\n
circa 45 milioni di euro.
\n
FINSOCIAL - Eletropaulo
\n
A seguito di una sentenza definitiva, emessa dalla Corte Re-
\n
gionale Federale l\u201911 settembre 2011, la societ\u00e0 Eletropaulo
\n
ha visto riconosciuto il diritto alla compensazione di alcuni
\n
crediti FINSOCIAL (contributo sociale), relativi a somme ver-
\n
sate da settembre 1989 a marzo 1992.
\n
Nonostante lo scadere dei relativi termini di prescrizione
\n
(statute of limitations), l\u2019Autorit\u00e0 Fiscale Federale ha con-
\n
testato la determinazione di alcuni crediti e ha rigettato le
\n

\n\n

\n\n

\n\n
corrispondenti compensazioni, emettendo alcuni atti im-
\n
positivi che la societ\u00e0 ha prontamente impugnato in via
\n
amministrativa, difendendo la correttezza dei propri calcoli
\n
e sostenendo la regolarit\u00e0 del proprio operato.
\n
Dopo una sentenza sfavorevole in primo grado, la societ\u00e0
\n
ha presentato appello dinanzi al tribunale amministrativo
\n
in secondo grado.
\n
Il valore complessivo delle cause al 31 dicembre 2022 \u00e8 di
\n
circa 43 milioni di euro.
\n
Contenziosi fiscali in Spagna
\n
Imposte sui redditi - Enel Iberia, Endesa e controllate
\n
Nel 2018 l\u2019Autorit\u00e0 Fiscale spagnola ha concluso una veri-
\n
fica generale che ha interessato le societ\u00e0 del Gruppo fa-
\n
centi parte del consolidato fiscale spagnolo. Tale verifica,
\n
avviata nel 2016, ha interessato l\u2019imposta sui redditi delle
\n
societ\u00e0, l\u2019imposta sul valore aggiunto e le ritenute (princi-
\n
palmente relativamente agli anni dal 2011 al 2014).
\n
Con riferimento alle principali contestazioni, le societ\u00e0
\n
interessate hanno impugnato i relativi atti in primo grado
\n
amministrativo (Tribunal Econ\u00f3mico-Administrativo Cen-
\n
tral - TEAC), difendendo la correttezza del proprio operato.
\n
In relazione alle contestazioni in materia di imposta sui red-
\n
diti delle societ\u00e0, il contenzioso valutato con esito possibile
\n
ammonta a circa 133 milioni di euro al 31 dicembre 2022:
\n
\u2022 Enel Iberia difende la correttezza del criterio adottato
\n
per la determinazione della deducibilit\u00e0 di minusvalenze
\n
derivanti da vendite azionarie (circa 88 milioni di euro) e
\n
di alcuni oneri finanziari (circa 15 milioni di euro);
\n
\u2022 Endesa e le sue controllate principalmente difendono
\n
la correttezza del criterio adottato per la deducibilit\u00e0 di
\n
alcuni oneri finanziari (circa 24 milioni di euro) e di costi
\n
per lo smantellamento di centrali nucleari (circa 6 milioni
\n
di euro).
\n
Nel 2021 l\u2019Autorit\u00e0 Fiscale spagnola ha concluso una nuova
\n
verifica generale relativamente agli anni dal 2015 al 2018.
\n
Le societ\u00e0 interessate hanno impugnato i relativi atti in pri-
\n
mo grado amministrativo (TEAC), difendendo la correttez-
\n
za del proprio operato.
\n
In relazione alla principale contestazione in materia di im-
\n
posta sui redditi delle societ\u00e0, riferibile alla deducibilit\u00e0 di
\n
alcuni oneri finanziari, il contenzioso valutato con esito
\n
possibile ammonta a circa 222 milioni di euro al 31 dicem-
\n
bre 2021 (Enel Iberia 210 milioni di euro; Endesa SA 12 mi-
\n
lioni di euro).
\n
Imposte sui redditi - Enel Green Power Espa\u00f1a SL
\n
Il 7 giugno 2017 l\u2019Autorit\u00e0 Fiscale spagnola ha emesso un
\n
avviso di accertamento verso Enel Green Power Espa\u00f1a SL,
\n
contestando il regime di neutralit\u00e0 fiscale applicato alla fu-
\n
sione di Enel Uni\u00f3n Fenosa Renovables SA (EUFER) in Enel
\n
Green Power Espa\u00f1a SL avvenuta nel 2011. Tale rilevo si
\n
fonda sulla presunta assenza di valide ragioni economiche
\n
a supporto dell\u2019operazione.
\n
Il 6 luglio 2017 la societ\u00e0 ha impugnato l\u2019atto in primo
\n
grado amministrativo (Tribunal Econ\u00f3mico-Administrat-
\n
ivo Central - TEAC), difendendo la correttezza del tratta-
\n
mento fiscale applicato alla fusione. Al riguardo, la societ\u00e0
\n
ha fornito il supporto documentale attestante le sinergie
\n
conseguite per effetto della fusione al fine di dimostrare
\n
l\u2019esistenza delle valide motivazioni economiche a supporto
\n
della stessa. Il 10 dicembre 2019 il TEAC ha respinto il ricor-
\n
so e la societ\u00e0 continua a difendere il proprio operato in
\n
sede giudiziale (Audiencia Nacional).
\n
Il valore complessivo della causa al 31 dicembre 2022 \u00e8 di
\n
circa 100 milioni di euro.
\n
Contenziosi fiscali in Italia
\n
Withholding Tax - Enel Servizio Elettrico Nazionale
\n
In esito a una verifica fiscale avviata nel marzo 2018 e in se-
\n
guito a una successiva attivit\u00e0 istruttoria condotta median-
\n
te l\u2019invio di questionari alle banche intervenute in qualit\u00e0
\n
di cessionarie in talune operazioni di acquisto dei crediti
\n
della Societ\u00e0 Servizio Elettrico Nazionale SpA (SEN) verso i
\n
clienti mass market oggetto di un accordo quadro, in data
\n
19 dicembre 2018 l\u2019Agenzia delle Entrate - Direzione Re-
\n
gionale del Lazio - Ufficio Grandi Contribuenti ha notificato
\n
alla societ\u00e0 un avviso di accertamento con il quale \u00e8 stata
\n
contestata la presunta violazione degli obblighi di sostituto
\n
di imposta, relativamente alle somme corrisposte alle ban-
\n
che nell\u2019ambito delle gi\u00e0 menzionate operazioni di cessio-
\n
ne intervenute nell\u2019anno 2013.
\n
In particolare, tale contestazione scaturisce da una valu-
\n
tazione dell\u2019Ufficio che ha: (i) riqualificato, ai soli fini fiscali,
\n
la cessione dei crediti in una operazione di finanziamento;
\n
(ii) ipotizzato un presunto obbligo di ritenuta in capo alla
\n
societ\u00e0 da commisurarsi sul costo dell\u2019operazione (come
\n
differenza tra il valore nominale dei crediti ceduti e il prezzo
\n
di cessione), ricostruendo le vicende successive dei crediti
\n
oggetto di cessione (cessioni ulteriori e/o cartolarizzazio-
\n
ne con soggetti non residenti effettuate dalle banche), alle
\n
quali la societ\u00e0 \u00e8 estranea.
\n
Nei primi gradi del giudizio, scaturito in seguito alla impu-
\n
gnazione da parte di SEN dell\u2019avviso di accertamento, non
\n
hanno trovato accoglimento le eccezioni della societ\u00e0 sulla
\n
illegittimit\u00e0 della contestazione per l\u2019erronea riqualifica-
\n
zione, ai fini fiscali, dell\u2019operazione e, conseguentemente,
\n
dei flussi di pagamento operata dall\u2019Ufficio e nonostante
\n
la violazione di rilevanti aspetti procedurali nell\u2019attivit\u00e0 di
\n
accertamento.
\n
Nel corso del 2022 si sono manifestati i presupposti per
\n
una soluzione transattiva, cui la societ\u00e0 ha ritenuto di poter
\n
aderire al solo fine di evitare la prosecuzione del conten-
\n
zioso pendente in relazione a una materia caratterizzata da
\n
condizioni di incertezza interpretativa; tale soluzione pre-
\n
vede una rimodulazione complessiva della pretesa erariale
\n
e la non reiterazione delle contestazioni per le annualit\u00e0
\n
successive.
\n

\n\n

\n\n

\n

\n

\n\n
Tale definizione ha comportato il pagamento nell\u2019esercizio
\n
di somme da parte della societ\u00e0 per un ammontare di circa
\n
45 milioni di euro e la cessazione della materia del con-
\n
tendere.
\n

\n\n\n
58. Princ\u00edpi contabili di futura
\n
applicazione
\n
Di seguito l\u2019elenco dei princ\u00edpi e delle modifiche ai princ\u00edpi
\n
e alle interpretazioni la cui data di efficacia per il Gruppo \u00e8
\n
successiva al 31 dicembre 2022.
\n
\u2022 \u201cAmendments to IAS 1 - Classification of Liabilities as
\n
Current or Non-current\u201d, emesso a gennaio 2020. Le mo-
\n
difiche interessano le previsioni dello IAS 1 relativamente
\n
alla presentazione delle passivit\u00e0. Pi\u00f9 nel dettaglio, le mo-
\n
difiche chiariscono:
\n
\u2013 i criteri per classificare una passivit\u00e0 come corrente o
\n
non corrente, specificando cosa si intende per diritto
\n
di una societ\u00e0 a differire il regolamento e specificando
\n
che tale diritto deve esistere alla fine dell\u2019esercizio;
\n
\u2013 che la classificazione non \u00e8 influenzata dalle intenzioni
\n
o aspettative del management su quando il diritto di
\n
differire il regolamento di una passivit\u00e0 sar\u00e0 esercitato;
\n
\u2013 che esiste un diritto di differire solo se sono soddisfat-
\n
te le condizioni specificate nel contratto di prestito alla
\n
fine dell\u2019esercizio, anche se il creditore non verifica la
\n
conformit\u00e0 fino a una data successiva; e
\n
\u2013 che il regolamento si riferisce al trasferimento alla con-
\n
troparte di liquidit\u00e0, strumenti rappresentativi di capi-
\n
tale, altri beni o servizi.
\n
Le modifiche saranno applicabili, previa omologazione, a
\n
partire dagli esercizi che hanno inizio il 1\u00b0 gennaio 2024
\n
(62)
\n
\n
o successivamente.
\n
\u2022 \u201cAmendments to IAS 1 - Non-current Liabilities with Co-
\n
venants\u201d, emesso a ottobre 2022. Lo IAS 1 richiede di clas-
\n
sificare il debito come non corrente solo nel caso in cui sia
\n
possibile evitare di saldare il debito nei 12 mesi successivi
\n
alla data di bilancio. Le modifiche al principio migliorano
\n
l\u2019informativa da fornire quando la facolt\u00e0 di differire il re-
\n
golamento di una passivit\u00e0 per almeno 12 mesi \u00e8 subordi-
\n
nata al rispetto di covenant e specificano che la classifica-
\n
zione del debito come corrente o non corrente alla data
\n
di bilancio non \u00e8 influenzata da covenant da rispettare
\n
successivamente alla data di bilancio.
\n
Le modifiche saranno applicabili, previa omologazione, a
\n
partire dagli esercizi che hanno inizio il 1\u00b0 gennaio 2024.
\n
\u2022 \u201cAmendments to IAS 1 and IFRS Practice Statement 2
\n
- Disclosure of Accounting Policies\u201d, emesso a febbra-
\n
io 2021. Le modifiche hanno lo scopo di supportare le
\n
societ\u00e0 nel decidere quali princ\u00edpi contabili illustrare in
\n
bilancio. Le modifiche allo IAS 1 richiedono di fornire in-
\n
formazioni sui princ\u00edpi contabili rilevanti, piuttosto che su
\n
quelli significativi. Una guida su come applicare il concetto
\n
di materialit\u00e0 all\u2019informativa sui princ\u00edpi contabili \u00e8 fornita
\n
dalle modifiche all\u2019IFRS Practice Statement 2. Le modifi-
\n
che saranno applicabili a partire dagli esercizi che hanno
\n
inizio il 1\u00b0 gennaio 2023 o successivamente.
\n
\u2022 \u201cAmendments to IAS 8 - Definition of Accounting Esti-
\n
mates\u201d, emesso a febbraio 2021. Le modifiche hanno lo
\n
scopo di chiarire come distinguere tra cambiamenti nei
\n
princ\u00edpi contabili e cambiamenti nelle stime contabili; la
\n
definizione di cambiamenti nelle stime contabili \u00e8 sostitu-
\n
ita con la definizione di stime contabili intese come \u201cim-
\n
porti monetari che in bilancio sono soggetti a incertez-
\n
za nella misurazione\u201d. Le modifiche saranno applicabili a
\n
partire dagli esercizi che hanno inizio il 1\u00b0 gennaio 2023 o
\n
successivamente.
\n
\u2022 \u201cAmendments to IAS 12 Income Taxes: Deferred Tax re-
\n
lated to Assets and Liabilities arising from a Single Tran-
\n
saction\u201d, emesso a maggio 2021. Le modifiche richiedono
\n
alle societ\u00e0 di rilevare la fiscalit\u00e0 differita sulle transazio-
\n
ni che, alla rilevazione iniziale, danno origine a differenze
\n
temporanee imponibili e deducibili di uguale ammontare.
\n
Le modifiche saranno applicabili a partire dagli esercizi
\n
che hanno inizio il 1\u00b0 gennaio 2023 o successivamente.
\n
\u2022 \u201cAmendments to IFRS 10 and IAS 28 - Sale or Contribu-
\n
tion of Assets between an Investor and its Associate or
\n
Joint Venture\u201d, emesso a settembre 2014. Le modifiche
\n
chiariscono il trattamento contabile di vendite o confe-
\n
rimenti di attivit\u00e0 tra un investitore e le sue collegate o
\n
joint venture. Le modifiche confermano che il trattamento
\n
contabile varia a seconda che le attivit\u00e0 vendute o confe-
\n
rite a una societ\u00e0 collegata o joint venture costituiscano
\n
un \u201cbusiness\u201d (come definito dall\u2019IFRS 3). Lo IASB ha rin-
\n
viato indefinitamente la data di prima applicazione delle
\n
modifiche in oggetto.
\n
\u2022 \u201cIFRS 17 - Insurance Contracts\u201d, emesso a maggio 2017. Il
\n
principio introduce differenti modelli per calcolare i costi
\n
di assicurazione e riassicurazione. Il principio sar\u00e0 appli-
\n
cabile a partire dagli esercizi che hanno inizio il 1\u00b0 gennaio
\n
2023 o successivamente. Il Gruppo ha effettuato il ricalco-
\n
lo degli impatti legati alla prima applicazione dell'IFRS 17 al
\n
1\u00b0 gennaio 2022 e l\u2019impatto complessivo al 31 dicembre
\n
2022 \u00e8 stimato positivamente fino a un massimo di 30
\n
milioni di euro, prevalentemente per effetto dell'attualiz-
\n
zazione delle riserve.
\n
\u2022 \u201cAmendments to IFRS 16 - Lease Liability in a Sale and
\n
Leaseback\u201d, emesso a settembre 2022. Le modifiche ri-
\n
chiedono al venditore-locatario di valutare l\u2019attivit\u00e0 per il
\n
diritto d\u2019uso derivante da un\u2019operazione di vendita e re-
\n
trolocazione in proporzione al valore contabile preceden-
\n
te dell\u2019attivit\u00e0 oggetto dell\u2019accordo e in linea con il diritto
\n
d\u2019uso mantenuto; di conseguenza, al venditore-locatario
\n

\n

\n\n\n
(62) A luglio 2020 \u00e8 stato emesso un emendamento per posticipare la data di entrata in vigore, prima prevista per il 1\u00b0 gennaio 2023, al 1\u00b0 gennaio 2024.
\n

\n\n

\n\n

\n

\n\n
sar\u00e0 concesso di rilevare solo l\u2019importo dell\u2019eventuale plu-
\n
svalenza o minusvalenza relativa ai diritti trasferiti all\u2019ac-
\n
quirente-locatore.
\n
Le modifiche non prescrivono specifici requisiti di valu-
\n
tazione per le passivit\u00e0 derivanti da una retrolocazione;
\n
tuttavia, includono esempi che illustrano la misurazione
\n
iniziale e successiva della passivit\u00e0 includendo pagamenti
\n
variabili che non dipendono da un indice o da un tasso.
\n
Tale rappresentazione costituisce una deviazione dal mo-
\n
dello generale di contabilizzazione previsto dall\u2019IFRS 16, in
\n
cui i pagamenti variabili, che non dipendono da un indice
\n
o da un tasso, sono rilevati a Conto economico nel perio-
\n
do in cui si verifica l\u2019evento o la condizione che determina
\n
tali pagamenti. A tal riguardo, il venditore-locatario dovr\u00e0
\n
sviluppare e applicare una policy contabile per determi-
\n
nare i pagamenti del leasing in modo tale che qualsiasi
\n
importo dell\u2019utile o della perdita relativo al diritto d\u2019uso
\n
trattenuto non venga riconosciuto.
\n
Le modifiche saranno applicabili, previa omologazione,
\n
dagli esercizi che hanno inizio dal 1\u00b0 gennaio 2024; \u00e8 pre-
\n
vista l\u2019applicazione retrospettica, in conformit\u00e0 allo \u201cIAS 8
\n
- Accounting Policies, Changes in Accounting Estimates
\n
and Errors\u201d, per le vendite e le operazioni di retrolocazione
\n
stipulate dopo la data di applicazione iniziale dell\u2019IFRS 16.
\n
Il Gruppo sta valutando i potenziali effetti derivanti dalla fu-
\n
tura applicazione delle nuove disposizioni.
\n

\n\n\n
59. Fatti di rilievo intervenuti dopo la
\n
chiusura dell\u2019esercizio
\n
Enel colloca nuovi prestiti obbligazionari ibridi perpetui
\n
da 1,75 miliardi di euro per rifinanziare alcuni dei suoi
\n
bond ibridi in circolazione
\n
In data 9 gennaio 2023 Enel SpA ha lanciato sul mercato
\n
europeo l\u2019emissione di prestiti obbligazionari non converti-
\n
bili, subordinati ibridi perpetui con denominazione in euro,
\n
destinati a investitori istituzionali, per un ammontare com-
\n
plessivo pari a 1,75 miliardi di euro (i \u201cNuovi Titoli\u201d). Conte-
\n
stualmente, Enel ha inoltre annunciato, con distinta notice,
\n
il lancio di offerte volontarie volte a riacquistare per cassa,
\n
e successivamente cancellare, per un totale complessivo
\n
nominale pari all\u2019importo raccolto con i Nuovi Titoli, tutto o
\n
parte del prestito obbligazionario ibrido perpetuo in circo-
\n
lazione da 750 milioni di euro, con prima call date ad ago-
\n
sto 2023, nonch\u00e9 parte del prestito obbligazionario ibrido
\n
in circolazione da 1.250 milioni di dollari statunitensi, con
\n
scadenza a settembre 2073 e prima call date a settembre
\n
2023, subordinatamente al verificarsi di talune condizioni
\n
sospensive.
\n
Enel annuncia i risultati della tender offer sul prestito
\n
obbligazionario ibrido perpetuo denominato in euro
\n
Con la conclusione dell\u2019offerta volontaria lanciata il 9 gen-
\n
naio 2023 e conclusa il 16 gennaio 2023, in data 18 gennaio
\n
2023 Enel ha annunciato che proceder\u00e0 a riacquistare per
\n
cassa il proprio prestito obbligazionario ibrido perpetuo in
\n
circolazione denominato in euro per un importo nominale
\n
complessivo pari a 699.970.000,00 euro. Considerato l\u2019im-
\n
porto nominale raccolto attraverso l\u2019emissione dei Nuovi
\n
Titoli e l\u2019importo nominale dei titoli acquistati in relazione
\n
alla tender offer sul prestito obbligazionario in euro, non
\n
trova applicazione l\u2019ammontare massimo di accettazione
\n
(\u201cCapped Maximum Amount\u201d) per la concomitante tender
\n
offer sul prestito obbligazionario ibrido da 1.250 milioni di
\n
dollari statunitensi
\n
con scadenza a settembre 2073 e prima
\n
call date a settembre 2023.
\n
Enel annuncia i risultati della tender offer sul prestito
\n
obbligazionario ibrido perpetuo denominato in euro
\n
In conseguenza del venir meno dell\u2019ammontare massimo
\n
di accettazione (\u201cCapped Maximum Amount\u201d) sul prestito
\n
obbligazionario in dollari statunitensi, come annunciato
\n
in data 18 gennaio 2023, Enel ha accettato per il riacqui-
\n
sto tutte le offerte validamente pervenute alla Early Tender
\n
Deadline in relazione al prestito obbligazionario in dol-
\n
lari statunitensi per un importo nominale complessivo di
\n
411.060.000 dollari statunitensi.
\n
Enel lancia un Sustainability-Linked Bond da 1,5 miliardi
\n
di euro
\n
In data 14 febbraio 2023 Enel Finance International NV ha
\n
lanciato sul mercato Eurobond un Sustainability-Linked
\n
Bond in due tranche rivolto agli investitori istituzionali per
\n
un totale di 1,5 miliardi di euro. La nuova emissione preve-
\n
de per la prima volta l\u2019utilizzo da parte di Enel di molteplici
\n
Key Performance Indicators (KPI) per tranche. Una tranche
\n
dell\u2019emissione combina un KPI collegato alla tassonomia
\n
dell\u2019UE con un KPI collegato agli Obiettivi di Sviluppo So-
\n
stenibile (SDG) delle Nazioni Unite. L\u2019altra tranche del bond
\n
\u00e8 collegata a due KPI associati alla traiettoria del Gruppo di
\n
completa decarbonizzazione, attraverso la riduzione delle
\n
emissioni dirette e indirette di gas a effetto serra.
\n
Enel avvia la cessione degli asset in Argentina con la
\n
vendita delle attivit\u00e0 di generazione termoelettrica
\n
In data 17 febbraio 2023 il Gruppo Enel, tramite la control-
\n
lata Enel Argentina, ha siglato e perfezionato un accordo
\n
per la vendita all\u2019azienda energetica Central Puerto SA del
\n
75,7% detenuto dal Gruppo nella societ\u00e0 di generazione
\n
termoelettrica Enel Generaci\u00f3n Costanera. Contestual-
\n
mente, Enel ha firmato l\u2019accordo per la cessione a Central
\n
Puerto del 41,2% detenuto nella societ\u00e0 di generazione
\n

\n

\n\n

\n\n

\n

\n

\n\n
termoelettrica Central Dock Sud. Il corrispettivo totale per
\n
la cessione delle partecipazioni di Enel nelle due societ\u00e0
\n
ammonta a 102 milioni di dollari statunitensi.
\n
Enel firma accordo per la cessione delle sue attivit\u00e0 in
\n
Romania a PPC
\n
In data 9 marzo 2023 Enel SpA ha sottoscritto un accordo
\n
per la cessione alla societ\u00e0 greca Public Power Corpora-
\n
tion SA (PPC) di tutte le partecipazioni detenute dal Gruppo
\n
Enel in Romania. L\u2019accordo prevede che PPC versi un cor-
\n
rispettivo complessivo di circa 1.260 milioni di euro, corri-
\n

\n\n\n
spondenti a circa 1.900 milioni di euro in termini di enter-
\n
prise value (riferito al 100%). Complessivamente si prevede
\n
che l\u2019operazione generi un effetto positivo totale sull\u2019inde-
\n
bitamento netto consolidato del Gruppo di circa 1,7 mi-
\n
liardi di euro, di cui circa 0,1 miliardi di euro nel 2022 e la
\n
rimanente parte nel 2023, insieme a un impatto negativo
\n
cumulato nel 2022-2023 sull\u2019utile netto del Gruppo di circa
\n
1,4 miliardi di euro, di cui circa 0,6 miliardi di euro collegati
\n
al rilascio della riserva cambi, da contabilizzare nel 2023.
\n

\n\n\n
60. Compensi alla Societ\u00e0 di revisione ai sensi
\n
dell\u2019art. 149 duodecies del \u201cRegolamento Emittenti CONSOB\u201d
\n
I corrispettivi di competenza dell\u2019esercizio 2022 riconosciuti
\n
da Enel SpA e dalle sue controllate al 31 dicembre 2022 alla
\n
Societ\u00e0 di revisione e alle entit\u00e0 appartenenti al suo network,
\n
a fronte di prestazioni di servizi, sono riepilogati nella tabel-
\n
la che segue, redatta secondo quanto indicato dall\u2019art. 149
\n
duodecies del \u201cRegolamento Emittenti CONSOB\u201d.
\n
Milioni di euro
\n
Tipologia di servizi Soggetto che ha erogato il servizio Compensi
\n
Enel SpA
\n
Revisione contabile
\n
di cui:
\n
- KPMG SpA 0,5
\n
- entit\u00e0 della rete KPMG -
\n
Servizi di attestazione
\n
di cui:
\n
- KPMG SpA 2,1
\n
- entit\u00e0 della rete KPMG -
\n
Altri servizi
\n
di cui:
\n
- KPMG SpA -
\n
- entit\u00e0 della rete KPMG -
\n
Totale 2,6
\n
Societ\u00e0 controllate da Enel SpA
\n
Revisione contabile
\n
di cui:
\n
- KPMG SpA 4,3
\n
- entit\u00e0 della rete KPMG 7,9
\n
Servizi di attestazione
\n
di cui:
\n
- KPMG SpA 1,3
\n
- entit\u00e0 della rete KPMG 1,1
\n
Altri servizi
\n
di cui:
\n
- KPMG SpA 0,1
\n
- entit\u00e0 della rete KPMG -
\n
Totale 14,7
\n
TOTALE 17,3
\n

\n\n

\n\n

\n\n
Attestazione dell\u2019Amministratore Delegato e del Dirigente preposto alla
\n
redazione dei documenti contabili societari relativa al Bilancio consolidato
\n
del Gruppo Enel al 31 dicembre 2022, ai sensi dell\u2019art. 154-bis, comma 5,
\n
del decreto legislativo 24 febbraio 1998, n. 58 e dell\u2019art. 81-ter
\n
del Regolamento CONSOB 14 maggio 1999, n. 11971
\n

\n
1. I sottoscritti Francesco Starace e Alberto De Paoli, nella qualit\u00e0 rispettivamente di
\n
Amministratore Delegato e di Dirigente preposto alla redazione dei documenti contabili
\n
societari di Enel SpA attestano, tenuto anche conto di quanto previsto dall\u2019art. 154-
\n
bis, commi 3 e 4, del decreto legislativo 24 febbraio 1998, n. 58:
\n
a. l\u2019adeguatezza in relazione alle caratteristiche del Gruppo Enel e
\n
b. l\u2019effettiva applicazione
\n
delle procedure amministrative e contabili per la formazione del Bilancio consolidato
\n
del Gruppo Enel nel corso del periodo compreso tra il 1\u00b0 gennaio 2022 e il 31 dicembre
\n
2022.
\n

\n
2. Al riguardo si segnala che:
\n
a. l\u2019adeguatezza delle procedure amministrative e contabili per la formazione del
\n
Bilancio consolidato del Gruppo Enel \u00e8 stata verificata mediante la valutazione del
\n
sistema di controllo interno sull\u2019informativa finanziaria. Tale valutazione \u00e8 stata
\n
effettuata prendendo a riferimento i criteri stabiliti nel modello \u201cInternal Controls -
\n
Integrated Framework\u201d emesso dal Committee of Sponsoring Organizations of the
\n
Treadway Commission (\u201cCOSO\u201d);
\n
b. dalla valutazione del sistema di controllo interno sull\u2019informativa finanziaria non
\n
sono emersi aspetti di rilievo.
\n

\n
3. Si attesta inoltre che il Bilancio consolidato del Gruppo Enel al 31 dicembre 2022:
\n
a. \u00e8 redatto in conformit\u00e0 ai principi contabili internazionali applicabili riconosciuti
\n
nella Comunit\u00e0 europea ai sensi del regolamento (CE) n. 1606/2002 del
\n
Parlamento europeo e del Consiglio, del 19 luglio 2002;
\n
b. corrisponde alle risultanze dei libri e delle scritture contabili;
\n
c. \u00e8 idoneo a fornire una rappresentazione veritiera e corretta della situazione
\n
patrimoniale, economica e finanziaria dell'emittente e dell\u2019insieme delle imprese
\n
incluse nel consolidamento.
\n

\n
4. Si attesta infine che la relazione sulla gestione, che correda il Bilancio consolidato del
\n
Gruppo Enel al 31 dicembre 2022, comprende un'analisi attendibile dell'andamento
\n
e del risultato della gestione, nonch\u00e9 della situazione dell'emittente e dell\u2019insieme
\n
delle imprese incluse nel consolidamento, unitamente alla descrizione dei principali
\n
rischi e incertezze cui sono esposti.
\n

\n

\n
Roma, 16 marzo 2023
\n

\n
Francesco Starace
\n
Amministratore Delegato di Enel SpA
\n

\n

\n
Alberto De Paoli
\n
Dirigente preposto alla redazione dei documenti
\n
contabili societari di Enel SpA
\n

\n

\n
ALBERTO MARIA
\n
GIUSEPPE DE
\n
PAOLI
\n
Firmato digitalmente da ALBERTO MARIA
\n
GIUSEPPE DE PAOLI
\n
ND: dnQualifier=2017503298228, c=IT,
\n
o=GRUPPO ENEL/00811720580,
\n
serialNumber=TINIT-DPLLRT65R01G388C,
\n
title=GRUPPO ENEL, sn=DE PAOLI,
\n
givenName=ALBERTO MARIA GIUSEPPE,
\n
cn=ALBERTO MARIA GIUSEPPE DE PAOLI
\n
Data: 2023.03.16 07:57:29 +01'00'
\n
Francesc
\n
o Starace
\n
Firmato
\n
digitalmente da
\n
Francesco Starace
\n
Data: 2023.03.16
\n
08:56:50 +01'00'
\n

\n\n

\n\n

\n

\n
Allegati
\n\n
Imprese e partecipazioni rilevanti del Gruppo Enel
\n
al 31 dicembre 2022
\n
In conformit\u00e0 a quanto disposto dagli artt. 38 e 39 del de-
\n
creto legislativo n. 127/1991 e dalla Comunicazione CON-
\n
SOB n. DEM/6064293 del 28 luglio 2006, sono forniti di
\n
seguito gli elenchi delle imprese controllate da Enel SpA
\n
e a essa collegate al 31 dicembre 2022, a norma dell\u2019art.
\n
2359 del codice civile, nonch\u00e9 delle altre partecipazioni ri-
\n
levanti. Tutte le partecipazioni sono possedute a titolo di
\n
propriet\u00e0.
\n
Per ogni impresa sono indicati: la denominazione, la sede
\n
legale, il capitale sociale, la valuta in cui \u00e8 espresso, il set-
\n
tore di attivit\u00e0, il metodo di consolidamento, le societ\u00e0 del
\n
Gruppo che possiedono una partecipazione nell\u2019impresa
\n
e le rispettive percentuali di possesso e la percentuale di
\n
possesso del Gruppo.
\n
Di seguito viene riportata l\u2019illustrazione grafica associata al
\n
settore di attivit\u00e0.
\n
Settore di attivit\u00e0 Descrizione settore di attivit\u00e0
\n
Holding di Gruppo
\n
Holding di Paese
\n
Enel Green Power
\n
Generazione Termoelettrica
\n
Trading
\n
Enel Grids
\n
Enel X
\n
Mercati finali
\n
Servizi
\n
Finanziario
\n
Enel X Way
\n

\n\n

\n\n

\n\n
Denominazione societ\u00e0 Sede legale Nazione Capitale sociale Valuta
\n
Settore di
\n
attivit\u00e0
\n
Metodo di
\n
consolidamento Detenuta da
\n
%
\n
possesso
\n
azioni
\n
ordinarie
\n
%
\n
possesso
\n
Gruppo
\n
Controllante
\n
Enel SpA Roma IT 10.166.679.946,00 EUR Holding 100,00%
\n
Controllate
\n
25 Mile Creek Windfarm
\n
LLC
\n
Andover US 1,00 USD
\n
Integrale
\n
25RoseFarms Holdings
\n
LLC
\n
100,00% 100,00%
\n
25 Mile PPA LLC Andover US 1,00 USD
\n
Integrale
\n
EGP North America
\n
PPA LLC
\n
100,00% 100,00%
\n
25RoseFarms Holdings
\n
LLC
\n
Andover US 1,00 USD
\n
Integrale
\n
Enel Green Power
\n
25RoseFarms Holdings
\n
LLC
\n
100,00% 100,00%
\n
3SUN Srl Catania IT 1.000.000,00 EUR
\n
AFS
\n
Enel Green Power
\n
Italia Srl
\n
96,74%
\n
100,00%
\n
Enel Green Power SpA 3,26%
\n
3Sun USA LLC Andover US 1,00 USD
\n
Integrale Enel North America Inc. 100,00% 100,00%
\n
400 Manley Solar LLC Boston US - USD
\n
Integrale
\n
Enel X Project MP
\n
Holdings LLC
\n
100,00% 100,00%
\n
4814 Investments LLC Andover US - USD
\n
Integrale Tradewind Energy Inc. 100,00% 100,00%
\n
ABC Solar 11 SpA Santiago del Cile CL 1.000.000,00 CLP
\n
Integrale
\n
Enel Green Power
\n
Chile SA
\n
100,00% 64,93%
\n
ABC Solar 3 SpA Santiago del Cile CL 1.000.000,00 CLP
\n
Integrale
\n
Enel Green Power
\n
Chile SA
\n
100,00% 64,93%
\n
Ables Springs Solar LLC Andover US 1,00 USD
\n
Integrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%
\n
Ables Springs Storage
\n
LLC
\n
Andover US 1,00 USD
\n
Integrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%
\n
Abu Renewables India
\n
Private Limited
\n
Gurugram IN 100.000,00 INR
\n
Integrale
\n
Enel Green Power India
\n
Private Limited
\n
100,00% 100,00%
\n
Ace High Solar Project
\n
LLC
\n
Andover US 1,00 USD
\n
Integrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%
\n
Aced Renewables Hidden
\n
Valley (RF) (Pty) Ltd
\n
Johannesburg ZA 1.000,00 ZAR
\n
Equity
\n
Enel Green Power RSA
\n
2 (RF) (Pty) Ltd
\n
55,00% 27,50%
\n
Acefat AIE Barcellona ES 793.340,00 EUR
\n
-
\n
Edistribuci\u00f3n Redes
\n
Digitales SLU
\n
14,29% 10,02%
\n
Adams Solar PV Project
\n
Two (RF) (Pty) Ltd
\n
Johannesburg ZA 10.000.000,00 ZAR
\n
Integrale
\n
Enel Green Power
\n
South Africa (Pty) Ltd
\n
60,00% 60,00%
\n
Adria Link Srl Gorizia IT 300.297,00 EUR
\n
Equity Enel Produzione SpA 50,00% 50,00%
\n
Aferkat Wind Farm Benslimane MA 389.600,00 MAD
\n
Integrale
\n
Enel Green Power
\n
Morocco SARLAU
\n
100,00% 100,00%
\n
Agassiz Beach LLC Minneapolis US - USD
\n
Integrale
\n
Chi Minnesota Wind
\n
LLC
\n
51,00% 51,00%
\n
Agatos Green Power
\n
Trino Srl
\n
Roma IT 10.000,00 EUR
\n
Integrale
\n
Enel Green Power
\n
Solar Energy Srl
\n
100,00% 100,00%
\n
Aguil\u00f3n 20 SA Saragozza ES 2.682.000,00 EUR
\n
Integrale
\n
Enel Green Power
\n
Espa\u00f1a SLU
\n
51,00% 35,76%
\n

\n\n

\n\n

\n\n
Denominazione societ\u00e0 Sede legale Nazione Capitale sociale Valuta
\n
Settore di
\n
attivit\u00e0
\n
Metodo di
\n
consolidamento Detenuta da
\n
%
\n
possesso
\n
azioni
\n
ordinarie
\n
%
\n
possesso
\n
Gruppo
\n
Alba Energia Ltda Rio de Janeiro BR 16.045.169,00 BRL Integrale
\n
Enel Brasil SA 100,00%
\n
82,27%
\n
Enel Green Power
\n
Desenvolvimento Ltda
\n
0,00%
\n
Albany Solar LLC Wilmington US - USD
\n
Integrale
\n
Aurora Distributed
\n
Solar LLC
\n
100,00% 74,13%
\n
Alliance SA Managua NI 6.180.150,00 NIO
\n
- Ufinet Latam SLU 99,90% 19,48%
\n
Alpe Adria Energia Srl Udine IT 900.000,00 EUR
\n
Equity Enel Produzione SpA 50,00% 50,00%
\n
Alta Farms Azure
\n
Ranchland Holdings LLC
\n
Dover US 100,00 USD
\n
Integrale
\n
Enel Green Power
\n
North America Inc.
\n
100,00% 100,00%
\n
Alta Farms Wind Project
\n
II LLC
\n
Andover US 1,00 USD
\n
Integrale
\n
Enel Green Power
\n
25RoseFarms Holdings
\n
LLC
\n
100,00% 100,00%
\n
Alvorada Energia SA Niter\u00f3i BR 22.317.415,92 BRL
\n
Integrale Enel Brasil SA 100,00% 82,27%
\n
Ampla Energia e Servi\u00e7os
\n
SA
\n
Rio de Janeiro BR 4.138.230.386,65 BRL
\n
Integrale Enel Brasil SA 99,82% 82,12%
\n
Annandale Solar LLC Wilmington US - USD
\n
Integrale
\n
Aurora Distributed
\n
Solar LLC
\n
100,00% 74,13%
\n
Apiac\u00e1s Energia SA Rio de Janeiro BR 14.216.846,33 BRL
\n
Integrale Enel Brasil SA 100,00% 82,27%
\n
Aquilla Wind Project LLC Andover US 1,00 USD
\n
Integrale Tradewind Energy Inc. 100,00% 100,00%
\n
Aragonesa de Actividades
\n
Energ\u00e9ticas SAU
\n
Teruel ES 60.100,00 EUR
\n
Integrale Endesa Red SAU 100,00% 70,12%
\n
Aranort Desarrollos SLU Madrid ES 3.010,00 EUR
\n
Integrale
\n
Enel Green Power
\n
Espa\u00f1a SLU
\n
100,00% 70,12%
\n
Aravalli Surya (Project 1)
\n
Private Limited
\n
Gurugram IN 31.630.000,00 INR
\n
Integrale
\n
Enel Green Power India
\n
Private Limited
\n
100,00% 100,00%
\n
Arcadia Power Inc. Washington DC US - USD
\n
-
\n
Enel X North America
\n
Inc.
\n
0,14% 0,14%
\n
Arena Green Power 1 SLU Madrid ES 3.000,00 EUR
\n
Integrale Shark Power SLU 100,00% 70,12%
\n
Arena Green Power 2 SLU Madrid ES 3.000,00 EUR
\n
Integrale Shark Power SLU 100,00% 70,12%
\n
Arena Green Power 3 SLU Madrid ES 3.000,00 EUR
\n
Integrale Shark Power SLU 100,00% 70,12%
\n
Arena Green Power 4 SLU Siviglia ES 3.000,00 EUR
\n
Integrale Shark Power SLU 100,00% 70,12%
\n
Arena Green Power 5 SLU Madrid ES 3.000,00 EUR
\n
Integrale Shark Power SLU 100,00% 70,12%
\n
Arena Power Solar 11 SLU Madrid ES 3.000,00 EUR
\n
Integrale
\n
Enel Green Power
\n
Espa\u00f1a SLU
\n
100,00% 70,12%
\n
Arena Power Solar 12 SLU Madrid ES 3.000,00 EUR
\n
Integrale
\n
Enel Green Power
\n
Espa\u00f1a SLU
\n
100,00% 70,12%
\n
Arena Power Solar 13 SLU Madrid ES 3.000,00 EUR
\n
Integrale
\n
Enel Green Power
\n
Espa\u00f1a SLU
\n
100,00% 70,12%
\n
Arena Power Solar 20 SLU Siviglia ES 3.000,00 EUR
\n
Integrale
\n
Enel Green Power
\n
Espa\u00f1a SLU
\n
100,00% 70,12%
\n

\n\n

\n\n

\n\n
Denominazione societ\u00e0 Sede legale Nazione Capitale sociale Valuta
\n
Settore di
\n
attivit\u00e0
\n
Metodo di
\n
consolidamento Detenuta da
\n
%
\n
possesso
\n
azioni
\n
ordinarie
\n
%
\n
possesso
\n
Gruppo
\n
Arena Power Solar 33 SLU Madrid ES 3.000,00 EUR Integrale
\n
Enel Green Power
\n
Espa\u00f1a SLU
\n
100,00% 70,12%
\n
Arena Power Solar 34 SLU Madrid ES 3.000,00 EUR
\n
Integrale
\n
Enel Green Power
\n
Espa\u00f1a SLU
\n
100,00% 70,12%
\n
Arena Power Solar 35 SLU Madrid ES 3.000,00 EUR
\n
Integrale
\n
Enel Green Power
\n
Espa\u00f1a SLU
\n
100,00% 70,12%
\n
Arrow Hills Solar Project Andover US - USD
\n
Integrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%
\n
Asociaci\u00f3n Nuclear Asc\u00f3-
\n
Vandell\u00f3s II AIE
\n
Tarragona ES 19.232.400,00 EUR
\n
Proporzionale
\n
Endesa Generaci\u00f3n
\n
SAU
\n
85,41% 59,89%
\n
Ateca Renovables SL Madrid ES 3.000,00 EUR
\n
Equity
\n
Baylio Solar SLU 19,72%
\n
35,06%
\n
Dehesa de los
\n
Guadalupes Solar SLU
\n
14,93%
\n
Seguidores Solares
\n
Planta 2 SLU
\n
15,35%
\n
Athonet France SASU Parigi FR 50.000,00 EUR
\n
- Athonet Srl 100,00% 16,00%
\n
Athonet Srl Trieste IT 68.927,57 EUR
\n
- Enel X Srl 16,00% 16,00%
\n
Athonet UK Ltd
\n
Battle, East
\n
Sussex
\n
GB 250.001,00 GBP
\n
- Athonet Srl 100,00% 16,00%
\n
Athonet USA Inc. Wilmington US 1,00 USD
\n
- Athonet Srl 100,00% 16,00%
\n
Atl\u00e1ntico Photovoltaic
\n
SAS ESP
\n
Barranquilla CO 50.587.000,00 COP
\n
Integrale Enel Colombia SA ESP 100,00% 47,18%
\n
Atwater Solar LLC Wilmington US - USD
\n
Integrale
\n
Aurora Distributed
\n
Solar LLC
\n
100,00% 74,13%
\n
Aurora Distributed Solar
\n
LLC
\n
Wilmington US - USD
\n
Integrale
\n
Aurora Solar Holdings
\n
LLC
\n
74, 13 % 74 , 13 %
\n
Aurora Land Holdings LLC Wilmington US - USD
\n
Integrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%
\n
Aurora Solar Holdings LLC Wilmington US - USD
\n
Integrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%
\n
Aurora Wind Holdings LLC Andover US - USD
\n
Integrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%
\n
Aurora Wind Project LLC Andover US 1,00 USD
\n
Integrale
\n
Aurora Wind Holdings
\n
LLC
\n
100,00% 100,00%
\n
Autumn Hills LLC Wilmington US - USD
\n
Integrale
\n
Chi Minnesota Wind
\n
LLC
\n
51,00% 51,00%
\n
Autumn Waltz Wind
\n
Project LLC
\n
Andover US 1,00 USD
\n
Integrale Tradewind Energy Inc. 100,00% 100,00%
\n
Avikiran Energy India
\n
Private Limited
\n
Gurugram IN 100.000.000,00 INR
\n
Integrale
\n
Enel Green Power India
\n
Private Limited
\n
100,00% 100,00%
\n
Avikiran Solar India Private
\n
Limited
\n
Nuova Delhi IN 253.659.580,00 INR
\n
AFS
\n
Enel Green Power India
\n
Private Limited
\n
100,00% 100,00%
\n
Avikiran Surya India
\n
Private Limited
\n
Gurugram IN 200.000,00 INR
\n
Equity
\n
Enel Green Power India
\n
Private Limited
\n
51,00% 51,00%
\n
Avikiran Vayu India Private
\n
Limited
\n
Gurugram IN 100.000,00 INR
\n
Integrale
\n
Enel Green Power India
\n
Private Limited
\n
100,00% 100,00%
\n

\n\n

\n\n

\n\n
Denominazione societ\u00e0 Sede legale Nazione Capitale sociale Valuta
\n
Settore di
\n
attivit\u00e0
\n
Metodo di
\n
consolidamento Detenuta da
\n
%
\n
possesso
\n
azioni
\n
ordinarie
\n
%
\n
possesso
\n
Gruppo
\n
Azure Blue Jay Holdings
\n
LLC
\n
Dover US 100,00 USD
\n
Integrale
\n
Enel Green Power
\n
North America Inc.
\n
100,00% 100,00%
\n
Azure Blue Jay Solar
\n
Holdings LLC
\n
Andover US 1,00 USD
\n
Integrale
\n
Enel Green Power
\n
Azure Blue Jay Solar
\n
Holdings LLC
\n
100,00% 100,00%
\n
Azure Sky Solar Project
\n
LLC
\n
Andover US 1,00 USD
\n
Integrale
\n
Azure Blue Jay Solar
\n
Holdings LLC
\n
100,00% 100,00%
\n
Azure Sky Wind Holdings
\n
LLC
\n
Andover US - USD
\n
Integrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%
\n
Azure Sky Wind Project
\n
LLC
\n
Andover US 1,00 USD
\n
Integrale
\n
AzureRanchII Wind
\n
Holdings LLC
\n
100,00% 100,00%
\n
Azure Sky Wind Storage
\n
LLC
\n
Andover US - USD
\n
Integrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%
\n
AzureRanchII Wind
\n
Holdings LLC
\n
Andover US 1,00 USD
\n
Integrale
\n
Enel Green Power
\n
AzureRanchII Wind
\n
Holdings LLC
\n
100,00% 100,00%
\n
Baikal Enterprise SLU
\n
Palma de
\n
Mallorca
\n
ES 3.006,00 EUR
\n
Integrale
\n
Enel Green Power
\n
Espa\u00f1a SLU
\n
100,00% 70,12%
\n
Baleares Energy SLU
\n
Palma de
\n
Mallorca
\n
ES 4.509,00 EUR
\n
Integrale
\n
Enel Green Power
\n
Espa\u00f1a SLU
\n
100,00% 70,12%
\n
Barnwell County Solar
\n
Project LLC
\n
Andover US - USD
\n
Integrale Tradewind Energy Inc. 100,00% 100,00%
\n
Baylio Solar SLU Madrid ES 3.000,00 EUR
\n
Integrale
\n
Enel Green Power
\n
Espa\u00f1a SLU
\n
100,00% 70,12%
\n
Beaver Falls Water Power
\n
Company
\n
Wilmington US - USD
\n
Integrale
\n
Beaver Valley Holdings
\n
LLC
\n
67,50% 67,50%
\n
Beaver Valley Holdings
\n
LLC
\n
Wilmington US - USD
\n
Integrale
\n
Enel Green Power
\n
North America Inc.
\n
100,00% 100,00%
\n
Beijing Tecnatom Nuclear
\n
Power Safety Technology
\n
Services Company
\n
Limited
\n
Pechino CN 280.000,00 EUR
\n
Equity Tecnatom SA 100,00% 31,56%
\n
Bejaad Solar Plant Casablanca MA 10.000,00 MAD
\n
Integrale
\n
Enel Green Power
\n
Morocco SARLAU
\n
99,00%
\n
99,00%
\n
Sig.ra Riveros Perez
\n
Paula Cristina
\n
1,00%
\n
Belltail Solar Project LLC Andover US 1,00 USD
\n
Integrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%
\n
Belomechetskaya WPS Mosca RU 3.010.000,00 RUB
\n
Integrale
\n
Enel Green Power
\n
Rus Limited Liability
\n
Company
\n
100,00% 100,00%
\n
Bijou Hills Wind LLC Andover US 1,00 USD
\n
Integrale Tradewind Energy Inc. 100,00% 100,00%
\n
Bioenergy Casei Gerola Srl Roma IT 100.000,00 EUR
\n
Integrale
\n
Enel Green Power
\n
Italia Srl
\n
100,00% 100,00%
\n
Bison Meadows Storage
\n
Project LLC
\n
Andover US 1,00 USD
\n
Integrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%
\n
Bison Meadows Wind
\n
Project LLC
\n
Andover US - USD
\n
Integrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%
\n
Blair Solar I LLC Andover US 1,00 USD
\n
Integrale
\n
Brick Road Solar
\n
Holdings LLC
\n
100,00% 100,00%
\n
Blue Jay Solar I LLC Andover US 1,00 USD
\n
Integrale
\n
Azure Blue Jay Solar
\n
Holdings LLC
\n
100,00% 100,00%
\n
Blue Jay Solar II LLC Andover US 1,00 USD
\n
Integrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%
\n

\n\n

\n\n

\n\n
Denominazione societ\u00e0 Sede legale Nazione Capitale sociale Valuta
\n
Settore di
\n
attivit\u00e0
\n
Metodo di
\n
consolidamento Detenuta da
\n
%
\n
possesso
\n
azioni
\n
ordinarie
\n
%
\n
possesso
\n
Gruppo
\n
Blue Star Wind Project
\n
LLC
\n
Andover US 1,00 USD
\n
Integrale Tradewind Energy Inc. 100,00% 100,00%
\n
BluRe MA San Jos\u00e9 LU 7.092.970,00 EUR
\n
-
\n
Slovensk\u00e9 elektr\u00e1rne
\n
AS
\n
5,00% 1,65%
\n
Bogot\u00e1 ZE SAS Bogot\u00e0 CO 186.361.690,00 COP
\n
AFS Colombia ZE SAS 100,00% 47,18%
\n
Bold Elk Wind Limited
\n
Partnership
\n
Calgary CA 100,00 CAD
\n
Integrale
\n
Enel Alberta Wind Inc. 0,10%
\n
100,00%
\n
Enel Green Power
\n
Canada Inc.
\n
99,90%
\n
Bondia Energia Ltda Niter\u00f3i BR 2.950.888,00 BRL
\n
Integrale
\n
Enel Brasil SA 100,00%
\n
82,27%
\n
Enel Green Power
\n
Desenvolvimento Ltda
\n
0,00%
\n
Boone Stephens Solar
\n
I LLC
\n
Andover US 1,00 USD
\n
Integrale
\n
Brick Road Solar
\n
Holdings LLC
\n
100,00% 100,00%
\n
Bosa del Ebro SL Saragozza ES 3.010,00 EUR
\n
Integrale
\n
Enel Green Power
\n
Espa\u00f1a SLU
\n
51,00% 35,76%
\n
Bottom Grass Solar
\n
Project LLC
\n
Andover US - USD
\n
Integrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%
\n
Boujdour Wind Farm Casablanca MA 300.000,00 MAD
\n
Equity
\n
Nareva Enel Green
\n
Power Morocco SA
\n
90,00% 45,00%
\n
Bouldercombe Solar Farm
\n
Trust
\n
Sydney AU 10,00 AUD
\n
Integrale
\n
Enel Green Power
\n
Bouldercombe Trust
\n
100,00% 100,00%
\n
Bouldercombe Solar
\n
(Pty) Ltd
\n
Sydney AU 100,00 AUD
\n
Integrale
\n
Enel Green Power
\n
Bouldercombe Holding
\n
(Pty) Ltd
\n
100,00% 100,00%
\n
Box Canyon Energy
\n
Storage Project LLC
\n
Andover US 1,00 USD
\n
Integrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%
\n
BP Hydro Finance
\n
Partnership
\n
Salt Lake City US - USD
\n
Integrale
\n
Enel Green Power
\n
North America Inc.
\n
24,08%
\n
100,00%
\n
Enel Kansas LLC 75,92%
\n
Brandonville Solar I LLC Andover US 1,00 USD
\n
Integrale
\n
Brick Road Solar
\n
Holdings LLC
\n
100,00% 100,00%
\n
Bravo Dome Wind Project
\n
LLC
\n
Andover US 1,00 USD
\n
Integrale Tradewind Energy Inc. 100,00% 100,00%
\n
Brazatortas 220
\n
Renovables SL
\n
Madrid ES 3.000,00 EUR
\n
Equity
\n
Baylio Solar SLU 16,98%
\n
23,81%
\n
Furatena Solar 1 SLU 16,98%
\n
Brazoria West Solar
\n
Project LLC
\n
Andover US - USD
\n
Integrale Tradewind Energy Inc. 100,00% 100,00%
\n
Brazos Flat Solar Project
\n
LLC
\n
Andover US - USD
\n
Integrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%
\n
Brick Road Solar Holdings
\n
LLC
\n
Andover US 1,00 USD
\n
Integrale Tradewind Energy Inc. 100,00% 100,00%
\n
Bronco Hills Solar Project
\n
LLC
\n
Andover US 1,00 USD
\n
Integrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%
\n
Brush County Solar
\n
Project LLC
\n
Andover US - USD
\n
Integrale Tradewind Energy Inc. 100,00% 100,00%
\n
Buck Canyon Wind
\n
Project LLC
\n
Andover US 1,00 USD
\n
Integrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%
\n

\n\n

\n\n

\n\n
Denominazione societ\u00e0 Sede legale Nazione Capitale sociale Valuta
\n
Settore di
\n
attivit\u00e0
\n
Metodo di
\n
consolidamento Detenuta da
\n
%
\n
possesso
\n
azioni
\n
ordinarie
\n
%
\n
possesso
\n
Gruppo
\n
Buckshutem Solar I LLC Andover US 1,00 USD Integrale
\n
Brick Road Solar
\n
Holdings LLC
\n
100,00% 100,00%
\n
Buckshutem Solar II LLC Andover US 1,00 USD
\n
Integrale
\n
Brick Road Solar
\n
Holdings LLC
\n
100,00% 100,00%
\n
Buffalo Dunes Solar
\n
Project LLC
\n
Andover US 1,00 USD
\n
Integrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%
\n
Buffalo Dunes Wind
\n
Project LLC
\n
Topeka US - USD
\n
Integrale
\n
EGPNA Development
\n
Holdings LLC
\n
75,00% 75,00%
\n
Buffalo Jump LP Alberta CA 10,00 CAD
\n
Integrale
\n
Enel Alberta Wind Inc. 0,10%
\n
100,00%
\n
Enel Green Power
\n
Canada Inc.
\n
99,90%
\n
Buffalo Spirit Wind Project
\n
LLC
\n
Andover US 1,00 USD
\n
Integrale Tradewind Energy Inc. 100,00% 100,00%
\n
Bungala One Finco (Pty)
\n
Ltd
\n
Sydney AU 1.000,00 AUD
\n
AFS
\n
Bungala One Property
\n
Trust
\n
100,00% 51,00%
\n
Bungala One Operation
\n
Holding Trust
\n
Sydney AU 100,00 AUD
\n
AFS
\n
Enel Green Power
\n
Bungala (Pty) Ltd
\n
50,00% 50,00%
\n
Bungala One Operations
\n
Holding (Pty) Ltd
\n
Sydney AU 100,00 AUD
\n
AFS
\n
Enel Green Power
\n
Bungala (Pty) Ltd
\n
51,00% 51,00%
\n
Bungala One Operations
\n
(Pty) Ltd
\n
Sydney AU 1.000,00 AUD
\n
AFS
\n
Bungala One
\n
Operations Holding
\n
(Pty) Ltd
\n
100,00% 51,00%
\n
Bungala One Operations
\n
Trust
\n
Sydney AU - AUD
\n
AFS
\n
Bungala One
\n
Operations Holding
\n
(Pty) Ltd
\n
100,00% 51,00%
\n
Bungala One Property
\n
Holding (Pty) Ltd
\n
Sydney AU 100,00 AUD
\n
AFS
\n
Enel Green Power
\n
Bungala (Pty) Ltd
\n
51,00% 51,00%
\n
Bungala One Property
\n
Holding Trust
\n
Sydney AU 100,00 AUD
\n
AFS
\n
Enel Green Power
\n
Bungala (Pty) Ltd
\n
50,00% 50,00%
\n
Bungala One Property
\n
(Pty) Ltd
\n
Sydney AU 1.000,00 AUD
\n
AFS
\n
Bungala One Property
\n
Holding (Pty) Ltd
\n
100,00% 51,00%
\n
Bungala One Property
\n
Trust
\n
Sydney AU - AUD
\n
AFS
\n
Bungala One Property
\n
Holding (Pty) Ltd
\n
100,00% 51,00%
\n
Bungala Two Finco (Pty)
\n
Ltd
\n
Sydney AU - AUD
\n
AFS
\n
Bungala Two Property
\n
Trust
\n
100,00% 51,00%
\n
Bungala Two Operations
\n
Holding (Pty) Ltd
\n
Sydney AU - AUD
\n
AFS
\n
Enel Green Power
\n
Bungala (Pty) Ltd
\n
51,00% 51,00%
\n
Bungala Two Operations
\n
Holding Trust
\n
Sydney AU - AUD
\n
AFS
\n
Enel Green Power
\n
Bungala (Pty) Ltd
\n
50,00% 50,00%
\n
Bungala Two Operations
\n
(Pty) Ltd
\n
Sydney AU - AUD
\n
AFS
\n
Bungala Two
\n
Operations Holding
\n
(Pty) Ltd
\n
100,00% 51,00%
\n
Bungala Two Operations
\n
Trust
\n
Sydney AU - AUD
\n
AFS
\n
Bungala Two
\n
Operations Holding
\n
(Pty) Ltd
\n
100,00% 51,00%
\n
Bungala Two Property
\n
Holding (Pty) Ltd
\n
Sydney AU - AUD
\n
AFS
\n
Enel Green Power
\n
Bungala (Pty) Ltd
\n
51,00% 51,00%
\n
Bungala Two Property
\n
Holding Trust
\n
Sydney AU - AUD
\n
AFS
\n
Enel Green Power
\n
Bungala (Pty) Ltd
\n
50,00% 50,00%
\n
Bungala Two Property
\n
(Pty) Ltd
\n
Sydney AU - AUD
\n
AFS
\n
Bungala Two Property
\n
Holding (Pty) Ltd
\n
100,00% 51,00%
\n

\n\n

\n\n

\n\n
Denominazione societ\u00e0 Sede legale Nazione Capitale sociale Valuta
\n
Settore di
\n
attivit\u00e0
\n
Metodo di
\n
consolidamento Detenuta da
\n
%
\n
possesso
\n
azioni
\n
ordinarie
\n
%
\n
possesso
\n
Gruppo
\n
Bungala Two Property
\n
Trust
\n
Sydney AU 1,00 AUD
\n
AFS
\n
Bungala Two Property
\n
Holding (Pty) Ltd
\n
100,00% 51,00%
\n
Burgundy Spruce Solar LP Calgary CA 100,00 CAD
\n
Integrale
\n
Enel Alberta Solar Inc. 0,10%
\n
100,00%
\n
Enel Green Power
\n
Canada Inc.
\n
99,90%
\n
Business Venture
\n
Investments 1468 (Pty) Ltd
\n
Johannesburg ZA 100,00 ZAR
\n
Integrale
\n
Enel Green Power
\n
South Africa (Pty) Ltd
\n
100,00% 100,00%
\n
Butterfly Meadows Solar
\n
Project LLC
\n
Andover US - USD
\n
Integrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%
\n
C&C Castelvetere Srl Roma IT 100.000,00 EUR
\n
Integrale
\n
Enel Green Power
\n
Italia Srl
\n
100,00% 100,00%
\n
C&C Uno Energy Srl Roma IT 118.000,00 EUR
\n
Integrale
\n
Enel Green Power
\n
Italia Srl
\n
100,00% 100,00%
\n
Cactus Mesa Solar Project
\n
LLC
\n
Andover US 1,00 USD
\n
Integrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%
\n
Campos Promotores
\n
Renovables SL
\n
Elche ES 3.000,00 EUR
\n
Equity
\n
Enel Green Power
\n
Espa\u00f1a SLU
\n
25,30% 17,74%
\n
Canastota Wind Power
\n
LLC
\n
Andover US - USD
\n
Integrale
\n
Fenner Wind Holdings
\n
LLC
\n
100,00% 100,00%
\n
Caney River Wind Project
\n
LLC
\n
Overland Park US - USD
\n
Equity Rocky Caney Wind LLC 100,00% 10,00%
\n
Canyon Top Energy
\n
Storage Project LLC
\n
Andover US 1,00 USD
\n
Integrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%
\n
Castle Rock Ridge Limited
\n
Partnership
\n
Alberta CA - CAD
\n
Integrale
\n
Enel Alberta Wind Inc. 0,10%
\n
100,00%
\n
Enel Green Power
\n
Canada Inc.
\n
99,90%
\n
Catalana d\u2019Iniciatives
\n
SCR SA
\n
Barcellona ES 30.862.800,00 EUR
\n
- Endesa Red SAU 0,94% 0,66%
\n
Cattle Drive Wind Project
\n
LLC
\n
Andover US 1,00 USD
\n
Integrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%
\n
CCP.RO Bucharest SA Bucarest RO 79.800.000,00 RON
\n
- Enel Romania SA 9,52% 9,52%
\n
Cdec - Sic Ltda Santiago del Cile CL 709.783.206,00 CLP
\n
-
\n
Enel Green Power
\n
Chile SA
\n
6,00% 3,90%
\n
Cedar Run Wind Project
\n
LLC
\n
Andover US 1,00 USD
\n
Integrale Tradewind Energy Inc. 100,00% 100,00%
\n
Central Dock Sud SA Buenos Aires AR 1.231.270.567,54 ARS
\n
AFS
\n
Enel Argentina SA 0,24%
\n
33,94%
\n
Inversora Dock Sud SA 71,78%
\n
Central Geradora
\n
Fotovoltaica Bom Nome
\n
Ltda
\n
Salvador BR 4.979.739,00 BRL
\n
Integrale
\n
Enel Brasil SA 100,00%
\n
82,27%
\n
Enel Green Power
\n
Desenvolvimento Ltda
\n
0,00%
\n
Central Geradora
\n
Fotovoltaica S\u00e3o
\n
Francisco Ltda
\n
Niter\u00f3i BR 268.128.917,00 BRL
\n
Integrale
\n
Enel Brasil SA 0,00%
\n
82,27%
\n
Enel X Brasil SA 100,00%
\n
Central Hidr\u00e1ulica G\u00fcejar-
\n
Sierra SL
\n
Siviglia ES 364.213,34 EUR
\n
Equity
\n
Enel Green Power
\n
Espa\u00f1a SLU
\n
33,30% 23,35%
\n

\n\n

\n\n

\n\n
Denominazione societ\u00e0 Sede legale Nazione Capitale sociale Valuta
\n
Settore di
\n
attivit\u00e0
\n
Metodo di
\n
consolidamento Detenuta da
\n
%
\n
possesso
\n
azioni
\n
ordinarie
\n
%
\n
possesso
\n
Gruppo
\n
Central T\u00e9rmica de
\n
Anllares AIE
\n
Madrid ES 595.000,00 EUR
\n
Equity
\n
Endesa Generaci\u00f3n
\n
SAU
\n
33,33% 23,37%
\n
Central Vuelta de
\n
Obligado SA
\n
Buenos Aires AR 500.000,00 ARS
\n
Equity
\n
Central Dock Sud SA 6,40%
\n
20,93%
\n
Enel Generaci\u00f3n
\n
Costanera SA
\n
1,30%
\n
Enel Generaci\u00f3n El
\n
Choc\u00f3n SA
\n
33,20%
\n
Centrales Nucleares
\n
Almaraz-Trillo AIE
\n
Madrid ES - EUR
\n
Equity
\n
Endesa Generaci\u00f3n
\n
SAU
\n
24,18% 16,95%
\n
Centrum Pre Vedu A
\n
Vyskum SRO
\n
Kaln\u00e1 Nad
\n
Hronom
\n
SK 6.639,00 EUR
\n
Equity
\n
Slovensk\u00e9 elektr\u00e1rne
\n
AS
\n
100,00% 33,00%
\n
CES 1 Private Company Atene GR 500,00 EUR
\n
Discontinued
\n
operation
\n
Enel Green Power
\n
Hellas SA
\n
0,20% 0,20%
\n
CES 2 Private Company Atene GR 501,00 EUR
\n
Discontinued
\n
operation
\n
Enel Green Power
\n
Hellas SA
\n
0,20% 0,20%
\n
CES 3 Private Company Atene GR 501,00 EUR
\n
Discontinued
\n
operation
\n
Enel Green Power
\n
Hellas SA
\n
0,20% 0,20%
\n
CES 4 Private Company Atene GR 501,00 EUR
\n
Discontinued
\n
operation
\n
Enel Green Power
\n
Hellas SA
\n
0,20% 0,20%
\n
CES 5 Private Company Atene GR 501,00 EUR
\n
Discontinued
\n
operation
\n
Enel Green Power
\n
Hellas SA
\n
0,20% 0,20%
\n
CES 6 Private Company Atene GR 501,00 EUR
\n
Discontinued
\n
operation
\n
Enel Green Power
\n
Hellas SA
\n
0,20% 0,20%
\n
CES 7 Private Company Atene GR 501,00 EUR
\n
Discontinued
\n
operation
\n
Enel Green Power
\n
Hellas SA
\n
0,20% 0,20%
\n
CES 8 Private Company Atene GR 501,00 EUR
\n
Discontinued
\n
operation
\n
Enel Green Power
\n
Hellas SA
\n
0,20% 0,20%
\n
CESI - Centro
\n
Elettrotecnico
\n
Sperimentale Italiano
\n
Giacinto Motta SpA
\n
Milano IT 8.550.000,00 EUR
\n
Equity Enel SpA 42,70% 42,70%
\n
Champagne Storage LLC Wilmington US 1,00 USD
\n
Integrale
\n
Enel Energy Storage
\n
Holdings LLC (ex
\n
EGP Energy Storage
\n
Holdings LLC)
\n
100,00% 100,00%
\n
Checkerboard Plains
\n
Solar Project Limited
\n
Partnership
\n
Calgary CA - CAD
\n
Integrale
\n
Enel Alberta Solar Inc. 0,10%
\n
100,00%
\n
Enel Green Power
\n
Canada Inc.
\n
99,90%
\n
Cheyenne Ridge II Wind
\n
Project LLC
\n
Andover US 1,00 USD
\n
Integrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%
\n
Cheyenne Ridge Wind
\n
Project LLC
\n
Andover US 1,00 USD
\n
Integrale Tradewind Energy Inc. 100,00% 100,00%
\n
Chi Black River LLC Wilmington US - USD
\n
Integrale
\n
Enel Green Power
\n
North America Inc.
\n
100,00% 100,00%
\n
Chi Minnesota Wind LLC Wilmington US - USD
\n
Integrale
\n
Enel Green Power
\n
North America Inc.
\n
100,00% 100,00%
\n
Chi Operations Inc. Andover US 100,00 USD
\n
Integrale
\n
Enel Green Power
\n
North America Inc.
\n
100,00% 100,00%
\n
Chi Power Inc. Naples US 100,00 USD
\n
Integrale
\n
Enel Green Power
\n
North America Inc.
\n
100,00% 100,00%
\n
Chi Power Marketing Inc. Wilmington US 100,00 USD
\n
Integrale
\n
Enel Green Power
\n
North America Inc.
\n
100,00% 100,00%
\n

\n\n

\n\n

\n\n
Denominazione societ\u00e0 Sede legale Nazione Capitale sociale Valuta
\n
Settore di
\n
attivit\u00e0
\n
Metodo di
\n
consolidamento Detenuta da
\n
%
\n
possesso
\n
azioni
\n
ordinarie
\n
%
\n
possesso
\n
Gruppo
\n
Chi West LLC San Francisco US 100,00 USD Integrale
\n
Enel Green Power
\n
North America Inc.
\n
100,00% 100,00%
\n
Chinango SAC San Miguel PE 295.249.298,00 PEN
\n
Integrale
\n
Enel Generaci\u00f3n Per\u00fa
\n
SAA
\n
80,00% 55,02%
\n
Chisago Solar LLC Wilmington US - USD
\n
Integrale
\n
Aurora Distributed
\n
Solar LLC
\n
100,00% 74,13%
\n
Chisholm View II Holding
\n
LLC
\n
Wilmington US - USD
\n
Integrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%
\n
Chisholm View Wind
\n
Project II LLC
\n
Wilmington US - USD
\n
Integrale
\n
Chisholm View II
\n
Holding LLC
\n
62,79% 62,79%
\n
Chisholm View Wind
\n
Project LLC
\n
New York US - USD
\n
Equity
\n
EGPNA REP Wind
\n
Holdings LLC
\n
100,00% 10,00%
\n
Cimarron Bend Assets
\n
LLC
\n
Wilmington US - USD
\n
Integrale
\n
Cimarron Bend Wind
\n
Project I LLC
\n
49,00%
\n
100,00%
\n
Cimarron Bend Wind
\n
Project II LLC
\n
49,00%
\n
Cimarron Bend Wind
\n
Project III LLC
\n
1,00%
\n
Enel Kansas LLC 1,00%
\n
Cimarron Bend III HoldCo
\n
LLC
\n
Andover US 1,00 USD
\n
Integrale
\n
Enel Green Power
\n
Cimarron Bend Wind
\n
Holdings III LLC
\n
100,00% 100,00%
\n
Cimarron Bend Solar
\n
Project LLC
\n
Andover US 1,00 USD
\n
Integrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%
\n
Cimarron Bend Wind
\n
Holdings I LLC
\n
Wilmington US - USD
\n
Integrale
\n
Cimarron Bend Wind
\n
Holdings II LLC
\n
100,00% 100,00%
\n
Cimarron Bend Wind
\n
Holdings II LLC
\n
Dover US 100,00 USD
\n
Integrale
\n
Cimarron Bend Wind
\n
Holdings LLC
\n
100,00% 100,00%
\n
Cimarron Bend Wind
\n
Holdings III LLC
\n
Andover US - USD
\n
Integrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%
\n
Cimarron Bend Wind
\n
Holdings LLC
\n
Wilmington US - USD
\n
Integrale
\n
Enel Green Power
\n
North America Inc.
\n
100,00% 100,00%
\n
Cimarron Bend Wind
\n
Project I LLC
\n
Wilmington US - USD
\n
Integrale
\n
Cimarron Bend Wind
\n
Holdings I LLC
\n
100,00% 100,00%
\n
Cimarron Bend Wind
\n
Project II LLC
\n
Wilmington US - USD
\n
Integrale
\n
Cimarron Bend Wind
\n
Holdings I LLC
\n
100,00% 100,00%
\n
Cimarron Bend Wind
\n
Project III LLC
\n
Wilmington US - USD
\n
Integrale
\n
Cimarron Bend Wind
\n
Holdings III LLC
\n
100,00% 100,00%
\n
Cinch Top Solar Project
\n
LLC
\n
Andover US 1,00 USD
\n
Integrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%
\n
Cipher Solar Project LLC Andover US 1,00 USD
\n
Integrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%
\n
CityPoste Payment
\n
Digital Srl
\n
Teramo IT 10.000,00 EUR
\n
Equity
\n
CityPoste Payment
\n
SpA
\n
100,00% 50,00%
\n
CityPoste Payment SpA Teramo IT - EUR
\n
Equity Mooney Group SpA 100,00% 50,00%
\n
Clear Sky Wind Project
\n
LLC
\n
Andover US 1,00 USD
\n
Integrale Tradewind Energy Inc. 100,00% 100,00%
\n
Clinton Farms Battery
\n
Project LLC
\n
Andover US 1,00 USD
\n
Integrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%
\n
Clinton Farms Wind
\n
Project LLC
\n
Andover US 1,00 USD
\n
Integrale Tradewind Energy Inc. 100,00% 100,00%
\n

\n\n

\n\n

\n\n
Denominazione societ\u00e0 Sede legale Nazione Capitale sociale Valuta
\n
Settore di
\n
attivit\u00e0
\n
Metodo di
\n
consolidamento Detenuta da
\n
%
\n
possesso
\n
azioni
\n
ordinarie
\n
%
\n
possesso
\n
Gruppo
\n
Cloudwalker Wind Project
\n
LLC
\n
Andover US 1,00 USD
\n
Integrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%
\n
Cogein Sannio Srl Roma IT 10.000,00 EUR
\n
Integrale
\n
Enel Green Power
\n
Italia Srl
\n
100,00% 100,00%
\n
Cogeneraci\u00f3n El Salto SL
\n
in liquidazione
\n
Saragozza ES 36.060,73 EUR
\n
Equity
\n
Enel Green Power
\n
Espa\u00f1a SLU
\n
20,00% 14,02%
\n
Cogenio Iberia SL Madrid ES 2.874.621,80 EUR
\n
Equity Endesa X Servicios SLU 20,00% 14,02%
\n
Cogenio Srl Roma IT 2.310.000,00 EUR
\n
Equity Enel X Italia Srl 20,00% 20,00%
\n
Cohuna Solar Farm
\n
(Pty) Ltd
\n
Sydney AU 100,00 AUD
\n
AFS
\n
Enel Green Power
\n
Cohuna Holdings
\n
(Pty) Ltd
\n
100,00% 100,00%
\n
Cohuna Solar Farm Trust Sydney AU 1,00 AUD
\n
AFS
\n
Enel Green Power
\n
Cohuna Trust
\n
100,00% 100,00%
\n
Colombia ZE SAS Bogot\u00e0 CO 5.503.986.000,00 COP
\n
AFS Enel Colombia SA ESP 100,00% 47,18%
\n
Comanche Crest Ranch
\n
LLC
\n
Andover US 1,00 USD
\n
Integrale Tradewind Energy Inc. 100,00% 100,00%
\n
Comercializadora
\n
El\u00e9ctrica de C\u00e1diz SA
\n
Cadice ES 600.000,00 EUR
\n
Equity Endesa Red SAU 33,50% 23,49%
\n
Compagnia Porto di
\n
Civitavecchia SpA in
\n
liquidazione
\n
Roma IT 14.730.800,00 EUR
\n
Equity Enel Produzione SpA 25,00% 25,00%
\n
Companhia Energ\u00e9tica do
\n
Cear\u00e1 - Coelce
\n
Fortaleza BR 1.085.346.885,76 BRL
\n
Integrale Enel Brasil SA 74,05% 60,92%
\n
Compa\u00f1\u00eda de Trasmisi\u00f3n
\n
del Mercosur SA - CTM
\n
Buenos Aires AR 2.025.191.313,00 ARS
\n
Integrale
\n
Enel Brasil SA 74,15%
\n
82,27%Enel CIEN SA 25,85%
\n
Enel SpA 0,00%
\n
Compa\u00f1\u00eda Energ\u00e9tica
\n
Veracruz SAC
\n
San Miguel PE 2.886.000,00 PEN
\n
Integrale Enel Per\u00fa SAC 100,00% 82,27%
\n
Compa\u00f1\u00eda E\u00f3lica Tierras
\n
Altas SA
\n
Soria ES 13.222.000,00 EUR
\n
Equity
\n
Compa\u00f1\u00eda E\u00f3lica
\n
Tierras Altas SA
\n
5,00%
\n
26,29%
\n
Enel Green Power
\n
Espa\u00f1a SLU
\n
35,63%
\n
Compass Rose Solar
\n
Project LLC
\n
Andover US 1,00 USD
\n
Integrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%
\n
Concert Srl Roma IT 10.000,00 EUR
\n
Integrale Enel Green Power SpA 100,00% 100,00%
\n
Concho Solar I LLC Andover US 1,00 USD
\n
Integrale Tradewind Energy Inc. 100,00% 100,00%
\n
Concord Vine Solar
\n
Project LLC
\n
Andover US 1,00 USD
\n
Integrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%
\n
Consolidated Hydro
\n
Southeast LLC
\n
Wilmington US - USD
\n
Integrale
\n
Enel Green Power
\n
North America Inc.
\n
100,00% 100,00%
\n
Consolidated Pumped
\n
Storage Inc.
\n
Wilmington US 550.000,00 USD
\n
Integrale
\n
Enel Green Power
\n
North America Inc.
\n
81,83% 81,83%
\n
Conza Green Energy Srl Roma IT 73.000,00 EUR
\n
Integrale
\n
Enel Green Power
\n
Italia Srl
\n
100,00% 100,00%
\n
Copper Landing Solar
\n
Project LLC
\n
Andover US - USD
\n
Integrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%
\n
Corporaci\u00f3n Empresarial
\n
de Extremadura SA
\n
Badajoz ES 44.538.000,00 EUR
\n
- Endesa SA 1,01% 0,71%
\n

\n\n

\n\n

\n\n
Denominazione societ\u00e0 Sede legale Nazione Capitale sociale Valuta
\n
Settore di
\n
attivit\u00e0
\n
Metodo di
\n
consolidamento Detenuta da
\n
%
\n
possesso
\n
azioni
\n
ordinarie
\n
%
\n
possesso
\n
Gruppo
\n
Corporaci\u00f3n E\u00f3lica de
\n
Zaragoza SL
\n
La Puebla de
\n
Alfinden
\n
ES 271.652,00 EUR
\n
Equity
\n
Enel Green Power
\n
Espa\u00f1a SLU
\n
25,00% 17,53%
\n
Country Roads Solar
\n
Project LLC
\n
Andover US 1,00 USD
\n
Integrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%
\n
Cow Creek Wind Project
\n
LLC
\n
Andover US 1,00 USD
\n
Integrale Tradewind Energy Inc. 100,00% 100,00%
\n
Cr\u00e9dito F\u00e1cil Codensa
\n
SA Compa\u00f1\u00eda de
\n
Financiamiento
\n
Bogot\u00e0 CO 32.000.000.000,00 COP
\n
Equity
\n
Colombia ZE SAS 0,00%
\n
23,12%Enel Colombia SA ESP 48,99%
\n
Enel X Colombia SAS
\n
ESP
\n
0,00%
\n
Crockett Solar I LLC Andover US 1,00 USD
\n
Integrale Tradewind Energy Inc. 100,00% 100,00%
\n
Cross Trails Energy
\n
Storage Project LLC
\n
Andover US - USD
\n
Integrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%
\n
Cross Trails GESS LLC Andover US 1,00 USD
\n
Integrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%
\n
Dairy Meadows Wind
\n
Project LLC
\n
Andover US 1,00 USD
\n
Integrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%
\n
Daisy Patch Solar Project
\n
LLC
\n
Andover US - USD
\n
Integrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%
\n
Danax Energy (Pty) Ltd Sandton ZA 100,00 ZAR
\n
Integrale
\n
Enel Green Power
\n
South Africa (Pty) Ltd
\n
100,00% 100,00%
\n
Dappled Colt Storage
\n
Project Limited
\n
Partnership
\n
Calgary CA - CAD
\n
Integrale
\n
Enel Alberta Storage
\n
Inc.
\n
0,10%
\n
100,00%
\n
Enel Green Power
\n
Canada Inc.
\n
99,90%
\n
Dara Solar Investment Srl Bucarest RO 14.392.400,00 RON
\n
Discontinued
\n
operation
\n
Enel Green Power
\n
Romania Srl
\n
100,00% 100,00%
\n
Dauphin Solar I LLC Andover US 1,00 USD
\n
Integrale
\n
Brick Road Solar
\n
Holdings LLC
\n
100,00% 100,00%
\n
De Rock Int\u2019l Srl Bucarest RO 5.629.000,00 RON
\n
Discontinued
\n
operation
\n
Enel Green Power
\n
Romania Srl
\n
100,00%
\n
100,00%
\n
Enel Green Power SpA 0,00%
\n
Decimalfigure -
\n
Unipessoal Ltda
\n
Pego PT 2.000,00 EUR
\n
Equity
\n
Tejo Energia
\n
- Produ\u00e7\u00e3o e
\n
Distribui\u00e7\u00e3o de Energia
\n
El\u00e9ctrica SA
\n
100,00% 30,68%
\n
Dehesa de los Guadalupes
\n
Solar SLU
\n
Siviglia ES 3.000,00 EUR
\n
Integrale
\n
Enel Green Power
\n
Espa\u00f1a SLU
\n
100,00% 70,12%
\n
Dehesa PV Farm 03 SLU Madrid ES 3.000,00 EUR
\n
Integrale
\n
Enel Green Power
\n
Espa\u00f1a SLU
\n
100,00% 70,12%
\n
Dehesa PV Farm 04 SLU Madrid ES 3.000,00 EUR
\n
Integrale
\n
Enel Green Power
\n
Espa\u00f1a SLU
\n
100,00% 70,12%
\n
Derivex SA Bogot\u00e0 CO 715.292.000,00 COP
\n
- Enel Colombia SA ESP 5,00% 2,36%
\n
Desarrollo de Fuerzas
\n
Renovables S de RL de Cv
\n
Citt\u00e0 del Messico MX 33.101.350,00 MXN
\n
Integrale
\n
Enel Green Power
\n
M\u00e9xico S de RL de Cv
\n
99,99%
\n
100,00%
\n
Kino Facilities Manager
\n
SA de Cv
\n
0,01%
\n
Desert Willow Solar
\n
Project LLC
\n
Andover US 1,00 USD
\n
Integrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%
\n

\n\n

\n\n

\n\n
Denominazione societ\u00e0 Sede legale Nazione Capitale sociale Valuta
\n
Settore di
\n
attivit\u00e0
\n
Metodo di
\n
consolidamento Detenuta da
\n
%
\n
possesso
\n
azioni
\n
ordinarie
\n
%
\n
possesso
\n
Gruppo
\n
DI.T.N.E. - Distretto
\n
Tecnologico Nazionale
\n
sull\u2019Energia \u2013
\n
Societ\u00e0 Consortile a
\n
Responsabilit\u00e0 Limitata
\n
Roma IT 444.206,61 EUR
\n
- Enel Produzione SpA 1,73% 1,73%
\n
Diamond Vista Holdings
\n
LLC
\n
Wilmington US 1,00 USD
\n
Integrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%
\n
Diamond Vista Solar
\n
Project LLC
\n
Andover US 1,00 USD
\n
Integrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%
\n
Dispatch Renewable
\n
Energy Societe Anonyme
\n
Heraklion, Creta GR 440.000,00 EUR
\n
Discontinued
\n
operation
\n
Enel Green Power
\n
Hellas SA
\n
0,00% 0,00%
\n
Distribuidora de Energ\u00eda
\n
El\u00e9ctrica del Bages SA
\n
Barcellona ES 108.240,00 EUR
\n
Integrale
\n
Endesa Red SAU 55,00%
\n
70,12%
\n
Hidroel\u00e9ctrica de
\n
Catalunya SLU
\n
45,00%
\n
Distribuidora El\u00e9ctrica del
\n
Puerto de la Cruz SAU
\n
Santa Cruz de
\n
Tenerife
\n
ES 12.621.210,00 EUR
\n
Integrale Endesa Red SAU 100,00% 70,12%
\n
Distrilec Inversora SA Buenos Aires AR 497.612.021,00 ARS
\n
Integrale Enel Am\u00e9ricas SA 51,50% 42,37%
\n
Dodge Center Distributed
\n
Solar LLC
\n
Wilmington US - USD
\n
Integrale
\n
Aurora Distributed
\n
Solar LLC
\n
100,00% 74,13%
\n
Dolores Wind SA de Cv Citt\u00e0 del Messico MX 200,00 MXN
\n
Integrale
\n
Enel Green Power
\n
M\u00e9xico S de RL de Cv
\n
0,50%
\n
100,00%
\n
Enel Rinnovabile SA
\n
de Cv
\n
99,50%
\n
Dominica Energ\u00eda Limpia
\n
SA de Cv
\n
Citt\u00e0 del Messico MX 2.070.600.646,00 MXN
\n
Equity
\n
Tenedora de Energ\u00eda
\n
Renovable Sol y Viento
\n
SAPI de Cv
\n
60,80% 20,00%
\n
Dorset Ridge Wind
\n
Project LLC
\n
Andover US 1,00 USD
\n
Integrale Tradewind Energy Inc. 100,00% 100,00%
\n
Dover Solar I LLC Andover US - USD
\n
Integrale Tradewind Energy Inc. 100,00% 100,00%
\n
Dragonfly Fields Solar
\n
Project LLC
\n
Andover US - USD
\n
Integrale Tradewind Energy Inc. 100,00% 100,00%
\n
Drift Sand Wind Holdings
\n
LLC
\n
Wilmington US - USD
\n
Equity Enel Kansas LLC 50,00% 50,00%
\n
Drift Sand Wind Project
\n
LLC
\n
Wilmington US - USD
\n
Equity
\n
Drift Sand Wind
\n
Holdings LLC
\n
100,00% 50,00%
\n
Dwarka Vayu 1 Private
\n
Limited
\n
Gurgaon IN 100.000,00 INR
\n
Integrale
\n
Enel Green Power India
\n
Private Limited
\n
100,00% 100,00%
\n
E.S.CO. Comuni Srl Bergamo IT 1.000.000,00 EUR
\n
Integrale Enel X Italia Srl 60,00% 60,00%
\n
Earthly Reflections Solar
\n
Project LLC
\n
Andover US 1,00 USD
\n
Integrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%
\n
Eastwood Solar LLC Wilmington US - USD
\n
Integrale
\n
Aurora Distributed
\n
Solar LLC
\n
100,00% 74,13%
\n
Ebenezer Solar I LLC Andover US 1,00 USD
\n
Integrale
\n
Brick Road Solar
\n
Holdings LLC
\n
100,00% 100,00%
\n
Ecosolar2 Private
\n
Company
\n
Grevena GR 1.000,00 EUR
\n
Discontinued
\n
operation
\n
Enel Green Power
\n
Hellas SA
\n
0,10% 0,10%
\n
Edgartown Depot Solar
\n
1 LLC
\n
Boston US - USD
\n
Integrale
\n
Enel X MA Holdings
\n
LLC
\n
100,00% 100,00%
\n
Edistribuci\u00f3n Redes
\n
Digitales SLU
\n
Madrid ES 1.204.540.060,00 EUR
\n
Integrale Endesa Red SAU 100,00% 70,12%
\n

\n\n

\n\n

\n\n
Denominazione societ\u00e0 Sede legale Nazione Capitale sociale Valuta
\n
Settore di
\n
attivit\u00e0
\n
Metodo di
\n
consolidamento Detenuta da
\n
%
\n
possesso
\n
azioni
\n
ordinarie
\n
%
\n
possesso
\n
Gruppo
\n
E-Distribu\u0163ie Banat SA Timisoara RO 382.158.580,00 RON
\n
Discontinued
\n
operation
\n
Enel SpA 51,00% 51,00%
\n
E-Distribu\u0163ie Dobrogea SA Constan\u0163a RO 280.285.560,00 RON
\n
Discontinued
\n
operation
\n
Enel SpA 51,00% 51,00%
\n
E-Distribu\u0163ie Muntenia SA Bucarest RO 271.635.250,00 RON
\n
Discontinued
\n
operation
\n
Enel SpA 78,00% 78,00%
\n
e-distribuzione SpA Roma IT 2.600.000.000,00 EUR
\n
Integrale Enel Italia SpA 100,00% 100,00%
\n
EF Divesture LLC Andover US 1,00 USD
\n
Integrale Tradewind Energy Inc. 100,00% 100,00%
\n
Efficientya Srl Bergamo IT 100.000,00 EUR
\n
Equity Enel X Italia Srl 50,00% 50,00%
\n
EGP Australia (Pty) Ltd Sydney AU 10.000,00 AUD
\n
AFS
\n
Enel Green Power
\n
Australia (Pty) Ltd
\n
100,00% 100,00%
\n
EGP Bioenergy Srl Roma IT 1.000.000,00 EUR
\n
Integrale
\n
Enel Green Power
\n
Puglia Srl
\n
100,00% 100,00%
\n
EGP fotovoltaica La Loma
\n
SAS in liquidazione
\n
Bogot\u00e0 CO 8.000.000,00 COP
\n
Integrale Enel Colombia SA ESP 100,00% 47,18%
\n
EGP Geronimo Holding
\n
Company Inc.
\n
Wilmington US 1.000,00 USD
\n
Integrale
\n
Enel Green Power
\n
North America Inc.
\n
100,00% 100,00%
\n
EGP HoldCo 1 LLC Andover US - USD
\n
Integrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%
\n
EGP HoldCo 10 LLC Andover US - USD
\n
Integrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%
\n
EGP HoldCo 11 LLC Andover US - USD
\n
Integrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%
\n
EGP HoldCo 12 LLC Andover US - USD
\n
Integrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%
\n
EGP HoldCo 13 LLC Andover US - USD
\n
Integrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%
\n
EGP HoldCo 14 LLC Andover US - USD
\n
Integrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%
\n
EGP HoldCo 15 LLC Andover US - USD
\n
Integrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%
\n
EGP HoldCo 16 LLC Andover US - USD
\n
Integrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%
\n
EGP HoldCo 17 LLC Andover US - USD
\n
Integrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%
\n
EGP HoldCo 18 LLC Andover US - USD
\n
Integrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%
\n
EGP HoldCo 2 LLC Andover US - USD
\n
Integrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%
\n
EGP HoldCo 3 LLC Andover US - USD
\n
Integrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%
\n
EGP HoldCo 4 LLC Andover US - USD
\n
Integrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%
\n
EGP HoldCo 5 LLC Andover US - USD
\n
Integrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%
\n
EGP HoldCo 6 LLC Andover US - USD
\n
Integrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%
\n

\n\n

\n\n

\n\n
Denominazione societ\u00e0 Sede legale Nazione Capitale sociale Valuta
\n
Settore di
\n
attivit\u00e0
\n
Metodo di
\n
consolidamento Detenuta da
\n
%
\n
possesso
\n
azioni
\n
ordinarie
\n
%
\n
possesso
\n
Gruppo
\n
EGP HoldCo 7 LLC Andover US - USD Integrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%
\n
EGP HoldCo 8 LLC Andover US - USD
\n
Integrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%
\n
EGP HoldCo 9 LLC Andover US - USD
\n
Integrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%
\n
EGP Magdalena Solar SA
\n
de Cv
\n
Citt\u00e0 del Messico MX 691.771.740,00 MXN
\n
Integrale
\n
Enel Rinnovabile SA
\n
de Cv
\n
99,00%
\n
100,00%
\n
Hidroelectricidad del
\n
Pac\u00edfico S de RL de Cv
\n
1,00%
\n
EGP Matimba NewCo 1 Srl Roma IT 10.000,00 EUR
\n
Equity Enel Green Power SpA 50,00% 50,00%
\n
EGP Matimba NewCo 2 Srl Roma IT 10.000,00 EUR
\n
Integrale Enel Green Power SpA 100,00% 100,00%
\n
EGP Nevada Power LLC Wilmington US - USD
\n
Integrale
\n
Enel Green Power
\n
North America Inc.
\n
100,00% 100,00%
\n
EGP North America PPA
\n
LLC
\n
Andover US 1,00 USD
\n
Integrale
\n
Enel Green Power
\n
North America Inc.
\n
100,00% 100,00%
\n
EGP Salt Wells Solar LLC Wilmington US - USD
\n
Integrale
\n
Enel Green Power
\n
North America Inc.
\n
100,00% 100,00%
\n
EGP San Leandro
\n
Microgrid I LLC
\n
Wilmington US - USD
\n
Integrale
\n
Enel Green Power
\n
North America Inc.
\n
100,00% 100,00%
\n
EGP Solar Services LLC Andover US - USD
\n
Integrale Tradewind Energy Inc. 100,00% 100,00%
\n
EGP Stillwater Solar LLC Wilmington US - USD
\n
Integrale Enel Stillwater LLC 100,00% 100,00%
\n
EGP Stillwater Solar PV
\n
II LLC
\n
Wilmington US 1,00 USD
\n
Integrale
\n
Stillwater Woods Hill
\n
Holdings LLC
\n
100,00% 100,00%
\n
EGP Timber Hills Project
\n
LLC
\n
Los Angeles US - USD
\n
Integrale
\n
Padoma Wind Power
\n
LLC
\n
100,00% 100,00%
\n
EGPNA 2020 HoldCo
\n
1 LLC
\n
Andover US 1,00 USD
\n
Integrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%
\n
EGPNA 2020 HoldCo
\n
10 LLC
\n
Andover US 1,00 USD
\n
Integrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%
\n
EGPNA 2020 HoldCo
\n
11 LLC
\n
Andover US 1,00 USD
\n
Integrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%
\n
EGPNA 2020 HoldCo
\n
12 LLC
\n
Andover US 1,00 USD
\n
Integrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%
\n
EGPNA 2020 HoldCo
\n
13 LLC
\n
Andover US 1,00 USD
\n
Integrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%
\n
EGPNA 2020 HoldCo
\n
14 LLC
\n
Andover US 1,00 USD
\n
Integrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%
\n
EGPNA 2020 HoldCo
\n
15 LLC
\n
Andover US 1,00 USD
\n
Integrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%
\n
EGPNA 2020 HoldCo
\n
16 LLC
\n
Andover US 1,00 USD
\n
Integrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%
\n
EGPNA 2020 HoldCo
\n
17 LLC
\n
Andover US 1,00 USD
\n
Integrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%
\n
EGPNA 2020 HoldCo
\n
18 LLC
\n
Andover US 1,00 USD
\n
Integrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%
\n

\n\n

\n\n

\n\n
Denominazione societ\u00e0 Sede legale Nazione Capitale sociale Valuta
\n
Settore di
\n
attivit\u00e0
\n
Metodo di
\n
consolidamento Detenuta da
\n
%
\n
possesso
\n
azioni
\n
ordinarie
\n
%
\n
possesso
\n
Gruppo
\n
EGPNA 2020 HoldCo
\n
19 LLC
\n
Andover US 1,00 USD
\n
Integrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%
\n
EGPNA 2020 HoldCo
\n
2 LLC
\n
Andover US 1,00 USD
\n
Integrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%
\n
EGPNA 2020 HoldCo
\n
20 LLC
\n
Andover US 1,00 USD
\n
Integrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%
\n
EGPNA 2020 HoldCo
\n
21 LLC
\n
Andover US 1,00 USD
\n
Integrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%
\n
EGPNA 2020 HoldCo
\n
22 LLC
\n
Andover US 1,00 USD
\n
Integrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%
\n
EGPNA 2020 HoldCo
\n
23 LLC
\n
Andover US 1,00 USD
\n
Integrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%
\n
EGPNA 2020 HoldCo
\n
24 LLC
\n
Andover US 1,00 USD
\n
Integrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%
\n
EGPNA 2020 HoldCo
\n
25 LLC
\n
Andover US 1,00 USD
\n
Integrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%
\n
EGPNA 2020 HoldCo
\n
26 LLC
\n
Andover US 1,00 USD
\n
Integrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%
\n
EGPNA 2020 HoldCo
\n
27 LLC
\n
Andover US 1,00 USD
\n
Integrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%
\n
EGPNA 2020 HoldCo
\n
28 LLC
\n
Andover US 1,00 USD
\n
Integrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%
\n
EGPNA 2020 HoldCo
\n
29 LLC
\n
Andover US 1,00 USD
\n
Integrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%
\n
EGPNA 2020 HoldCo
\n
3 LLC
\n
Andover US 1,00 USD
\n
Integrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%
\n
EGPNA 2020 HoldCo
\n
30 LLC
\n
Andover US 1,00 USD
\n
Integrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%
\n
EGPNA 2020 HoldCo
\n
4 LLC
\n
Andover US 1,00 USD
\n
Integrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%
\n
EGPNA 2020 HoldCo
\n
5 LLC
\n
Andover US 1,00 USD
\n
Integrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%
\n
EGPNA 2020 HoldCo
\n
6 LLC
\n
Andover US 1,00 USD
\n
Integrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%
\n
EGPNA 2020 HoldCo
\n
7 LLC
\n
Andover US 1,00 USD
\n
Integrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%
\n
EGPNA 2020 HoldCo
\n
8 LLC
\n
Andover US 1,00 USD
\n
Integrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%
\n
EGPNA 2020 HoldCo
\n
9 LLC
\n
Andover US 1,00 USD
\n
Integrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%
\n
EGPNA 2023 HoldCo
\n
1 LLC
\n
Andover US 1,00 USD
\n
Integrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%
\n
EGPNA 2023 HoldCo
\n
10 LLC
\n
Andover US 1,00 USD
\n
Integrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%
\n
EGPNA 2023 HoldCo
\n
11 LLC
\n
Andover US 1,00 USD
\n
Integrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%
\n
EGPNA 2023 HoldCo
\n
12 LLC
\n
Andover US 1,00 USD
\n
Integrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%
\n

\n\n

\n\n

\n\n
Denominazione societ\u00e0 Sede legale Nazione Capitale sociale Valuta
\n
Settore di
\n
attivit\u00e0
\n
Metodo di
\n
consolidamento Detenuta da
\n
%
\n
possesso
\n
azioni
\n
ordinarie
\n
%
\n
possesso
\n
Gruppo
\n
EGPNA 2023 HoldCo
\n
13 LLC
\n
Andover US 1,00 USD
\n
Integrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%
\n
EGPNA 2023 HoldCo
\n
14 LLC
\n
Andover US 1,00 USD
\n
Integrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%
\n
EGPNA 2023 HoldCo
\n
15 LLC
\n
Andover US 1,00 USD
\n
Integrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%
\n
EGPNA 2023 HoldCo
\n
16 LLC
\n
Andover US 1,00 USD
\n
Integrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%
\n
EGPNA 2023 HoldCo
\n
17 LLC
\n
Andover US 1,00 USD
\n
Integrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%
\n
EGPNA 2023 HoldCo
\n
18 LLC
\n
Andover US 1,00 USD
\n
Integrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%
\n
EGPNA 2023 HoldCo
\n
19 LLC
\n
Andover US 1,00 USD
\n
Integrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%
\n
EGPNA 2023 HoldCo
\n
2 LLC
\n
Andover US 1,00 USD
\n
Integrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%
\n
EGPNA 2023 HoldCo
\n
20 LLC
\n
Andover US 1,00 USD
\n
Integrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%
\n
EGPNA 2023 HoldCo
\n
3 LLC
\n
Andover US 1,00 USD
\n
Integrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%
\n
EGPNA 2023 HoldCo
\n
4 LLC
\n
Andover US 1,00 USD
\n
Integrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%
\n
EGPNA 2023 HoldCo
\n
5 LLC
\n
Andover US 1,00 USD
\n
Integrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%
\n
EGPNA 2023 HoldCo
\n
6 LLC
\n
Andover US 1,00 USD
\n
Integrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%
\n
EGPNA 2023 HoldCo
\n
7 LLC
\n
Andover US 1,00 USD
\n
Integrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%
\n
EGPNA 2023 HoldCo
\n
8 LLC
\n
Andover US 1,00 USD
\n
Integrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%
\n
EGPNA 2023 HoldCo
\n
9 LLC
\n
Andover US 1,00 USD
\n
Integrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%
\n
EGPNA Development
\n
Holdings LLC
\n
Wilmington US - USD
\n
Integrale
\n
Enel Green Power
\n
North America
\n
Development LLC
\n
100,00% 100,00%
\n
EGPNA Hydro Holdings
\n
LLC
\n
Wilmington US - USD
\n
Integrale
\n
Enel Green Power
\n
North America Inc.
\n
100,00% 100,00%
\n
EGPNA Preferred Wind
\n
Holdings II LLC
\n
Wilmington US - USD
\n
Integrale
\n
Enel Green Power
\n
North America Inc.
\n
100,00% 100,00%
\n
EGPNA Preferred Wind
\n
Holdings LLC
\n
Wilmington US - USD
\n
Integrale
\n
Enel Green Power
\n
North America Inc.
\n
100,00% 100,00%
\n
EGPNA Project HoldCo
\n
1 LLC
\n
Dover US 100,00 USD
\n
Integrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%
\n
EGPNA Project HoldCo
\n
2 LLC
\n
Dover US 100,00 USD
\n
Integrale
\n
Enel Green Power
\n
North America Inc.
\n
100,00% 100,00%
\n
EGPNA Project HoldCo
\n
5 LLC
\n
Dover US 100,00 USD
\n
Integrale
\n
Enel Green Power
\n
North America Inc.
\n
100,00% 100,00%
\n
EGPNA Project HoldCo
\n
6 LLC
\n
Dover US 100,00 USD
\n
Integrale
\n
Enel Green Power
\n
North America Inc.
\n
100,00% 100,00%
\n

\n\n

\n\n

\n\n
Denominazione societ\u00e0 Sede legale Nazione Capitale sociale Valuta
\n
Settore di
\n
attivit\u00e0
\n
Metodo di
\n
consolidamento Detenuta da
\n
%
\n
possesso
\n
azioni
\n
ordinarie
\n
%
\n
possesso
\n
Gruppo
\n
EGPNA Project HoldCo
\n
7 LLC
\n
Dover US 100,00 USD
\n
Integrale
\n
Enel Green Power
\n
North America Inc.
\n
100,00% 100,00%
\n
EGPNA Renewable Energy
\n
Partners LLC
\n
Wilmington US - USD
\n
Equity
\n
EGPNA REP Holdings
\n
LLC
\n
10,00% 10,00%
\n
EGPNA REP Holdings LLC Wilmington US - USD
\n
Integrale
\n
Enel Green Power
\n
North America Inc.
\n
100,00% 100,00%
\n
EGPNA REP Solar
\n
Holdings LLC
\n
Wilmington US - USD
\n
Integrale
\n
Enel Green Power
\n
North America Inc.
\n
100,00% 100,00%
\n
EGPNA REP Wind
\n
Holdings LLC
\n
Wilmington US - USD
\n
Equity
\n
EGPNA Renewable
\n
Energy Partners LLC
\n
100,00% 10,00%
\n
EGPNA Wind Holdings
\n
1 LLC
\n
Wilmington US - USD
\n
Equity
\n
EGPNA REP Wind
\n
Holdings LLC
\n
100,00% 10,00%
\n
EGPNA-SP Seven Cowboy
\n
Holdings LLC
\n
Andover US 1,00 USD
\n
Integrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%
\n
Elcogas SA in liquidazione
\n
Puertollano
\n
(Ciudad Real)
\n
ES 809.690,40 EUR
\n
Equity
\n
Endesa Generaci\u00f3n
\n
SAU
\n
40,99%
\n
33,06%
\n
Enel SpA 4,32%
\n
Elcomex Solar Energy Srl Bucarest RO 4.590.000,00 RON
\n
Discontinued
\n
operation
\n
Enel Green Power
\n
Romania Srl
\n
100,00%
\n
100,00%
\n
Enel Green Power SpA 0,00%
\n
Elecgas SA Pego PT 50.000,00 EUR
\n
Equity
\n
Endesa Generaci\u00f3n
\n
Portugal SA
\n
50,00% 35,06%
\n
Electra Capital (RF) (Pty)
\n
Ltd
\n
Johannesburg ZA 10.000.000,00 ZAR
\n
Integrale
\n
Enel Green Power
\n
South Africa (Pty) Ltd
\n
60,00% 60,00%
\n
El\u00e9ctrica de Jafre SA Barcellona ES 165.876,00 EUR
\n
Integrale
\n
Endesa Red SAU 52,54%
\n
70,12%
\n
Hidroel\u00e9ctrica de
\n
Catalunya SLU
\n
47,46%
\n
El\u00e9ctrica de Lijar SL Cadice ES 1.081.821,79 EUR
\n
Equity Endesa Red SAU 50,00% 35,06%
\n
El\u00e9ctrica del Ebro SAU Barcellona ES 500.000,00 EUR
\n
Integrale Endesa Red SAU 100,00% 70,12%
\n
Electricidad de Puerto
\n
Real SA
\n
Cadice ES 4.960.246,40 EUR
\n
Equity Endesa Red SAU 50,00% 35,06%
\n
Electrometal\u00fargica del
\n
Ebro SL
\n
Barcellona ES 2.906.862,00 EUR
\n
-
\n
Enel Green Power
\n
Espa\u00f1a SLU
\n
0,18% 0,12%
\n
Electrotest
\n
Instalaciones, Montajes y
\n
Mantenimientos SL
\n
Puerto Real ES 10.000,00 EUR
\n
- Epresa Energ\u00eda SA 50,00% 17,53%
\n
Eletropaulo Metropolitana
\n
Eletricidade de S\u00e3o
\n
Paulo SA
\n
S\u00e3o Paulo BR 3.079.524.934,33 BRL
\n
Integrale Enel Brasil SA 100,00% 82,27%
\n
Elini Antwerpen BE 76.273.810,00 EUR
\n
-
\n
Slovensk\u00e9 elektr\u00e1rne
\n
AS
\n
4,00% 1,32%
\n
Emerald Crescent Solar
\n
Limited Partnership
\n
Calgary CA 100,00 CAD
\n
Integrale
\n
Enel Alberta Solar Inc. 0,10%
\n
100,00%
\n
Enel Green Power
\n
Canada Inc.
\n
99,90%
\n
Emerging Networks El
\n
Salvador SA de Cv
\n
San Salvador SV 2.000,00 USD
\n
-
\n
Emerging Networks
\n
Guatemala SA
\n
1,00%
\n
19,50%
\n
Livister Latam SLU 99,00%
\n

\n\n

\n\n

\n\n
Denominazione societ\u00e0 Sede legale Nazione Capitale sociale Valuta
\n
Settore di
\n
attivit\u00e0
\n
Metodo di
\n
consolidamento Detenuta da
\n
%
\n
possesso
\n
azioni
\n
ordinarie
\n
%
\n
possesso
\n
Gruppo
\n
Emerging Networks
\n
Guatemala SA
\n
Citt\u00e0 del
\n
Guatemala
\n
GT 742.000,00 GTQ
\n
-
\n
Livister Latam SLU 99,99%
\n
19,50%
\n
Ufinet Guatemala SA 0,01%
\n
Emerging Networks
\n
Latam Inc.
\n
Wilmington US 100,00 USD
\n
- IFX Networks Ltd 100,00% 19,50%
\n
Emerging Networks
\n
Panama SA
\n
Panama City PA 300,00 USD
\n
-
\n
IFX/Eni - SPC Panama
\n
Inc.
\n
100,00% 19,50%
\n
Emintegral Cycle SLU Madrid ES 3.000,00 EUR
\n
Integrale
\n
Enel Green Power
\n
Espa\u00f1a SLU
\n
100,00% 70,12%
\n
Empresa Carbon\u00edfera del
\n
Sur - ENCASUR SAU
\n
Madrid ES 18.030.000,00 EUR
\n
Integrale
\n
Endesa Generaci\u00f3n
\n
SAU
\n
100,00% 70,12%
\n
Empresa de Alumbrado
\n
El\u00e9ctrico de Ceuta
\n
Distribuci\u00f3n SAU
\n
Ceuta ES 9.335.000,00 EUR
\n
Integrale
\n
Empresa de
\n
Alumbrado El\u00e9ctrico
\n
de Ceuta SA
\n
100,00% 67,61%
\n
Empresa de Alumbrado
\n
El\u00e9ctrico de Ceuta
\n
Energ\u00eda SLU
\n
Ceuta ES 10.000,00 EUR
\n
Integrale Endesa Energ\u00eda SAU 100,00% 70,12%
\n
Empresa de Alumbrado
\n
El\u00e9ctrico de Ceuta SA
\n
Ceuta ES 16.562.250,00 EUR
\n
Integrale Endesa Red SAU 96,42% 67,61%
\n
Empresa de Generaci\u00f3n
\n
El\u00e9ctrica Los Pinos SA
\n
San Miguel PE 7.928.044,00 PEN
\n
Integrale
\n
Enel Green Power
\n
Per\u00fa SAC
\n
100,00%
\n
82,27%
\n
Energ\u00e9tica Monz\u00f3n
\n
SAC
\n
0,00%
\n
Empresa de Generaci\u00f3n
\n
El\u00e9ctrica Marcona SAC
\n
San Miguel PE 3.368.424,00 PEN
\n
Integrale
\n
Enel Green Power
\n
Per\u00fa SAC
\n
100,00%
\n
82,27%
\n
Energ\u00e9tica Monz\u00f3n
\n
SAC
\n
0,00%
\n
Empresa Distribuidora Sur
\n
SA - Edesur
\n
Buenos Aires AR 898.585.028,00 ARS
\n
Integrale
\n
Distrilec Inversora SA 56,36%
\n
59,33%
\n
Enel Argentina SA 43,10%
\n
Empresa El\u00e9ctrica
\n
Pehuenche SA
\n
Santiago del Cile CL 175.774.920.733,00 CLP
\n
Integrale
\n
Enel Generaci\u00f3n
\n
Chile SA
\n
92,65% 56,27%
\n
Empresa Propietaria de
\n
la Red SA
\n
Panama City PA 58.500.000,00 USD
\n
- Enel SpA 11,11% 11,11%
\n
En. Solar 7 Single Member
\n
Private Company
\n
Maroussi GR 1.000,00 EUR
\n
Discontinued
\n
operation
\n
Enel Green Power
\n
Hellas SA
\n
100,00% 100,00%
\n
Endesa Capital SAU Madrid ES 60.200,00 EUR
\n
Integrale Endesa SA 100,00% 70,12%
\n
Endesa Comercializa\u00e7\u00e3o
\n
de Energia SA
\n
Porto PT 250.000,00 EUR
\n
Integrale Endesa Energ\u00eda SAU 100,00% 70,12%
\n
Endesa Energ\u00eda Renovable
\n
SLU
\n
Madrid ES 100.000,00 EUR
\n
Integrale Endesa Energ\u00eda SAU 100,00% 70,12%
\n
Endesa Energ\u00eda SAU Madrid ES 14.445.575,90 EUR
\n
Integrale Endesa SA 100,00% 70,12%
\n
Endesa Financiaci\u00f3n
\n
Filiales SAU
\n
Madrid ES 4.621.003.006,00 EUR
\n
Integrale Endesa SA 100,00% 70,12%
\n
Endesa Generaci\u00f3n II SAU Siviglia ES 63.107,00 EUR
\n
Integrale Endesa SA 100,00% 70,12%
\n
Endesa Generaci\u00f3n
\n
Nuclear SAU
\n
Siviglia ES 60.000,00 EUR
\n
Integrale
\n
Endesa Generaci\u00f3n
\n
SAU
\n
100,00% 70,12%
\n
Endesa Generaci\u00f3n
\n
Portugal SA
\n
Lisbona PT 50.000,00 EUR
\n
Integrale
\n
Endesa Energ\u00eda SAU 0,20%
\n
70,12%
\n
Endesa Generaci\u00f3n
\n
SAU
\n
99,20%
\n
Enel Green Power
\n
Espa\u00f1a SLU
\n
0,60%
\n

\n\n

\n\n

\n\n
Denominazione societ\u00e0 Sede legale Nazione Capitale sociale Valuta
\n
Settore di
\n
attivit\u00e0
\n
Metodo di
\n
consolidamento Detenuta da
\n
%
\n
possesso
\n
azioni
\n
ordinarie
\n
%
\n
possesso
\n
Gruppo
\n
Endesa Generaci\u00f3n SAU Siviglia ES 1.940.379.735,35 EUR Integrale Endesa SA 100,00% 70,12%
\n
Endesa Ingenier\u00eda SLU Siviglia ES 965.305,00 EUR
\n
Integrale Endesa Red SAU 100,00% 70,12%
\n
Endesa Medios y Sistemas
\n
SLU
\n
Madrid ES 89.999.790,00 EUR
\n
Integrale Endesa SA 100,00% 70,12%
\n
Endesa Operaciones y
\n
Servicios Comerciales
\n
SLU
\n
Madrid ES 10.138.580,00 EUR
\n
Integrale Endesa Energ\u00eda SAU 100,00% 70,12%
\n
Endesa Red SAU Madrid ES 719.901.723,26 EUR
\n
Integrale Endesa SA 100,00% 70,12%
\n
Endesa X Servicios SLU Madrid ES 60.000,00 EUR
\n
Integrale Endesa SA 100,00% 70,12%
\n
Endesa X Way SL Madrid ES 600.000,00 EUR
\n
Integrale
\n
Endesa X Servicios SLU 49,00%
\n
85,36%
\n
Enel X Way Srl 51,00%
\n
Endesa SA Madrid ES 1.270.502.540,40 EUR
\n
Integrale
\n
Endesa SA 0,02%
\n
70,12%
\n
Enel Iberia SRLU 70,10%
\n
Enel Alberta Solar Inc. Calgary CA 1,00 CAD
\n
Integrale
\n
Enel Green Power
\n
Canada Inc.
\n
100,00% 100,00%
\n
Enel Alberta Storage Inc. Calgary CA 1,00 CAD
\n
Integrale
\n
Enel Green Power
\n
Canada Inc.
\n
100,00% 100,00%
\n
Enel Alberta Wind Inc. Alberta CA 16.251.021,00 CAD
\n
Integrale
\n
Enel Green Power
\n
Canada Inc.
\n
100,00% 100,00%
\n
Enel Am\u00e9ricas SA Santiago del Cile CL 15.799.498.544,85 USD
\n
Integrale
\n
Enel Am\u00e9ricas SA 0,00%
\n
82,27%
\n
Enel SpA 82,27%
\n
Enel and Shikun & Binui
\n
Innovation Infralab Ltd
\n
Airport City IL 38.000,00 ILS
\n
Equity Enel Grids Srl 50,00% 50,00%
\n
Enel Argentina SA Buenos Aires AR 2.297.711.908,00 ARS
\n
Integrale
\n
Enel Am\u00e9ricas SA 99,92%
\n
82,25%
\n
Enel Generaci\u00f3n
\n
Chile SA
\n
0,08%
\n
Enel Bella Energy Storage
\n
LLC
\n
Wilmington US - USD
\n
Integrale
\n
Enel Energy Storage
\n
Holdings LLC (ex
\n
EGP Energy Storage
\n
Holdings LLC)
\n
100,00% 100,00%
\n
Enel Brasil Central SA Rio de Janeiro BR 49.440,00 BRL
\n
Integrale
\n
Enel Brasil SA 20,23%
\n
82,27%
\n
Enel X Brasil SA 79,77%
\n
Enel Brasil SA Niter\u00f3i BR 38.070.269.190,10 BRL
\n
Integrale
\n
Enel Am\u00e9ricas SA 99,56%
\n
82,27%Enel Brasil SA 0,44%
\n
Energ\u00eda y Servicios
\n
South America SpA
\n
0,00%
\n
Enel Chile SA Santiago del Cile CL 3.882.103.470.184,00 CLP
\n
Integrale Enel SpA 64,93% 64,93%
\n
Enel CIEN SA Rio de Janeiro BR 285.044.682,00 BRL
\n
Integrale Enel Brasil SA 100,00% 82,27%
\n
Enel Colina SA Santiago del Cile CL 82.222.000,00 CLP
\n
Integrale
\n
Enel Chile SA 0,00%
\n
64,34%
\n
Enel Distribuci\u00f3n
\n
Chile SA
\n
100,00%
\n

\n\n

\n\n

\n\n
Denominazione societ\u00e0 Sede legale Nazione Capitale sociale Valuta
\n
Settore di
\n
attivit\u00e0
\n
Metodo di
\n
consolidamento Detenuta da
\n
%
\n
possesso
\n
azioni
\n
ordinarie
\n
%
\n
possesso
\n
Gruppo
\n
Enel Colombia SA ESP Bogot\u00e0 CO 655.222.312.800,00 COP Integrale Enel Am\u00e9ricas SA 57,34% 47,18%
\n
Enel Costa Rica CAM SA San Jos\u00e9 CR 27.500.000,00 USD
\n
Integrale Enel Colombia SA ESP 100,00% 47,18%
\n
Enel Cove Fort II LLC Wilmington US - USD
\n
Integrale
\n
Enel Green Power
\n
North America Inc.
\n
100,00% 100,00%
\n
Enel Cove Fort LLC Beaver US - USD
\n
Integrale Enel Geothermal LLC 100,00% 100,00%
\n
Enel Distribuci\u00f3n Chile SA Santiago del Cile CL 177.568.664.063,00 CLP
\n
Integrale Enel Chile SA 99,09% 64,34%
\n
Enel Distribuci\u00f3n Per\u00fa
\n
SAA
\n
San Miguel PE 638.563.900,00 PEN
\n
Integrale Enel Per\u00fa SAC 83,15% 68,41%
\n
Enel Energia SpA Roma IT 10.000.000,00 EUR
\n
Integrale Enel Italia SpA 100,00% 100,00%
\n
Enel Energ\u00eda SA de Cv Citt\u00e0 del Messico MX 25.000.100,00 MXN
\n
Integrale
\n
Enel Green Power
\n
M\u00e9xico S de RL de Cv
\n
100,00% 100,00%
\n
Enel Energie Muntenia SA Bucarest RO 37.004.350,00 RON
\n
Discontinued
\n
operation
\n
Enel SpA 78,00% 78,00%
\n
Enel Energie SA Bucarest RO 140.000.000,00 RON
\n
Discontinued
\n
operation
\n
Enel SpA 51,00% 51,00%
\n
Enel Energy Australia
\n
(Pty) Ltd
\n
Sydney AU 200.100,00 AUD
\n
Integrale
\n
Enel Green Power
\n
Australia (Pty) Ltd
\n
100,00% 100,00%
\n
Enel Energy North
\n
America Illinois LLC
\n
Andover US 1,00 USD
\n
Integrale
\n
Enel Energy North
\n
America LLC
\n
100,00% 100,00%
\n
Enel Energy North
\n
America Ohio LLC
\n
Andover US 1,00 USD
\n
Integrale
\n
Enel Energy North
\n
America LLC
\n
100,00% 100,00%
\n
Enel Energy North
\n
America Pennsylvania LLC
\n
Andover US 1,00 USD
\n
Integrale
\n
Enel Energy North
\n
America LLC
\n
100,00% 100,00%
\n
Enel Energy North
\n
America Texas LLC
\n
Andover US 1,00 USD
\n
Integrale
\n
Enel Energy North
\n
America LLC
\n
100,00% 100,00%
\n
Enel Energy North
\n
America LLC
\n
Andover US 1,00 USD
\n
Integrale
\n
Enel X North America
\n
Inc.
\n
100,00% 100,00%
\n
Enel Energy South Africa Wilmington ZA 100,00 ZAR
\n
Integrale Enel X International Srl 100,00% 100,00%
\n
Enel Energy Storage
\n
Holdings LLC (ex EGP
\n
Energy Storage Holdings
\n
LLC)
\n
Andover US 100,00 USD
\n
Integrale
\n
Enel Green Power
\n
North America Inc.
\n
100,00% 100,00%
\n
Enel Finance America LLC Wilmington US 200.000.000,00 USD
\n
Integrale Enel North America Inc. 100,00% 100,00%
\n
Enel Finance International
\n
NV
\n
Amsterdam NL 1.478.810.371,00 EUR
\n
Integrale
\n
Enel Holding Finance
\n
Srl
\n
75,00%
\n
100,00%
\n
Enel SpA 25,00%
\n
Enel Fortuna SA Panama City PA 100.000.000,00 USD
\n
Integrale Enel Panam\u00e1 CAM Srl 50,06% 23,62%
\n
Enel Future Project 2020
\n
#1 LLC
\n
Andover US - USD
\n
Integrale Tradewind Energy Inc. 100,00% 100,00%
\n
Enel Future Project 2020
\n
#10 LLC
\n
Andover US - USD
\n
Integrale Tradewind Energy Inc. 100,00% 100,00%
\n
Enel Future Project 2020
\n
#11 LLC
\n
Andover US - USD
\n
Integrale Tradewind Energy Inc. 100,00% 100,00%
\n

\n\n

\n\n

\n\n
Denominazione societ\u00e0 Sede legale Nazione Capitale sociale Valuta
\n
Settore di
\n
attivit\u00e0
\n
Metodo di
\n
consolidamento Detenuta da
\n
%
\n
possesso
\n
azioni
\n
ordinarie
\n
%
\n
possesso
\n
Gruppo
\n
Enel Future Project 2020
\n
#12 LLC
\n
Andover US - USD
\n
Integrale Tradewind Energy Inc. 100,00% 100,00%
\n
Enel Future Project 2020
\n
#13 LLC
\n
Andover US - USD
\n
Integrale Tradewind Energy Inc. 100,00% 100,00%
\n
Enel Future Project 2020
\n
#14 LLC
\n
Andover US - USD
\n
Integrale Tradewind Energy Inc. 100,00% 100,00%
\n
Enel Future Project 2020
\n
#15 LLC
\n
Andover US - USD
\n
Integrale Tradewind Energy Inc. 100,00% 100,00%
\n
Enel Future Project 2020
\n
#16 LLC
\n
Andover US - USD
\n
Integrale Tradewind Energy Inc. 100,00% 100,00%
\n
Enel Future Project 2020
\n
#17 LLC
\n
Andover US - USD
\n
Integrale Tradewind Energy Inc. 100,00% 100,00%
\n
Enel Future Project 2020
\n
#18 LLC
\n
Andover US - USD
\n
Integrale Tradewind Energy Inc. 100,00% 100,00%
\n
Enel Future Project 2020
\n
#19 LLC
\n
Andover US - USD
\n
Integrale Tradewind Energy Inc. 100,00% 100,00%
\n
Enel Future Project 2020
\n
#2 LLC
\n
Andover US - USD
\n
Integrale Tradewind Energy Inc. 100,00% 100,00%
\n
Enel Future Project 2020
\n
#20 LLC
\n
Andover US - USD
\n
Integrale Tradewind Energy Inc. 100,00% 100,00%
\n
Enel Future Project 2020
\n
#3 LLC
\n
Andover US - USD
\n
Integrale Tradewind Energy Inc. 100,00% 100,00%
\n
Enel Future Project 2020
\n
#4 LLC
\n
Andover US - USD
\n
Integrale Tradewind Energy Inc. 100,00% 100,00%
\n
Enel Future Project 2020
\n
#5 LLC
\n
Andover US - USD
\n
Integrale Tradewind Energy Inc. 100,00% 100,00%
\n
Enel Future Project 2020
\n
#6 LLC
\n
Andover US - USD
\n
Integrale Tradewind Energy Inc. 100,00% 100,00%
\n
Enel Future Project 2020
\n
#7 LLC
\n
Andover US - USD
\n
Integrale Tradewind Energy Inc. 100,00% 100,00%
\n
Enel Future Project 2020
\n
#8 LLC
\n
Andover US - USD
\n
Integrale Tradewind Energy Inc. 100,00% 100,00%
\n
Enel Future Project 2020
\n
#9 LLC
\n
Andover US - USD
\n
Integrale Tradewind Energy Inc. 100,00% 100,00%
\n
Enel Generaci\u00f3n Chile SA Santiago del Cile CL 552.777.320.871,00 CLP
\n
Integrale Enel Chile SA 93,55% 60,74%
\n
Enel Generaci\u00f3n
\n
Costanera SA
\n
Buenos Aires AR 701.988.378,00 ARS
\n
AFS Enel Argentina SA 75,68% 62,25%
\n
Enel Generaci\u00f3n El
\n
Choc\u00f3n SA
\n
Buenos Aires AR 18.321.776.559,00 ARS
\n
Integrale
\n
Enel Argentina SA 8,67%
\n
54,07%
\n
Hidroinvest SA 59,00%
\n
Enel Generaci\u00f3n Per\u00fa SAA San Miguel PE 1.538.101.266,24 PEN
\n
Integrale Enel Per\u00fa SAC 83,60% 68,78%
\n
Enel Generaci\u00f3n Piura SA San Miguel PE 73.982.594,00 PEN
\n
Integrale Enel Per\u00fa SAC 96,50% 79,39%
\n
Enel Generaci\u00f3n SA de Cv Citt\u00e0 del Messico MX 7.100.100,00 MXN
\n
Integrale
\n
Enel Green Power
\n
M\u00e9xico S de RL de Cv
\n
100,00% 100,00%
\n

\n\n

\n\n

\n\n
Denominazione societ\u00e0 Sede legale Nazione Capitale sociale Valuta
\n
Settore di
\n
attivit\u00e0
\n
Metodo di
\n
consolidamento Detenuta da
\n
%
\n
possesso
\n
azioni
\n
ordinarie
\n
%
\n
possesso
\n
Gruppo
\n
Enel Geothermal LLC Wilmington US - USD Integrale
\n
Enel Green Power
\n
North America Inc.
\n
100,00% 100,00%
\n
Enel Global Services Srl Roma IT 10.000,00 EUR
\n
Integrale Enel SpA 100,00% 100,00%
\n
Enel Global Trading SpA Roma IT 90.885.000,00 EUR
\n
Integrale Enel SpA 100,00% 100,00%
\n
Enel Green Power
\n
25RoseFarms Holdings
\n
LLC
\n
Andover US 1,00 USD
\n
Integrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%
\n
Enel Green Power
\n
Argentina SA
\n
Buenos Aires AR 463.577.761,00 ARS
\n
Integrale
\n
Enel Am\u00e9ricas SA 99,86%
\n
82,27%
\n
Enel Green Power SpA 0,00%
\n
Energ\u00eda y Servicios
\n
South America SpA
\n
0,14%
\n
Enel Green Power Aroeira
\n
01 SA
\n
Rio de Janeiro BR 134.518.400,90 BRL
\n
Integrale
\n
Enel Brasil SA 100,00%
\n
82,27%
\n
Enel Green Power
\n
Desenvolvimento Ltda
\n
0,00%
\n
Enel Green Power Aroeira
\n
02 SA
\n
Rio de Janeiro BR 134.501.000,00 BRL
\n
Integrale
\n
Enel Brasil SA 100,00%
\n
82,27%
\n
Enel Green Power
\n
Desenvolvimento Ltda
\n
0,00%
\n
Enel Green Power Aroeira
\n
03 SA
\n
Rio de Janeiro BR 134.501.000,00 BRL
\n
Integrale
\n
Enel Brasil SA 100,00%
\n
82,27%
\n
Enel Green Power
\n
Desenvolvimento Ltda
\n
0,00%
\n
Enel Green Power Aroeira
\n
04 SA
\n
Rio de Janeiro BR 134.638.500,00 BRL
\n
Integrale
\n
Enel Brasil SA 99,90%
\n
82,27%
\n
Enel Green Power
\n
Desenvolvimento Ltda
\n
0,10%
\n
Enel Green Power Aroeira
\n
05 SA
\n
Rio de Janeiro BR 134.501.000,00 BRL
\n
Integrale
\n
Enel Brasil SA 100,00%
\n
82,27%
\n
Enel Green Power
\n
Desenvolvimento Ltda
\n
0,00%
\n
Enel Green Power Aroeira
\n
06 SA
\n
Rio de Janeiro BR 134.511.000,90 BRL
\n
Integrale
\n
Enel Brasil SA 100,00%
\n
82,27%
\n
Enel Green Power
\n
Desenvolvimento Ltda
\n
0,00%
\n
Enel Green Power Aroeira
\n
07 SA
\n
Rio de Janeiro BR 134.501.000,00 BRL
\n
Integrale
\n
Enel Brasil SA 100,00%
\n
82,27%
\n
Enel Green Power
\n
Desenvolvimento Ltda
\n
0,00%
\n
Enel Green Power Aroeira
\n
08 SA
\n
Rio de Janeiro BR 134.501.000,00 BRL
\n
Integrale
\n
Enel Brasil SA 100,00%
\n
82,27%
\n
Enel Green Power
\n
Desenvolvimento Ltda
\n
0,00%
\n
Enel Green Power Aroeira
\n
09 SA (ex Enel Green
\n
Power S\u00e3o Gon\u00e7alo
\n
Participa\u00e7\u00f5es SA)
\n
Rio de Janeiro BR 1.000,00 BRL
\n
Integrale
\n
Enel Brasil SA 99,90%
\n
82,27%
\n
Enel Green Power
\n
Desenvolvimento Ltda
\n
0,10%
\n
Enel Green Power
\n
Australia (Pty) Ltd
\n
Sydney AU 100,00 AUD
\n
Integrale Enel Green Power SpA 100,00% 100,00%
\n
Enel Green Power
\n
Australia Trust
\n
Sydney AU 100,00 AUD
\n
AFS Enel Green Power SpA 100,00% 100,00%
\n
Enel Green Power Azure
\n
Blue Jay Solar Holdings
\n
LLC
\n
Andover US 1,00 USD
\n
Integrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%
\n
Enel Green Power Azure
\n
Ranchland Holdings LLC
\n
Andover US - USD
\n
Integrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%
\n

\n\n

\n\n

\n\n
Denominazione societ\u00e0 Sede legale Nazione Capitale sociale Valuta
\n
Settore di
\n
attivit\u00e0
\n
Metodo di
\n
consolidamento Detenuta da
\n
%
\n
possesso
\n
azioni
\n
ordinarie
\n
%
\n
possesso
\n
Gruppo
\n
Enel Green Power
\n
AzureRanchII Wind
\n
Holdings LLC
\n
Andover US 1,00 USD
\n
Integrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%
\n
Enel Green Power Boa
\n
Vista 01 Ltda
\n
Salvador BR 3.554.607,00 BRL
\n
Integrale
\n
Enel Brasil SA 100,00%
\n
82,27%
\n
Enel Green Power
\n
Desenvolvimento Ltda
\n
0,00%
\n
Enel Green Power Boa
\n
Vista E\u00f3lica SA
\n
Rio de Janeiro BR 42.890.000,00 BRL
\n
Integrale Enel Brasil SA 100,00% 82,27%
\n
Enel Green Power
\n
Bouldercombe Holding
\n
(Pty) Ltd
\n
Sydney AU 100,00 AUD
\n
Integrale
\n
Enel Green Power
\n
Australia (Pty) Ltd
\n
100,00% 100,00%
\n
Enel Green Power
\n
Bouldercombe Trust
\n
Sydney AU 10,00 AUD
\n
Integrale
\n
Enel Green Power
\n
Australia Trust
\n
100,00% 100,00%
\n
Enel Green Power
\n
Brejol\u00e2ndia Solar SA
\n
Rio de Janeiro BR 1.000,00 BRL
\n
Integrale
\n
Enel Brasil SA 99,90%
\n
82,27%
\n
Enel Green Power
\n
Desenvolvimento Ltda
\n
0,10%
\n
Enel Green Power Bungala
\n
(Pty) Ltd
\n
Sydney AU 100,00 AUD
\n
AFS
\n
Enel Green Power
\n
Australia (Pty) Ltd
\n
100,00% 100,00%
\n
Enel Green Power Bungala
\n
Trust
\n
Sydney AU - AUD
\n
AFS
\n
Enel Green Power
\n
Australia (Pty) Ltd
\n
100,00% 100,00%
\n
Enel Green Power Cabe\u00e7a
\n
de Boi SA
\n
Niter\u00f3i BR 270.114.539,00 BRL
\n
Integrale Enel Brasil SA 100,00% 82,27%
\n
Enel Green Power
\n
Cachoeira Dourada SA
\n
Cachoeira
\n
Dourada
\n
BR 64.339.835,85 BRL
\n
Integrale
\n
Enel Brasil SA 99,61%
\n
82,07%
\n
Enel Green Power
\n
Cachoeira Dourada SA
\n
0,15%
\n
Enel Green Power Canada
\n
Inc.
\n
Montreal CA 85.681.857,00 CAD
\n
Integrale
\n
Enel Green Power
\n
North America Inc.
\n
100,00% 100,00%
\n
Enel Green Power
\n
Cerrado Solar SA
\n
Rio de Janeiro BR 1.000,00 BRL
\n
Integrale
\n
Enel Brasil SA 99,90%
\n
82,27%
\n
Enel Green Power
\n
Desenvolvimento Ltda
\n
0,10%
\n
Enel Green Power Chile
\n
SA
\n
Santiago del Cile CL 842.121.530,67 USD
\n
Integrale
\n
Enel Chile SA 99,99%
\n
64,93%
\n
Enel SpA 0,01%
\n
Enel Green Power
\n
Cimarron Bend Wind
\n
Holdings III LLC
\n
Andover US 1,00 USD
\n
Integrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%
\n
Enel Green Power Cohuna
\n
Holdings (Pty) Ltd
\n
Sydney AU 3.419.700,00 AUD
\n
AFS
\n
Enel Green Power
\n
Australia (Pty) Ltd
\n
100,00% 100,00%
\n
Enel Green Power Cohuna
\n
Trust
\n
Sydney AU - AUD
\n
AFS
\n
Enel Green Power
\n
Australia Trust
\n
100,00% 100,00%
\n
Enel Green Power Cove
\n
Fort Solar LLC
\n
Wilmington US 1,00 USD
\n
Integrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%
\n
Enel Green Power Cristal
\n
E\u00f3lica SA
\n
Rio de Janeiro BR 87.784.899,00 BRL
\n
Integrale
\n
Enel Brasil SA 98,63%
\n
82,27%
\n
Enel Green Power
\n
Cristal E\u00f3lica SA
\n
0,00%
\n
Enel Green Power
\n
Desenvolvimento Ltda
\n
1,37%
\n
Enel Green Power Cumaru
\n
01 SA
\n
Niter\u00f3i BR 204.653.590,90 BRL
\n
Integrale
\n
Enel Brasil SA 99,90%
\n
82,27%
\n
Enel Green Power
\n
Desenvolvimento Ltda
\n
0,00%
\n
Enel Green Power Cumaru
\n
02 SA
\n
Niter\u00f3i BR 237.601.272,90 BRL
\n
Integrale
\n
Enel Brasil SA 100,00%
\n
82,27%
\n
Enel Green Power
\n
Desenvolvimento Ltda
\n
0,00%
\n

\n\n

\n\n

\n\n
Denominazione societ\u00e0 Sede legale Nazione Capitale sociale Valuta
\n
Settore di
\n
attivit\u00e0
\n
Metodo di
\n
consolidamento Detenuta da
\n
%
\n
possesso
\n
azioni
\n
ordinarie
\n
%
\n
possesso
\n
Gruppo
\n
Enel Green Power Cumaru
\n
03 SA
\n
Rio de Janeiro BR 225.021.296,24 BRL
\n
Integrale
\n
Enel Brasil SA 100,00%
\n
82,27%
\n
Enel Green Power
\n
Desenvolvimento Ltda
\n
0,00%
\n
Enel Green Power Cumaru
\n
04 SA
\n
Rio de Janeiro BR 230.869.708,24 BRL
\n
Integrale
\n
Enel Brasil SA 100,00%
\n
82,27%
\n
Enel Green Power
\n
Desenvolvimento Ltda
\n
0,00%
\n
Enel Green Power Cumaru
\n
05 SA
\n
Rio de Janeiro BR 180.208.000,90 BRL
\n
Integrale
\n
Enel Brasil SA 99,94%
\n
82,22%
\n
Enel Green Power
\n
Desenvolvimento Ltda
\n
0,00%
\n
Enel Green Power Cumaru
\n
Participa\u00e7oes SA
\n
Rio de Janeiro BR 1.000,00 BRL
\n
Integrale
\n
Enel Brasil SA 99,90%
\n
82,27%
\n
Enel Green Power
\n
Desenvolvimento Ltda
\n
0,10%
\n
Enel Green Power Cumaru
\n
Solar 01 SA
\n
Rio de Janeiro BR 1.000,00 BRL
\n
Integrale
\n
Enel Brasil SA 99,90%
\n
82,27%
\n
Enel Green Power
\n
Desenvolvimento Ltda
\n
0,10%
\n
Enel Green Power Cumaru
\n
Solar 02 SA
\n
Rio de Janeiro BR 1.000,00 BRL
\n
Integrale
\n
Enel Brasil SA 99,90%
\n
82,27%
\n
Enel Green Power
\n
Desenvolvimento Ltda
\n
0,10%
\n
Enel Green Power
\n
Damascena E\u00f3lica SA
\n
Rio de Janeiro BR 83.709.003,00 BRL
\n
Integrale
\n
Enel Brasil SA 99,16%
\n
82,27%
\n
Enel Green Power
\n
Desenvolvimento Ltda
\n
0,84%
\n
Enel Green Power Delfina
\n
A E\u00f3lica SA
\n
Rio de Janeiro BR 284.062.483,00 BRL
\n
Integrale Enel Brasil SA 100,00% 82,27%
\n
Enel Green Power Delfina
\n
B E\u00f3lica SA
\n
Rio de Janeiro BR 93.068.000,00 BRL
\n
Integrale Enel Brasil SA 100,00% 82,27%
\n
Enel Green Power Delfina
\n
C E\u00f3lica SA
\n
Rio de Janeiro BR 31.105.000,00 BRL
\n
Integrale Enel Brasil SA 100,00% 82,27%
\n
Enel Green Power Delfina
\n
D E\u00f3lica SA
\n
Rio de Janeiro BR 105.864.000,00 BRL
\n
Integrale Enel Brasil SA 100,00% 82,27%
\n
Enel Green Power Delfina
\n
E E\u00f3lica SA
\n
Niter\u00f3i BR 105.936.000,00 BRL
\n
Integrale Enel Brasil SA 100,00% 82,27%
\n
Enel Green Power
\n
Desenvolvimento Ltda
\n
Rio de Janeiro BR 61.617.590,35 BRL
\n
Integrale
\n
Enel Brasil SA 100,00%
\n
82,27%
\n
Energ\u00eda y Servicios
\n
South America SpA
\n
0,00%
\n
Enel Green Power
\n
Development Srl
\n
Roma IT 20.000,00 EUR
\n
Integrale Enel Green Power SpA 100,00% 100,00%
\n
Enel Green Power
\n
Diamond Vista Wind
\n
Project LLC
\n
Wilmington US 1,00 USD
\n
Integrale
\n
Diamond Vista
\n
Holdings LLC
\n
100,00% 100,00%
\n
Enel Green Power Dois
\n
Riachos E\u00f3lica SA
\n
Rio de Janeiro BR 83.347.009,00 BRL
\n
Integrale Enel Brasil SA 100,00% 82,27%
\n
Enel Green Power Egypt
\n
SAE
\n
Cairo EG 250.000,00 EGP
\n
Integrale Enel Green Power SpA 100,00% 100,00%
\n
Enel Green Power El
\n
Salvador SA de Cv
\n
El Salvador SV 22.860,00 USD
\n
Integrale
\n
Enel Green Power SpA 99,96%
\n
99,99%
\n
Energ\u00eda y Servicios
\n
South America SpA
\n
0,04%
\n

\n\n

\n\n

\n\n
Denominazione societ\u00e0 Sede legale Nazione Capitale sociale Valuta
\n
Settore di
\n
attivit\u00e0
\n
Metodo di
\n
consolidamento Detenuta da
\n
%
\n
possesso
\n
azioni
\n
ordinarie
\n
%
\n
possesso
\n
Gruppo
\n
Enel Green Power
\n
Elkwater Wind Limited
\n
Partnership
\n
Alberta CA 1.000,00 CAD
\n
Integrale
\n
Enel Alberta Wind Inc. 1,00%
\n
100,00%
\n
Enel Green Power
\n
Canada Inc.
\n
99,00%
\n
Enel Green Power
\n
Elmsthorpe Wind LP
\n
Calgary CA 1.000,00 CAD
\n
Integrale
\n
Enel Alberta Wind Inc. 0,10%
\n
100,00%
\n
Enel Green Power
\n
Canada Inc.
\n
99,90%
\n
Enel Green Power
\n
Emiliana E\u00f3lica SA
\n
Rio de Janeiro BR 97.191.530,00 BRL
\n
Integrale
\n
Enel Brasil SA 98,35%
\n
82,27%
\n
Enel Green Power
\n
Desenvolvimento Ltda
\n
1,65%
\n
Enel Green Power
\n
Emiliana E\u00f3lica SA
\n
0,00%
\n
Enel Green Power Espa\u00f1a
\n
SLU
\n
Madrid ES 11.152,74 EUR
\n
Integrale
\n
Endesa Generaci\u00f3n
\n
SAU
\n
100,00% 70,12%
\n
Enel Green Power
\n
Esperan\u00e7a E\u00f3lica SA
\n
Rio de Janeiro BR 99.418.174,00 BRL
\n
Integrale
\n
Enel Brasil SA 98,89%
\n
82,27%
\n
Enel Green Power
\n
Desenvolvimento Ltda
\n
1,11%
\n
Enel Green Power
\n
Esperan\u00e7a Solar SA
\n
Rio de Janeiro BR 1.000,00 BRL
\n
Integrale
\n
Enel Brasil SA 99,90%
\n
82,27%
\n
Enel Green Power
\n
Desenvolvimento Ltda
\n
0,10%
\n
Enel Green Power
\n
Estonian Solar Project LLC
\n
Andover US 1,00 USD
\n
Integrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%
\n
Enel Green Power
\n
Fazenda SA
\n
Niter\u00f3i BR 264.141.174,00 BRL
\n
Integrale Enel Brasil SA 100,00% 82,27%
\n
Enel Green Power Fence
\n
Post Solar Holdings LLC
\n
Andover US 1,00 USD
\n
Integrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%
\n
Enel Green Power Flat
\n
Rocks One Holding
\n
(Pty) Ltd
\n
Sydney AU 100,00 AUD
\n
AFS EGP Australia (Pty) Ltd 100,00% 100,00%
\n
Enel Green Power Flat
\n
Rocks One Holding Trust
\n
Sydney AU 100,00 AUD
\n
AFS
\n
Enel Green Power
\n
Australia Trust
\n
100,00% 100,00%
\n
Enel Green Power Fontes
\n
dos Ventos 2 SA
\n
Rio de Janeiro BR 183.315.219,00 BRL
\n
Integrale
\n
Enel Brasil SA 100,00%
\n
82,27%
\n
Enel Green Power
\n
Desenvolvimento Ltda
\n
0,00%
\n
Enel Green Power Fontes
\n
dos Ventos 3 SA
\n
Rio de Janeiro BR 221.001.000,00 BRL
\n
Integrale
\n
Enel Brasil SA 100,00%
\n
82,27%
\n
Enel Green Power
\n
Desenvolvimento Ltda
\n
0,00%
\n
Enel Green Power Fontes
\n
II Participa\u00e7\u00f5es SA
\n
Rio de Janeiro BR 1.000,00 BRL
\n
Integrale
\n
Enel Brasil SA 99,90%
\n
82,27%
\n
Enel Green Power
\n
Desenvolvimento Ltda
\n
0,10%
\n
Enel Green Power Fontes
\n
Solar SA
\n
Rio de Janeiro BR 1.000,00 BRL
\n
Integrale
\n
Enel Brasil SA 99,90%
\n
82,27%
\n
Enel Green Power
\n
Desenvolvimento Ltda
\n
0,10%
\n
Enel Green Power Ganado
\n
Solar Holdings LLC
\n
Andover US 1,00 USD
\n
Integrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%
\n
Enel Green Power
\n
Germany GmbH
\n
Berlino DE 25.000,00 EUR
\n
Integrale Enel Green Power SpA 100,00% 100,00%
\n
Enel Green Power Girgarre
\n
Holdings (Pty) Ltd
\n
Sydney AU 100,00 AUD
\n
AFS
\n
Enel Green Power
\n
Australia (Pty) Ltd
\n
100,00% 100,00%
\n

\n\n

\n\n

\n\n
Denominazione societ\u00e0 Sede legale Nazione Capitale sociale Valuta
\n
Settore di
\n
attivit\u00e0
\n
Metodo di
\n
consolidamento Detenuta da
\n
%
\n
possesso
\n
azioni
\n
ordinarie
\n
%
\n
possesso
\n
Gruppo
\n
Enel Green Power
\n
Girgarre Trust
\n
Sydney AU 10,00 AUD
\n
AFS
\n
Enel Green Power
\n
Australia Trust
\n
100,00% 100,00%
\n
Enel Green Power Global
\n
Investment BV
\n
Amsterdam NL 10.000,00 EUR
\n
Integrale Enel Green Power SpA 100,00% 100,00%
\n
Enel Green Power Hadros
\n
Wind Limited Partnership
\n
- CA 1.000,00 CAD
\n
Integrale
\n
Enel Alberta Wind Inc. 1,00%
\n
100,00%
\n
Enel Green Power
\n
Canada Inc.
\n
99,00%
\n
Enel Green Power Hellas
\n
SA
\n
Maroussi GR 40.187.850,00 EUR
\n
Discontinued
\n
operation
\n
Enel Green Power SpA 100,00% 100,00%
\n
Enel Green Power Hellas
\n
Supply Single Member SA
\n
Maroussi GR 600.000,00 EUR
\n
Discontinued
\n
operation
\n
Enel Green Power
\n
Hellas SA
\n
100,00% 100,00%
\n
Enel Green Power Hellas
\n
Wind Parks South Evia
\n
Single Member SA
\n
Maroussi GR 141.569.641,00 EUR
\n
Discontinued
\n
operation
\n
Enel Green Power
\n
Hellas SA
\n
100,00% 100,00%
\n
Enel Green Power
\n
Hilltopper Wind LLC (ex
\n
Hilltopper Wind Power
\n
LLC)
\n
Dover US 1,00 USD
\n
Integrale
\n
Hilltopper Wind
\n
Holdings LLC
\n
100,00% 100,00%
\n
Enel Green Power
\n
Horizonte MP Solar SA
\n
Rio de Janeiro BR 431.566.053,00 BRL
\n
Integrale
\n
Alba Energia Ltda 0,01%
\n
82,27%
\n
Enel Brasil SA 99,99%
\n
Enel Green Power India
\n
Private Limited
\n
Nuova Delhi IN 200.000.000,00 INR
\n
Integrale
\n
Enel Green Power
\n
Development Srl
\n
100,00% 100,00%
\n
Enel Green Power Italia Srl Roma IT 272.000.000,00 EUR
\n
Integrale Enel Italia SpA 100,00% 100,00%
\n
Enel Green Power
\n
Ituverava Norte Solar SA
\n
Rio de Janeiro BR 219.806.645,67 BRL
\n
Integrale
\n
Bondia Energia Ltda 0,08%
\n
82,27%
\n
Enel Brasil SA 99,92%
\n
Enel Green Power
\n
Brasil Participa\u00e7\u00f5es
\n
Ltda
\n
0,00%
\n
Enel Green Power
\n
Ituverava Solar SA
\n
Rio de Janeiro BR 227.810.333,00 BRL
\n
Integrale
\n
Bondia Energia Ltda 0,00%
\n
82,27%
\n
Enel Brasil SA 100,00%
\n
Enel Green Power
\n
Ituverava Sul Solar SA
\n
Rio de Janeiro BR 408.949.643,00 BRL
\n
Integrale
\n
Bondia Energia Ltda 0,00%
\n
82,27%
\n
Enel Brasil SA 100,00%
\n
Enel Green Power Joana
\n
E\u00f3lica SA
\n
Rio de Janeiro BR 90.259.530,00 BRL
\n
Integrale
\n
Enel Brasil SA 98,33%
\n
82,27%
\n
Enel Green Power
\n
Desenvolvimento Ltda
\n
1,67%
\n
Enel Green Power Kenya
\n
Limited
\n
Nairobi KE 100.000,00 KES
\n
Integrale
\n
Enel Green Power SpA 99,00%
\n
100,00%
\n
Enel Green Power
\n
South Africa (Pty) Ltd
\n
1,00%
\n
Enel Green Power Korea
\n
LLC
\n
Seoul KR 5.665.000.000,00 KRW
\n
Integrale Enel Green Power SpA 100,00% 100,00%
\n
Enel Green Power Lagoa
\n
do Sol 01 SA
\n
Teresina BR 1.000,00 BRL
\n
Integrale
\n
Enel Brasil SA 99,90%
\n
82,27%
\n
Enel Green Power
\n
Desenvolvimento Ltda
\n
0,10%
\n

\n\n

\n\n

\n\n
Denominazione societ\u00e0 Sede legale Nazione Capitale sociale Valuta
\n
Settore di
\n
attivit\u00e0
\n
Metodo di
\n
consolidamento Detenuta da
\n
%
\n
possesso
\n
azioni
\n
ordinarie
\n
%
\n
possesso
\n
Gruppo
\n
Enel Green Power Lagoa
\n
do Sol 02 SA
\n
Teresina BR 1.000,00 BRL
\n
Integrale
\n
Enel Brasil SA 99,90%
\n
82,27%
\n
Enel Green Power
\n
Desenvolvimento Ltda
\n
0,10%
\n
Enel Green Power Lagoa
\n
do Sol 03 SA
\n
Teresina BR 1.000,00 BRL
\n
Integrale
\n
Enel Brasil SA 99,90%
\n
82,27%
\n
Enel Green Power
\n
Desenvolvimento Ltda
\n
0,10%
\n
Enel Green Power Lagoa
\n
do Sol 04 SA
\n
Teresina BR 1.000,00 BRL
\n
Integrale
\n
Enel Brasil SA 99,90%
\n
82,27%
\n
Enel Green Power
\n
Desenvolvimento Ltda
\n
0,10%
\n
Enel Green Power Lagoa
\n
do Sol 05 SA
\n
Teresina BR 1.000,00 BRL
\n
Integrale
\n
Enel Brasil SA 99,90%
\n
82,27%
\n
Enel Green Power
\n
Desenvolvimento Ltda
\n
0,10%
\n
Enel Green Power Lagoa
\n
do Sol 06 SA
\n
Teresina BR 1.000,00 BRL
\n
Integrale
\n
Enel Brasil SA 99,90%
\n
82,27%
\n
Enel Green Power
\n
Desenvolvimento Ltda
\n
0,10%
\n
Enel Green Power Lagoa
\n
do Sol 07 SA
\n
Teresina BR 1.000,00 BRL
\n
Integrale
\n
Enel Brasil SA 99,90%
\n
82,27%
\n
Enel Green Power
\n
Desenvolvimento Ltda
\n
0,10%
\n
Enel Green Power Lagoa
\n
do Sol 08 SA
\n
Teresina BR 1.000,00 BRL
\n
Integrale
\n
Enel Brasil SA 99,90%
\n
82,27%
\n
Enel Green Power
\n
Desenvolvimento Ltda
\n
0,10%
\n
Enel Green Power Lagoa
\n
do Sol 09 SA
\n
Teresina BR 1.000,00 BRL
\n
Integrale
\n
Enel Brasil SA 99,90%
\n
82,27%
\n
Enel Green Power
\n
Desenvolvimento Ltda
\n
0,10%
\n
Enel Green Power Lagoa II
\n
Participa\u00e7\u00f5es SA
\n
Rio de Janeiro BR 1.000,00 BRL
\n
Integrale
\n
Enel Brasil SA 99,90%
\n
82,27%
\n
Enel Green Power
\n
Desenvolvimento Ltda
\n
0,10%
\n
Enel Green Power Lagoa III
\n
Participa\u00e7\u00f5es SA
\n
Rio de Janeiro BR 1.000,00 BRL
\n
Integrale
\n
Enel Brasil SA 99,90%
\n
82,27%
\n
Enel Green Power
\n
Desenvolvimento Ltda
\n
0,10%
\n
Enel Green Power Lagoa
\n
Participa\u00e7\u00f5es SA (ex Enel
\n
Green Power Projetos
\n
45 SA)
\n
Rio de Janeiro BR 1.000,00 BRL
\n
Integrale
\n
Enel Brasil SA 99,90%
\n
82,27%
\n
Enel Green Power
\n
Desenvolvimento Ltda
\n
0,10%
\n
Enel Green Power Lily
\n
Solar Holdings LLC
\n
Andover US 1,00 USD
\n
Integrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%
\n
Enel Green Power
\n
Mani\u00e7oba E\u00f3lica SA
\n
Rio de Janeiro BR 90.722.530,00 BRL
\n
Integrale
\n
Enel Brasil SA 99,20%
\n
82,27%
\n
Enel Green Power
\n
Desenvolvimento Ltda
\n
0,80%
\n
Enel Green Power
\n
Matimba Srl
\n
Roma IT 10.000,00 EUR
\n
Equity Enel Green Power SpA 50,00% 50,00%
\n
Enel Green Power
\n
Metehara Solar Privrate
\n
Limited Company
\n
- ET 5.600.000,00 ETB
\n
Integrale
\n
Enel Green Power
\n
Solar Metehara SpA
\n
80,00% 80,00%
\n
Enel Green Power M\u00e9xico
\n
S de RL de Cv
\n
Citt\u00e0 del Messico MX 662.949.966,00 MXN
\n
Integrale
\n
Enel Green Power SpA 100,00%
\n
100,00%
\n
Enel Rinnovabile SA
\n
de Cv
\n
0,00%
\n
Enel Green Power Modelo
\n
I E\u00f3lica SA
\n
Rio de Janeiro BR 70.842.000,00 BRL
\n
Integrale Enel Brasil SA 100,00% 82,27%
\n

\n\n

\n\n

\n\n
Denominazione societ\u00e0 Sede legale Nazione Capitale sociale Valuta
\n
Settore di
\n
attivit\u00e0
\n
Metodo di
\n
consolidamento Detenuta da
\n
%
\n
possesso
\n
azioni
\n
ordinarie
\n
%
\n
possesso
\n
Gruppo
\n
Enel Green Power Modelo
\n
II E\u00f3lica SA
\n
Rio de Janeiro BR 63.742.000,00 BRL
\n
Integrale Enel Brasil SA 100,00% 82,27%
\n
Enel Green Power
\n
Morocco SARLAU
\n
Casablanca MA 639.000.000,00 MAD
\n
Integrale
\n
Enel Green Power
\n
Development Srl
\n
0,00%
\n
100,00%
\n
Enel Green Power SpA 100,00%
\n
Enel Green Power Morro
\n
do Chap\u00e9u I E\u00f3lica SA
\n
Rio de Janeiro BR 248.138.287,11 BRL
\n
Integrale Enel Brasil SA 100,00% 82,27%
\n
Enel Green Power Morro
\n
do Chap\u00e9u II E\u00f3lica SA
\n
Rio de Janeiro BR 206.050.114,05 BRL
\n
Integrale Enel Brasil SA 100,00% 82,27%
\n
Enel Green Power Morro
\n
do Chap\u00e9u Solar 01 SA
\n
(ex Enel Green Power S\u00e3o
\n
Gon\u00e7alo III Participa\u00e7\u00f5es
\n
SA)
\n
Rio de Janeiro BR 1.000,00 BRL
\n
Integrale
\n
Enel Brasil SA 99,90%
\n
82,27%
\n
Enel Green Power
\n
Desenvolvimento Ltda
\n
0,10%
\n
Enel Green Power Morro
\n
Norte 01 SA
\n
Rio de Janeiro BR 1.000,00 BRL
\n
Integrale
\n
Enel Brasil SA 99,90%
\n
82,27%
\n
Enel Green Power
\n
Desenvolvimento Ltda
\n
0,10%
\n
Enel Green Power Morro
\n
Norte 02 SA
\n
Rio de Janeiro BR 1.000,00 BRL
\n
Integrale
\n
Enel Brasil SA 99,90%
\n
82,27%
\n
Enel Green Power
\n
Desenvolvimento Ltda
\n
0,10%
\n
Enel Green Power Morro
\n
Norte 03 SA
\n
Rio de Janeiro BR 1.000,00 BRL
\n
Integrale
\n
Enel Brasil SA 99,90%
\n
82,27%
\n
Enel Green Power
\n
Desenvolvimento Ltda
\n
0,10%
\n
Enel Green Power Morro
\n
Norte 04 SA
\n
Rio de Janeiro BR 1.000,00 BRL
\n
Integrale
\n
Enel Brasil SA 99,90%
\n
82,27%
\n
Enel Green Power
\n
Desenvolvimento Ltda
\n
0,10%
\n
Enel Green Power Mour\u00e3o
\n
SA
\n
Rio de Janeiro BR 25.600.100,00 BRL
\n
Integrale Enel Brasil SA 100,00% 82,27%
\n
Enel Green Power Namibia
\n
(Pty) Ltd
\n
Windhoek NA 10.000,00 NAD
\n
Integrale Enel Green Power SpA 100,00% 100,00%
\n
Enel Green Power North
\n
America Development
\n
LLC
\n
Wilmington US - USD
\n
Integrale Enel North America Inc. 100,00% 100,00%
\n
Enel Green Power North
\n
America Inc.
\n
Andover US - USD
\n
Integrale Enel North America Inc. 100,00% 100,00%
\n
Enel Green Power Nova
\n
Olinda 01 SA
\n
Teresina BR 1.000,00 BRL
\n
Integrale
\n
Enel Brasil SA 99,90%
\n
82,27%
\n
Enel Green Power
\n
Desenvolvimento Ltda
\n
0,10%
\n
Enel Green Power Nova
\n
Olinda 02 SA
\n
Teresina BR 1.000,00 BRL
\n
Integrale
\n
Enel Brasil SA 99,90%
\n
82,27%
\n
Enel Green Power
\n
Desenvolvimento Ltda
\n
0,10%
\n
Enel Green Power Nova
\n
Olinda 03 SA
\n
Teresina BR 1.000,00 BRL
\n
Integrale
\n
Enel Brasil SA 99,90%
\n
82,27%
\n
Enel Green Power
\n
Desenvolvimento Ltda
\n
0,10%
\n
Enel Green Power Nova
\n
Olinda 04 SA
\n
Teresina BR 1.000,00 BRL
\n
Integrale
\n
Enel Brasil SA 99,90%
\n
82,27%
\n
Enel Green Power
\n
Desenvolvimento Ltda
\n
0,10%
\n
Enel Green Power Nova
\n
Olinda 05 SA
\n
Teresina BR 1.000,00 BRL
\n
Integrale
\n
Enel Brasil SA 99,90%
\n
82,27%
\n
Enel Green Power
\n
Desenvolvimento Ltda
\n
0,10%
\n

\n\n

\n\n

\n\n
Denominazione societ\u00e0 Sede legale Nazione Capitale sociale Valuta
\n
Settore di
\n
attivit\u00e0
\n
Metodo di
\n
consolidamento Detenuta da
\n
%
\n
possesso
\n
azioni
\n
ordinarie
\n
%
\n
possesso
\n
Gruppo
\n
Enel Green Power Nova
\n
Olinda 06 SA
\n
Teresina BR 1.000,00 BRL
\n
Integrale
\n
Enel Brasil SA 99,90%
\n
82,27%
\n
Enel Green Power
\n
Desenvolvimento Ltda
\n
0,10%
\n
Enel Green Power Nova
\n
Olinda 07 SA
\n
Teresina BR 1.000,00 BRL
\n
Integrale
\n
Enel Brasil SA 99,90%
\n
82,27%
\n
Enel Green Power
\n
Desenvolvimento Ltda
\n
0,10%
\n
Enel Green Power Nova
\n
Olinda 08 SA
\n
Teresina BR 1.000,00 BRL
\n
Integrale
\n
Enel Brasil SA 99,90%
\n
82,27%
\n
Enel Green Power
\n
Desenvolvimento Ltda
\n
0,10%
\n
Enel Green Power Nova
\n
Olinda 09 SA
\n
Teresina BR 1.000,00 BRL
\n
Integrale
\n
Enel Brasil SA 99,90%
\n
82,27%
\n
Enel Green Power
\n
Desenvolvimento Ltda
\n
0,10%
\n
Enel Green Power Novo
\n
Lapa 01 SA
\n
Rio de Janeiro BR 1.000,00 BRL
\n
Integrale
\n
Enel Brasil SA 99,90%
\n
82,27%
\n
Enel Green Power
\n
Desenvolvimento Ltda
\n
0,10%
\n
Enel Green Power Novo
\n
Lapa 02 SA
\n
Rio de Janeiro BR 1.000,00 BRL
\n
Integrale
\n
Enel Brasil SA 99,90%
\n
82,27%
\n
Enel Green Power
\n
Desenvolvimento Ltda
\n
0,10%
\n
Enel Green Power Novo
\n
Lapa 03 SA
\n
Rio de Janeiro BR 1.000,00 BRL
\n
Integrale
\n
Enel Brasil SA 99,90%
\n
82,27%
\n
Enel Green Power
\n
Desenvolvimento Ltda
\n
0,10%
\n
Enel Green Power Novo
\n
Lapa 04 SA
\n
Rio de Janeiro BR 1.000,00 BRL
\n
Integrale
\n
Enel Brasil SA 99,90%
\n
82,27%
\n
Enel Green Power
\n
Desenvolvimento Ltda
\n
0,10%
\n
Enel Green Power Novo
\n
Lapa 05 SA
\n
Rio de Janeiro BR 1.000,00 BRL
\n
Integrale
\n
Enel Brasil SA 99,90%
\n
82,27%
\n
Enel Green Power
\n
Desenvolvimento Ltda
\n
0,10%
\n
Enel Green Power Novo
\n
Lapa 06 SA
\n
Rio de Janeiro BR 1.000,00 BRL
\n
Integrale
\n
Enel Brasil SA 99,90%
\n
82,27%
\n
Enel Green Power
\n
Desenvolvimento Ltda
\n
0,10%
\n
Enel Green Power Novo
\n
Lapa 07 SA
\n
Rio de Janeiro BR 1.000,00 BRL
\n
Integrale
\n
Enel Brasil SA 99,90%
\n
82,27%
\n
Enel Green Power
\n
Desenvolvimento Ltda
\n
0,10%
\n
Enel Green Power Novo
\n
Lapa 08 SA
\n
Rio de Janeiro BR 1.000,00 BRL
\n
Integrale
\n
Enel Brasil SA 99,90%
\n
82,27%
\n
Enel Green Power
\n
Desenvolvimento Ltda
\n
0,10%
\n
Enel Green Power O&M
\n
Solar LLC
\n
Andover US - USD
\n
Integrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%
\n
Enel Green Power
\n
Paranapanema SA
\n
Niter\u00f3i BR 162.567.500,00 BRL
\n
Integrale Enel Brasil SA 100,00% 82,27%
\n
Enel Green Power
\n
Partecipazioni Speciali Srl
\n
Roma IT 10.000,00 EUR
\n
Integrale Enel Green Power SpA 100,00% 100,00%
\n
Enel Green Power Pau
\n
Ferro E\u00f3lica SA
\n
Rio de Janeiro BR 74.124.000,00 BRL
\n
Integrale
\n
Enel Brasil SA 97,92%
\n
82,27%
\n
Enel Green Power
\n
Desenvolvimento Ltda
\n
2,08%
\n
Enel Green Power Pau
\n
Ferro E\u00f3lica SA
\n
0,00%
\n

\n\n

\n\n

\n\n
Denominazione societ\u00e0 Sede legale Nazione Capitale sociale Valuta
\n
Settore di
\n
attivit\u00e0
\n
Metodo di
\n
consolidamento Detenuta da
\n
%
\n
possesso
\n
azioni
\n
ordinarie
\n
%
\n
possesso
\n
Gruppo
\n
Enel Green Power Pedra
\n
do Ger\u00f4nimo E\u00f3lica SA
\n
Rio de Janeiro BR 119.319.527,57 BRL
\n
Integrale
\n
Enel Brasil SA 98,25%
\n
82,27%
\n
Enel Green Power
\n
Desenvolvimento Ltda
\n
1,75%
\n
Enel Green Power Per\u00fa
\n
SAC
\n
San Miguel PE 1.291.373.507,00 PEN
\n
Integrale
\n
Enel Am\u00e9ricas SA 100,00%
\n
82,27%
\n
Energ\u00eda y Servicios
\n
South America SpA
\n
0,00%
\n
Enel Green Power
\n
Primavera E\u00f3lica SA
\n
Rio de Janeiro BR 95.674.900,00 BRL
\n
Integrale
\n
Enel Brasil SA 98,50%
\n
82,27%
\n
Enel Green Power
\n
Desenvolvimento Ltda
\n
1,50%
\n
Enel Green Power Puglia
\n
Srl
\n
Roma IT 1.000.000,00 EUR
\n
Integrale
\n
Enel Green Power
\n
Italia Srl
\n
100,00% 100,00%
\n
Enel Green Power RA SAE
\n
in liquidazione
\n
Cairo EG 15.000.000,00 EGP
\n
Integrale
\n
Enel Green Power
\n
Egypt SAE
\n
100,00% 100,00%
\n
Enel Green Power
\n
Rattlesnake Creek
\n
Wind Project LLC (ex
\n
Rattlesnake Creek Wind
\n
Project LLC)
\n
Delaware US 1,00 USD
\n
Integrale
\n
Rattlesnake Creek
\n
Holdings LLC
\n
100,00% 100,00%
\n
Enel Green Power
\n
Roadrunner Solar Project
\n
Holdings II LLC
\n
Andover US - USD
\n
Integrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%
\n
Enel Green Power
\n
Roadrunner Solar Project
\n
Holdings LLC
\n
Andover US - USD
\n
Integrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%
\n
Enel Green Power
\n
Roadrunner Solar Project
\n
II LLC
\n
Dover US 100,00 USD
\n
Integrale
\n
Enel Roadrunner Solar
\n
Project Holdings II LLC
\n
100,00% 100,00%
\n
Enel Green Power
\n
Rockhaven Ranchland
\n
Holdings LLC
\n
Andover US 1,00 USD
\n
Integrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%
\n
Enel Green Power
\n
Romania Srl
\n
Bucarest RO 2.430.631.000,00 RON
\n
Discontinued
\n
operation
\n
Enel Green Power SpA 100,00% 100,00%
\n
Enel Green Power
\n
Roseland Solar LLC
\n
Andover US 1,00 USD
\n
Integrale
\n
25RoseFarms Holdings
\n
LLC
\n
100,00% 100,00%
\n
Enel Green Power RSA
\n
(Pty) Ltd
\n
Johannesburg ZA 1.000,00 ZAR
\n
Equity
\n
EGP Matimba NewCo
\n
1 Srl
\n
100,00% 50,00%
\n
Enel Green Power RSA 2
\n
(RF) (Pty) Ltd
\n
Johannesburg ZA 120,00 ZAR
\n
Equity
\n
Enel Green Power RSA
\n
(Pty) Ltd
\n
100,00% 50,00%
\n
Enel Green Power Rus
\n
Limited Liability Company
\n
Mosca RU 60.500.000,00 RUB
\n
Integrale
\n
Enel Green Power
\n
Partecipazioni Speciali
\n
Srl
\n
1,00%
\n
100,00%
\n
Enel Green Power SpA 99,00%
\n
Enel Green Power SpA Roma IT 272.000.000,00 EUR
\n
Integrale Enel SpA 100,00% 100,00%
\n
Enel Green Power Salto
\n
Apiac\u00e1s SA (ex Enel
\n
Green Power Damascena
\n
E\u00f3lica SA)
\n
Rio de Janeiro BR 274.420.832,00 BRL
\n
Integrale Enel Brasil SA 100,00% 82,27%
\n
Enel Green Power Sannio
\n
Srl
\n
Roma IT 750.000,00 EUR
\n
Integrale
\n
Enel Green Power
\n
Italia Srl
\n
100,00% 100,00%
\n
Enel Green Power S\u00e3o
\n
Abra\u00e3o E\u00f3lica SA
\n
Rio de Janeiro BR 91.300.000,00 BRL
\n
Integrale Enel Brasil SA 100,00% 82,27%
\n
Enel Green Power S\u00e3o
\n
Cirilo 01 SA
\n
Rio de Janeiro BR 1.000,00 BRL
\n
Integrale
\n
Enel Brasil SA 99,90%
\n
82,27%
\n
Enel Green Power
\n
Desenvolvimento Ltda
\n
0,10%
\n

\n\n

\n\n

\n\n
Denominazione societ\u00e0 Sede legale Nazione Capitale sociale Valuta
\n
Settore di
\n
attivit\u00e0
\n
Metodo di
\n
consolidamento Detenuta da
\n
%
\n
possesso
\n
azioni
\n
ordinarie
\n
%
\n
possesso
\n
Gruppo
\n
Enel Green Power S\u00e3o
\n
Cirilo 02 SA
\n
Rio de Janeiro BR 1.000,00 BRL
\n
Integrale
\n
Enel Brasil SA 99,90%
\n
82,27%
\n
Enel Green Power
\n
Desenvolvimento Ltda
\n
0,10%
\n
Enel Green Power S\u00e3o
\n
Cirilo 03 SA
\n
Rio de Janeiro BR 1.000,00 BRL
\n
Integrale
\n
Enel Brasil SA 99,90%
\n
82,27%
\n
Enel Green Power
\n
Desenvolvimento Ltda
\n
0,10%
\n
Enel Green Power S\u00e3o
\n
Gon\u00e7alo 01 SA (ex Enel
\n
Green Power Projetos 10)
\n
Teresina BR 74.960.396,92 BRL
\n
Integrale
\n
Alba Energia Ltda 0,00%
\n
82,27%
\n
Enel Brasil SA 100,00%
\n
Enel Green Power S\u00e3o
\n
Gon\u00e7alo 02 SA (ex Enel
\n
Green Power Projetos 11)
\n
Teresina BR 82.268.018,57 BRL
\n
Integrale
\n
Alba Energia Ltda 0,00%
\n
82,27%
\n
Enel Brasil SA 100,00%
\n
Enel Green Power S\u00e3o
\n
Gon\u00e7alo 07 SA (ex Enel
\n
Green Power Projetos
\n
42 SA)
\n
Teresina BR 114.522.004,82 BRL
\n
Integrale
\n
Enel Brasil SA 100,00%
\n
82,27%
\n
Enel Green Power
\n
Desenvolvimento Ltda
\n
0,00%
\n
Enel Green Power S\u00e3o
\n
Gon\u00e7alo 08 SA (ex Enel
\n
Green Power Projetos
\n
43 SA)
\n
Teresina BR 109.281.818,16 BRL
\n
Integrale
\n
Enel Brasil SA 100,00%
\n
82,27%
\n
Enel Green Power
\n
Desenvolvimento Ltda
\n
0,00%
\n
Enel Green Power S\u00e3o
\n
Gon\u00e7alo 10 SA (ex Enel
\n
Green Power Projetos 15)
\n
Teresina BR 82.871.484,32 BRL
\n
Integrale Enel Brasil SA 100,00% 82,27%
\n
Enel Green Power S\u00e3o
\n
Gon\u00e7alo 11 SA (ex Enel
\n
Green Power Projetos
\n
44 SA)
\n
Teresina BR 114.475.154,82 BRL
\n
Integrale Enel Brasil SA 100,00% 82,27%
\n
Enel Green Power S\u00e3o
\n
Gon\u00e7alo 12 SA (ex Enel
\n
Green Power Projetos
\n
22 SA)
\n
Teresina BR 108.022.914,82 BRL
\n
Integrale
\n
Enel Brasil SA 100,00%
\n
82,27%
\n
Enel Green Power
\n
Desenvolvimento Ltda
\n
0,00%
\n
Enel Green Power S\u00e3o
\n
Gon\u00e7alo 14
\n
Teresina BR 147.279.287,77 BRL
\n
Integrale
\n
Enel Brasil SA 100,00%
\n
82,27%
\n
Enel Green Power
\n
Desenvolvimento Ltda
\n
0,00%
\n
Enel Green Power S\u00e3o
\n
Gon\u00e7alo 15
\n
Teresina BR 120.057.468,67 BRL
\n
Integrale Enel Brasil SA 100,00% 82,27%
\n
Enel Green Power S\u00e3o
\n
Gon\u00e7alo 17 SA
\n
Teresina BR 122.007.042,67 BRL
\n
Integrale
\n
Enel Brasil SA 100,00%
\n
82,27%
\n
Enel Green Power
\n
Desenvolvimento Ltda
\n
0,00%
\n
Enel Green Power S\u00e3o
\n
Gon\u00e7alo 18 SA (ex Enel
\n
Green Power Ventos de
\n
Santa \u00c2ngela 13 SA)
\n
Teresina BR 120.981.744,40 BRL
\n
Integrale
\n
Enel Brasil SA 100,00%
\n
82,27%
\n
Enel Green Power
\n
Desenvolvimento Ltda
\n
0,00%
\n
Enel Green Power S\u00e3o
\n
Gon\u00e7alo 19 SA
\n
Teresina BR 122.467.788,77 BRL
\n
Integrale
\n
Enel Brasil SA 100,00%
\n
82,27%
\n
Enel Green Power
\n
Desenvolvimento Ltda
\n
0,00%
\n
Enel Green Power S\u00e3o
\n
Gon\u00e7alo 21 SA (ex Enel
\n
Green Power Projetos 16)
\n
Teresina BR 89.994.200,26 BRL
\n
Integrale
\n
Alba Energia Ltda 0,00%
\n
82,27%
\n
Enel Brasil SA 100,00%
\n
Enel Green Power S\u00e3o
\n
Gon\u00e7alo 22 SA (ex Enel
\n
Green Power Projetos 30)
\n
Teresina BR 89.787.960,25 BRL
\n
Integrale
\n
Alba Energia Ltda 0,00%
\n
82,27%
\n
Enel Brasil SA 100,00%
\n

\n\n

\n\n

\n\n
Denominazione societ\u00e0 Sede legale Nazione Capitale sociale Valuta
\n
Settore di
\n
attivit\u00e0
\n
Metodo di
\n
consolidamento Detenuta da
\n
%
\n
possesso
\n
azioni
\n
ordinarie
\n
%
\n
possesso
\n
Gruppo
\n
Enel Green Power S\u00e3o
\n
Gon\u00e7alo 3 SA (ex Enel
\n
Green Power Projetos 12)
\n
Teresina BR 75.324.686,12 BRL
\n
Integrale
\n
lba Energia Ltda 0,00%
\n
82,27%
\n
Enel Brasil SA 100,00%
\n
Enel Green Power S\u00e3o
\n
Gon\u00e7alo 4 SA (ex Enel
\n
Green Power Projetos 13)
\n
Teresina BR 82.925.257,61 BRL
\n
Integrale
\n
Alba Energia Ltda 0,00%
\n
82,27%
\n
Enel Brasil SA 100,00%
\n
Enel Green Power S\u00e3o
\n
Gon\u00e7alo 5 SA (ex Enel
\n
Green Power Projetos 14)
\n
Teresina BR 82.230.525,15 BRL
\n
Integrale
\n
Alba Energia Ltda 0,00%
\n
82,27%
\n
Enel Brasil SA 100,00%
\n
Enel Green Power S\u00e3o
\n
Gon\u00e7alo 6 SA (ex Enel
\n
Green Power Projetos
\n
19 SA)
\n
Teresina BR 183.602.691,38 BRL
\n
Integrale
\n
Alba Energia Ltda 0,00%
\n
82,27%
\n
Enel Brasil SA 100,00%
\n
Enel Green Power
\n
Brasil Participa\u00e7\u00f5es
\n
Ltda
\n
0,00%
\n
Enel Green Power S\u00e3o
\n
Judas E\u00f3lica SA
\n
Niter\u00f3i BR 82.674.900,00 BRL
\n
Integrale
\n
Enel Brasil SA 98,26%
\n
82,27%
\n
Enel Green Power
\n
Desenvolvimento Ltda
\n
1,74%
\n
Enel Green Power S\u00e3o
\n
Micael 01 SA (ex Enel
\n
Green Power S\u00e3o Gon\u00e7alo
\n
9 SA)
\n
Teresina BR 1.000,00 BRL
\n
Integrale
\n
Alba Energia Ltda 0,10%
\n
82,27%
\n
Enel Brasil SA 99,90%
\n
Enel Green Power S\u00e3o
\n
Micael 02 SA (ex Enel
\n
Green Power S\u00e3o Gon\u00e7alo
\n
13)
\n
Teresina BR 1.000,00 BRL
\n
Integrale
\n
Alba Energia Ltda 0,10%
\n
82,27%
\n
Enel Brasil SA 99,90%
\n
Enel Green Power S\u00e3o
\n
Micael 03 SA (ex Enel
\n
Green Power S\u00e3o Gon\u00e7alo
\n
16 SA)
\n
Teresina BR 1.000,00 BRL
\n
Integrale
\n
Alba Energia Ltda 0,10%
\n
82,27%
\n
Enel Brasil SA 99,90%
\n
Enel Green Power S\u00e3o
\n
Micael 04 SA (ex Enel
\n
Green Power S\u00e3o Gon\u00e7alo
\n
20 SA)
\n
Teresina BR 1.000,00 BRL
\n
Integrale
\n
Enel Brasil SA 99,90%
\n
82,27%
\n
Enel Green Power
\n
Desenvolvimento Ltda
\n
0,10%
\n
Enel Green Power S\u00e3o
\n
Micael 05 SA
\n
Teresina BR 1.000,00 BRL
\n
Integrale
\n
Enel Brasil SA 99,90%
\n
82,27%
\n
Enel Green Power
\n
Desenvolvimento Ltda
\n
0,10%
\n
Enel Green Power
\n
Services LLC
\n
Wilmington US 100,00 USD
\n
Integrale
\n
Enel Green Power
\n
North America Inc.
\n
100,00% 100,00%
\n
Enel Green Power SHU
\n
SAE in liquidazione
\n
Cairo EG 15.000.000,00 EGP
\n
Integrale
\n
Enel Green Power
\n
Egypt SAE
\n
100,00% 100,00%
\n
Enel Green Power
\n
Singapore Pte Ltd
\n
Singapore SG 8.000.000,00 SGD
\n
Integrale Enel Green Power SpA 100,00% 100,00%
\n
Enel Green Power Solar
\n
Energy Srl
\n
Roma IT 10.000,00 EUR
\n
Integrale
\n
Enel Green Power
\n
Italia Srl
\n
100,00% 100,00%
\n
Enel Green Power Solar
\n
Metehara SpA
\n
Roma IT 50.000,00 EUR
\n
Integrale Enel Green Power SpA 100,00% 100,00%
\n
Enel Green Power Solar
\n
Ngonye SpA (ex Enel
\n
Green Power Africa Srl)
\n
Roma IT 50.000,00 EUR
\n
AFS
\n
EGP Matimba NewCo
\n
2 Srl
\n
100,00% 100,00%
\n
Enel Green Power South
\n
Africa (Pty) Ltd
\n
Johannesburg ZA 1.000,00 ZAR
\n
Integrale Enel Green Power SpA 100,00% 100,00%
\n

\n\n

\n\n

\n\n
Denominazione societ\u00e0 Sede legale Nazione Capitale sociale Valuta
\n
Settore di
\n
attivit\u00e0
\n
Metodo di
\n
consolidamento Detenuta da
\n
%
\n
possesso
\n
azioni
\n
ordinarie
\n
%
\n
possesso
\n
Gruppo
\n
Enel Green Power South
\n
Africa 3 (Pty) Ltd
\n
Gauteng ZA 1.000,00 ZAR
\n
Integrale Enel Green Power SpA 100,00% 100,00%
\n
Enel Green Power
\n
Stampede Solar Holdings
\n
LLC
\n
Andover US 1,00 USD
\n
Integrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%
\n
Enel Green Power Swift
\n
Wind LP
\n
Calgary CA 1.000,00 CAD
\n
Integrale
\n
Enel Alberta Wind Inc. 0,10%
\n
100,00%
\n
Enel Green Power
\n
Canada Inc.
\n
99,90%
\n
Enel Green Power Tacaic\u00f3
\n
E\u00f3lica SA
\n
Rio de Janeiro BR 50.034.360,00 BRL
\n
Integrale
\n
Enel Brasil SA 97,87%
\n
82,27%
\n
Enel Green Power
\n
Desenvolvimento Ltda
\n
2,13%
\n
Enel Green Power Tefnut
\n
SAE in liquidazione
\n
Cairo EG 15.000.000,00 EGP
\n
Integrale
\n
Enel Green Power
\n
Egypt SAE
\n
100,00% 100,00%
\n
Enel Green Power Turkey
\n
Enerj\u00ed Yatirimlari Anon\u00edm
\n
\u015e\u00edrket\u00ed
\n
Istanbul TR 37.141.108,00 TRY
\n
Integrale Enel Green Power SpA 100,00% 100,00%
\n
Enel Green Power UB33
\n
GmbH & Co. KG
\n
Berlino DE 75.000,00 EUR
\n
Integrale
\n
Enel Green Power
\n
Germany GmbH
\n
100,00% 100,00%
\n
Enel Green Power Ventos
\n
de Santa \u00c2ngela 1 SA
\n
Teresina BR 182.273.006,17 BRL
\n
Integrale
\n
Enel Brasil SA 100,00%
\n
82,27%
\n
Ventos de Santa
\n
\u00c2ngela Energias
\n
Renov\u00e1veis SA
\n
0,00%
\n
Enel Green Power Ventos
\n
de Santa \u00c2ngela 10 SA
\n
(ex Enel Green Power
\n
Projetos 21)
\n
Teresina BR 122.100.849,07 BRL
\n
Integrale
\n
Enel Brasil SA 100,00%
\n
82,27%
\n
Ventos de Santa
\n
\u00c2ngela Energias
\n
Renov\u00e1veis SA
\n
0,00%
\n
Enel Green Power Ventos
\n
de Santa \u00c2ngela 11 SA
\n
(ex Enel Green Power
\n
Projetos 23)
\n
Teresina BR 132.786.606,48 BRL
\n
Integrale
\n
Enel Brasil SA 100,00%
\n
82,27%
\n
Ventos de Santa
\n
\u00c2ngela Energias
\n
Renov\u00e1veis SA
\n
0,00%
\n
Enel Green Power Ventos
\n
de Santa \u00c2ngela 14 SA
\n
(ex Enel Green Power
\n
Projetos 24)
\n
Teresina BR 198.554.956,48 BRL
\n
Integrale
\n
Enel Brasil SA 100,00%
\n
82,27%
\n
Ventos de Santa
\n
\u00c2ngela Energias
\n
Renov\u00e1veis SA
\n
0,00%
\n
Enel Green Power Ventos
\n
de Santa \u00c2ngela 15 SA
\n
(ex Enel Green Power
\n
Projetos 25)
\n
Teresina BR 125.100.849,07 BRL
\n
Integrale
\n
Enel Brasil SA 100,00%
\n
82,27%
\n
Ventos de Santa
\n
\u00c2ngela Energias
\n
Renov\u00e1veis SA
\n
0,00%
\n
Enel Green Power Ventos
\n
de Santa \u00c2ngela 17 SA
\n
(ex Enel Green Power
\n
Projetos 26)
\n
Teresina BR 152.022.288,00 BRL
\n
Integrale
\n
Enel Brasil SA 100,00%
\n
82,27%
\n
Ventos de Santa
\n
\u00c2ngela Energias
\n
Renov\u00e1veis SA
\n
0,00%
\n
Enel Green Power Ventos
\n
de Santa \u00c2ngela 19 SA
\n
(ex Enel Green Power
\n
Projetos 27)
\n
Teresina BR 95.587.248,00 BRL
\n
Integrale
\n
Enel Brasil SA 100,00%
\n
82,27%
\n
Ventos de Santa
\n
\u00c2ngela Energias
\n
Renov\u00e1veis SA
\n
0,00%
\n
Enel Green Power Ventos
\n
de Santa \u00c2ngela 2 SA
\n
Teresina BR 299.922.006,17 BRL
\n
Integrale
\n
Enel Brasil SA 100,00%
\n
82,27%
\n
Ventos de Santa
\n
\u00c2ngela Energias
\n
Renov\u00e1veis SA
\n
0,00%
\n
Enel Green Power Ventos
\n
de Santa \u00c2ngela 20 SA
\n
(ex Enel Green Power
\n
Projetos 28)
\n
Teresina BR 92.895.408,95 BRL
\n
Integrale
\n
Enel Brasil SA 100,00%
\n
82,27%
\n
Ventos de Santa
\n
\u00c2ngela Energias
\n
Renov\u00e1veis SA
\n
0,00%
\n
Enel Green Power Ventos
\n
de Santa \u00c2ngela 21 SA
\n
(ex Enel Green Power
\n
Projetos 29)
\n
Teresina BR 41.179.409,72 BRL
\n
Integrale
\n
Enel Brasil SA 100,00%
\n
82,27%
\n
Ventos de Santa
\n
\u00c2ngela Energias
\n
Renov\u00e1veis SA
\n
0,00%
\n

\n\n

\n\n

\n\n
Denominazione societ\u00e0 Sede legale Nazione Capitale sociale Valuta
\n
Settore di
\n
attivit\u00e0
\n
Metodo di
\n
consolidamento Detenuta da
\n
%
\n
possesso
\n
azioni
\n
ordinarie
\n
%
\n
possesso
\n
Gruppo
\n
Enel Green Power Ventos
\n
de Santa \u00c2ngela 3 SA
\n
(ex Enel Green Power
\n
Projetos 4)
\n
Teresina BR 99.786.606,48 BRL
\n
Integrale
\n
Enel Brasil SA 100,00%
\n
82,27%
\n
Ventos de Santa
\n
\u00c2ngela Energias
\n
Renov\u00e1veis SA
\n
0,00%
\n
Enel Green Power Ventos
\n
de Santa \u00c2ngela 4 SA
\n
(ex Enel Green Power
\n
Projetos 6)
\n
Teresina BR 100.732.205,24 BRL
\n
Integrale
\n
Enel Brasil SA 100,00%
\n
82,27%
\n
Ventos de Santa
\n
\u00c2ngela Energias
\n
Renov\u00e1veis SA
\n
0,00%
\n
Enel Green Power Ventos
\n
de Santa \u00c2ngela 5 SA
\n
(ex Enel Green Power
\n
Projetos 7)
\n
Teresina BR 84.786.606,48 BRL
\n
Integrale
\n
Enel Brasil SA 100,00%
\n
82,27%
\n
Ventos de Santa
\n
\u00c2ngela Energias
\n
Renov\u00e1veis SA
\n
0,00%
\n
Enel Green Power Ventos
\n
de Santa \u00c2ngela 6 SA
\n
(ex Enel Green Power
\n
Projetos 8)
\n
Teresina BR 83.786.606,48 BRL
\n
Integrale
\n
Enel Brasil SA 100,00%
\n
82,27%
\n
Ventos de Santa
\n
\u00c2ngela Energias
\n
Renov\u00e1veis SA
\n
0,00%
\n
Enel Green Power Ventos
\n
de Santa \u00c2ngela 7 SA
\n
(ex Enel Green Power
\n
Projetos 9)
\n
Teresina BR 81.245.805,55 BRL
\n
Integrale
\n
Enel Brasil SA 100,00%
\n
82,27%
\n
Ventos de Santa
\n
Esperan\u00e7a Energias
\n
Renov\u00e1veis SA
\n
0,00%
\n
Enel Green Power Ventos
\n
de Santa \u00c2ngela 8 SA
\n
(ex Enel Green Power
\n
Projetos 18)
\n
Teresina BR 91.786.606,48 BRL
\n
Integrale
\n
Enel Brasil SA 100,00%
\n
82,27%
\n
Ventos de Santa
\n
\u00c2ngela Energias
\n
Renov\u00e1veis SA
\n
0,00%
\n
Enel Green Power Ventos
\n
de Santa \u00c2ngela 9 SA
\n
(ex Enel Green Power
\n
Projetos 20)
\n
Teresina BR 118.786.606,00 BRL
\n
Integrale
\n
Enel Brasil SA 100,00%
\n
82,27%
\n
Ventos de Santa
\n
\u00c2ngela Energias
\n
Renov\u00e1veis SA
\n
0,00%
\n
Enel Green Power Ventos
\n
de Santa \u00c2ngela ACL 12
\n
(ex Enel Green Power
\n
Projetos 36)
\n
Teresina BR 94.727.364,09 BRL
\n
Integrale
\n
Enel Brasil SA 100,00%
\n
82,27%
\n
Enel Green Power
\n
Desenvolvimento Ltda
\n
0,00%
\n
Enel Green Power Ventos
\n
de Santa \u00c2ngela ACL 13
\n
SA (ex Enel Green Power
\n
Projetos 17 SA)
\n
Teresina BR 77.496.725,02 BRL
\n
Integrale
\n
Enel Brasil SA 100,00%
\n
82,27%
\n
Enel Green Power
\n
Desenvolvimento Ltda
\n
0,00%
\n
Enel Green Power Ventos
\n
de Santa \u00c2ngela ACL 16
\n
SA (ex Enel Green Power
\n
Projetos 38 SA)
\n
Teresina BR 89.917.563,24 BRL
\n
Integrale
\n
Enel Brasil SA 100,00%
\n
82,27%
\n
Enel Green Power
\n
Desenvolvimento Ltda
\n
0,00%
\n
Enel Green Power Ventos
\n
de Santa \u00c2ngela ACL 18
\n
SA (ex Enel Green Power
\n
Projetos 47 SA)
\n
Teresina BR 86.496.703,24 BRL
\n
Integrale
\n
Enel Brasil SA 100,00%
\n
82,27%
\n
Enel Green Power
\n
Desenvolvimento Ltda
\n
0,00%
\n
Enel Green Power Ventos
\n
de Santa Esperan\u00e7a 08
\n
SA (ex Enel Green Power
\n
Projetos 34 SA)
\n
Rio de Janeiro BR 173.154.500,67 BRL
\n
Integrale
\n
Enel Brasil SA 100,00%
\n
82,27%
\n
Enel Green Power
\n
Desenvolvimento Ltda
\n
0,00%
\n
Enel Green Power Ventos
\n
de Santa Esperan\u00e7a 1
\n
SA (ex Enel Green Power
\n
Fonte dos Ventos 1 SA)
\n
Rio de Janeiro BR 1.000,00 BRL
\n
Integrale
\n
Enel Brasil SA 99,90%
\n
82,27%
\n
Enel Green Power
\n
Desenvolvimento Ltda
\n
0,10%
\n
Enel Green Power Ventos
\n
de Santa Esperan\u00e7a 13
\n
(ex Enel Green Power
\n
Projetos 33 SA)
\n
Rio de Janeiro BR 221.832.010,12 BRL
\n
Integrale
\n
Enel Brasil SA 100,00%
\n
82,27%
\n
Enel Green Power
\n
Desenvolvimento Ltda
\n
0,00%
\n
Enel Green Power Ventos
\n
de Santa Esperan\u00e7a 15 SA
\n
Rio de Janeiro BR 292.888.027,82 BRL
\n
Integrale
\n
Enel Brasil SA 100,00%
\n
82,27%
\n
Enel Green Power
\n
Desenvolvimento Ltda
\n
0,00%
\n

\n\n

\n\n

\n\n
Denominazione societ\u00e0 Sede legale Nazione Capitale sociale Valuta
\n
Settore di
\n
attivit\u00e0
\n
Metodo di
\n
consolidamento Detenuta da
\n
%
\n
possesso
\n
azioni
\n
ordinarie
\n
%
\n
possesso
\n
Gruppo
\n
Enel Green Power Ventos
\n
de Santa Esperan\u00e7a 16
\n
SA (ex Enel Green Power
\n
Projetos 35 SA)
\n
Rio de Janeiro BR 252.240.012,65 BRL
\n
Integrale
\n
Enel Brasil SA 100,00%
\n
82,27%
\n
Enel Green Power
\n
Desenvolvimento Ltda
\n
0,00%
\n
Enel Green Power Ventos
\n
de Santa Esperan\u00e7a 17
\n
SA (ex Enel Green Power
\n
Projetos 31 SA)
\n
Rio de Janeiro BR 252.240.012,65 BRL
\n
Integrale
\n
Enel Brasil SA 100,00%
\n
82,27%
\n
Enel Green Power
\n
Desenvolvimento Ltda
\n
0,00%
\n
Enel Green Power Ventos
\n
de Santa Esperan\u00e7a 21
\n
SA (ex Enel Green Power
\n
Projetos 37 SA)
\n
Rio de Janeiro BR 276.814.829,93 BRL
\n
Integrale
\n
Enel Brasil SA 100,00%
\n
82,27%
\n
Enel Green Power
\n
Desenvolvimento Ltda
\n
0,00%
\n
Enel Green Power Ventos
\n
de Santa Esperan\u00e7a 22
\n
SA (ex Enel Green Power
\n
Projetos 39 SA)
\n
Rio de Janeiro BR 274.625.153,91 BRL
\n
Integrale
\n
Enel Brasil SA 100,00%
\n
82,27%
\n
Enel Green Power
\n
Desenvolvimento Ltda
\n
0,00%
\n
Enel Green Power Ventos
\n
de Santa Esperan\u00e7a 25
\n
SA (ex Enel Green Power
\n
Projetos 40 SA)
\n
Rio de Janeiro BR 171.324.007,59 BRL
\n
Integrale
\n
Enel Brasil SA 100,00%
\n
82,27%
\n
Enel Green Power
\n
Desenvolvimento Ltda
\n
0,00%
\n
Enel Green Power Ventos
\n
de Santa Esperan\u00e7a 26
\n
SA (ex Enel Green Power
\n
Projetos 41 SA)
\n
Rio de Janeiro BR 344.251.125,91 BRL
\n
Integrale
\n
Enel Brasil SA 100,00%
\n
82,27%
\n
Enel Green Power
\n
Desenvolvimento Ltda
\n
0,00%
\n
Enel Green Power
\n
Ventos de Santa
\n
Esperan\u00e7a 26 SA (ex
\n
Enel Green Power
\n
Projetos 41 SA)
\n
0,00%
\n
Enel Green Power Ventos
\n
de Santa Esperan\u00e7a 3 SA
\n
Rio de Janeiro BR 1.000,00 BRL
\n
Integrale
\n
Enel Brasil SA 99,90%
\n
82,27%
\n
Enel Green Power
\n
Desenvolvimento Ltda
\n
0,10%
\n
Enel Green Power Ventos
\n
de Santa Esperan\u00e7a 7
\n
SA (ex Enel Green Power
\n
Lagedo Alto SA)
\n
Rio de Janeiro BR 1.000,00 BRL
\n
Integrale
\n
Enel Brasil SA 99,90%
\n
82,27%
\n
Enel Green Power
\n
Desenvolvimento Ltda
\n
0,10%
\n
Enel Green Power Ventos
\n
de Santa Esperan\u00e7a
\n
Participa\u00e7\u00f5es SA (ex Enel
\n
Green Power Cumaru
\n
06 SA)
\n
Rio de Janeiro BR 1.000,00 BRL
\n
Integrale
\n
Enel Brasil SA 99,90%
\n
82,27%
\n
Enel Green Power
\n
Desenvolvimento Ltda
\n
0,10%
\n
Enel Green Power Ventos
\n
de Santo Orestes 1 SA
\n
Rio de Janeiro BR 1.000,00 BRL
\n
Integrale
\n
Enel Brasil SA 99,90%
\n
82,27%
\n
Enel Green Power
\n
Desenvolvimento Ltda
\n
0,10%
\n
Enel Green Power Ventos
\n
de Santo Orestes 2 SA
\n
Rio de Janeiro BR 1.000,00 BRL
\n
Integrale
\n
Enel Brasil SA 99,90%
\n
82,27%
\n
Enel Green Power
\n
Desenvolvimento Ltda
\n
0,10%
\n
Enel Green Power Ventos
\n
de S\u00e3o Roque 01 SA
\n
Teresina BR 383.436.550,79 BRL
\n
Integrale
\n
Enel Brasil SA 100,00%
\n
82,27%
\n
Enel Green Power
\n
Desenvolvimento Ltda
\n
0,00%
\n
Enel Green Power Ventos
\n
de S\u00e3o Roque 02 SA
\n
Teresina BR 369.758.650,79 BRL
\n
Integrale
\n
Enel Brasil SA 100,00%
\n
82,27%
\n
Enel Green Power
\n
Desenvolvimento Ltda
\n
0,00%
\n
Enel Green Power Ventos
\n
de S\u00e3o Roque 03 SA
\n
Teresina BR 112.576.700,90 BRL
\n
Integrale
\n
Enel Brasil SA 100,00%
\n
82,27%
\n
Enel Green Power
\n
Desenvolvimento Ltda
\n
0,00%
\n

\n\n

\n\n

\n\n
Denominazione societ\u00e0 Sede legale Nazione Capitale sociale Valuta
\n
Settore di
\n
attivit\u00e0
\n
Metodo di
\n
consolidamento Detenuta da
\n
%
\n
possesso
\n
azioni
\n
ordinarie
\n
%
\n
possesso
\n
Gruppo
\n
Enel Green Power Ventos
\n
de S\u00e3o Roque 04 SA
\n
Teresina BR 379.980.530,79 BRL
\n
Integrale
\n
Enel Brasil SA 100,00%
\n
82,27%
\n
Enel Green Power
\n
Desenvolvimento Ltda
\n
0,00%
\n
Enel Green Power Ventos
\n
de S\u00e3o Roque 05 SA
\n
Teresina BR 212.501.000,00 BRL
\n
Integrale
\n
Enel Brasil SA 100,00%
\n
82,27%
\n
Enel Green Power
\n
Desenvolvimento Ltda
\n
0,00%
\n
Enel Green Power Ventos
\n
de S\u00e3o Roque 06 SA
\n
Teresina BR 112.501.000,00 BRL
\n
Integrale
\n
Enel Brasil SA 99,90%
\n
82,27%
\n
Enel Green Power
\n
Desenvolvimento Ltda
\n
0,10%
\n
Enel Green Power Ventos
\n
de S\u00e3o Roque 07 SA
\n
Teresina BR 112.501.000,00 BRL
\n
Integrale
\n
Enel Brasil SA 100,00%
\n
82,27%
\n
Enel Green Power
\n
Desenvolvimento Ltda
\n
0,00%
\n
Enel Green Power Ventos
\n
de S\u00e3o Roque 08 SA
\n
Teresina BR 337.473.758,00 BRL
\n
Integrale
\n
Enel Brasil SA 100,00%
\n
82,27%
\n
Enel Green Power
\n
Desenvolvimento Ltda
\n
0,00%
\n
Enel Green Power Ventos
\n
de S\u00e3o Roque 11 SA
\n
Teresina BR 318.740.450,79 BRL
\n
Integrale
\n
Enel Brasil SA 100,00%
\n
82,27%
\n
Enel Green Power
\n
Desenvolvimento Ltda
\n
0,00%
\n
Enel Green Power Ventos
\n
de S\u00e3o Roque 13 SA
\n
Teresina BR 112.501.000,00 BRL
\n
Integrale
\n
Enel Brasil SA 100,00%
\n
82,27%
\n
Enel Green Power
\n
Desenvolvimento Ltda
\n
0,00%
\n
Enel Green Power Ventos
\n
de S\u00e3o Roque 16 SA
\n
Teresina BR 353.284.550,79 BRL
\n
Integrale
\n
Enel Brasil SA 100,00%
\n
82,27%
\n
Enel Green Power
\n
Desenvolvimento Ltda
\n
0,00%
\n
Enel Green Power Ventos
\n
de S\u00e3o Roque 17 SA
\n
Teresina BR 298.952.100,79 BRL
\n
Integrale
\n
Enel Brasil SA 100,00%
\n
82,27%
\n
Enel Green Power
\n
Desenvolvimento Ltda
\n
0,00%
\n
Enel Green Power Ventos
\n
de S\u00e3o Roque 18 SA
\n
Teresina BR 332.473.758,81 BRL
\n
Integrale
\n
Enel Brasil SA 100,00%
\n
82,27%
\n
Enel Green Power
\n
Desenvolvimento Ltda
\n
0,00%
\n
Enel Green Power Ventos
\n
de S\u00e3o Roque 19 SA
\n
Teresina BR 112.501.000,00 BRL
\n
Integrale
\n
Enel Brasil SA 100,00%
\n
82,27%
\n
Enel Green Power
\n
Desenvolvimento Ltda
\n
0,00%
\n
Enel Green Power Ventos
\n
de S\u00e3o Roque 22 SA
\n
Teresina BR 112.501.000,00 BRL
\n
Integrale
\n
Enel Brasil SA 100,00%
\n
82,27%
\n
Enel Green Power
\n
Desenvolvimento Ltda
\n
0,00%
\n
Enel Green Power Ventos
\n
de S\u00e3o Roque 26 SA
\n
Teresina BR 112.501.000,00 BRL
\n
Integrale
\n
Enel Brasil SA 100,00%
\n
82,27%
\n
Enel Green Power
\n
Desenvolvimento Ltda
\n
0,00%
\n
Enel Green Power Ventos
\n
de S\u00e3o Roque 29 SA
\n
Teresina BR 112.501.000,00 BRL
\n
Integrale
\n
Enel Brasil SA 100,00%
\n
82,27%
\n
Enel Green Power
\n
Desenvolvimento Ltda
\n
0,00%
\n
Enel Green Power
\n
Verwaltungs GmbH
\n
Berlino DE 25.000,00 EUR
\n
Integrale
\n
Enel Green Power
\n
Germany GmbH
\n
100,00% 100,00%
\n
Enel Green Power
\n
Vietnam LLC (C\u00f4ng ty
\n
TNHH Enel Green Power
\n
Vi
\n
\u0265t Nam)
\n
Ho Chi Minh City VN 2.431.933,00 USD
\n
Integrale Enel Green Power SpA 100,00% 100,00%
\n
Enel Green Power Villoresi
\n
Srl
\n
Roma IT 1.200.000,00 EUR
\n
Integrale
\n
Enel Green Power
\n
Italia Srl
\n
51,00% 51,00%
\n

\n\n

\n\n

\n\n
Denominazione societ\u00e0 Sede legale Nazione Capitale sociale Valuta
\n
Settore di
\n
attivit\u00e0
\n
Metodo di
\n
consolidamento Detenuta da
\n
%
\n
possesso
\n
azioni
\n
ordinarie
\n
%
\n
possesso
\n
Gruppo
\n
Enel Green Power Volta
\n
Grande SA (ex Enel Green
\n
Power Projetos I SA)
\n
Niter\u00f3i BR 565.756.528,00 BRL
\n
Integrale Enel Brasil SA 100,00% 82,27%
\n
Enel Green Power Zambia
\n
Limited
\n
Lusaka ZM 15.000,00 ZMW
\n
Integrale
\n
Enel Green Power
\n
Development Srl
\n
1,00%
\n
100,00%
\n
Enel Green Power
\n
South Africa (Pty) Ltd
\n
99,00%
\n
Enel Green Power Zeus
\n
II - Delfina 8 SA
\n
Rio de Janeiro BR 77.939.980,00 BRL
\n
Integrale Enel Brasil SA 100,00% 82,27%
\n
Enel Green Power Zeus
\n
Sul 1 Ltda
\n
Rio de Janeiro BR 6.986.993,00 BRL
\n
Integrale
\n
Enel Brasil SA 100,00%
\n
82,27%
\n
Enel Green Power
\n
Desenvolvimento Ltda
\n
0,00%
\n
Enel Green Power Zeus
\n
Sul 2 SA
\n
Rio de Janeiro BR 1.000,00 BRL
\n
Integrale
\n
Enel Brasil SA 99,90%
\n
82,27%
\n
Enel Green Power
\n
Desenvolvimento Ltda
\n
0,10%
\n
Enel Grids Srl Roma IT 10.100.000,00 EUR
\n
Integrale Enel SpA 100,00% 100,00%
\n
Enel Guatemala SA
\n
Citt\u00e0 del
\n
Guatemala
\n
GT 67.208.000,00 GTQ
\n
Integrale
\n
Enel Am\u00e9ricas SA 0,00%
\n
47, 18%
\n
Enel Colombia SA ESP 100,00%
\n
Enel Holding Finance Srl Roma IT 10.000,00 EUR
\n
Integrale Enel SpA 100,00% 100,00%
\n
Enel Iberia SRLU Madrid ES 336.142.500,00 EUR
\n
Integrale Enel SpA 100,00% 100,00%
\n
Enel Innovation Hubs Srl Roma IT 1.100.000,00 EUR
\n
Integrale Enel SpA 100,00% 100,00%
\n
Enel Insurance NV Amsterdam NL 60.000,00 EUR
\n
Integrale Enel SpA 100,00% 100,00%
\n
Enel Investment Holding
\n
BV
\n
Amsterdam NL 1.000.000,00 EUR
\n
Integrale Enel SpA 100,00% 100,00%
\n
Enel Italia SpA Roma IT 100.000.000,00 EUR
\n
Integrale Enel SpA 100,00% 100,00%
\n
Enel Kansas Development
\n
Holdings LLC
\n
Andover US - USD
\n
Integrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%
\n
Enel Kansas LLC Wilmington US - USD
\n
Integrale
\n
Enel Green Power
\n
North America Inc.
\n
100,00% 100,00%
\n
Enel Land HoldCo LLC Andover US - USD
\n
Integrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%
\n
Enel Logistics Srl Roma IT 1.000.000,00 EUR
\n
Integrale Enel Italia SpA 100,00% 100,00%
\n
Enel Minnesota Holdings
\n
LLC
\n
Minneapolis US - USD
\n
Integrale
\n
EGP Geronimo Holding
\n
Company Inc.
\n
100,00% 100,00%
\n
Enel Nevkan Inc. Wilmington US - USD
\n
Integrale
\n
Enel Green Power
\n
North America Inc.
\n
100,00% 100,00%
\n
Enel North America Inc. Andover US 50,00 USD
\n
Integrale Enel SpA 100,00% 100,00%
\n
Enel Operations Canada
\n
Ltd
\n
Alberta CA 1.000,00 CAD
\n
Integrale
\n
Enel Green Power
\n
Canada Inc.
\n
100,00% 100,00%
\n
Enel Panam\u00e1 CAM Srl Panama City PA 3.001,00 USD
\n
Integrale
\n
Enel Am\u00e9ricas SA 0,03%
\n
47, 19%
\n
Enel Colombia SA ESP 99,97%
\n

\n\n

\n\n

\n\n
Denominazione societ\u00e0 Sede legale Nazione Capitale sociale Valuta
\n
Settore di
\n
attivit\u00e0
\n
Metodo di
\n
consolidamento Detenuta da
\n
%
\n
possesso
\n
azioni
\n
ordinarie
\n
%
\n
possesso
\n
Gruppo
\n
Enel Per\u00fa SAC San Miguel PE 5.361.789.105,00 PEN Integrale Enel Am\u00e9ricas SA 100,00% 82,27%
\n
Enel Produzione SpA Roma IT 1.800.000.000,00 EUR
\n
Integrale Enel Italia SpA 100,00% 100,00%
\n
Enel Renovable Srl Panama City PA 10.100,00 USD
\n
Integrale
\n
Enel Colombia SA ESP 0,99%
\n
47, 19%
\n
Enel Panam\u00e1 CAM Srl 99,01%
\n
Enel Rinnovabile SA de Cv Citt\u00e0 del Messico MX 100,00 MXN
\n
Integrale
\n
Enel Green Power
\n
Global Investment BV
\n
99,00%
\n
100,00%
\n
Enel Green Power
\n
M\u00e9xico S de RL de Cv
\n
1,00%
\n
Enel Roadrunner Solar
\n
Project Holdings II LLC
\n
Andover US - USD
\n
Integrale
\n
Enel Green Power
\n
Roadrunner Solar
\n
Project Holdings II LLC
\n
100,00% 100,00%
\n
Enel Roadrunner Solar
\n
Project Holdings LLC
\n
Dover US 100,00 USD
\n
Integrale
\n
Enel Green Power
\n
Roadrunner Solar
\n
Project Holdings LLC
\n
100,00% 100,00%
\n
Enel Romania SA Buftea RO 200.000,00 RON
\n
Discontinued
\n
operation
\n
Enel SpA 100,00% 100,00%
\n
Enel Salt Wells LLC Fallon US - USD
\n
Integrale Enel Geothermal LLC 100,00% 100,00%
\n
Enel Saudi Arabia Limited Al Khobar SA 1.000.000,00 SAR
\n
Integrale e-distribuzione SpA 60,00% 60,00%
\n
Enel Servicii Comune SA Bucarest RO 33.000.000,00 RON
\n
Discontinued
\n
operation
\n
E-Distribu\u0163ie Banat SA 50,00%
\n
51,00%
\n
E-Distribu\u0163ie Dobrogea
\n
SA
\n
50,00%
\n
Enel Sole Srl Roma IT 4.600.000,00 EUR
\n
Integrale Enel Italia SpA 100,00% 100,00%
\n
Enel Solu\u00e7\u00f5es Energ\u00e9ticas
\n
Ltda
\n
Rio de Janeiro BR 42.863.000,00 BRL
\n
Integrale
\n
Enel Brasil SA 100,00%
\n
82,27%
\n
Enel Green Power
\n
Desenvolvimento Ltda
\n
0,00%
\n
Enel Solu\u00e7\u00f5es
\n
Energ\u00e9ticas Ltda
\n
0,00%
\n
Enel Stillwater LLC Wilmington US - USD
\n
Integrale Enel Geothermal LLC 100,00% 100,00%
\n
Enel Surprise Valley LLC Wilmington US - USD
\n
Integrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%
\n
Enel Texkan Inc. Wilmington US 100,00 USD
\n
Integrale Chi Power Inc. 100,00% 100,00%
\n
Enel Trade Energy Srl Bucarest RO 2.437.050,00 RON
\n
Discontinued
\n
operation
\n
Enel Romania SA 100,00% 100,00%
\n
Enel Trade Serbia doo
\n
Beograd in liquidazione
\n
Belgrado RS 300.000,00 EUR
\n
Integrale
\n
Enel Global Trading
\n
SpA
\n
100,00% 100,00%
\n
Enel Trading Argentina Srl Buenos Aires AR 14.011.100,00 ARS
\n
Integrale
\n
Enel Am\u00e9ricas SA 55,00%
\n
82,26%
\n
Enel Argentina SA 45,00%
\n
Enel Trading Brasil SA Rio de Janeiro BR 5.280.312,00 BRL
\n
Integrale Enel Brasil SA 100,00% 82,27%
\n
Enel Trading North
\n
America LLC
\n
Wilmington US 10.000.000,00 USD
\n
Integrale Enel North America Inc. 100,00% 100,00%
\n
Enel Uruguay SA Montevideo UY 20.000,00 UYU
\n
Integrale Enel Brasil SA 100,00% 82,27%
\n

\n\n

\n\n

\n\n
Denominazione societ\u00e0 Sede legale Nazione Capitale sociale Valuta
\n
Settore di
\n
attivit\u00e0
\n
Metodo di
\n
consolidamento Detenuta da
\n
%
\n
possesso
\n
azioni
\n
ordinarie
\n
%
\n
possesso
\n
Gruppo
\n
Enel Vayu (Project 2)
\n
Private Limited
\n
Gurugram IN 45.000.000,00 INR
\n
Integrale
\n
Enel Green Power India
\n
Private Limited
\n
100,00% 100,00%
\n
Enel Wind Project
\n
(Amberi) Private Limited
\n
Nuova Delhi IN 5.000.000,00 INR
\n
Integrale
\n
Enel Green Power India
\n
Private Limited
\n
100,00% 100,00%
\n
Enel X Advisory Services
\n
North America Inc.
\n
Boston US - USD
\n
Integrale
\n
Enel X Advisory
\n
Services Srl
\n
100,00% 100,00%
\n
Enel X Advisory Services
\n
Srl
\n
Roma IT - EUR
\n
Integrale Enel X Srl 100,00% 100,00%
\n
Enel X Advisory Services
\n
UK Limited
\n
Londra GB 502,00 GBP
\n
Integrale
\n
Enel X Advisory
\n
Services Srl
\n
100,00% 100,00%
\n
Enel X Advisory Services
\n
USA LLC
\n
Boston US - USD
\n
Integrale
\n
Enel X North America
\n
Inc.
\n
100,00% 100,00%
\n
Enel X Arecibo LLC Boston US - USD
\n
Integrale Enel X Pr Holdings LLC 100,00% 100,00%
\n
Enel X Argentina SAU Buenos Aires AR 127.800.000,00 ARS
\n
Integrale Enel X International Srl 100,00% 100,00%
\n
Enel X Asputeck Ave.
\n
Project LLC
\n
Boston US - USD
\n
Integrale
\n
Enel X Finance Partner
\n
LLC
\n
100,00% 100,00%
\n
Enel X Australia Holding
\n
(Pty) Ltd
\n
Melbourne AU 28.424.578,00 AUD
\n
Integrale Enel X International Srl 100,00% 100,00%
\n
Enel X Australia (Pty) Ltd Melbourne AU 7.209.880,00 AUD
\n
Integrale
\n
Energy Response
\n
Holdings (Pty) Ltd
\n
100,00% 100,00%
\n
Enel X Battery Storage
\n
Limited Partnership
\n
Oakville CA 10.000,00 CAD
\n
Integrale
\n
Enel X Canada Holding
\n
Inc.
\n
0,01%
\n
100,00%
\n
Enel X Canada Ltd 99,99%
\n
Enel X Brasil
\n
Gerenciamento de
\n
Energia Ltda
\n
Sorocaba BR 5.538.403,00 BRL
\n
Integrale
\n
Enel X Ireland Limited 0,00%
\n
100,00%
\n
EnerNOC UK II Limited 100,00%
\n
Enel X Brasil SA Niter\u00f3i BR 471.725.892,00 BRL
\n
Integrale Enel Brasil SA 100,00% 82,27%
\n
Enel X Canada Holding
\n
Inc.
\n
Oakville CA 1.000,00 CAD
\n
Integrale Enel X Canada Ltd 100,00% 100,00%
\n
Enel X Canada Ltd Mississauga CA 1.000,00 CAD
\n
Integrale Enel North America Inc. 100,00% 100,00%
\n
Enel X Chile SpA Santiago del Cile CL 3.341.831.929,00 CLP
\n
Integrale Enel Chile SA 100,00% 64,93%
\n
Enel X College Ave.
\n
Project LLC
\n
Boston US - USD
\n
Integrale
\n
Enel X MA Holdings
\n
LLC
\n
100,00% 100,00%
\n
Enel X Colombia SAS ESP Bogot\u00e0 CO 50.368.000,00 COP
\n
Integrale Enel Colombia SA ESP 100,00% 47,18%
\n
Enel X Federal LLC Boston US 5.000,00 USD
\n
Integrale
\n
Enel X North America
\n
Inc.
\n
100,00% 100,00%
\n
Enel X Finance Partner
\n
LLC
\n
Boston US 100,00 USD
\n
Integrale
\n
Enel X North America
\n
Inc.
\n
100,00% 100,00%
\n
Enel X Financial Services
\n
Srl
\n
Roma IT 1.000.000,00 EUR
\n
Equity Mooney Group SpA 100,00% 50,00%
\n
Enel X Germany GmbH Berlino DE 25.000,00 EUR
\n
Integrale Enel X International Srl 100,00% 100,00%
\n
Enel X Hayden Rowe St.
\n
Project LLC
\n
Boston US 100,00 USD
\n
Integrale
\n
Enel X MA Holdings
\n
LLC
\n
100,00% 100,00%
\n
Enel X International Srl Roma IT 100.000,00 EUR
\n
Integrale Enel X Srl 100,00% 100,00%
\n
Enel X Ireland Limited Dublino IE 10.841,00 EUR
\n
Integrale Enel X International Srl 100,00% 100,00%
\n

\n\n

\n\n

\n\n
Denominazione societ\u00e0 Sede legale Nazione Capitale sociale Valuta
\n
Settore di
\n
attivit\u00e0
\n
Metodo di
\n
consolidamento Detenuta da
\n
%
\n
possesso
\n
azioni
\n
ordinarie
\n
%
\n
possesso
\n
Gruppo
\n
Enel X Italia Srl Roma IT 200.000,00 EUR Integrale Enel Italia SpA 100,00% 100,00%
\n
Enel X Japan KK Tokyo JP 1.030.000.000,00 JPY
\n
Integrale Enel X International Srl 100,00% 100,00%
\n
Enel X KOMIPO Solar
\n
Limited
\n
Seoul KR 8.472.600.000,00 KRW
\n
Integrale Enel X Korea Limited 80,00% 80,00%
\n
Enel X Korea Limited Seoul KR 11.800.000.000,00 KRW
\n
Integrale Enel X International Srl 100,00% 100,00%
\n
Enel X Las Piedras LLC Boston US - USD
\n
Integrale Enel X Pr Holdings LLC 100,00% 100,00%
\n
Enel X MA Holdings LLC Boston US 100,00 USD
\n
Integrale
\n
Enel X Finance Partner
\n
LLC
\n
100,00% 100,00%
\n
Enel X MA PV Portfolio
\n
1 LLC
\n
Boston US - USD
\n
Integrale
\n
Enel X MA Holdings
\n
LLC
\n
100,00% 100,00%
\n
Enel X MA PV Portfolio
\n
2 LLC
\n
Boston US - USD
\n
Integrale
\n
Enel X Project MP
\n
Holdings LLC
\n
100,00% 100,00%
\n
Enel X MA PV Portfolio
\n
3 LLC
\n
Boston US - USD
\n
Integrale
\n
Enel X Finance Partner
\n
LLC
\n
100,00% 100,00%
\n
Enel X M\u00e9xico S de RL
\n
de Cv
\n
Citt\u00e0 del Messico MX 39.921.546,00 MXN
\n
Integrale
\n
Enel Green Power
\n
M\u00e9xico S de RL de Cv
\n
0,00%
\n
100,00%
\n
Enel X International Srl 100,00%
\n
Enel X Mobility Srl Roma IT 100.000,00 EUR
\n
Integrale Enel Italia SpA 100,00% 100,00%
\n
Enel X Morrissey Blvd.
\n
Project LLC
\n
Boston US 100,00 USD
\n
Integrale
\n
Enel X MA Holdings
\n
LLC
\n
100,00% 100,00%
\n
Enel X New Zealand
\n
Limited
\n
Wellington NZ 313.606,00 AUD
\n
Integrale
\n
Energy Response
\n
Holdings (Pty) Ltd
\n
100,00% 100,00%
\n
Enel X North America Inc. Boston US 1.000,00 USD
\n
Integrale Enel North America Inc. 100,00% 100,00%
\n
Enel X Norway AS Porsgrunn NO 11.000.000,00 NOK
\n
Integrale Enel X Way Srl 100,00% 100,00%
\n
Enel X Per\u00fa SAC San Miguel PE 12.005.000,00 PEN
\n
Integrale Enel Per\u00fa SAC 100,00% 82,27%
\n
Enel X Polska Sp. zo.o. Varsavia PL 12.275.150,00 PLN
\n
Integrale Enel X Ireland Limited 100,00% 100,00%
\n
Enel X Pr Holdings LLC Boston US - USD
\n
Integrale
\n
Enel X Finance Partner
\n
LLC
\n
100,00% 100,00%
\n
Enel X Project MP
\n
Holdings LLC
\n
Boston US - USD
\n
Integrale
\n
Enel X Project MP
\n
Sponsor LLC
\n
100,00% 100,00%
\n
Enel X Project MP
\n
Sponsor LLC
\n
Boston US - USD
\n
Integrale
\n
Enel X North America
\n
Inc.
\n
100,00% 100,00%
\n
Enel X Romania Srl Bucarest RO 7.044.450,00 RON
\n
Discontinued
\n
operation
\n
Enel X International Srl 99,97%
\n
100,00%
\n
Enel X Srl 0,03%
\n
Enel X Rus LLC Mosca RU 8.000.000,00 RUB
\n
Integrale Enel X International Srl 99,00% 99,00%
\n
Enel X Srl Roma IT 1.050.000,00 EUR
\n
Integrale Enel SpA 100,00% 100,00%
\n
Enel X Services India
\n
Private Limited
\n
Mumbai City IN 45.000,00 INR
\n
Integrale
\n
Enel X International Srl 100,00%
\n
100,00%
\n
Enel X North America
\n
Inc.
\n
0,00%
\n
Enel X Singapore Pte Ltd Singapore SG 1.212.000,00 SGD
\n
Integrale Enel X International Srl 100,00% 100,00%
\n
Enel X Taiwan Co. Ltd Taipei City TW 76.100.000,00 TWD
\n
Integrale Enel X Ireland Limited 100,00% 100,00%
\n

\n\n

\n\n

\n\n
Denominazione societ\u00e0 Sede legale Nazione Capitale sociale Valuta
\n
Settore di
\n
attivit\u00e0
\n
Metodo di
\n
consolidamento Detenuta da
\n
%
\n
possesso
\n
azioni
\n
ordinarie
\n
%
\n
possesso
\n
Gruppo
\n
Enel X UK Limited Londra GB 32.628,00 GBP Integrale Enel X International Srl 100,00% 100,00%
\n
Enel X Way (Shanghai)
\n
Co. Ltd
\n
Shanghai CN 3.500.000,00 USD
\n
Integrale Enel X Way Srl 100,00% 100,00%
\n
Enel X Way Brasil SA Rio de Janeiro BR 3.045.337,00 BRL
\n
Integrale
\n
Enel Brasil SA 20,00%
\n
96,45%
\n
Enel X Way Srl 80,00%
\n
Enel X Way Canada
\n
Holding Ltd
\n
Vancouver CA - CAD
\n
Integrale Enel X Way Srl 100,00% 100,00%
\n
Enel X Way Chile SpA Santiago del Cile CL 11.229.030.071,00 CLP
\n
Integrale
\n
Enel Chile SA 49,00%
\n
82,81%
\n
Enel X Way Srl 51,00%
\n
Enel X Way France SAS Parigi FR 2.901.000,00 EUR
\n
Integrale Enel X Way Srl 100,00% 100,00%
\n
Enel X Way Germany
\n
GmbH
\n
Berlino DE 25.000,00 EUR
\n
Integrale Enel X Way Srl 100,00% 100,00%
\n
Enel X Way Italia Srl Roma IT 5.000.000,00 EUR
\n
Integrale Enel X Way Srl 100,00% 100,00%
\n
Enel X Way North America
\n
Inc.
\n
San Carlos US 0,10 USD
\n
Integrale Enel X Way Srl 100,00% 100,00%
\n
Enel X Way Per\u00fa SAC Lima PE 1.561.900,00 PEN
\n
Integrale
\n
Enel Per\u00fa SAC 20,00%
\n
96,45%
\n
Enel X Way Srl 80,00%
\n
Enel X Way Romania Srl Bucarest RO 12.778.740,00 RON
\n
Discontinued
\n
operation
\n
Enel X Way Srl 100,00% 100,00%
\n
Enel X Way Srl Roma IT 6.026.000,00 EUR
\n
Integrale Enel SpA 100,00% 100,00%
\n
Enel X Way Sweden AB Stoccolma SE 50.000,00 SEK
\n
Integrale Enel X Way Srl 100,00% 100,00%
\n
Enel X Way UK Limited Londra GB 1,00 GBP
\n
Integrale Enel X Way Srl 100,00% 100,00%
\n
Enel X Way USA LLC San Carlos US - USD
\n
Integrale
\n
Enel X Way North
\n
America Inc.
\n
100,00% 100,00%
\n
Enel X Wood St. Project
\n
LLC
\n
Boston US - USD
\n
Integrale
\n
Enel X Finance Partner
\n
LLC
\n
100,00% 100,00%
\n
Enel X Woodland Solar
\n
Project LLC
\n
Boston US - USD
\n
Integrale
\n
Enel X Finance Partner
\n
LLC
\n
100,00% 100,00%
\n
Enelpower Contractor
\n
and Development Saudi
\n
Arabia Ltd
\n
Riyadh SA 5.000.000,00 SAR
\n
Integrale EnelPower Srl 51,00% 51,00%
\n
Enelpower do Brasil Ltda Rio de Janeiro BR 5.689.000,00 BRL
\n
Integrale
\n
Enel Brasil SA 100,00%
\n
82,27%
\n
Energ\u00eda y Servicios
\n
South America SpA
\n
0,00%
\n
EnelPower Srl Milano IT 2.000.000,00 EUR
\n
Integrale Enel SpA 100,00% 100,00%
\n
Energ\u00e9tica Monz\u00f3n SAC San Miguel PE 6.463.000,00 PEN
\n
Integrale
\n
Enel Green Power
\n
Per\u00fa SAC
\n
100,00%
\n
82,27%
\n
Energ\u00eda y Servicios
\n
South America SpA
\n
0,00%
\n
Energ\u00eda Base Natural SLU Valencia ES 3.000,00 EUR
\n
Integrale
\n
Enel Green Power
\n
Espa\u00f1a SLU
\n
100,00% 70,12%
\n
Energ\u00eda Ceuta XXI
\n
Comercializadora de
\n
Referencia SAU
\n
Ceuta ES 65.000,00 EUR
\n
Integrale
\n
Empresa de
\n
Alumbrado El\u00e9ctrico
\n
de Ceuta SA
\n
100,00% 67,61%
\n
Energ\u00eda E\u00f3lica \u00c1brego SLU Madrid ES 3.576,00 EUR
\n
Integrale
\n
Enel Green Power
\n
Espa\u00f1a SLU
\n
100,00% 70,12%
\n

\n\n

\n\n

\n\n
Denominazione societ\u00e0 Sede legale Nazione Capitale sociale Valuta
\n
Settore di
\n
attivit\u00e0
\n
Metodo di
\n
consolidamento Detenuta da
\n
%
\n
possesso
\n
azioni
\n
ordinarie
\n
%
\n
possesso
\n
Gruppo
\n
Energ\u00eda E\u00f3lica Galerna
\n
SLU
\n
Madrid ES 3.413,00 EUR
\n
Integrale
\n
Enel Green Power
\n
Espa\u00f1a SLU
\n
100,00% 70,12%
\n
Energ\u00eda E\u00f3lica Gregal SLU Madrid ES 3.250,00 EUR
\n
Integrale
\n
Enel Green Power
\n
Espa\u00f1a SLU
\n
100,00% 70,12%
\n
Energ\u00eda Global de M\u00e9xico
\n
(Enermex) SA de Cv
\n
Citt\u00e0 del Messico MX 50.000,00 MXN
\n
Integrale Enel Green Power SpA 99,00% 99,00%
\n
Energ\u00eda Global
\n
Operaciones Srl
\n
San Jos\u00e9 CR 10.000,00 CRC
\n
Integrale
\n
Enel Costa Rica CAM
\n
SA
\n
100,00% 47,18%
\n
Energ\u00eda Limpia de
\n
Amistad SA de Cv
\n
Citt\u00e0 del Messico MX 33.452.769,00 MXN
\n
Equity
\n
Tenedora de Energ\u00eda
\n
Renovable Sol y Viento
\n
SAPI de Cv
\n
60,80% 20,00%
\n
Energ\u00eda Limpia de Palo
\n
Alto SA de Cv
\n
Citt\u00e0 del Messico MX 673.583.489,00 MXN
\n
Equity
\n
Tenedora de Energ\u00eda
\n
Renovable Sol y Viento
\n
SAPI de Cv
\n
60,80% 20,00%
\n
Energ\u00eda Limpia de Puerto
\n
Libertad S de RL de Cv
\n
Citt\u00e0 del Messico MX 2.953.980,00 MXN
\n
Integrale
\n
Enel Green Power
\n
M\u00e9xico S de RL de Cv
\n
0,01%
\n
100,00%
\n
Enel Rinnovabile SA
\n
de Cv
\n
99,99%
\n
Energ\u00eda Marina SpA Santiago del Cile CL 2.404.240.000,00 CLP
\n
Equity
\n
Enel Green Power
\n
Chile SA
\n
25,00% 16,23%
\n
Energ\u00eda Neta Sa Caseta
\n
Llucmajor SLU
\n
Palma de
\n
Mallorca
\n
ES 9.000,00 EUR
\n
Integrale
\n
Enel Green Power
\n
Espa\u00f1a SLU
\n
100,00% 70,12%
\n
Energ\u00eda XXI
\n
Comercializadora de
\n
Referencia SLU
\n
Madrid ES 2.000.000,00 EUR
\n
Integrale Endesa Energ\u00eda SAU 100,00% 70,12%
\n
Energ\u00eda y Naturaleza SLU Valencia ES 3.000,00 EUR
\n
Integrale
\n
Enel Green Power
\n
Espa\u00f1a SLU
\n
100,00% 70,12%
\n
Energ\u00eda y Servicios South
\n
America SpA
\n
Santiago del Cile CL 12.120.575,70 USD
\n
Integrale Enel Am\u00e9ricas SA 100,00% 82,27%
\n
Energ\u00edas Alternativas del
\n
Sur SL
\n
Las Palmas de
\n
Gran Canaria
\n
ES 546.919,10 EUR
\n
Integrale
\n
Enel Green Power
\n
Espa\u00f1a SLU
\n
54,95% 38,53%
\n
Energ\u00edas de Arag\u00f3n I SLU Saragozza ES 3.200.000,00 EUR
\n
Integrale Endesa Red SAU 100,00% 70,12%
\n
Energ\u00edas de Graus SL Barcellona ES 1.298.160,00 EUR
\n
Integrale
\n
Enel Green Power
\n
Espa\u00f1a SLU
\n
66,67% 46,75%
\n
Energ\u00edas Especiales de
\n
Care\u00f3n SA
\n
Santiago de
\n
Compostela
\n
ES 270.450,00 EUR
\n
Integrale
\n
Enel Green Power
\n
Espa\u00f1a SLU
\n
97,00% 68,01%
\n
Energ\u00edas Especiales de
\n
Pe\u00f1a Armada SAU
\n
Madrid ES 963.300,00 EUR
\n
Integrale
\n
Enel Green Power
\n
Espa\u00f1a SLU
\n
100,00% 70,12%
\n
Energ\u00edas Especiales del
\n
Alto Ulla SAU
\n
Madrid ES 9.210.840,00 EUR
\n
Integrale
\n
Enel Green Power
\n
Espa\u00f1a SLU
\n
100,00% 70,12%
\n
Energ\u00edas Especiales del
\n
Bierzo SA
\n
Torre del Bierzo ES 1.635.000,00 EUR
\n
Equity
\n
Enel Green Power
\n
Espa\u00f1a SLU
\n
50,00% 35,06%
\n
Energ\u00edas Limpias de
\n
Carmona SL
\n
Siviglia ES 7.000,00 EUR
\n
Equity
\n
Envatios Promoci\u00f3n
\n
I SLU
\n
6,25%
\n
13,15%
\n
Envatios Promoci\u00f3n
\n
II SLU
\n
6,25%
\n
Envatios Promoci\u00f3n
\n
III SLU
\n
6,25%
\n
Energ\u00edas Renovables La
\n
Mata SA de Cv
\n
Citt\u00e0 del Messico MX 656.615.400,00 MXN
\n
Integrale
\n
Enel Green Power
\n
M\u00e9xico S de RL de Cv
\n
99,00%
\n
100,00%
\n
Enel Rinnovabile SA
\n
de Cv
\n
1,00%
\n
Energie Electrique de
\n
Tahaddart SA
\n
Tangeri MA 306.160.000,00 MAD
\n
Equity
\n
Endesa Generaci\u00f3n
\n
SAU
\n
32,00% 22,44%
\n

\n\n

\n\n

\n\n
Denominazione societ\u00e0 Sede legale Nazione Capitale sociale Valuta
\n
Settore di
\n
attivit\u00e0
\n
Metodo di
\n
consolidamento Detenuta da
\n
%
\n
possesso
\n
azioni
\n
ordinarie
\n
%
\n
possesso
\n
Gruppo
\n
Energo Sonne Srl Bucarest RO 31.520,00 RON
\n
Discontinued
\n
operation
\n
Enel Green Power
\n
Romania Srl
\n
100,00% 100,00%
\n
Energotel AS Bratislava SK 2.191.200,00 EUR
\n
-
\n
Slovensk\u00e9 elektr\u00e1rne
\n
AS
\n
20,00% 6,60%
\n
ENergy Hydro Piave Srl in
\n
liquidazione
\n
Belluno IT 800.000,00 EUR
\n
Integrale Enel Produzione SpA 100,00% 100,00%
\n
Energy Podium Private
\n
Company
\n
Katerini Pieria GR 4.001,00 EUR
\n
Discontinued
\n
operation
\n
Enel Green Power
\n
Hellas SA
\n
0,02% 0,02%
\n
Energy Response
\n
Holdings (Pty) Ltd
\n
Melbourne AU 35.128.517,00 AUD
\n
Integrale
\n
Enel X Australia
\n
Holding (Pty) Ltd
\n
100,00% 100,00%
\n
EnerNOC GmbH Monaco DE 25.000,00 EUR
\n
Integrale
\n
Enel X North America
\n
Inc.
\n
100,00% 100,00%
\n
EnerNOC Ireland Limited Dublino IE 10.589,00 EUR
\n
Integrale Enel X Ireland Limited 100,00% 100,00%
\n
EnerNOC UK II Limited Londra GB 21.000,00 GBP
\n
Integrale Enel X UK Limited 100,00% 100,00%
\n
Enigma Green Power
\n
1 SLU
\n
Madrid ES 3.000,00 EUR
\n
Integrale Shark Power SLU 100,00% 70,12%
\n
Entech (China) Information
\n
Technology Co. Ltd
\n
Shenzhen CN 140.000,00 USD
\n
Equity EnerNOC UK II Limited 50,00% 50,00%
\n
Entech Utility Service
\n
Bureau Inc.
\n
Lutherville US 1.500,00 USD
\n
Integrale
\n
Enel X North America
\n
Inc.
\n
100,00% 100,00%
\n
Envatios Promoci\u00f3n I SLU Madrid ES 3.000,00 EUR
\n
Integrale
\n
Enel Green Power
\n
Espa\u00f1a SLU
\n
100,00% 70,12%
\n
Envatios Promoci\u00f3n II SLU Madrid ES 3.000,00 EUR
\n
Integrale
\n
Enel Green Power
\n
Espa\u00f1a SLU
\n
100,00% 70,12%
\n
Envatios Promoci\u00f3n III SLU Madrid ES 3.000,00 EUR
\n
Integrale
\n
Enel Green Power
\n
Espa\u00f1a SLU
\n
100,00% 70,12%
\n
Envatios Promoci\u00f3n
\n
XX SLU
\n
Madrid ES 3.000,00 EUR
\n
Integrale
\n
Enel Green Power
\n
Espa\u00f1a SLU
\n
100,00% 70,12%
\n
E\u00f3lica Valle del Ebro SA Saragozza ES 3.561.342,50 EUR
\n
Integrale
\n
Enel Green Power
\n
Espa\u00f1a SLU
\n
50,50% 35,41%
\n
E\u00f3lica Zopiloapan SA
\n
de Cv
\n
Citt\u00e0 del Messico MX 1.877.201,54 MXN
\n
Integrale
\n
Enel Green Power
\n
M\u00e9xico S de RL de Cv
\n
56,98%
\n
96,48%
\n
Enel Green Power
\n
Partecipazioni Speciali
\n
Srl
\n
39,50%
\n
E\u00f3licas de Agaete SL
\n
Las Palmas de
\n
Gran Canaria
\n
ES 240.400,00 EUR
\n
Integrale
\n
Enel Green Power
\n
Espa\u00f1a SLU
\n
80,00% 56,09%
\n
E\u00f3licas de Fuencaliente
\n
SA
\n
Las Palmas de
\n
Gran Canaria
\n
ES 216.360,00 EUR
\n
Integrale
\n
Enel Green Power
\n
Espa\u00f1a SLU
\n
55,00% 38,56%
\n
E\u00f3licas de Fuerteventura
\n
AIE
\n
Puerto del
\n
Rosario
\n
ES - EUR
\n
Equity
\n
Enel Green Power
\n
Espa\u00f1a SLU
\n
40,00% 28,05%
\n
E\u00f3licas de la Patagonia SA Buenos Aires AR 480.930,00 ARS
\n
Equity
\n
Enel Green Power
\n
Espa\u00f1a SLU
\n
50,00% 35,06%
\n
E\u00f3licas de Lanzarote SL
\n
Las Palmas de
\n
Gran Canaria
\n
ES 1.758.000,00 EUR
\n
Equity
\n
Enel Green Power
\n
Espa\u00f1a SLU
\n
40,00% 28,05%
\n
E\u00f3licas de Tenerife AIE
\n
Santa Cruz de
\n
Tenerife
\n
ES 420.708,40 EUR
\n
Equity
\n
Enel Green Power
\n
Espa\u00f1a SLU
\n
50,00% 35,06%
\n
E\u00f3licos de Tirajana SL
\n
Las Palmas de
\n
Gran Canaria
\n
ES 3.000,00 EUR
\n
Integrale
\n
Enel Green Power
\n
Espa\u00f1a SLU
\n
60,00% 42,07%
\n
Epresa Energ\u00eda SA Cadice ES 2.500.000,00 EUR
\n
Equity Endesa Red SAU 50,00% 35,06%
\n

\n\n

\n\n

\n\n
Denominazione societ\u00e0 Sede legale Nazione Capitale sociale Valuta
\n
Settore di
\n
attivit\u00e0
\n
Metodo di
\n
consolidamento Detenuta da
\n
%
\n
possesso
\n
azioni
\n
ordinarie
\n
%
\n
possesso
\n
Gruppo
\n
Ermis 2 Energeiaki Private
\n
Company
\n
Grevena GR 1.002,00 EUR
\n
Discontinued
\n
operation
\n
Enel Green Power
\n
Hellas SA
\n
0,10% 0,10%
\n
E-Solar 2 Srl Roma IT 2.500,00 EUR
\n
Integrale
\n
Enel Green Power
\n
Italia Srl
\n
100,00% 100,00%
\n
E-Solar Srl Roma IT 2.500,00 EUR
\n
Integrale
\n
Enel Green Power
\n
Italia Srl
\n
100,00% 100,00%
\n
Essaouira Wind Farm Casablanca MA 300.000,00 MAD
\n
Equity
\n
Nareva Enel Green
\n
Power Morocco SA
\n
70,00% 35,00%
\n
European Energy
\n
Exchange AG
\n
Leipzig DE 40.050.000,00 EUR
\n
-
\n
Enel Global Trading
\n
SpA
\n
2,38% 2,38%
\n
Evacuaci\u00f3n Carmona
\n
400-220 kV Renovables
\n
SL
\n
Siviglia ES 10.003,00 EUR
\n
Equity
\n
Envatios Promoci\u00f3n
\n
I SLU
\n
3,13%
\n
6,58%
\n
Envatios Promoci\u00f3n
\n
II SLU
\n
3,13%
\n
Envatios Promoci\u00f3n
\n
III SLU
\n
3,13%
\n
Evolution Wind Project
\n
LLC
\n
Andover US 1,00 USD
\n
Integrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%
\n
Ewiva Srl Milano IT 1.000.000,00 EUR
\n
Equity Enel X Way Srl 50,00% 50,00%
\n
Expedition Solar Project
\n
LLC
\n
Andover US 1,00 USD
\n
Integrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%
\n
Explorer Solar Project LLC Andover US 1,00 USD
\n
Integrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%
\n
Explorer Wind Project LLC Andover US 1,00 USD
\n
Integrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%
\n
Explotaciones E\u00f3licas de
\n
Escucha SA
\n
Saragozza ES 3.505.000,00 EUR
\n
Integrale
\n
Enel Green Power
\n
Espa\u00f1a SLU
\n
70,00% 49,08%
\n
Explotaciones E\u00f3licas El
\n
Puerto SA
\n
Saragozza ES 3.230.000,00 EUR
\n
Integrale
\n
Enel Green Power
\n
Espa\u00f1a SLU
\n
73,60% 51,61%
\n
Explotaciones E\u00f3licas
\n
Santo Domingo de
\n
Luna SA
\n
Saragozza ES 100.000,00 EUR
\n
Integrale
\n
Enel Green Power
\n
Espa\u00f1a SLU
\n
51,00% 35,76%
\n
Explotaciones E\u00f3licas
\n
Saso Plano SA
\n
Saragozza ES 5.488.500,00 EUR
\n
Integrale
\n
Enel Green Power
\n
Espa\u00f1a SLU
\n
65,00% 45,58%
\n
Explotaciones E\u00f3licas
\n
Sierra Costera SA
\n
Saragozza ES 8.046.800,00 EUR
\n
Integrale
\n
Enel Green Power
\n
Espa\u00f1a SLU
\n
90,00% 63,11%
\n
Explotaciones E\u00f3licas
\n
Sierra La Virgen SA
\n
Saragozza ES 4.200.000,00 EUR
\n
Integrale
\n
Enel Green Power
\n
Espa\u00f1a SLU
\n
90,00% 63,11%
\n
Farrier Station Energy
\n
Storage Project LLC
\n
Andover US 1,00 USD
\n
Integrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%
\n
Fayette Solar I LLC Andover US 1,00 USD
\n
Integrale
\n
Brick Road Solar
\n
Holdings LLC
\n
100,00% 100,00%
\n
Fazenda Aroeira
\n
Empreendimento de
\n
Energia Ltda
\n
Rio de Janeiro BR 2.362.045,90 BRL
\n
Integrale Enel Brasil SA 100,00% 82,27%
\n
Fence Post Solar Holdings
\n
LLC
\n
Andover US 1,00 USD
\n
Integrale
\n
Enel Green Power
\n
Fence Post Solar
\n
Holdings LLC
\n
100,00% 100,00%
\n
Fence Post Solar Project
\n
LLC
\n
Andover US - USD
\n
Integrale
\n
Enel Kansas
\n
Development Holdings
\n
LLC
\n
100,00% 100,00%
\n
Fenner Wind Holdings
\n
LLC
\n
Dover US 100,00 USD
\n
Integrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%
\n

\n\n

\n\n

\n\n
Denominazione societ\u00e0 Sede legale Nazione Capitale sociale Valuta
\n
Settore di
\n
attivit\u00e0
\n
Metodo di
\n
consolidamento Detenuta da
\n
%
\n
possesso
\n
azioni
\n
ordinarie
\n
%
\n
possesso
\n
Gruppo
\n
Field Day Solar Project
\n
LLC
\n
Andover US 1,00 USD
\n
Integrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%
\n
Finocchiara Solar Srl Roma IT 10.000,00 EUR
\n
Integrale
\n
Enel Green Power
\n
Italia Srl
\n
100,00% 100,00%
\n
Finsec Lab Ltd Tel Aviv IL 100,00 ILS
\n
Equity Enel X Srl 30,00% 30,00%
\n
Flagpay Srl Milano IT 10.000,00 EUR
\n
Equity PayTipper SpA 100,00% 50,00%
\n
Flat Rock Wind Project
\n
LLC
\n
Andover US 1,00 USD
\n
Integrale Tradewind Energy Inc. 100,00% 100,00%
\n
Flat Rocks Girgarre
\n
Cohuna Finco (Pty) Ltd
\n
Sydney AU 120,00 AUD
\n
AFS
\n
Cohuna Solar Farm
\n
Trust
\n
33,33%
\n
100,00%
\n
Flat Rocks One Wind
\n
Farm Trust
\n
33,33%
\n
Girgarre Solar Farm
\n
Trust
\n
33,33%
\n
Flat Rocks One Wind
\n
Farm (Pty) Ltd
\n
Sydney AU 100,00 AUD
\n
AFS
\n
Enel Green Power Flat
\n
Rocks One Holding
\n
(Pty) Ltd
\n
100,00% 100,00%
\n
Flat Rocks One Wind
\n
Farm Trust
\n
Sydney AU 100,00 AUD
\n
AFS
\n
Enel Green Power Flat
\n
Rocks One Holding
\n
Trust
\n
100,00% 100,00%
\n
Flat Top Solar Project LLC Andover US - USD
\n
Integrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%
\n
Flint Rock Solar Project
\n
LLC
\n
Andover US - USD
\n
Integrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%
\n
Florence Hills LLC Minneapolis US - USD
\n
Integrale
\n
Chi Minnesota Wind
\n
LLC
\n
51,00% 51,00%
\n
Flowing Spring Farms LLC Andover US 1,00 USD
\n
Integrale
\n
Brick Road Solar
\n
Holdings LLC
\n
100,00% 100,00%
\n
Fontib\u00f3n ZE SAS Bogot\u00e0 CO 392.420.000,00 COP
\n
AFS Bogot\u00e1 ZE SAS 100,00% 47,18%
\n
F\u00f3tons de Santo Anchieta
\n
Energias Renov\u00e1veis SA
\n
Rio de Janeiro BR 577.000,00 BRL
\n
Integrale Enel Brasil SA 100,00% 82,27%
\n
Fotovoltaica Yunclillos SLU Madrid ES 3.000,00 EUR
\n
Integrale
\n
Enel Green Power
\n
Espa\u00f1a SLU
\n
100,00% 70,12%
\n
Fourmile Wind Project
\n
LLC
\n
Andover US 1,00 USD
\n
Integrale Tradewind Energy Inc. 100,00% 100,00%
\n
Fox Run Energy Project
\n
LLC
\n
Andover US 1,00 USD
\n
Integrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%
\n
Franklintown Farm LLC Andover US 1,00 USD
\n
Integrale
\n
Brick Road Solar
\n
Holdings LLC
\n
100,00% 100,00%
\n
Freedom Energy Storage
\n
LLC
\n
Andover US - USD
\n
Integrale
\n
Enel Energy Storage
\n
Holdings LLC (ex
\n
EGP Energy Storage
\n
Holdings LLC)
\n
100,00% 100,00%
\n
Front Mar\u00edtim del
\n
Bes\u00f2s SL
\n
Barcellona ES 9.000,00 EUR
\n
Equity
\n
Endesa Generaci\u00f3n
\n
SAU
\n
61,37% 43,03%
\n
Frontiersman Solar
\n
Project LLC
\n
Andover US 1,00 USD
\n
Integrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%
\n
FRV Corchitos I SLU Madrid ES 75.800,00 EUR
\n
Integrale
\n
Enel Green Power
\n
Espa\u00f1a SLU
\n
100,00% 70,12%
\n
FRV Corchitos II Solar SLU Madrid ES 22.000,00 EUR
\n
Integrale
\n
Enel Green Power
\n
Espa\u00f1a SLU
\n
100,00% 70,12%
\n

\n\n

\n\n

\n\n
Denominazione societ\u00e0 Sede legale Nazione Capitale sociale Valuta
\n
Settore di
\n
attivit\u00e0
\n
Metodo di
\n
consolidamento Detenuta da
\n
%
\n
possesso
\n
azioni
\n
ordinarie
\n
%
\n
possesso
\n
Gruppo
\n
FRV Gibalb\u00edn - Jerez SLU Madrid ES 23.000,00 EUR Integrale
\n
Enel Green Power
\n
Espa\u00f1a SLU
\n
100,00% 70,12%
\n
FRV Tarifa SLU Madrid ES 3.000,00 EUR
\n
Integrale
\n
Enel Green Power
\n
Espa\u00f1a SLU
\n
100,00% 70,12%
\n
FRV Villalobillos SLU Madrid ES 3.000,00 EUR
\n
Integrale
\n
Enel Green Power
\n
Espa\u00f1a SLU
\n
100,00% 70,12%
\n
FRV Zamora Solar 1 SLU Madrid ES 3.000,00 EUR
\n
Integrale
\n
Enel Green Power
\n
Espa\u00f1a SLU
\n
100,00% 70,12%
\n
FRV Zamora Solar 3 SLU Madrid ES 3.000,00 EUR
\n
Integrale
\n
Enel Green Power
\n
Espa\u00f1a SLU
\n
100,00% 70,12%
\n
FRWF Stage 1 (Pty) Ltd Sydney AU 100,00 AUD
\n
Integrale
\n
Enel Green Power
\n
Australia (Pty) Ltd
\n
100,00% 100,00%
\n
Fundamental Recognized
\n
Systems SLU
\n
Andorra ES 3.000,00 EUR
\n
Integrale
\n
Enel Green Power
\n
Espa\u00f1a SLU
\n
100,00% 70,12%
\n
Furatena Solar 1 SLU Madrid ES 3.000,00 EUR
\n
Integrale
\n
Enel Green Power
\n
Espa\u00f1a SLU
\n
100,00% 70,12%
\n
Ganado Solar Holdings
\n
LLC
\n
Andover US 1,00 USD
\n
Integrale
\n
Enel Green Power
\n
Ganado Solar Holdings
\n
LLC
\n
100,00% 100,00%
\n
Ganado Solar LLC Andover US - USD
\n
Integrale
\n
Ganado Solar Holdings
\n
LLC
\n
100,00% 100,00%
\n
Ganado Storage LLC Andover US 1,00 USD
\n
Integrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%
\n
Garob Wind Farm (RF)
\n
(Pty) Ltd
\n
Johannesburg ZA 100,00 ZAR
\n
Equity
\n
Enel Green Power RSA
\n
2 (RF) (Pty) Ltd
\n
55,00% 27,50%
\n
Gas y Electricidad
\n
Generaci\u00f3n SAU
\n
Palma de
\n
Mallorca
\n
ES 213.775.700,00 EUR
\n
Integrale
\n
Endesa Generaci\u00f3n
\n
SAU
\n
100,00% 70,12%
\n
Gauley Hydro LLC Wilmington US - USD
\n
Equity GRPP Holdings LLC 100,00% 50,00%
\n
Gauley River Management
\n
LLC
\n
Willison US 1,00 USD
\n
Integrale
\n
Enel Green Power
\n
North America Inc.
\n
100,00% 100,00%
\n
Generadora de Occidente
\n
Ltda
\n
Citt\u00e0 del
\n
Guatemala
\n
GT 16.262.000,00 GTQ
\n
Integrale
\n
Enel Colombia SA ESP 99,00%
\n
47, 18%
\n
Enel Guatemala SA 1,00%
\n
Generadora E\u00f3lica Alto
\n
Pacora Srl
\n
Panama City PA 10.100,00 USD
\n
Integrale
\n
Enel Colombia SA ESP 0,99%
\n
47, 19%
\n
Enel Panam\u00e1 CAM Srl 99,01%
\n
Generadora Montecristo
\n
SA
\n
Citt\u00e0 del
\n
Guatemala
\n
GT 3.820.000,00 GTQ
\n
Integrale
\n
Enel Colombia SA ESP 100,00%
\n
47, 18%
\n
Enel Guatemala SA 0,00%
\n
Generadora Solar Austral
\n
SA
\n
Chiriqu\u00ed PA 10.000,00 USD
\n
Integrale Enel Panam\u00e1 CAM Srl 100,00% 47,19%
\n
Generadora Solar de
\n
Occidente SA
\n
Panama City PA 10.000,00 USD
\n
Integrale Enel Panam\u00e1 CAM Srl 100,00% 47,19%
\n
Generadora Solar El
\n
Puerto SA
\n
Chiriqu\u00ed PA 10.000,00 USD
\n
Integrale Enel Panam\u00e1 CAM Srl 100,00% 47,19%
\n
Generadora Solar Tol\u00e9 Srl Panama City PA 10.100,00 USD
\n
Integrale
\n
Enel Colombia SA ESP 0,99%
\n
47, 19%
\n
Enel Panam\u00e1 CAM Srl 99,01%
\n
Geot\u00e9rmica del Norte SA Santiago del Cile CL 326.577.419.702,00 CLP
\n
Integrale
\n
Enel Green Power
\n
Chile SA
\n
84,59% 54,92%
\n

\n\n

\n\n

\n\n
Denominazione societ\u00e0 Sede legale Nazione Capitale sociale Valuta
\n
Settore di
\n
attivit\u00e0
\n
Metodo di
\n
consolidamento Detenuta da
\n
%
\n
possesso
\n
azioni
\n
ordinarie
\n
%
\n
possesso
\n
Gruppo
\n
Gibson Bay Wind Farm
\n
(RF) (Pty) Ltd
\n
Johannesburg ZA 1.000,00 ZAR
\n
Integrale
\n
Enel Green Power
\n
South Africa (Pty) Ltd
\n
60,00% 60,00%
\n
Girgarre Solar Farm
\n
(Pty) Ltd
\n
Sydney AU - AUD
\n
AFS
\n
Enel Green Power
\n
Girgarre Holdings
\n
(Pty) Ltd
\n
100,00% 100,00%
\n
Girgarre Solar Farm Trust Sydney AU 10,00 AUD
\n
AFS
\n
Enel Green Power
\n
Girgarre Trust
\n
100,00% 100,00%
\n
Glass Top Solar Project
\n
LLC
\n
Andover US 1,00 USD
\n
Integrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%
\n
Global Commodities
\n
Holdings Limited
\n
Londra GB 4.042.375,00 GBP
\n
-
\n
Enel Global Trading
\n
SpA
\n
4,68% 4,68%
\n
Globyte SA San Jos\u00e9 CR 900.000,00 CRC
\n
-
\n
Enel Costa Rica CAM
\n
SA
\n
10,00% 4,72%
\n
Gloucester Solar I LLC Andover US 1,00 USD
\n
Integrale
\n
Brick Road Solar
\n
Holdings LLC
\n
100,00% 100,00%
\n
GNL Chile SA Santiago del Cile CL 3.026.160,00 USD
\n
Equity
\n
Enel Generaci\u00f3n
\n
Chile SA
\n
33,33% 20,25%
\n
Goodwell Wind Project
\n
LLC
\n
Wilmington US - USD
\n
Equity
\n
Origin Goodwell
\n
Holdings LLC
\n
100,00% 10,00%
\n
Gooseneck Solar Project
\n
LLC
\n
Andover US 1,00 USD
\n
Integrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%
\n
Gorona del Viento El
\n
Hierro SA
\n
Santa Cruz de
\n
Tenerife
\n
ES 30.936.736,00 EUR
\n
Equity
\n
Uni\u00f3n El\u00e9ctrica de
\n
Canarias Generaci\u00f3n
\n
SAU
\n
23,21% 16,28%
\n
Grand Prairie Solar Project
\n
LLC
\n
Andover US - USD
\n
Integrale Tradewind Energy Inc. 100,00% 100,00%
\n
Gridspertise Iberia SL Madrid ES 3.000,00 EUR
\n
Equity Gridspertise Srl 100,00% 50,00%
\n
Gridspertise India Private
\n
Limited
\n
Gurugram IN 100.000,00 INR
\n
Equity Gridspertise Srl 100,00% 50,00%
\n
Gridspertise Latam SA S\u00e3o Paulo BR 2.010.000,00 BRL
\n
Equity
\n
Enel Brasil SA 0,00%
\n
50,00%
\n
Gridspertise Srl 100,00%
\n
Gridspertise Srl Roma IT 7.500.000,00 EUR
\n
Equity Enel Grids Srl 50,00% 50,00%
\n
Gridspertise LLC Dover US 160.000,00 USD
\n
Equity Gridspertise Srl 100,00% 50,00%
\n
GRPP Holdings LLC Andover US 2,00 USD
\n
Equity
\n
EGPNA REP Holdings
\n
LLC
\n
50,00% 50,00%
\n
Guadarranque Solar
\n
4 SLU
\n
Siviglia ES 3.006,00 EUR
\n
Integrale
\n
Endesa Generaci\u00f3n
\n
II SAU
\n
100,00% 70,12%
\n
Guayepo Solar SAS Bogot\u00e0 CO 1.000.000,00 COP
\n
Integrale Enel Colombia SA ESP 100,00% 47,18%
\n
Guir Wind Farm Casablanca MA 10.000,00 MAD
\n
Integrale
\n
Enel Green Power
\n
Morocco SARLAU
\n
99,00%
\n
99,00%
\n
Sig.ra Riveros Perez
\n
Paula Cristina
\n
1,00%
\n
GulfStar Power LLC Andover US 1,00 USD
\n
Integrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%
\n
Gusty Hill Wind Project
\n
LLC
\n
Andover US 1,00 USD
\n
Integrale Tradewind Energy Inc. 100,00% 100,00%
\n

\n\n

\n\n

\n\n
Denominazione societ\u00e0 Sede legale Nazione Capitale sociale Valuta
\n
Settore di
\n
attivit\u00e0
\n
Metodo di
\n
consolidamento Detenuta da
\n
%
\n
possesso
\n
azioni
\n
ordinarie
\n
%
\n
possesso
\n
Gruppo
\n
GV Energie Rigenerabili
\n
ITAL-RO Srl
\n
Bucarest RO 1.145.400,00 RON
\n
Discontinued
\n
operation
\n
Enel Green Power
\n
Romania Srl
\n
100,00%
\n
100,00%
\n
Enel Green Power SpA 0,00%
\n
Hadley Ridge LLC Minneapolis US - USD
\n
Integrale
\n
Chi Minnesota Wind
\n
LLC
\n
51,00% 51,00%
\n
Hamilton County Solar
\n
Project LLC
\n
Andover US 1,00 USD
\n
Integrale Tradewind Energy Inc. 100,00% 100,00%
\n
Hansborough Valley Solar
\n
Project LLC
\n
Andover US - USD
\n
Integrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%
\n
Harmony Plains Solar I LLC Andover US 1,00 USD
\n
Integrale
\n
Brick Road Solar
\n
Holdings LLC
\n
100,00% 100,00%
\n
Hastings Solar LLC Wilmington US - USD
\n
Integrale
\n
Aurora Distributed
\n
Solar LLC
\n
100,00% 74,13%
\n
Heartland Farms Wind
\n
Project LLC
\n
Wilmington US 1,00 USD
\n
Integrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%
\n
Hidroel\u00e9ctrica de
\n
Catalunya SLU
\n
Barcellona ES 126.210,00 EUR
\n
Integrale Endesa Red SAU 100,00% 70,12%
\n
Hidroel\u00e9ctrica de Ourol SL Lugo ES 1.608.200,00 EUR
\n
Equity
\n
Enel Green Power
\n
Espa\u00f1a SLU
\n
30,00% 21,04%
\n
Hidroelectricidad del
\n
Pac\u00edfico S de RL de Cv
\n
Colima MX 30.890.736,00 MXN
\n
Integrale
\n
Enel Green Power
\n
M\u00e9xico S de RL de Cv
\n
99,99% 99,99%
\n
Hidroflamicell SL Barcellona ES 78.120,00 EUR
\n
Integrale
\n
Hidroel\u00e9ctrica de
\n
Catalunya SLU
\n
75,00% 52,59%
\n
Hidroinvest SA Buenos Aires AR 55.312.093,00 ARS
\n
Integrale
\n
Enel Am\u00e9ricas SA 41,94%
\n
79,55%
\n
Enel Argentina SA 54,76%
\n
HIF H2 SpA Santiago del Cile CL 6.303.000,00 USD
\n
Equity
\n
Enel Green Power
\n
Chile SA
\n
50,00% 32,46%
\n
High Chaparral Solar
\n
Project LLC
\n
Andover US - USD
\n
Integrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%
\n
High Lonesome Storage
\n
LLC
\n
Andover US 1,00 USD
\n
Integrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%
\n
High Lonesome Wind
\n
Holdings LLC
\n
Wilmington US 100,00 USD
\n
Integrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%
\n
High Lonesome Wind
\n
Power LLC
\n
Boston US 100,00 USD
\n
Integrale
\n
High Lonesome Wind
\n
Holdings LLC
\n
100,00% 100,00%
\n
High Noon Solar Project
\n
LLC
\n
Andover US - USD
\n
Integrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%
\n
High Street Corporation
\n
(Pty) Ltd
\n
Melbourne AU 2,00 AUD
\n
Integrale
\n
Enel Green Power
\n
Australia (Pty) Ltd
\n
100,00% 100,00%
\n
Hilltopper Wind Holdings
\n
LLC
\n
Wilmington US 1.000,00 USD
\n
Integrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%
\n
Hispano Generaci\u00f3n de
\n
Energ\u00eda Solar SL
\n
Jerez de los
\n
Caballeros
\n
ES 3.500,00 EUR
\n
Integrale
\n
Enel Green Power
\n
Espa\u00f1a SLU
\n
51,00% 35,76%
\n
Honey Stone Solar Project
\n
LLC
\n
Andover US - USD
\n
Integrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%
\n
Honeybee Solar Project
\n
LLC
\n
Andover US - USD
\n
Integrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%
\n

\n\n

\n\n

\n\n
Denominazione societ\u00e0 Sede legale Nazione Capitale sociale Valuta
\n
Settore di
\n
attivit\u00e0
\n
Metodo di
\n
consolidamento Detenuta da
\n
%
\n
possesso
\n
azioni
\n
ordinarie
\n
%
\n
possesso
\n
Gruppo
\n
Hope Creek LLC Crestview US - USD Integrale
\n
Chi Minnesota Wind
\n
LLC
\n
51,00% 51,00%
\n
Hope Ridge Wind Project
\n
LLC
\n
Andover US 1,00 USD
\n
Integrale Tradewind Energy Inc. 100,00% 100,00%
\n
Horse Run Solar I LLC Andover US 1,00 USD
\n
Integrale
\n
Brick Road Solar
\n
Holdings LLC
\n
100,00% 100,00%
\n
Horse Wrangler Solar
\n
Project LLC
\n
Andover US 1,00 USD
\n
Integrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%
\n
Hubject eRoaming
\n
Technology (Shanghai)
\n
Co. Ltd
\n
Shangai CN 12.668.015,70 CNY
\n
- Hubject GmbH 100,00% 12,50%
\n
Hubject GmbH Berlino DE 65.943,00 EUR
\n
- Enel X Way Srl 12,50% 12,50%
\n
Hubject Inc. Santa Monica US 100.000,00 USD
\n
- Hubject GmbH 100,00% 12,50%
\n
ICE Tudela SL
\n
Pozuelo de
\n
Alarc\u00f3n
\n
ES 3.000,00 EUR
\n
-
\n
Enel Green Power
\n
Espa\u00f1a SLU
\n
5,12% 3,59%
\n
Idalia Park Solar Project
\n
LLC
\n
Andover US - USD
\n
Integrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%
\n
Idrosicilia SpA Milano IT 22.520.000,00 EUR
\n
Equity Enel SpA 1,00% 1,00%
\n
IFX Networks Argentina
\n
Srl
\n
Buenos Aires AR 2.260.551,00 ARS
\n
-
\n
IFX/Eni - SPC V Inc. 99,85%
\n
19,50%
\n
Minority Stock Holding
\n
Corp.
\n
0,15%
\n
IFX Networks Colombia
\n
SAS
\n
Bogot\u00e0 CO 18.951.211.000,00 COP
\n
-
\n
IFX Networks Panama
\n
SA
\n
48,43%
\n
19,50%
\n
IFX/Eni - SPC III Inc. 34,60%
\n
Livister Latam SLU 16,97%
\n
IFX Networks LLC Wilmington US 80.848.653,00 USD
\n
- Ufinet Latam SLU 100,00% 19,50%
\n
IFX Networks Ltd Tortola VG 50.001,00 USD
\n
- IFX Networks LLC 100,00% 19,50%
\n
IFX Networks Panama SA Panama City PA 26.460,00 USD
\n
-
\n
IFX/Eni - SPC Panama
\n
Inc.
\n
79,37%
\n
19,50%
\n
Livister Latam SLU 20,63%
\n
IFX/Eni - SPC III Inc. Tortola VG 100,00 USD
\n
- IFX Networks Ltd 100,00% 19,50%
\n
IFX/Eni - SPC IV Inc. Tortola VG 100,00 USD
\n
- IFX Networks Ltd 100,00% 19,50%
\n
IFX/Eni - SPC Panama Inc. Tortola VG 100,00 USD
\n
- IFX Networks Ltd 100,00% 19,50%
\n
IFX/Eni - SPC V Inc. Tortola VG 100,00 USD
\n
- IFX Networks Ltd 100,00% 19,50%
\n
IIK Energ\u00eda de Dzemul
\n
SA de Cv
\n
Citt\u00e0 del Messico MX 6.479.172,00 MXN
\n
Integrale
\n
Enel Green Power
\n
M\u00e9xico S de RL de Cv
\n
0,00%
\n
100,00%
\n
Enel Rinnovabile SA
\n
de Cv
\n
100,00%
\n
IIK Energ\u00eda de Telchac
\n
SA de Cv
\n
Citt\u00e0 del Messico MX - MXN
\n
Integrale
\n
Enel Green Power
\n
M\u00e9xico S de RL de Cv
\n
0,00%
\n
100,00%
\n
Enel Rinnovabile SA
\n
de Cv
\n
100,00%
\n
Infraestructura de
\n
Evacuaci\u00f3n Pe\u00f1aflor 220
\n
kV SL
\n
Madrid ES 3.500,00 EUR
\n
Equity
\n
Enel Green Power
\n
Espa\u00f1a SLU
\n
41,14% 28,85%
\n

\n\n

\n\n

\n\n
Denominazione societ\u00e0 Sede legale Nazione Capitale sociale Valuta
\n
Settore di
\n
attivit\u00e0
\n
Metodo di
\n
consolidamento Detenuta da
\n
%
\n
possesso
\n
azioni
\n
ordinarie
\n
%
\n
possesso
\n
Gruppo
\n
Infraestructuras Puerto
\n
Santa Mar\u00eda 220 SL
\n
Madrid ES 3.000,00 EUR
\n
Integrale
\n
Puerto Santa Mar\u00eda
\n
Energ\u00eda I SLU
\n
50,00%
\n
70,12%
\n
Puerto Santa Mar\u00eda
\n
Energ\u00eda II SLU
\n
50,00%
\n
Infraestructuras San
\n
Serv\u00e1n 220 SL
\n
Madrid ES 12.000,00 EUR
\n
Equity
\n
Enel Green Power
\n
Espa\u00f1a SLU
\n
30,80% 21,60%
\n
Infraestructuras San
\n
Serv\u00e1n Set 400 SL
\n
Madrid ES 90.000,00 EUR
\n
Equity
\n
Aranort Desarrollos
\n
SLU
\n
6,41%
\n
13,48%Baylio Solar SLU 6,41%
\n
Furatena Solar 1 SLU 6,41%
\n
Inkolan Informaci\u00f3n y
\n
Coordinaci\u00f3n de Obras
\n
AIE
\n
Bilbao ES 84.141,68 EUR
\n
-
\n
Edistribuci\u00f3n Redes
\n
Digitales SLU
\n
14,29% 10,02%
\n
Inspectores y Consultores
\n
Ibercal SLU
\n
Vizcaya ES 3.100,00 EUR
\n
Equity Tecnatom SA 100,00% 31,56%
\n
Instalaciones San Serv\u00e1n
\n
II 400 SL
\n
Madrid ES 11.026,00 EUR
\n
Equity
\n
Aranort Desarrollos
\n
SLU
\n
7,94%
\n
16,69%Baylio Solar SLU 7,94%
\n
Furatena Solar 1 SLU 7,94%
\n
International Multimedia
\n
University Srl in fallimento
\n
- IT 24.000,00 EUR
\n
- Enel Italia SpA 13,04% 13,04%
\n
Inversora Dock Sud SA Buenos Aires AR 828.941.660,00 ARS
\n
AFS Enel Am\u00e9ricas SA 57,14% 47,01%
\n
Ipsomata DPGU Private
\n
Company
\n
Heraklion, Creta GR 5.000,00 EUR
\n
Discontinued
\n
operation
\n
Enel Green Power
\n
Hellas SA
\n
0,02% 0,02%
\n
Iris Bloom Solar Project
\n
LLC
\n
Andover US 1,00 USD
\n
Integrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%
\n
Iron Belt Energy Storage
\n
Project LLC
\n
Andover US 1,00 USD
\n
Integrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%
\n
Iron Bull Solar Project LLC Andover US 1,00 USD
\n
Integrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%
\n
Isamu Ikeda Energia SA Niter\u00f3i BR 16.474.475,77 BRL
\n
Integrale Enel Brasil SA 100,00% 82,27%
\n
Italgest Energy (Pty) Ltd Johannesburg ZA 1.000,00 ZAR
\n
Integrale
\n
Enel Green Power
\n
South Africa (Pty) Ltd
\n
100,00% 100,00%
\n
Jack River LLC Minneapolis US - USD
\n
Integrale
\n
Chi Minnesota Wind
\n
LLC
\n
51,00% 51,00%
\n
Jade Energia Ltda Rio de Janeiro BR 4.107.097,00 BRL
\n
Integrale Enel Brasil SA 100,00% 82,27%
\n
Jaguito Solar 10 MW SA Panama City PA 10.000,00 USD
\n
Integrale Enel Panam\u00e1 CAM Srl 100,00% 47,19%
\n
Jessica Mills LLC Minneapolis US - USD
\n
Integrale
\n
Chi Minnesota Wind
\n
LLC
\n
51,00% 51,00%
\n
Julia Hills LLC Minneapolis US - USD
\n
Integrale
\n
Chi Minnesota Wind
\n
LLC
\n
51,00% 51,00%
\n
Junia Insurance Srl
\n
Mosciano
\n
Sant\u2019Angelo (TE)
\n
IT 100,00 EUR
\n
Equity Mooney Group SpA 100,00% 50,00%
\n
Juniper Canyon Energy
\n
Storage Project LLC
\n
Andover US 1,00 USD
\n
Integrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%
\n

\n\n

\n\n

\n\n
Denominazione societ\u00e0 Sede legale Nazione Capitale sociale Valuta
\n
Settore di
\n
attivit\u00e0
\n
Metodo di
\n
consolidamento Detenuta da
\n
%
\n
possesso
\n
azioni
\n
ordinarie
\n
%
\n
possesso
\n
Gruppo
\n
Keeneys Creek Solar I LLC Andover US 1,00 USD Integrale
\n
Brick Road Solar
\n
Holdings LLC
\n
100,00% 100,00%
\n
Ken Renewables India
\n
Private Limited
\n
Gurugram IN 12.100.000,00 INR
\n
Integrale
\n
Enel Green Power India
\n
Private Limited
\n
100,00% 100,00%
\n
Khaba Renewable Energy
\n
Private Limited
\n
Gurugram IN 18.100.000,00 INR
\n
Integrale
\n
Enel Green Power India
\n
Private Limited
\n
100,00% 100,00%
\n
Khidrat Renewable Energy
\n
Private Limited
\n
Gurugram IN 78.100.000,00 INR
\n
Integrale
\n
Enel Green Power India
\n
Private Limited
\n
100,00% 100,00%
\n
King Branch Solar I LLC Andover US 1,00 USD
\n
Integrale
\n
Brick Road Solar
\n
Holdings LLC
\n
100,00% 100,00%
\n
Kingston Energy Storage
\n
LLC
\n
Wilmington US - USD
\n
Integrale
\n
Enel Energy Storage
\n
Holdings LLC (ex
\n
EGP Energy Storage
\n
Holdings LLC)
\n
100,00% 100,00%
\n
Kino Contractor SA de Cv Citt\u00e0 del Messico MX 100,00 MXN
\n
Integrale
\n
Enel Green Power
\n
M\u00e9xico S de RL de Cv
\n
99,00%
\n
100,00%
\n
Enel Rinnovabile SA
\n
de Cv
\n
1,00%
\n
Kino Facilities Manager
\n
SA de Cv
\n
Citt\u00e0 del Messico MX 2.933.340,00 MXN
\n
Integrale
\n
Enel Green Power
\n
M\u00e9xico S de RL de Cv
\n
100,00%
\n
100,00%
\n
Enel Rinnovabile SA
\n
de Cv
\n
0,00%
\n
Kokkinari DPGU Private
\n
Company
\n
Heraklion, Creta GR 15.000,00 EUR
\n
Discontinued
\n
operation
\n
Enel Green Power
\n
Hellas SA
\n
0,01% 0,01%
\n
Kongul Enerj\u00ed Sanay\u00ed Ve
\n
T\u00edcaret Anon\u00edm \u015e\u00edrket\u00ed
\n
Istanbul TR 14.537.500,00 TRY
\n
Integrale
\n
Enel Green Power
\n
Turkey Enerj\u00ed Yatirimlari
\n
Anon\u00edm \u015e\u00edrket\u00ed
\n
100,00% 100,00%
\n
Koporie WPS LLC
\n
Regione di
\n
Leningrado
\n
RU 21.000.000,00 RUB
\n
Integrale
\n
Enel Green Power
\n
Rus Limited Liability
\n
Company
\n
100,00% 100,00%
\n
Korea Line Corporation Seoul KR 122.132.520.000,00 KRW
\n
-
\n
Enel Global Trading
\n
SpA
\n
0,25% 0,25%
\n
Koukos Energy Private
\n
Company
\n
Atene GR 4.002,00 EUR
\n
Discontinued
\n
operation
\n
Enel Green Power
\n
Hellas SA
\n
0,05% 0,05%
\n
Kromschroeder SA Barcellona ES 627.126,00 EUR
\n
Equity
\n
Endesa Medios y
\n
Sistemas SLU
\n
29,26% 20,52%
\n
Lake Emily Solar LLC Wilmington US - USD
\n
Integrale
\n
Aurora Distributed
\n
Solar LLC
\n
100,00% 74,13%
\n
Lake Pulaski Solar LLC Wilmington US - USD
\n
Integrale
\n
Aurora Distributed
\n
Solar LLC
\n
100,00% 74,13%
\n
Land Run Solar Project
\n
LLC
\n
Andover US 1,00 USD
\n
Integrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%
\n
Land Run Wind Project
\n
LLC
\n
Dover US 100,00 USD
\n
Integrale
\n
Sundance Wind
\n
Project LLC
\n
100,00% 100,00%
\n
Lantern Trail Solar Project
\n
LLC
\n
Andover US 1,00 USD
\n
Integrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%
\n
Latamsolar Energ\u00edas
\n
Renovables SAS
\n
Bogot\u00e0 CO 8.000.000,00 COP
\n
Integrale Enel Colombia SA ESP 100,00% 47,18%
\n
Latamsolar Fotovoltaica
\n
Fundaci\u00f3n SAS
\n
Bogot\u00e0 CO 8.000.000,00 COP
\n
Integrale Enel Colombia SA ESP 100,00% 47,18%
\n
Lathrop Solar I LLC Andover US 1,00 USD
\n
Integrale
\n
Brick Road Solar
\n
Holdings LLC
\n
100,00% 100,00%
\n
Lava Solar Project LLC Andover US 1,00 USD
\n
Integrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%
\n

\n\n

\n\n

\n\n
Denominazione societ\u00e0 Sede legale Nazione Capitale sociale Valuta
\n
Settore di
\n
attivit\u00e0
\n
Metodo di
\n
consolidamento Detenuta da
\n
%
\n
possesso
\n
azioni
\n
ordinarie
\n
%
\n
possesso
\n
Gruppo
\n
Lawrence Creek Solar LLC Minneapolis US - USD Integrale
\n
Aurora Distributed
\n
Solar LLC
\n
100,00% 74,13%
\n
Lebanon Solar I LLC Andover US 1,00 USD
\n
Integrale
\n
Brick Road Solar
\n
Holdings LLC
\n
100,00% 100,00%
\n
Legacy Blossom
\n
Storage Project Limited
\n
Partnership
\n
Calgary CA - CAD
\n
Integrale
\n
Enel Alberta Storage
\n
Inc.
\n
0,10%
\n
100,00%
\n
Enel Green Power
\n
Canada Inc.
\n
99,90%
\n
Lemonade Solar Project
\n
LLC
\n
Andover US - USD
\n
Integrale Tradewind Energy Inc. 100,00% 100,00%
\n
Liberty Energy Storage
\n
LLC
\n
Andover US - USD
\n
Integrale
\n
Enel Energy Storage
\n
Holdings LLC (ex
\n
EGP Energy Storage
\n
Holdings LLC)
\n
100,00% 100,00%
\n
Libyan Italian Joint
\n
Company - Azienda
\n
Libico-Italiana (A.L.I.)
\n
Tripoli LY 1.350.000,00 EUR
\n
- EnelPower Srl 0,33% 0,33%
\n
Light Cirrus Solar Project
\n
LLC
\n
Andover US 1,00 USD
\n
Integrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%
\n
Lily Solar Holdings LLC Andover US 1,00 USD
\n
Integrale
\n
Enel Green Power Lily
\n
Solar Holdings LLC
\n
100,00% 100,00%
\n
Lily Solar LLC Andover US - USD
\n
Integrale
\n
Enel Kansas
\n
Development Holdings
\n
LLC
\n
100,00% 100,00%
\n
Lindahl Wind Holdings
\n
LLC
\n
Wilmington US - USD
\n
Integrale
\n
EGPNA Preferred Wind
\n
Holdings LLC
\n
100,00% 100,00%
\n
Lindahl Wind Project LLC Wilmington US - USD
\n
Integrale
\n
Lindahl Wind Holdings
\n
LLC
\n
100,00% 100,00%
\n
Little Elk Wind Holdings
\n
LLC
\n
Wilmington US - USD
\n
Integrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%
\n
Little Elk Wind Project LLC Wilmington US - USD
\n
Integrale
\n
Little Elk Wind
\n
Holdings LLC
\n
100,00% 100,00%
\n
Little Salt Solar Project
\n
LLC
\n
Andover US - USD
\n
Integrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%
\n
Litus Energy Storage LLC Andover US - USD
\n
Integrale
\n
Enel Energy Storage
\n
Holdings LLC (ex
\n
EGP Energy Storage
\n
Holdings LLC)
\n
100,00% 100,00%
\n
Livister Chile SpA Santiago del Cile CL 11.843.107.407,00 CLP
\n
- Livister Latam SLU 100,00% 19,50%
\n
Livister Latam SLU Madrid ES 2.442.066,00 EUR
\n
- Ufinet Latam SLU 100,00% 19,50%
\n
Llano S\u00e1nchez Solar
\n
Power One Srl
\n
Panama City PA 10.020,00 USD
\n
Integrale
\n
Enel Colombia SA ESP 0,20%
\n
47, 19%
\n
Enel Panam\u00e1 CAM Srl 99,80%
\n
Lone Pine Wind Inc. Alberta CA - CAD
\n
-
\n
Enel Green Power
\n
Canada Inc.
\n
10,00% 10,00%
\n
Lone Pine Wind Project LP Alberta CA - CAD
\n
Equity
\n
Enel Green Power
\n
Canada Inc.
\n
10,00% 10,00%
\n
Lucas Sostenible SL Madrid ES 1.099.775,00 EUR
\n
Equity
\n
Enel Green Power
\n
Espa\u00f1a SLU
\n
35,29% 24,74%
\n
Luminary Highlands Solar
\n
Project LLC
\n
Andover US - USD
\n
Integrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%
\n
Luz de Angra Energia SA Rio de Janeiro BR 4.062.085,00 BRL
\n
Integrale Enel X Brasil SA 51,00% 41,96%
\n

\n\n

\n\n

\n\n
Denominazione societ\u00e0 Sede legale Nazione Capitale sociale Valuta
\n
Settore di
\n
attivit\u00e0
\n
Metodo di
\n
consolidamento Detenuta da
\n
%
\n
possesso
\n
azioni
\n
ordinarie
\n
%
\n
possesso
\n
Gruppo
\n
Luz de Caruaru Energia
\n
SA
\n
Rio de Janeiro BR 21.027.600,00 BRL
\n
Integrale Enel X Brasil SA 51,00% 41,96%
\n
Luz de Jaboat\u00e3o Energia
\n
SA
\n
Rio de Janeiro BR 21.114.200,00 BRL
\n
Integrale Enel X Brasil SA 51,00% 41,96%
\n
Luz de Macap\u00e1 Energia
\n
SA
\n
Rio de Janeiro BR 24.338.000,00 BRL
\n
Integrale Enel X Brasil SA 51,00% 41,96%
\n
Maicor Wind Srl Roma IT 20.850.000,00 EUR
\n
Integrale
\n
Enel Green Power
\n
Italia Srl
\n
100,00% 100,00%
\n
Malaspina Energy Scarl in
\n
liquidazione
\n
Bergamo IT 100.000,00 EUR
\n
Integrale Enel X Italia Srl 100,00% 100,00%
\n
Mansar Renewable Energy
\n
Private Limited
\n
Gurgaon IN 100.000,00 INR
\n
Integrale
\n
Enel Green Power India
\n
Private Limited
\n
100,00% 100,00%
\n
Maple Canada Solutions
\n
Holdings Ltd
\n
- CA - CAD
\n
Equity Enel X Canada Ltd 20,00% 20,00%
\n
Maple Energy Solutions LP - CA - CAD
\n
Equity
\n
Enel X Canada Holding
\n
Inc.
\n
20,00% 20,00%
\n
Maple Run Solar Project
\n
LLC
\n
Andover US 1,00 USD
\n
Integrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%
\n
Marte Srl Roma IT 6.100.000,00 EUR
\n
Integrale
\n
Enel Green Power
\n
Italia Srl
\n
100,00% 100,00%
\n
Marudhar Wind Energy
\n
Private Limited
\n
Gurugram IN 100.000,00 INR
\n
Integrale
\n
Enel Green Power India
\n
Private Limited
\n
100,00% 100,00%
\n
M\u00e1s Energ\u00eda S de RL
\n
de Cv
\n
Citt\u00e0 del Messico MX 61.872.926,00 MXN
\n
Integrale
\n
Enel Green Power
\n
M\u00e9xico S de RL de Cv
\n
99,99%
\n
100,00%
\n
Hidroelectricidad del
\n
Pac\u00edfico S de RL de Cv
\n
0,01%
\n
Mason Mountain Wind
\n
Project LLC
\n
Wilmington US - USD
\n
Integrale
\n
Padoma Wind Power
\n
LLC
\n
100,00% 100,00%
\n
Matrigenix (Pty) Ltd Johannesburg ZA 1.000,00 ZAR
\n
Integrale
\n
Enel Green Power
\n
South Africa (Pty) Ltd
\n
100,00% 100,00%
\n
Maty Energia Srl Roma IT 10.000,00 EUR
\n
Integrale
\n
Enel Green Power
\n
Italia Srl
\n
100,00% 100,00%
\n
MC Solar I LLC Andover US - USD
\n
Integrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%
\n
McBride Wind Project LLC Wilmington US 1,00 USD
\n
Integrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%
\n
Medidas Ambientales SL Burgos ES 60.100,00 EUR
\n
- Tecnatom SA 50,00% 15,78%
\n
Merit Wind Project LLC Andover US 1,00 USD
\n
Integrale Tradewind Energy Inc. 100,00% 100,00%
\n
Metro Wind LLC Minneapolis US - USD
\n
Integrale
\n
Chi Minnesota Wind
\n
LLC
\n
51,00% 51,00%
\n
Mexicana de
\n
Hidroelectricidad
\n
Mexhidro S de RL de Cv
\n
Citt\u00e0 del Messico MX 181.728.901,00 MXN
\n
Integrale
\n
Enel Green Power
\n
M\u00e9xico S de RL de Cv
\n
99,99% 99,99%
\n
Mibgas SA Madrid ES 3.000.000,00 EUR
\n
- Endesa SA 1,35% 0,95%
\n
Midelt Wind Farm SA Casablanca MA 145.000.000,00 MAD
\n
Equity
\n
Nareva Enel Green
\n
Power Morocco SA
\n
70,00% 35,00%
\n

\n\n

\n\n

\n\n
Denominazione societ\u00e0 Sede legale Nazione Capitale sociale Valuta
\n
Settore di
\n
attivit\u00e0
\n
Metodo di
\n
consolidamento Detenuta da
\n
%
\n
possesso
\n
azioni
\n
ordinarie
\n
%
\n
possesso
\n
Gruppo
\n
Minglanilla Renovables
\n
400 kV AIE
\n
Valencia ES - EUR
\n
Proporzionale
\n
Energ\u00eda Base Natural
\n
SLU
\n
4,79%
\n
25,36%
\n
Energ\u00eda E\u00f3lica \u00c1brego
\n
SLU
\n
7,98%
\n
Energ\u00eda E\u00f3lica Galerna
\n
SLU
\n
9,31%
\n
Energ\u00eda E\u00f3lica Gregal
\n
SLU
\n
9,31%
\n
Energ\u00eda y Naturaleza
\n
SLU
\n
4,79%
\n
Minicentrales Acequia
\n
Cinco Villas AIE
\n
Ejea de los
\n
Caballeros
\n
ES 3.346.993,04 EUR
\n
-
\n
Enel Green Power
\n
Espa\u00f1a SLU
\n
5,39% 3,78%
\n
Minicentrales del Canal de
\n
las B\u00e1rdenas AIE
\n
Saragozza ES 1.202.000,00 EUR
\n
-
\n
Enel Green Power
\n
Espa\u00f1a SLU
\n
15,00% 10,52%
\n
Minicentrales del Canal
\n
Imperial-Gallur SL
\n
Saragozza ES 1.820.000,00 EUR
\n
Equity
\n
Enel Green Power
\n
Espa\u00f1a SLU
\n
36,50% 25,59%
\n
Minority Stock Holding
\n
Corp.
\n
Tortola VG 100,00 USD
\n
- IFX Networks Ltd 100,00% 19,50%
\n
Mira Energy (Pty) Ltd Johannesburg ZA 100,00 ZAR
\n
Integrale
\n
Enel Green Power
\n
South Africa (Pty) Ltd
\n
100,00% 100,00%
\n
Miranda Plataforma
\n
Log\u00edstica SA
\n
Burgos ES 1.800.000,00 EUR
\n
- Nuclenor SA 0,22% 0,08%
\n
MO Land Holdings 1358
\n
LLC
\n
Andover US 1,00 USD
\n
Integrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%
\n
Moebius Tecnologia em
\n
Informatica SA
\n
Rio de Janeiro BR 150.000,00 BRL
\n
-
\n
Ufinet Brasil
\n
Telecomunica\u00e7\u00e3o Ltda
\n
100,00% 19,50%
\n
Monte Reina Renovables
\n
SL
\n
Madrid ES 4.000,00 EUR
\n
Equity
\n
FRV Zamora Solar
\n
1 SLU
\n
20,58% 14,43%
\n
Montrose Solar LLC Wilmington US - USD
\n
Integrale
\n
Aurora Distributed
\n
Solar LLC
\n
100,00% 74,13%
\n
Moonbeam Solar Project
\n
LLC
\n
Andover US 1,00 USD
\n
Integrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%
\n
Mooney Group SpA Milano IT 10.050.000,00 EUR
\n
Equity Enel X Srl 50,00% 50,00%
\n
Mooney SpA Milano IT 87.833.331,00 EUR
\n
Equity Mooney Group SpA 100,00% 50,00%
\n
Mooney Servizi SpA Milano IT 8.549.999,00 EUR
\n
Equity Mooney Group SpA 100,00% 50,00%
\n
Morgan Branch Solar I LLC Andover US 1,00 USD
\n
Integrale
\n
Brick Road Solar
\n
Holdings LLC
\n
100,00% 100,00%
\n
Mount Pleasant Energy
\n
Storage 1 LLC
\n
Boston US - USD
\n
Integrale
\n
Enel X North America
\n
Inc.
\n
100,00% 100,00%
\n
Mountrail Wind Project
\n
LLC
\n
Andover US 1,00 USD
\n
Integrale Tradewind Energy Inc. 100,00% 100,00%
\n
MPG Solar I LLC Andover US 1,00 USD
\n
Integrale
\n
Brick Road Solar
\n
Holdings LLC
\n
100,00% 100,00%
\n
Mucho Viento Wind
\n
Project LLC
\n
Andover US 1,00 USD
\n
Integrale Tradewind Energy Inc. 100,00% 100,00%
\n
Mule Bit Wind Project LLC Andover US 1,00 USD
\n
Integrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%
\n
Muskegon County Solar
\n
Project LLC
\n
Andover US 1,00 USD
\n
Integrale Tradewind Energy Inc. 100,00% 100,00%
\n

\n\n

\n\n

\n\n
Denominazione societ\u00e0 Sede legale Nazione Capitale sociale Valuta
\n
Settore di
\n
attivit\u00e0
\n
Metodo di
\n
consolidamento Detenuta da
\n
%
\n
possesso
\n
azioni
\n
ordinarie
\n
%
\n
possesso
\n
Gruppo
\n
Muskegon Green Wind
\n
Project LLC
\n
Andover US 1,00 USD
\n
Integrale Tradewind Energy Inc. 100,00% 100,00%
\n
Mustang Run Wind
\n
Project LLC
\n
Andover US 1,00 USD
\n
Integrale Tradewind Energy Inc. 100,00% 100,00%
\n
Nabb Solar I LLC Andover US 1,00 USD
\n
Integrale
\n
Brick Road Solar
\n
Holdings LLC
\n
100,00% 100,00%
\n
Napolean Wind Project
\n
LLC
\n
Andover US 1,00 USD
\n
Integrale Tradewind Energy Inc. 100,00% 100,00%
\n
Nareva Enel Green Power
\n
Morocco SA
\n
Casablanca MA 98.750.000,00 MAD
\n
Equity
\n
Enel Green Power
\n
Morocco SARLAU
\n
50,00% 50,00%
\n
Negocios y Telefon\u00eda
\n
NEDETEL SA
\n
Guayaquil EC 4.773.525,00 USD
\n
- Ufinet Latam SLU 70,00% 13,65%
\n
Net Botanic Internet
\n
Inteligente SA
\n
Rio de Janeiro BR 450.000,00 BRL
\n
-
\n
Ufinet Brasil
\n
Telecomunica\u00e7\u00e3o Ltda
\n
100,00% 19,50%
\n
Netra Renewable Energy
\n
Private Limited
\n
Gurgaon IN 100.000,00 INR
\n
Integrale
\n
Enel Green Power India
\n
Private Limited
\n
100,00% 100,00%
\n
Nevkan Renewables LLC Wilmington US - USD
\n
Integrale Enel Nevkan Inc. 100,00% 100,00%
\n
New York Distributed
\n
Storage Projects LLC
\n
Boston US - USD
\n
Integrale
\n
Enel X North America
\n
Inc.
\n
100,00% 100,00%
\n
Ngonye Power Company
\n
Limited
\n
Lusaka ZM 10,00 ZMW
\n
AFS
\n
Enel Green Power
\n
Solar Ngonye SpA
\n
(ex Enel Green Power
\n
Africa Srl)
\n
80,00% 80,00%
\n
Nojoli Wind Farm (RF)
\n
(Pty) Ltd
\n
Johannesburg ZA 10.000.000,00 ZAR
\n
Integrale
\n
Enel Green Power
\n
South Africa (Pty) Ltd
\n
60,00% 60,00%
\n
North English Wind
\n
Project LLC
\n
Andover US 1,00 USD
\n
Integrale Tradewind Energy Inc. 100,00% 100,00%
\n
North Rock Wind LLC Andover US 1,00 USD
\n
Integrale Tradewind Energy Inc. 100,00% 100,00%
\n
Northland Wind Project
\n
LLC
\n
Andover US 1,00 USD
\n
Integrale Tradewind Energy Inc. 100,00% 100,00%
\n
Northstar Wind Project
\n
LLC
\n
Andover US - USD
\n
Integrale Tradewind Energy Inc. 100,00% 100,00%
\n
Northumberland Solar
\n
Project I LLC
\n
Andover US - USD
\n
Integrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%
\n
Northwest Hydro LLC Wilmington US - USD
\n
Integrale Chi West LLC 100,00% 100,00%
\n
Novolitio Recuperaci\u00f3n de
\n
Bater\u00edas SL
\n
Ponferrada ES 180.000,00 EUR
\n
Equity
\n
Endesa Generaci\u00f3n
\n
SAU
\n
45,00% 31,55%
\n
Nuclenor SA Burgos ES 102.000.000,00 EUR
\n
Equity
\n
Endesa Generaci\u00f3n
\n
SAU
\n
50,00% 35,06%
\n
Nuove Energie Srl Porto Empedocle IT 5.204.028,73 EUR
\n
Integrale
\n
Enel Global Trading
\n
SpA
\n
100,00% 100,00%
\n
Nxuba Wind Farm (RF)
\n
(Pty) Ltd
\n
Johannesburg ZA 1.000,00 ZAR
\n
Equity
\n
Enel Green Power RSA
\n
2 (RF) (Pty) Ltd
\n
51,00% 25,50%
\n
NYC Storage (353
\n
Chester) SPE LLC
\n
Wilmington US 1,00 USD
\n
Integrale
\n
Enel X North America
\n
Inc.
\n
100,00% 100,00%
\n
Ochrana A Bezpecnost
\n
Se SRO
\n
Kaln\u00e1 Nad
\n
Hronom
\n
SK 33.193,92 EUR
\n
Equity
\n
Slovensk\u00e9 elektr\u00e1rne
\n
AS
\n
100,00% 33,00%
\n
Olathe Solar I LLC Andover US 1,00 USD
\n
Integrale
\n
Brick Road Solar
\n
Holdings LLC
\n
100,00% 100,00%
\n

\n\n

\n\n

\n\n
Denominazione societ\u00e0 Sede legale Nazione Capitale sociale Valuta
\n
Settore di
\n
attivit\u00e0
\n
Metodo di
\n
consolidamento Detenuta da
\n
%
\n
possesso
\n
azioni
\n
ordinarie
\n
%
\n
possesso
\n
Gruppo
\n
Olivum PV Farm 01 SLU Madrid ES 3.000,00 EUR Integrale
\n
Enel Green Power
\n
Espa\u00f1a SLU
\n
100,00% 70,12%
\n
OMIP - Operador do
\n
Mercado Ib\u00e9rico (Portugal)
\n
SGPS SA
\n
Lisbona PT 2.610.000,00 EUR
\n
-
\n
Endesa Generaci\u00f3n
\n
Portugal SA
\n
5,00% 3,51%
\n
Open Range Wind Project
\n
LLC
\n
Andover US 1,00 USD
\n
Integrale Tradewind Energy Inc. 100,00% 100,00%
\n
Operador del Mercado
\n
Ib\u00e9rico de Energ\u00eda - Polo
\n
Espa\u00f1ol SA
\n
Madrid ES 1.999.998,00 EUR
\n
- Endesa SA 5,00% 3,51%
\n
Oravita Power Park Srl Bucarest RO 2.000,00 RON
\n
Discontinued
\n
operation
\n
Enel Green Power
\n
Romania Srl
\n
100,00% 100,00%
\n
Orchid Acres Solar Project
\n
LLC
\n
Andover US - USD
\n
Integrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%
\n
Origin Goodwell Holdings
\n
LLC
\n
Wilmington US - USD
\n
Equity
\n
EGPNA Wind Holdings
\n
1 LLC
\n
100,00% 10,00%
\n
Origin Wind Energy LLC Wilmington US - USD
\n
Equity
\n
Origin Goodwell
\n
Holdings LLC
\n
100,00% 10,00%
\n
Osage Wind Holdings LLC Wilmington US 100,00 USD
\n
Integrale Enel Kansas LLC 50,00% 50,00%
\n
Osage Wind LLC Wilmington US - USD
\n
Integrale
\n
Osage Wind Holdings
\n
LLC
\n
100,00% 50,00%
\n
Ossining Energy Storage
\n
1 LLC
\n
Boston US - USD
\n
Integrale
\n
Enel X North America
\n
Inc.
\n
100,00% 100,00%
\n
Ovacik Eol\u00edko Enerj\u00ed
\n
Elektr\u00edk \u00dcret\u00edm Ve T\u00edcaret
\n
Anon\u00edm \u015e\u00edrket\u00ed
\n
Istanbul TR 2.925.900,00 TRY
\n
Integrale
\n
Enel Green Power
\n
Turkey Enerj\u00ed Yatirimlari
\n
Anon\u00edm \u015e\u00edrket\u00ed
\n
100,00% 100,00%
\n
Oxagesa AIE in
\n
liquidazione
\n
Alca\u00f1iz ES 6.010,00 EUR
\n
Equity
\n
Enel Green Power
\n
Espa\u00f1a SLU
\n
33,33% 23,37%
\n
Oyster Bay Wind Farm
\n
(RF) (Pty) Ltd
\n
Johannesburg ZA 1.000,00 ZAR
\n
Equity
\n
Enel Green Power RSA
\n
2 (RF) (Pty) Ltd
\n
55,00% 27,50%
\n
Padoma Wind Power LLC Elida US - USD
\n
Integrale
\n
Enel Green Power
\n
North America Inc.
\n
100,00% 100,00%
\n
Painted Rose Solar Project
\n
LLC
\n
Andover US 1,00 USD
\n
Integrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%
\n
Palo Alto Farms Wind
\n
Project LLC
\n
Dallas US - USD
\n
Integrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%
\n
Pampinus PV Farm 01 SLU Madrid ES 3.000,00 EUR
\n
Integrale
\n
Enel Green Power
\n
Espa\u00f1a SLU
\n
100,00% 70,12%
\n
Paradise Creek Wind
\n
Project LLC
\n
Andover US 1,00 USD
\n
Integrale Tradewind Energy Inc. 100,00% 100,00%
\n
Paravento SL Lugo ES 3.006,00 EUR
\n
Integrale
\n
Enel Green Power
\n
Espa\u00f1a SLU
\n
90,00% 63,11%
\n
Parc E\u00f2lic La Tossa-La
\n
Mola d\u2019en Pascual SL
\n
Madrid ES 1.183.100,00 EUR
\n
Equity
\n
Enel Green Power
\n
Espa\u00f1a SLU
\n
30,00% 21,04%
\n
Parc E\u00f2lic Los Aligars SL Madrid ES 1.313.100,00 EUR
\n
Equity
\n
Enel Green Power
\n
Espa\u00f1a SLU
\n
30,00% 21,04%
\n
Parco Eolico Monti
\n
Sicani Srl
\n
Roma IT 10.000,00 EUR
\n
Integrale
\n
Enel Green Power
\n
Italia Srl
\n
100,00% 100,00%
\n
Parque Amistad II SA
\n
de Cv
\n
Citt\u00e0 del Messico MX 1.413.533.480,00 MXN
\n
Integrale
\n
Enel Green Power
\n
M\u00e9xico S de RL de Cv
\n
0,50%
\n
100,00%
\n
Enel Rinnovabile SA
\n
de Cv
\n
99,50%
\n

\n\n

\n\n

\n\n
Denominazione societ\u00e0 Sede legale Nazione Capitale sociale Valuta
\n
Settore di
\n
attivit\u00e0
\n
Metodo di
\n
consolidamento Detenuta da
\n
%
\n
possesso
\n
azioni
\n
ordinarie
\n
%
\n
possesso
\n
Gruppo
\n
Parque Amistad III SA
\n
de Cv
\n
Citt\u00e0 del Messico MX 931.692.540,00 MXN
\n
Integrale
\n
Enel Green Power
\n
M\u00e9xico S de RL de Cv
\n
0,50%
\n
100,00%
\n
Enel Rinnovabile SA
\n
de Cv
\n
99,50%
\n
Parque Amistad IV SA
\n
de Cv
\n
Citt\u00e0 del Messico MX 1.489.508.400,00 MXN
\n
Integrale
\n
Enel Green Power
\n
M\u00e9xico S de RL de Cv
\n
0,50%
\n
100,00%
\n
Enel Rinnovabile SA
\n
de Cv
\n
99,50%
\n
Parque E\u00f3lico A Capelada
\n
SLU
\n
La Coru\u00f1a ES 5.857.704,33 EUR
\n
Integrale
\n
Enel Green Power
\n
Espa\u00f1a SLU
\n
100,00% 70,12%
\n
Parque E\u00f3lico Belmonte
\n
SA
\n
Madrid ES 120.400,00 EUR
\n
Integrale
\n
Enel Green Power
\n
Espa\u00f1a SLU
\n
50,17% 35,18%
\n
Parque E\u00f3lico BR-1 SAPI
\n
de Cv
\n
Citt\u00e0 del Messico MX - MXN
\n
Integrale
\n
Enel Green Power
\n
M\u00e9xico S de RL de Cv
\n
0,50%
\n
25,50%
\n
Enel Rinnovabile SA
\n
de Cv
\n
25,00%
\n
Parque E\u00f3lico Carretera
\n
de Arinaga SA
\n
Las Palmas de
\n
Gran Canaria
\n
ES 1.603.000,00 EUR
\n
Integrale
\n
Enel Green Power
\n
Espa\u00f1a SLU
\n
80,00% 56,09%
\n
Parque E\u00f3lico de
\n
Barbanza SA
\n
La Coru\u00f1a ES 3.606.072,60 EUR
\n
Integrale
\n
Enel Green Power
\n
Espa\u00f1a SLU
\n
75,00%
\n
52,59%
\n
Parque E\u00f3lico de
\n
Barbanza SA
\n
0,00%
\n
Parque E\u00f3lico de San
\n
Andr\u00e9s SA
\n
La Coru\u00f1a ES 552.920,00 EUR
\n
Integrale
\n
Enel Green Power
\n
Espa\u00f1a SLU
\n
82,00% 57,50%
\n
Parque E\u00f3lico de Santa
\n
Luc\u00eda SA
\n
Las Palmas de
\n
Gran Canaria
\n
ES 901.500,00 EUR
\n
Integrale
\n
Enel Green Power
\n
Espa\u00f1a SLU
\n
65,67%
\n
46,51%
\n
Parque E\u00f3lico de Santa
\n
Luc\u00eda SA
\n
1,00%
\n
Parque E\u00f3lico Finca de
\n
Mog\u00e1n SA
\n
Santa Cruz de
\n
Tenerife
\n
ES 3.810.340,00 EUR
\n
Integrale
\n
Enel Green Power
\n
Espa\u00f1a SLU
\n
90,00% 63,11%
\n
Parque E\u00f3lico Montes de
\n
las Navas SA
\n
Madrid ES 6.540.000,00 EUR
\n
Integrale
\n
Enel Green Power
\n
Espa\u00f1a SLU
\n
75,50% 52,94%
\n
Parque E\u00f3lico Muniesa
\n
SLU
\n
Madrid ES 3.006,00 EUR
\n
Integrale
\n
Enel Green Power
\n
Espa\u00f1a SLU
\n
100,00% 70,12%
\n
Parque E\u00f3lico Palmas dos
\n
Ventos Ltda
\n
Salvador BR 4.096.626,00 BRL
\n
Integrale
\n
Enel Brasil SA 100,00%
\n
82,27%
\n
Enel Green Power
\n
Desenvolvimento Ltda
\n
0,00%
\n
Parque E\u00f3lico Pampa SA Buenos Aires AR 477.139.364,00 ARS
\n
Integrale Enel Green Power SpA 100,00% 100,00%
\n
Parque E\u00f3lico Punta de
\n
Teno SA
\n
Santa Cruz de
\n
Tenerife
\n
ES 528.880,00 EUR
\n
Integrale
\n
Enel Green Power
\n
Espa\u00f1a SLU
\n
52,00% 36,46%
\n
Parque E\u00f3lico Sierra del
\n
Madero SA
\n
Madrid ES 7.193.970,00 EUR
\n
Integrale
\n
Enel Green Power
\n
Espa\u00f1a SLU
\n
58,00% 40,67%
\n
Parque Salitrillos SA de Cv Citt\u00e0 del Messico MX 100,00 MXN
\n
Equity
\n
Tenedora de Energ\u00eda
\n
Renovable Sol y Viento
\n
SAPI de Cv
\n
60,80% 20,00%
\n
Parque Solar Cauchari
\n
IV SA
\n
San Salvador de
\n
Jujuy
\n
AR 500.000,00 ARS
\n
Integrale
\n
Enel Green Power
\n
Argentina SA
\n
95,00%
\n
82,27%
\n
Energ\u00eda y Servicios
\n
South America SpA
\n
5,00%
\n
Parque Solar Don Jos\u00e9
\n
SA de Cv
\n
Citt\u00e0 del Messico MX 100,00 MXN
\n
Equity
\n
Tenedora de Energ\u00eda
\n
Renovable Sol y Viento
\n
SAPI de Cv
\n
60,80% 20,00%
\n
Parque Solar Villanueva
\n
Tres SA de Cv
\n
Citt\u00e0 del Messico MX 306.024.631,13 MXN
\n
Equity
\n
Tenedora de Energ\u00eda
\n
Renovable Sol y Viento
\n
SAPI de Cv
\n
60,80% 20,00%
\n

\n\n

\n\n

\n\n
Denominazione societ\u00e0 Sede legale Nazione Capitale sociale Valuta
\n
Settore di
\n
attivit\u00e0
\n
Metodo di
\n
consolidamento Detenuta da
\n
%
\n
possesso
\n
azioni
\n
ordinarie
\n
%
\n
possesso
\n
Gruppo
\n
Parque Talinay Oriente SA Santiago del Cile CL 66.092.165.170,93 CLP Integrale
\n
Enel Green Power
\n
Chile SA
\n
60,91%
\n
78,64%
\n
Enel Green Power SpA 39,09%
\n
Pastis - Centro Nazionale
\n
per la ricerca e lo sviluppo
\n
dei materiali SCPA in
\n
liquidazione
\n
Brindisi IT 2.065.000,00 EUR
\n
- Enel Italia SpA 1,14% 1,14%
\n
Paynesville Solar LLC Wilmington US - USD
\n
Integrale
\n
Aurora Distributed
\n
Solar LLC
\n
100,00% 74,13%
\n
PayTipper Network Srl Cascina IT 40.000,00 EUR
\n
Equity PayTipper SpA 100,00% 50,00%
\n
PayTipper SpA Milano IT 3.000.000,00 EUR
\n
Equity Mooney Group SpA 100,00% 50,00%
\n
PDP Technologies Ltd Israel IL 1.129.252,00 ILS
\n
- Enel Grids Srl 5,72% 5,72%
\n
Pearl Star Wind Limited
\n
Partnership
\n
Calgary CA 100,00 CAD
\n
Integrale
\n
Enel Alberta Wind Inc. 0,10%
\n
100,00%
\n
Enel Green Power
\n
Canada Inc.
\n
99,90%
\n
Pebble Stream Solar
\n
Project LLC
\n
Andover US 1,00 USD
\n
Integrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%
\n
Pegop - Energia El\u00e9ctrica
\n
SA
\n
Pego PT 50.000,00 EUR
\n
Equity
\n
Endesa Generaci\u00f3n
\n
Portugal SA
\n
0,02%
\n
35,06%
\n
Endesa Generaci\u00f3n
\n
SAU
\n
49,98%
\n
PH Chucas SA San Jos\u00e9 CR 100.000,00 CRC
\n
Integrale
\n
Enel Colombia SA ESP 24,69%
\n
30,67%
\n
Enel Costa Rica CAM
\n
SA
\n
40,31%
\n
PH Don Pedro SA San Jos\u00e9 CR 100.001,00 CRC
\n
Integrale
\n
Enel Costa Rica CAM
\n
SA
\n
33,44%
\n
18,92%
\n
Globyte SA 66,54%
\n
PH R\u00edo Volc\u00e1n SA San Jos\u00e9 CR 100.001,00 CRC
\n
Integrale
\n
Enel Costa Rica CAM
\n
SA
\n
34,32%
\n
19,29%
\n
Globyte SA 65,66%
\n
Piebald Hill Energy
\n
Storage Project LLC
\n
Andover US 1,00 USD
\n
Integrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%
\n
Pike Den Solar Project LLC Andover US 1,00 USD
\n
Integrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%
\n
Pilesgrove Solar I LLC Andover US 1,00 USD
\n
Integrale
\n
Brick Road Solar
\n
Holdings LLC
\n
100,00% 100,00%
\n
Pincher Creek LP Alberta CA - CAD
\n
Integrale
\n
Enel Alberta Wind Inc. 51,00%
\n
51,00%
\n
Enel Green Power
\n
Canada Inc.
\n
1,00%
\n
Pine Island Distributed
\n
Solar LLC
\n
Wilmington US - USD
\n
Integrale
\n
Aurora Distributed
\n
Solar LLC
\n
100,00% 74,13%
\n
Point Rider Solar Project
\n
LLC
\n
Andover US - USD
\n
Integrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%
\n
Pomerado Energy Storage
\n
LLC
\n
Wilmington US 1,00 USD
\n
Integrale
\n
Enel Energy Storage
\n
Holdings LLC (ex
\n
EGP Energy Storage
\n
Holdings LLC)
\n
100,00% 100,00%
\n
Potoc Power Park Srl Bucarest RO 2.000,00 RON
\n
Discontinued
\n
operation
\n
Enel Green Power
\n
Romania Srl
\n
100,00% 100,00%
\n

\n\n

\n\n

\n\n
Denominazione societ\u00e0 Sede legale Nazione Capitale sociale Valuta
\n
Settore di
\n
attivit\u00e0
\n
Metodo di
\n
consolidamento Detenuta da
\n
%
\n
possesso
\n
azioni
\n
ordinarie
\n
%
\n
possesso
\n
Gruppo
\n
PowerCrop Macchiareddu
\n
Srl
\n
Bologna IT 100.000,00 EUR
\n
Equity
\n
PowerCrop SpA (ex
\n
PowerCrop Srl)
\n
100,00% 50,00%
\n
PowerCrop Russi Srl Bologna IT 100.000,00 EUR
\n
Equity
\n
PowerCrop SpA (ex
\n
PowerCrop Srl)
\n
100,00% 50,00%
\n
PowerCrop SpA (ex
\n
PowerCrop Srl)
\n
Bologna IT 4.000.000,00 EUR
\n
Equity
\n
Enel Green Power
\n
Italia Srl
\n
50,00% 50,00%
\n
Prairie Rose Transmission
\n
LLC
\n
Minneapolis US - USD
\n
Equity Prairie Rose Wind LLC 100,00% 10,00%
\n
Prairie Rose Wind LLC Albany US - USD
\n
Equity
\n
EGPNA REP Wind
\n
Holdings LLC
\n
100,00% 10,00%
\n
Primavera Energia SA Niter\u00f3i BR 36.965.444,64 BRL
\n
Integrale Enel Brasil SA 100,00% 82,27%
\n
Productive Solar Systems
\n
SLU
\n
Andorra ES 3.000,00 EUR
\n
Integrale
\n
Enel Green Power
\n
Espa\u00f1a SLU
\n
100,00% 70,12%
\n
Productora de Energ\u00edas
\n
SA
\n
Barcellona ES 60.101,22 EUR
\n
Equity
\n
Enel Green Power
\n
Espa\u00f1a SLU
\n
30,00% 21,04%
\n
Productora El\u00e9ctrica
\n
Urgellenca SA
\n
L\u00e9rida ES 8.400.000,00 EUR
\n
- Endesa SA 8,43% 5,91%
\n
Progreso Solar 20 MW SA Panama City PA 10.000,00 USD
\n
Integrale Enel Panam\u00e1 CAM Srl 100,00% 47,19%
\n
Promociones Energ\u00e9ticas
\n
del Bierzo SLU
\n
Madrid ES 12.020,00 EUR
\n
Integrale
\n
Enel Green Power
\n
Espa\u00f1a SLU
\n
100,00% 70,12%
\n
Promotores Mud\u00e9jar 400
\n
kV SL
\n
Saragozza ES 3.000,00 EUR
\n
Equity
\n
Enel Green Power
\n
Espa\u00f1a SLU
\n
24,75%
\n
26,08%
\n
Renovables La Pedrera
\n
SLU
\n
6,75%
\n
Renovables Mediavilla
\n
SLU
\n
5,69%
\n
Proveedora de
\n
Electricidad de Occidente
\n
S de RL de Cv
\n
Citt\u00e0 del Messico MX 89.708.835,00 MXN
\n
Integrale
\n
Enel Green Power
\n
M\u00e9xico S de RL de Cv
\n
99,99% 99,99%
\n
Prowind Windfarm
\n
Bogdanesti Srl
\n
Bucarest RO 118.460.800,00 RON
\n
Discontinued
\n
operation
\n
Enel Green Power
\n
Romania Srl
\n
100,00% 100,00%
\n
Prowind Windfarm
\n
Deleni Srl
\n
Bucarest RO 202.009.300,00 RON
\n
Discontinued
\n
operation
\n
Enel Green Power
\n
Romania Srl
\n
100,00% 100,00%
\n
Prowind Windfarm
\n
Ivesti Srl
\n
Bucarest RO 720.455.300,00 RON
\n
Discontinued
\n
operation
\n
Enel Green Power
\n
Romania Srl
\n
100,00% 100,00%
\n
Prowind Windfarm
\n
Viisoara Srl
\n
Bucarest RO 142.540.400,00 RON
\n
Discontinued
\n
operation
\n
Enel Green Power
\n
Romania Srl
\n
100,00% 100,00%
\n
Proyectos Universitarios
\n
de Energ\u00edas Renovables
\n
SL
\n
Alicante ES 27.000,00 EUR
\n
Equity
\n
Enel Green Power
\n
Espa\u00f1a SLU
\n
33,33% 23,37%
\n
Proyectos y Soluciones
\n
Renovables SAC
\n
San Miguel PE 1.000,00 PEN
\n
Integrale
\n
Enel Green Power
\n
Partecipazioni Speciali
\n
Srl
\n
99,90%
\n
99,98%
\n
Energ\u00eda y Servicios
\n
South America SpA
\n
0,10%
\n
PSG Energy Private
\n
Limited
\n
Hyderabad IN 100.000,00 INR
\n
Integrale
\n
Enel Green Power India
\n
Private Limited
\n
100,00% 100,00%
\n
PT Enel Green Power
\n
Optima Way Ratai
\n
Jakarta ID 10.002.740,00 USD
\n
Integrale Enel Green Power SpA 90,00% 90,00%
\n
Puerto Santa Mar\u00eda
\n
Energ\u00eda I SLU
\n
Madrid ES 3.000,00 EUR
\n
Integrale
\n
Enel Green Power
\n
Espa\u00f1a SLU
\n
100,00% 70,12%
\n

\n\n

\n\n

\n\n
Denominazione societ\u00e0 Sede legale Nazione Capitale sociale Valuta
\n
Settore di
\n
attivit\u00e0
\n
Metodo di
\n
consolidamento Detenuta da
\n
%
\n
possesso
\n
azioni
\n
ordinarie
\n
%
\n
possesso
\n
Gruppo
\n
Puerto Santa Mar\u00eda
\n
Energ\u00eda II SLU
\n
Madrid ES 3.000,00 EUR
\n
Integrale
\n
Enel Green Power
\n
Espa\u00f1a SLU
\n
100,00% 70,12%
\n
Pulida Energy (RF) (Pty) Ltd Johannesburg ZA 10.000.000,00 ZAR
\n
Integrale
\n
Enel Green Power
\n
South Africa (Pty) Ltd
\n
52,70% 52,70%
\n
Pumpkin Vine Wind
\n
Project LLC
\n
Andover US - USD
\n
Integrale Tradewind Energy Inc. 100,00% 100,00%
\n
Quatiara Energia SA Niter\u00f3i BR 13.766.118,96 BRL
\n
Integrale Enel Brasil SA 100,00% 82,27%
\n
Queens Energy Storage
\n
LLC
\n
Andover US - USD
\n
Integrale
\n
Enel Energy Storage
\n
Holdings LLC (ex
\n
EGP Energy Storage
\n
Holdings LLC)
\n
100,00% 100,00%
\n
Raleigh Solar I LLC Andover US 1,00 USD
\n
Integrale
\n
Brick Road Solar
\n
Holdings LLC
\n
100,00% 100,00%
\n
Ranchland Solar Project
\n
LLC
\n
Andover US 1,00 USD
\n
Integrale Tradewind Energy Inc. 100,00% 100,00%
\n
Ranchland Wind Holdings
\n
LLC
\n
Andover US - USD
\n
Integrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%
\n
Ranchland Wind Project
\n
II LLC
\n
Andover US 1,00 USD
\n
Integrale
\n
AzureRanchII Wind
\n
Holdings LLC
\n
100,00% 100,00%
\n
Ranchland Wind Project
\n
LLC
\n
Andover US - USD
\n
Integrale
\n
Rockhaven Ranchland
\n
Holdings LLC
\n
100,00% 100,00%
\n
Ranchland Wind Storage
\n
LLC
\n
Andover US - USD
\n
Integrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%
\n
Rattlesnake Creek
\n
Holdings LLC
\n
Delaware US 1,00 USD
\n
Integrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%
\n
Rausch Creek Wind
\n
Project LLC
\n
Andover US 1,00 USD
\n
Integrale Tradewind Energy Inc. 100,00% 100,00%
\n
RC Wind Srl Milano IT 10.000,00 EUR
\n
-
\n
Enel Green Power
\n
Italia Srl
\n
0,50% 0,50%
\n
RE Arroyo LLC Andover US 1,00 USD
\n
Integrale Tradewind Energy Inc. 100,00% 100,00%
\n
Reaktortest SRO Trnava SK 66.389,00 EUR
\n
-
\n
Slovensk\u00e9 elektr\u00e1rne
\n
AS
\n
49,00% 16,17%
\n
Rebuilding Agente
\n
Rehabilitador SL
\n
Madrid ES 250.000,00 EUR
\n
Equity Endesa X Servicios SLU 50,00% 35,06%
\n
Red Cardinal Solar Project
\n
LLC
\n
Andover US 1,00 USD
\n
Integrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%
\n
Red Centroamericana de
\n
Telecomunicaciones SA
\n
Panama City PA 2.700.000,00 USD
\n
- Enel SpA 11,11% 11,11%
\n
Red Dirt Wind Holdings
\n
I LLC
\n
Dover US 100,00 USD
\n
Integrale
\n
Enel Green Power
\n
North America Inc.
\n
100,00% 100,00%
\n
Red Dirt Wind Holdings
\n
LLC
\n
Wilmington US - USD
\n
Integrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%
\n
Red Dirt Wind Project LLC Dover US 1,00 USD
\n
Integrale
\n
Red Dirt Wind Holdings
\n
LLC
\n
100,00% 100,00%
\n

\n\n

\n\n

\n\n
Denominazione societ\u00e0 Sede legale Nazione Capitale sociale Valuta
\n
Settore di
\n
attivit\u00e0
\n
Metodo di
\n
consolidamento Detenuta da
\n
%
\n
possesso
\n
azioni
\n
ordinarie
\n
%
\n
possesso
\n
Gruppo
\n
Red Fox Wind Project LLC Wilmington US 1,00 USD Integrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%
\n
Red Stag Energy Storage
\n
Project LLC
\n
Andover US 1,00 USD
\n
Integrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%
\n
Red Top Solar Project LLC Andover US 1,00 USD
\n
Integrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%
\n
Redes y
\n
Telecomunicaciones S de
\n
RL de Cv
\n
San Pedro Sula HN 82.395.000,00 HNL
\n
- Livister Latam SLU 95,00% 18,53%
\n
Regal Rising Solar Project
\n
Limited Partnership
\n
Calgary CA - CAD
\n
Integrale
\n
Enel Alberta Solar Inc. 0,10%
\n
100,00%
\n
Enel Green Power
\n
Canada Inc.
\n
99,90%
\n
Ren Wave Solar Project
\n
LLC
\n
Andover US 1,00 USD
\n
Integrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%
\n
Renovables Andorra SLU Madrid ES 3.000,00 EUR
\n
Integrale
\n
Enel Green Power
\n
Espa\u00f1a SLU
\n
100,00% 70,12%
\n
Renovables Brovales 400
\n
kV SL
\n
Siviglia ES 5.000,00 EUR
\n
Equity
\n
Baylio Solar SLU 6,24%
\n
44,98%
\n
Dehesa de los
\n
Guadalupes Solar SLU
\n
6,24%
\n
Emintegral Cycle SLU 16,99%
\n
Enel Green Power
\n
Espa\u00f1a SLU
\n
22,20%
\n
Furatena Solar 1 SLU 6,24%
\n
Seguidores Solares
\n
Planta 2 SLU
\n
6,24%
\n
Renovables de Guatemala
\n
SA
\n
Citt\u00e0 del
\n
Guatemala
\n
GT 1.924.465.600,00 GTQ
\n
Integrale
\n
Enel Colombia SA ESP 100,00%
\n
47, 18%
\n
Enel Guatemala SA 0,00%
\n
Renovables La Pedrera
\n
SLU
\n
Saragozza ES 3.000,00 EUR
\n
Integrale
\n
Enel Green Power
\n
Espa\u00f1a SLU
\n
100,00% 70,12%
\n
Renovables Manzanares
\n
400 kV SL
\n
Madrid ES 5.000,00 EUR
\n
Equity
\n
Enel Green Power
\n
Espa\u00f1a SLU
\n
27,86%
\n
30,84%
\n
Stonewood Desarrollos
\n
SLU
\n
16,12%
\n
Renovables Mediavilla SLU Saragozza ES 3.000,00 EUR
\n
Integrale
\n
Enel Green Power
\n
Espa\u00f1a SLU
\n
100,00% 70,12%
\n
Renovables Teruel SLU Madrid ES 3.000,00 EUR
\n
Integrale
\n
Enel Green Power
\n
Espa\u00f1a SLU
\n
100,00% 70,12%
\n
Ribina Renovables 400 SL
\n
Pozuelo de
\n
Alarc\u00f3n
\n
ES 3.000,00 EUR
\n
Equity
\n
Enel Green Power
\n
Espa\u00f1a SLU
\n
39,24% 27,51%
\n
Riverbend Farms Wind
\n
Project LLC
\n
Andover US 1,00 USD
\n
Integrale Tradewind Energy Inc. 100,00% 100,00%
\n
Riverview LP Alberta CA - CAD
\n
Integrale
\n
Enel Alberta Wind Inc. 51,00%
\n
51,00%
\n
Enel Green Power
\n
Canada Inc.
\n
1,00%
\n
Riverview Solar I LLC Andover US 1,00 USD
\n
Integrale
\n
Brick Road Solar
\n
oldings LLC
\n
100,00% 100,00%
\n
Roadrunner Solar Project
\n
LLC
\n
Andover US 100,00 USD
\n
Integrale
\n
Enel Roadrunner Solar
\n
Project Holdings LLC
\n
100,00% 100,00%
\n

\n\n

\n\n

\n\n
Denominazione societ\u00e0 Sede legale Nazione Capitale sociale Valuta
\n
Settore di
\n
attivit\u00e0
\n
Metodo di
\n
consolidamento Detenuta da
\n
%
\n
possesso
\n
azioni
\n
ordinarie
\n
%
\n
possesso
\n
Gruppo
\n
Roadrunner Storage LLC Andover US - USD Integrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%
\n
Rochelle Solar LLC Coral Springs US 1,00 USD
\n
Integrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%
\n
Rock Creek Wind
\n
Holdings I LLC
\n
Dover US 100,00 USD
\n
Integrale
\n
Enel Green Power
\n
North America Inc.
\n
100,00% 100,00%
\n
Rock Creek Wind
\n
Holdings II LLC
\n
Dover US 100,00 USD
\n
Integrale
\n
Rock Creek Wind
\n
Holdings LLC
\n
100,00% 100,00%
\n
Rock Creek Wind
\n
Holdings LLC
\n
Wilmington US - USD
\n
Integrale
\n
EGPNA Preferred Wind
\n
Holdings II LLC
\n
100,00% 100,00%
\n
Rock Creek Wind Project
\n
LLC
\n
Clayton US 1,00 USD
\n
Integrale
\n
Rock Creek Wind
\n
Holdings LLC
\n
100,00% 100,00%
\n
Rock Prairie Wind Project
\n
LLC
\n
Andover US 1,00 USD
\n
Integrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%
\n
Rockhaven Ranchland
\n
Holdings LLC
\n
Andover US 1,00 USD
\n
Integrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%
\n
Rockhaven Wind Project
\n
LLC
\n
Andover US 1,00 USD
\n
Integrale
\n
Rockhaven Ranchland
\n
Holdings LLC
\n
100,00% 100,00%
\n
Rocky Caney Holdings
\n
LLC
\n
Oklahoma City US 1,00 USD
\n
Equity Enel Kansas LLC 10,00% 10,00%
\n
Rocky Caney Wind LLC Albany US - USD
\n
Equity
\n
Rocky Caney Holdings
\n
LLC
\n
100,00% 10,00%
\n
Rocky Ridge Wind Project
\n
LLC
\n
Oklahoma City US - USD
\n
Equity Rocky Caney Wind LLC 100,00% 10,00%
\n
Rodnikovskaya WPS Mosca RU 6.010.000,00 RUB
\n
Integrale
\n
Enel Green Power
\n
Rus Limited Liability
\n
Company
\n
100,00% 100,00%
\n
Roha Renewables India
\n
Private Limited
\n
Gurugram IN 100.000,00 INR
\n
Integrale
\n
Enel Green Power India
\n
Private Limited
\n
100,00% 100,00%
\n
Rolling Farms Wind
\n
Project LLC
\n
Andover US 1,00 USD
\n
Integrale Tradewind Energy Inc. 100,00% 100,00%
\n
Rosy Range Solar Project
\n
LLC
\n
Andover US 1,00 USD
\n
Integrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%
\n
Rusenergosbyt LLC Mosca RU 18.000.000,00 RUB
\n
Equity Enel SpA 49,50% 49,50%
\n
Rusenergosbyt Siberia
\n
LLC
\n
Krasnoyarsk City RU 4.600.000,00 RUB
\n
Equity Rusenergosbyt LLC 50,00% 24,75%
\n
Ruthton Ridge LLC Minneapolis US - USD
\n
Integrale
\n
Chi Minnesota Wind
\n
LLC
\n
51,00% 51,00%
\n
S4ma Developments
\n
Sp\u00f3\u0142ka Z Ograniczon\u0105
\n
Odpowiedzialno\u015bci\u0105
\n
Wroc\u0142aw PL 5.000,00 PLN
\n
Integrale Enel Green Power SpA 100,00% 100,00%
\n
Saburoy SA Montevideo UY 100.000,00 UYU
\n
- IFX Networks LLC 100,00% 19,50%
\n
Sacme SA Buenos Aires AR 12.000,00 ARS
\n
Equity
\n
Empresa Distribuidora
\n
Sur SA - Edesur
\n
50,00% 29,66%
\n
Saddle House Solar
\n
Project LLC
\n
Andover US - USD
\n
Integrale Tradewind Energy Inc. 100,00% 100,00%
\n
Salt Springs Wind Project
\n
LLC
\n
Andover US - USD
\n
Integrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%
\n
Salto de San Rafael SL Siviglia ES 462.185,98 EUR
\n
Equity
\n
Enel Green Power
\n
Espa\u00f1a SLU
\n
50,00% 35,06%
\n

\n\n

\n\n

\n\n
Denominazione societ\u00e0 Sede legale Nazione Capitale sociale Valuta
\n
Settore di
\n
attivit\u00e0
\n
Metodo di
\n
consolidamento Detenuta da
\n
%
\n
possesso
\n
azioni
\n
ordinarie
\n
%
\n
possesso
\n
Gruppo
\n
San Francisco de Borja SA Saragozza ES 60.000,00 EUR Integrale
\n
Enel Green Power
\n
Espa\u00f1a SLU
\n
66,67% 46,75%
\n
San Juan Mesa Wind
\n
Project II LLC
\n
Wilmington US - USD
\n
Integrale
\n
Padoma Wind Power
\n
LLC
\n
100,00% 100,00%
\n
Sanosari Energy Private
\n
Limited
\n
Gurugram IN 100.000,00 INR
\n
Integrale
\n
Enel Green Power India
\n
Private Limited
\n
100,00% 100,00%
\n
Santo Rostro
\n
Cogeneraci\u00f3n SA in
\n
liquidazione
\n
Siviglia ES 207.340,00 EUR
\n
Equity
\n
Enel Green Power
\n
Espa\u00f1a SLU
\n
45,00% 31,55%
\n
Sardhy Green Hydrogen
\n
Srl
\n
Sarroch IT 10.000,00 EUR
\n
Equity
\n
Enel Green Power
\n
Italia Srl
\n
50,00% 50,00%
\n
Saugus River Energy
\n
Storage LLC
\n
Dover US 100,00 USD
\n
Integrale
\n
Enel Energy Storage
\n
Holdings LLC (ex
\n
EGP Energy Storage
\n
Holdings LLC)
\n
100,00% 100,00%
\n
Savanna Power Solar
\n
10 SLU
\n
Madrid ES 3.000,00 EUR
\n
Integrale
\n
Enel Green Power
\n
Espa\u00f1a SLU
\n
100,00% 70,12%
\n
Savanna Power Solar
\n
12 SLU
\n
Madrid ES 3.000,00 EUR
\n
Integrale
\n
Enel Green Power
\n
Espa\u00f1a SLU
\n
100,00% 70,12%
\n
Savanna Power Solar
\n
13 SLU
\n
Siviglia ES 3.000,00 EUR
\n
Integrale
\n
Enel Green Power
\n
Espa\u00f1a SLU
\n
100,00% 70,12%
\n
Savanna Power Solar
\n
4 SLU
\n
Madrid ES 3.000,00 EUR
\n
Integrale
\n
Enel Green Power
\n
Espa\u00f1a SLU
\n
100,00% 70,12%
\n
Savanna Power Solar
\n
5 SLU
\n
Madrid ES 3.000,00 EUR
\n
Integrale
\n
Enel Green Power
\n
Espa\u00f1a SLU
\n
100,00% 70,12%
\n
Savanna Power Solar
\n
6 SLU
\n
Madrid ES 3.000,00 EUR
\n
Integrale
\n
Enel Green Power
\n
Espa\u00f1a SLU
\n
100,00% 70,12%
\n
Savanna Power Solar
\n
9 SLU
\n
Madrid ES 3.000,00 EUR
\n
Integrale
\n
Enel Green Power
\n
Espa\u00f1a SLU
\n
100,00% 70,12%
\n
Se Slu\u017eby In\u017einierskych
\n
Stavieb SRO
\n
Kaln\u00e1 Nad
\n
Hronom
\n
SK 200.000,00 EUR
\n
Equity
\n
Slovensk\u00e9 elektr\u00e1rne
\n
AS
\n
100,00% 33,00%
\n
Seccionadora Almod\u00f3var
\n
Renovables SL
\n
Malaga ES 5.000,00 EUR
\n
Equity
\n
Enel Green Power
\n
Espa\u00f1a SLU
\n
37,50% 26,29%
\n
Seguidores Solares Planta
\n
2 SLU
\n
Madrid ES 3.010,00 EUR
\n
Integrale
\n
Enel Green Power
\n
Espa\u00f1a SLU
\n
100,00% 70,12%
\n
Servizio Elettrico
\n
Nazionale SpA
\n
Roma IT 10.000.000,00 EUR
\n
Integrale Enel Italia SpA 100,00% 100,00%
\n
Set Carmona 400 kV
\n
Renovables SL
\n
Siviglia ES 10.000,00 EUR
\n
Equity
\n
Enel Green Power
\n
Espa\u00f1a SLU
\n
16,00% 11,22%
\n
Setyl Srl Bergamo IT 100.000,00 EUR
\n
Equity Enel X Italia Srl 27,50% 27,50%
\n
Seven Cowboy PPA LLC Andover US 1,00 USD
\n
Integrale
\n
EGP North America
\n
PPA LLC
\n
100,00% 100,00%
\n
Seven Cowboy Wind
\n
Project Holdings LLC
\n
Andover US 1,00 USD
\n
Integrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%
\n
Seven Cowboy Wind
\n
Project II LLC
\n
Andover US 1,00 USD
\n
Integrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%
\n
Seven Cowboy Wind
\n
Project LLC
\n
Andover US 1,00 USD
\n
Integrale
\n
Seven Cowboy Wind
\n
Project Holdings LLC
\n
100,00% 100,00%
\n
Seven Cowboys Solar
\n
Project LLC
\n
Andover US - USD
\n
Integrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%
\n

\n\n

\n\n

\n\n
Denominazione societ\u00e0 Sede legale Nazione Capitale sociale Valuta
\n
Settore di
\n
attivit\u00e0
\n
Metodo di
\n
consolidamento Detenuta da
\n
%
\n
possesso
\n
azioni
\n
ordinarie
\n
%
\n
possesso
\n
Gruppo
\n
Shark Power REN 10 SLU Madrid ES 3.000,00 EUR Integrale Shark Power SLU 100,00% 70,12%
\n
Shark Power REN 4 SLU Madrid ES 3.000,00 EUR
\n
Integrale Shark Power SLU 100,00% 70,12%
\n
Shark Power REN 5 SLU Madrid ES 3.000,00 EUR
\n
Integrale Shark Power SLU 100,00% 70,12%
\n
Shark Power REN 6 SLU Madrid ES 3.000,00 EUR
\n
Integrale Shark Power SLU 100,00% 70,12%
\n
Shark Power REN 7 SLU Madrid ES 3.000,00 EUR
\n
Integrale Shark Power SLU 100,00% 70,12%
\n
Shark Power REN 8 SLU Madrid ES 3.000,00 EUR
\n
Integrale Shark Power SLU 100,00% 70,12%
\n
Shark Power REN 9 SLU Madrid ES 3.000,00 EUR
\n
Integrale Shark Power SLU 100,00% 70,12%
\n
Shark Power SLU Siviglia ES 143.000,00 EUR
\n
Integrale
\n
Enel Green Power
\n
Espa\u00f1a SLU
\n
100,00% 70,12%
\n
Shepherd Pass Wind
\n
Project LLC
\n
Andover US 1,00 USD
\n
Integrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%
\n
Shiawassee Wind Project
\n
LLC
\n
Wilmington US 1,00 USD
\n
Integrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%
\n
Shield Energy Storage
\n
Project LLC
\n
Wilmington US - USD
\n
Integrale
\n
Enel Energy Storage
\n
Holdings LLC (ex
\n
EGP Energy Storage
\n
Holdings LLC)
\n
100,00% 100,00%
\n
Shikhar Surya (One)
\n
Private Limited
\n
Gurugram IN 340.100.000,00 INR
\n
Integrale
\n
Enel Green Power India
\n
Private Limited
\n
100,00% 100,00%
\n
SIET - Societ\u00e0
\n
Informazioni Esperienze
\n
Termoidrauliche SpA
\n
Piacenza IT 697.820,00 EUR
\n
Equity
\n
Enel Innovation Hubs
\n
Srl
\n
41,55% 41,55%
\n
Silt Solar I LLC Andover US 1,00 USD
\n
Integrale
\n
Brick Road Solar
\n
Holdings LLC
\n
100,00% 100,00%
\n
Silver Dollar Solar Project
\n
LLC
\n
Andover US 1,00 USD
\n
Integrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%
\n
Silverware Solar Project
\n
LLC
\n
Andover US 1,00 USD
\n
Integrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%
\n
Sinergia GP6 Srl Roma IT 10.000,00 EUR
\n
Integrale
\n
Enel Green Power
\n
Italia Srl
\n
100,00% 100,00%
\n
Sinergia GP7 Srl Roma IT 10.000,00 EUR
\n
Integrale
\n
Enel Green Power
\n
Italia Srl
\n
100,00% 100,00%
\n
Sistema El\u00e9ctrico de
\n
Conexi\u00f3n Valcaire SL
\n
Madrid ES 175.200,00 EUR
\n
Equity
\n
Enel Green Power
\n
Espa\u00f1a SLU
\n
28,13% 19,72%
\n
Sistemas Energ\u00e9ticos
\n
Ma\u00f1\u00f3n Ortigueira SA
\n
La Coru\u00f1a ES 2.007.750,00 EUR
\n
Integrale
\n
Enel Green Power
\n
Espa\u00f1a SLU
\n
96,00% 67,31%
\n
Skyview Solar Project LLC Andover US 1,00 USD
\n
Integrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%
\n
Skyview Wind Project LLC Andover US 1,00 USD
\n
Integrale Tradewind Energy Inc. 100,00% 100,00%
\n
SL Energy SAC Lima PE 1.000,00 PEN
\n
Integrale
\n
Enel Green Power
\n
Per\u00fa SAC
\n
99,90%
\n
82,27%
\n
Enel Per\u00fa SAC 0,10%
\n

\n\n

\n\n

\n\n
Denominazione societ\u00e0 Sede legale Nazione Capitale sociale Valuta
\n
Settore di
\n
attivit\u00e0
\n
Metodo di
\n
consolidamento Detenuta da
\n
%
\n
possesso
\n
azioni
\n
ordinarie
\n
%
\n
possesso
\n
Gruppo
\n
Sleep Hollow Solar I LLC Andover US 1,00 USD Integrale
\n
Brick Road Solar
\n
Holdings LLC
\n
100,00% 100,00%
\n
Slovak Power Holding BV Amsterdam NL 25.010.000,00 EUR
\n
Equity Enel Produzione SpA 50,00% 50,00%
\n
Slovensk\u00e9 elektr\u00e1rne -
\n
Energetick\u00e9 Slu\u017eby SRO
\n
Bratislava SK 4.505.000,00 EUR
\n
Equity
\n
Slovensk\u00e9 elektr\u00e1rne
\n
AS
\n
100,00% 33,00%
\n
Slovensk\u00e9 elektr\u00e1rne AS Bratislava SK 1.269.295.724,66 EUR
\n
Equity
\n
Slovak Power Holding
\n
BV
\n
66,00% 33,00%
\n
Slovensk\u00e9 elektr\u00e1rne
\n
\u010cesk\u00e1 Republika SRO
\n
Moravsk\u00e1 Ostrava CZ 295.819,00 CZK
\n
Equity
\n
Slovensk\u00e9 elektr\u00e1rne
\n
AS
\n
100,00% 33,00%
\n
Smoky Hill Holdings II LLC Wilmington US - USD
\n
Integrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%
\n
Smoky Hills Wind Farm
\n
LLC
\n
Topeka US - USD
\n
Integrale
\n
EGPNA Project HoldCo
\n
1 LLC
\n
100,00% 100,00%
\n
Smoky Hills Wind Project
\n
II LLC
\n
Lenexa US - USD
\n
Integrale
\n
EGPNA Project HoldCo
\n
1 LLC
\n
100,00% 100,00%
\n
Snowy Knoll Wind Project
\n
LLC
\n
Andover US 1,00 USD
\n
Integrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%
\n
Snyder Wind Farm LLC Hermleigh US - USD
\n
Integrale Texkan Wind LLC 100,00% 100,00%
\n
Socibe Energia SA Niter\u00f3i BR 12.969.032,25 BRL
\n
Integrale Enel Brasil SA 100,00% 82,27%
\n
Sociedad Agr\u00edcola de
\n
Cameros Ltda
\n
Santiago del Cile CL 5.738.046.495,00 CLP
\n
Integrale Enel Chile SA 57,50% 37,33%
\n
Sociedad E\u00f3lica de
\n
Andaluc\u00eda SA
\n
Siviglia ES 4.507.590,78 EUR
\n
Integrale
\n
Enel Green Power
\n
Espa\u00f1a SLU
\n
64,75% 45,40%
\n
Sociedad E\u00f3lica El Puntal
\n
SL
\n
Siviglia ES 1.643.000,00 EUR
\n
Equity
\n
Enel Green Power
\n
Espa\u00f1a SLU
\n
50,00% 35,06%
\n
Sociedad E\u00f3lica Los
\n
Lances SA
\n
Siviglia ES 2.404.048,42 EUR
\n
Integrale
\n
Enel Green Power
\n
Espa\u00f1a SLU
\n
60,00% 42,07%
\n
Sociedad para el
\n
Desarrollo de Sierra
\n
Morena Cordobesa SA
\n
Cordoba ES 86.063,20 EUR
\n
-
\n
Endesa Generaci\u00f3n
\n
SAU
\n
1,82% 1,27%
\n
Sociedad Portuaria
\n
Central Cartagena SA
\n
Bogot\u00e0 CO 89.714.600,00 COP
\n
Integrale
\n
Enel Colombia SA ESP 94,94%
\n
47, 17%
\n
Enel X Colombia SAS
\n
ESP
\n
5,05%
\n
Societ\u00e0 Elettrica Trigno Srl Trivento IT 100.000,00 EUR
\n
Integrale
\n
Enel Green Power
\n
Italia Srl
\n
100,00% 100,00%
\n
Soetwater Wind Farm (RF)
\n
(Pty) Ltd
\n
Johannesburg ZA 1.000,00 ZAR
\n
Equity
\n
Enel Green Power RSA
\n
2 (RF) (Pty) Ltd
\n
55,00% 27,50%
\n
Solana Renovables SL Madrid ES 5.000,00 EUR
\n
Equity
\n
Enel Green Power
\n
Espa\u00f1a SLU
\n
49,84% 34,95%
\n
Solas Electricity Srl Bucarest RO 17.740.000,00 RON
\n
Discontinued
\n
operation
\n
Enel Green Power
\n
Romania Srl
\n
100,00% 100,00%
\n
Soliloquoy Ridge LLC Minneapolis US - USD
\n
Integrale
\n
Chi Minnesota Wind
\n
LLC
\n
51,00% 51,00%
\n
Sona Enerj\u00ed \u00dcret\u00edm
\n
Anon\u00edm \u015e\u00edrket\u00ed
\n
Istanbul TR 50.000,00 TRY
\n
Integrale
\n
Enel Green Power
\n
Turkey Enerj\u00ed Yatirimlari
\n
Anon\u00edm \u015e\u00edrket\u00ed
\n
100,00% 100,00%
\n
Sonak Solar Project LLC Andover US - USD
\n
Integrale Tradewind Energy Inc. 100,00% 100,00%
\n

\n\n

\n\n

\n\n
Denominazione societ\u00e0 Sede legale Nazione Capitale sociale Valuta
\n
Settore di
\n
attivit\u00e0
\n
Metodo di
\n
consolidamento Detenuta da
\n
%
\n
possesso
\n
azioni
\n
ordinarie
\n
%
\n
possesso
\n
Gruppo
\n
Sotavento Galicia SA
\n
Santiago de
\n
Compostela
\n
ES 601.000,00 EUR Equity
\n
Enel Green Power
\n
Espa\u00f1a SLU
\n
36,00% 25,24%
\n
South Italy Green
\n
Hydrogen Srl
\n
Roma IT 10.000,00 EUR
\n
Equity
\n
Enel Green Power
\n
Italia Srl
\n
50,00% 50,00%
\n
South Rock Wind Project
\n
LLC
\n
Andover US 1,00 USD
\n
Integrale Tradewind Energy Inc. 100,00% 100,00%
\n
South Wind Energy Srl Bucarest RO 2.000,00 RON
\n
Discontinued
\n
operation
\n
Enel Green Power
\n
Romania Srl
\n
100,00% 100,00%
\n
Southwest Transmission
\n
LLC
\n
Cedar Bluff US - USD
\n
Integrale
\n
Chi Minnesota Wind
\n
LLC
\n
100,00% 100,00%
\n
Southwestern Rays Solar
\n
Project LLC
\n
Andover US 1,00 USD
\n
Integrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%
\n
Spartan Hills LLC Minneapolis US - USD
\n
Integrale
\n
Chi Minnesota Wind
\n
LLC
\n
51,00% 51,00%
\n
Spinazzola SPV Srl Roma IT 10.000,00 EUR
\n
Integrale
\n
Enel Green Power
\n
Italia Srl
\n
100,00% 100,00%
\n
Spring Wheat Solar
\n
Project LLC
\n
Andover US 1,00 USD
\n
Integrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%
\n
Square Dance Solar
\n
Project LLC
\n
Andover US 1,00 USD
\n
Integrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%
\n
Sreeja Infrastructure
\n
Private Limited
\n
Hyderabad IN 100.000,00 INR
\n
Integrale
\n
Enel Green Power India
\n
Private Limited
\n
100,00% 100,00%
\n
Stable Brook Storage
\n
Project Limited
\n
Partnership
\n
Calgary CA - CAD
\n
Integrale
\n
Enel Alberta Storage
\n
Inc.
\n
0,10%
\n
100,00%
\n
Enel Green Power
\n
Canada Inc.
\n
99,90%
\n
Stampede Solar Holdings
\n
LLC
\n
Andover US 1,00 USD
\n
Integrale
\n
Enel Green Power
\n
Stampede Solar
\n
Holdings LLC
\n
100,00% 100,00%
\n
Stampede Solar Project
\n
LLC
\n
Andover US - USD
\n
Integrale
\n
Enel Kansas
\n
Development Holdings
\n
LLC
\n
100,00% 100,00%
\n
Star Catcher Solar Project
\n
LLC
\n
Andover US 1,00 USD
\n
Integrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%
\n
Star Energy Single
\n
Member P.C.
\n
Maroussi GR 28.010,00 EUR
\n
Discontinued
\n
operation
\n
Enel Green Power
\n
Hellas SA
\n
100,00% 100,00%
\n
Station Tales Solar Limited
\n
Partnership
\n
Calgary CA 100,00 CAD
\n
Integrale
\n
Enel Alberta Solar Inc. 0,10%
\n
100,00%
\n
Enel Green Power
\n
Canada Inc.
\n
99,90%
\n
Sterling and Wilson Enel X
\n
e-Mobility Private Limited
\n
Mumbai IN 90.000.000,00 INR
\n
Equity Enel X Way Srl 50,00% 50,00%
\n
Stillman Valley Solar LLC Wilmington US - USD
\n
Integrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%
\n
Stillwater Woods Hill
\n
Holdings LLC
\n
Wilmington US 1,00 USD
\n
Integrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%
\n
Stipa Naya\u00e1 SA de Cv Citt\u00e0 del Messico MX 1.811.016.348,00 MXN
\n
Integrale
\n
Enel Green Power
\n
M\u00e9xico S de RL de Cv
\n
55,21%
\n
95,37%
\n
Enel Green Power
\n
Partecipazioni Speciali
\n
Srl
\n
40,16%
\n
Stockyard Solar Project
\n
LLC
\n
Andover US - USD
\n
Integrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%
\n

\n\n

\n\n

\n\n
Denominazione societ\u00e0 Sede legale Nazione Capitale sociale Valuta
\n
Settore di
\n
attivit\u00e0
\n
Metodo di
\n
consolidamento Detenuta da
\n
%
\n
possesso
\n
azioni
\n
ordinarie
\n
%
\n
possesso
\n
Gruppo
\n
Stonewood Desarrollos
\n
SLU
\n
Madrid ES 4.053.000,00 EUR
\n
Integrale
\n
Enel Green Power
\n
Espa\u00f1a SLU
\n
100,00% 70,12%
\n
Storey Plains Wind Project
\n
LLC
\n
Andover US 1,00 USD
\n
Integrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%
\n
Stormy Hills Wind Project
\n
LLC
\n
Andover US 1,00 USD
\n
Integrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%
\n
Strinestown Solar I LLC Andover US - USD
\n
Integrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%
\n
Suave Energ\u00eda S de RL
\n
de Cv
\n
Citt\u00e0 del Messico MX 1.000,00 MXN
\n
Integrale
\n
Enel Green Power
\n
M\u00e9xico S de RL de Cv
\n
0,10%
\n
100,00%
\n
Enel Rinnovabile SA
\n
de Cv
\n
99,90%
\n
Sublunary Trading (RF)
\n
(Pty) Ltd
\n
Bryanston ZA 13.750.000,00 ZAR
\n
Integrale
\n
Enel Green Power
\n
South Africa (Pty) Ltd
\n
57,00% 57,00%
\n
Sugar Pine Solar Project
\n
LLC
\n
Andover US 1,00 USD
\n
Integrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%
\n
Suggestion Power
\n
Unipessoal Ltda
\n
Pa\u00e7o de Arcos PT 50.000,00 EUR
\n
Integrale
\n
Endesa Generaci\u00f3n
\n
Portugal SA
\n
100,00% 70,12%
\n
Suministradora El\u00e9ctrica
\n
de C\u00e1diz SA
\n
Cadice ES 12.020.240,00 EUR
\n
Equity Endesa Red SAU 33,50% 23,49%
\n
Suministro de Luz y
\n
Fuerza SL
\n
Barcellona ES 2.800.000,00 EUR
\n
Integrale
\n
Hidroel\u00e9ctrica de
\n
Catalunya SLU
\n
60,00% 42,07%
\n
Summit Energy Storage
\n
Inc.
\n
Wilmington US 1.000,00 USD
\n
Integrale
\n
Enel Green Power
\n
North America Inc.
\n
75,00% 75,00%
\n
Sun River LLC Bend US - USD
\n
Integrale
\n
Chi Minnesota Wind
\n
LLC
\n
51,00% 51,00%
\n
Sun4 Koryta Sp\u00f3\u0142ka
\n
Z Ograniczon\u0105
\n
Odpowiedzialno\u015bci\u0105
\n
Wroc\u0142aw PL 5.750,00 PLN
\n
Integrale
\n
S4ma Developments
\n
Sp\u00f3\u0142ka Z Ograniczon\u0105
\n
Odpowiedzialno\u015bci\u0105
\n
80,00% 80,00%
\n
Sun4 Torzym Sp\u00f3\u0142ka
\n
Z Ograniczon\u0105
\n
Odpowiedzialno\u015bci\u0105
\n
Wroc\u0142aw PL 5.750,00 PLN
\n
Integrale
\n
S4ma Developments
\n
Sp\u00f3\u0142ka Z Ograniczon\u0105
\n
Odpowiedzialno\u015bci\u0105
\n
80,00% 80,00%
\n
Sundance Wind Project
\n
LLC
\n
Dover US 100,00 USD
\n
Integrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%
\n
Sunflower Prairie Solar
\n
Project LLC
\n
Andover US - USD
\n
Integrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%
\n
Swather Solar Project LLC Andover US 1,00 USD
\n
Integrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%
\n
Sweet Apple Solar Project
\n
LLC
\n
Andover US 1,00 USD
\n
Integrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%
\n
TAE Technologies Inc. Pauling US 53.207.936,00 USD
\n
-
\n
Enel Produzione SpA 1,12%
\n
1,12%
\n
TAE Technologies Inc. 0,00%
\n
Tasseling Jewel Wind
\n
Project LLC
\n
Andover US 1,00 USD
\n
Integrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%
\n
Tauste Energ\u00eda Distribuida
\n
SL
\n
Saragozza ES 60.508,00 EUR
\n
Integrale
\n
Enel Green Power
\n
Espa\u00f1a SLU
\n
51,00% 35,76%
\n
Tecnatom do Brasil
\n
Enghenaria e Servi\u00e7os
\n
Ltda
\n
Rio de Janeiro BR 1.600.000,00 BRL
\n
Equity Tecnatom SA 90,00% 28,40%
\n
Tecnatom France SAS
\n
Saint Loup de
\n
Varennes
\n
FR 1.888.870,38 EUR
\n
Equity Tecnatom SA 100,00% 31,56%
\n

\n\n

\n\n

\n\n
Denominazione societ\u00e0 Sede legale Nazione Capitale sociale Valuta
\n
Settore di
\n
attivit\u00e0
\n
Metodo di
\n
consolidamento Detenuta da
\n
%
\n
possesso
\n
azioni
\n
ordinarie
\n
%
\n
possesso
\n
Gruppo
\n
Tecnatom M\u00e9xico SA
\n
de Cv
\n
Veracruz MX 6.000.000,00 MXN
\n
Equity
\n
Inspectores y
\n
Consultores Ibercal
\n
SLU
\n
0,17%
\n
31,56%
\n
Tecnatom SA 99,83%
\n
Tecnatom Servicios
\n
T\u00e9cnicos y Consultor\u00eda
\n
SLU
\n
Sebasti\u00e1n de los
\n
Reyes
\n
ES 3.000,00 EUR
\n
Equity Tecnatom SA 100,00% 31,56%
\n
Tecnatom UK Ltd Londra GB 1,00 GBP
\n
Equity Tecnatom SA 100,00% 31,56%
\n
Tecnatom USA
\n
Corporation
\n
Wilmington US 3.000,00 USD
\n
Equity Tecnatom SA 100,00% 31,56%
\n
Tecnatom SA Madrid ES 4.025.700,00 EUR
\n
Equity
\n
Endesa Generaci\u00f3n
\n
SAU
\n
45,00% 31,56%
\n
Tecnoguat SA
\n
Citt\u00e0 del
\n
Guatemala
\n
GT 30.948.000,00 GTQ
\n
Integrale Enel Colombia SA ESP 75,00% 35,38%
\n
Tejo Energia - Produ\u00e7\u00e3o
\n
e Distribui\u00e7\u00e3o de Energia
\n
El\u00e9ctrica SA
\n
Lisbona PT 5.025.000,00 EUR
\n
Equity
\n
Endesa Generaci\u00f3n
\n
SAU
\n
43,75% 30,68%
\n
Tenedora de Energ\u00eda
\n
Renovable Sol y Viento
\n
SAPI de Cv
\n
Citt\u00e0 del Messico MX 2.892.643.576,00 MXN
\n
Equity Enel Green Power SpA 32,89% 32,90%
\n
Tera Renewables India
\n
Private Limited
\n
Gurugram IN 100.000,00 INR
\n
Integrale
\n
Enel Green Power India
\n
Private Limited
\n
100,00% 100,00%
\n
Termica Colleferro SpA Bologna IT 6.100.000,00 EUR
\n
Equity Cogenio Srl 60,00% 12,00%
\n
Termoel\u00e9ctrica Jos\u00e9 de
\n
San Mart\u00edn SA
\n
Buenos Aires AR 7.078.298,00 ARS
\n
-
\n
Central Dock Sud SA 0,42%
\n
4,22%
\n
Enel Generaci\u00f3n
\n
Costanera SA
\n
1,68%
\n
Enel Generaci\u00f3n El
\n
Choc\u00f3n SA
\n
5,60%
\n
Termoel\u00e9ctrica Manuel
\n
Belgrano SA
\n
Buenos Aires AR 7.078.307,00 ARS
\n
-
\n
Central Dock Sud SA 0,47%
\n
4,71%
\n
Enel Generaci\u00f3n
\n
Costanera SA
\n
1,89%
\n
Enel Generaci\u00f3n El
\n
Choc\u00f3n SA
\n
6,23%
\n
Termotec Energ\u00eda AIE in
\n
liquidazione
\n
La Pobla de
\n
Vallbona
\n
ES 481.000,00 EUR
\n
Equity
\n
Enel Green Power
\n
Espa\u00f1a SLU
\n
45,00% 31,55%
\n
Terrer Renovables SL Madrid ES 5.000,00 EUR
\n
Equity
\n
Baylio Solar SLU 11,66%
\n
20,73%
\n
Dehesa de los
\n
Guadalupes Solar SLU
\n
8,83%
\n
Seguidores Solares
\n
Planta 2 SLU
\n
9,08%
\n
Texas Sage Solar Project
\n
LLC
\n
Andover US 1,00 USD
\n
Integrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%
\n
Texkan Wind LLC Andover US - USD
\n
Integrale Enel Texkan Inc. 100,00% 100,00%
\n
Thar Surya 1 Private
\n
Limited
\n
Gurgaon IN 200.000,00 INR
\n
Equity
\n
Avikiran Surya India
\n
Private Limited
\n
100,00% 51,00%
\n
Thunder Ranch Wind
\n
Holdings I LLC
\n
Dover US 100,00 USD
\n
Integrale
\n
Enel Green Power
\n
North America Inc.
\n
100,00% 100,00%
\n
Thunder Ranch Wind
\n
Holdings LLC
\n
Wilmington US - USD
\n
Integrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%
\n
Thunder Ranch Wind
\n
Project LLC
\n
Dover US 1,00 USD
\n
Integrale
\n
Thunder Ranch Wind
\n
Holdings LLC
\n
100,00% 100,00%
\n

\n\n

\n\n

\n\n
Denominazione societ\u00e0 Sede legale Nazione Capitale sociale Valuta
\n
Settore di
\n
attivit\u00e0
\n
Metodo di
\n
consolidamento Detenuta da
\n
%
\n
possesso
\n
azioni
\n
ordinarie
\n
%
\n
possesso
\n
Gruppo
\n
Thunderegg Storage
\n
Project LLC
\n
Andover US 1,00 USD
\n
Integrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%
\n
Thunderegg Wind Project
\n
LLC
\n
Andover US 1,00 USD
\n
Integrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%
\n
Tico Solar 1 SLU Saragozza ES 3.000,00 EUR
\n
Integrale
\n
Enel Green Power
\n
Espa\u00f1a SLU
\n
100,00% 70,12%
\n
Tico Solar 2 SLU Saragozza ES 3.000,00 EUR
\n
Integrale
\n
Enel Green Power
\n
Espa\u00f1a SLU
\n
100,00% 70,12%
\n
Tieton Storage Project
\n
LLC
\n
Andover US 1,00 USD
\n
Integrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%
\n
Tobivox (RF) (Pty) Ltd Johannesburg ZA 10.000.000,00 ZAR
\n
Integrale
\n
Enel Green Power
\n
South Africa (Pty) Ltd
\n
60,00% 60,00%
\n
Toledo PV AIE Madrid ES 26.887,96 EUR
\n
Equity
\n
Enel Green Power
\n
Espa\u00f1a SLU
\n
33,33% 23,37%
\n
Toplet Power Park Srl Bucarest RO 2.000,00 RON
\n
Discontinued
\n
operation
\n
Enel Green Power
\n
Romania Srl
\n
100,00% 100,00%
\n
Topwind Energy Srl Bucarest RO 2.000,00 RON
\n
Discontinued
\n
operation
\n
Enel Green Power
\n
Romania Srl
\n
100,00% 100,00%
\n
Toro Renovables 400
\n
kV SL
\n
Madrid ES 3.000,00 EUR
\n
Equity
\n
FRV Zamora Solar
\n
1 SLU
\n
8,28% 5,81%
\n
Torrepalma Energy 1 SLU Madrid ES 3.100,00 EUR
\n
Integrale
\n
Enel Green Power
\n
Espa\u00f1a SLU
\n
100,00% 70,12%
\n
Tradewind Energy Inc. Wilmington US 1.000,00 USD
\n
Integrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%
\n
Trading Post Solar Project
\n
LLC
\n
Andover US 1,00 USD
\n
Integrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%
\n
Trail Ride Canyon Wind
\n
Project LLC
\n
Andover US 1,00 USD
\n
Integrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%
\n
Transformadora
\n
Almod\u00f3var Renovables SL
\n
Siviglia ES 5.000,00 EUR
\n
Equity
\n
Enel Green Power
\n
Espa\u00f1a SLU
\n
60,53% 42,44%
\n
Transmisora de Energ\u00eda
\n
Renovable SA
\n
Citt\u00e0 del
\n
Guatemala
\n
GT 233.561.800,00 GTQ
\n
Integrale
\n
Enel Colombia SA ESP 100,00%
\n
47, 18%Enel Guatemala SA 0,00%
\n
Generadora
\n
Montecristo SA
\n
0,00%
\n
Transportadora de Energ\u00eda
\n
SA - TESA
\n
Buenos Aires AR 2.584.473.416,00 ARS
\n
Integrale
\n
Enel Argentina SA 0,00%
\n
82,27%Enel Brasil SA 60,15%
\n
Enel CIEN SA 39,85%
\n
Transportes y
\n
Distribuciones El\u00e9ctricas
\n
SA in liquidazione
\n
Girona ES 72.121,45 EUR
\n
Integrale
\n
Edistribuci\u00f3n Redes
\n
Digitales SLU
\n
73,33% 51,42%
\n
Tr\u00e9vago Renovables SL Madrid ES 3.000,00 EUR
\n
Equity
\n
Furatena Solar 1 SLU 17,73%
\n
24,89%
\n
Seguidores Solares
\n
Planta 2 SLU
\n
17,77%
\n
Tsar Nicholas LLC Minneapolis US - USD
\n
Integrale
\n
Chi Minnesota Wind
\n
LLC
\n
51,00% 51,00%
\n

\n\n

\n\n

\n\n
Denominazione societ\u00e0 Sede legale Nazione Capitale sociale Valuta
\n
Settore di
\n
attivit\u00e0
\n
Metodo di
\n
consolidamento Detenuta da
\n
%
\n
possesso
\n
azioni
\n
ordinarie
\n
%
\n
possesso
\n
Gruppo
\n
Tula WPS LLC Tula RU - RUB Integrale
\n
Enel Green Power
\n
Rus Limited Liability
\n
Company
\n
100,00% 100,00%
\n
Tulip Grove Solar Project
\n
LLC
\n
Andover US - USD
\n
Integrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%
\n
Tumbleweed Flat Solar
\n
Project LLC
\n
Andover US 1,00 USD
\n
Integrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%
\n
Tunga Renewable Energy
\n
Private Limited
\n
Gurugram IN 96.300.000,00 INR
\n
Integrale
\n
Avikiran Energy India
\n
Private Limited
\n
100,00% 100,00%
\n
TWE Franklin Solar Project
\n
LLC
\n
Andover US - USD
\n
Integrale Tradewind Energy Inc. 100,00% 100,00%
\n
TWE ROT DA LLC Andover US 1,00 USD
\n
Integrale Tradewind Energy Inc. 100,00% 100,00%
\n
Twin Lake Hills LLC Minneapolis US - USD
\n
Integrale
\n
Chi Minnesota Wind
\n
LLC
\n
51,00% 51,00%
\n
Twin Saranac Holdings
\n
LLC
\n
Wilmington US - USD
\n
Integrale
\n
Enel Green Power
\n
North America Inc.
\n
100,00% 100,00%
\n
Tyme Srl Bergamo IT 100.000,00 EUR
\n
Equity Enel X Italia Srl 50,00% 50,00%
\n
Ufinet Argentina SA Buenos Aires AR 9.745.583,00 ARS
\n
-
\n
Ufinet Latam SLU 99,95%
\n
19,50%
\n
Ufinet Panam\u00e1 SA 0,05%
\n
Ufinet Brasil Participa\u00e7\u00f5es
\n
Ltda
\n
Santo Andr\u00e9 BR 120.784.639,00 BRL
\n
-
\n
Ufinet Guatemala SA 0,00%
\n
19,50%
\n
Ufinet Latam SLU 100,00%
\n
Ufinet Brasil SA Barueri BR 51.766.147,00 BRL
\n
-
\n
Ufinet Brasil
\n
Telecomunica\u00e7\u00e3o Ltda
\n
80,00% 15,60%
\n
Ufinet Brasil
\n
Telecomunica\u00e7\u00e3o Ltda
\n
Santo Andr\u00e9 BR 120.784.638,00 BRL
\n
-
\n
Ufinet Brasil
\n
Participa\u00e7\u00f5es Ltda
\n
100,00% 19,50%
\n
Ufinet Chile SpA Santiago del Cile CL 233.750.000,00 CLP
\n
- Ufinet Latam SLU 100,00% 19,50%
\n
Ufinet Colombia
\n
Participaciones SAS
\n
Bogot\u00e0 CO 10.001.001.000,00 COP
\n
- Ufinet Colombia SA 100,00% 17,55%
\n
Ufinet Colombia SA Bogot\u00e0 CO 1.180.000.000,00 COP
\n
-
\n
Ufinet Guatemala SA 0,00%
\n
17,55%
\n
Ufinet Honduras SA 0,00%
\n
Ufinet Latam SLU 90,00%
\n
Ufinet Panam\u00e1 SA 0,00%
\n
Ufinet Costa Rica SA San Jos\u00e9 CR 25.000,00 USD
\n
- Ufinet Latam SLU 100,00% 19,50%
\n
Ufinet Ecuador Ufiec SA Quito EC 9.865.110,00 USD
\n
-
\n
Ufinet Guatemala SA 0,00%
\n
14,04%
\n
Ufinet Latam SLU 71,97%
\n
Ufinet El Salvador SA
\n
de Cv
\n
San Salvador SV 10.000,00 USD
\n
-
\n
Ufinet Guatemala SA 0,01%
\n
19,50%
\n
Ufinet Latam SLU 99,99%
\n
Ufinet FTTH Guatemala
\n
Ltda
\n
Citt\u00e0 del
\n
Guatemala
\n
GT 7.007.000,00 GTQ
\n
- Ufinet Latam SLU 51,00% 9,94%
\n

\n\n

\n\n

\n\n
Denominazione societ\u00e0 Sede legale Nazione Capitale sociale Valuta
\n
Settore di
\n
attivit\u00e0
\n
Metodo di
\n
consolidamento Detenuta da
\n
%
\n
possesso
\n
azioni
\n
ordinarie
\n
%
\n
possesso
\n
Gruppo
\n
Ufinet Guatemala SA
\n
Citt\u00e0 del
\n
Guatemala
\n
GT 3.000.000,00 GTQ -
\n
Ufinet Latam SLU 99,99%
\n
19,50%
\n
Ufinet Panam\u00e1 SA 0,01%
\n
Ufinet Honduras SA Tegucigalpa HN 194.520,00 HNL
\n
-
\n
Ufinet Latam SLU 99,99%
\n
19,50%
\n
Ufinet Panam\u00e1 SA 0,01%
\n
Ufinet Latam SLU Madrid ES 15.906.312,00 EUR
\n
- Zacapa S\u00e0rl 100,00% 19,50%
\n
Ufinet M\u00e9xico S de RL
\n
de Cv
\n
Citt\u00e0 del Messico MX 7.635.430,00 MXN
\n
-
\n
Ufinet Guatemala SA 1,31%
\n
19,50%
\n
Ufinet Latam SLU 98,69%
\n
Ufinet Nicaragua SA Managua NI 2.800.000,00 NIO
\n
-
\n
Ufinet Guatemala SA 0,50%
\n
19,50%Ufinet Latam SLU 99,00%
\n
Ufinet Panam\u00e1 SA 0,50%
\n
Ufinet Panam\u00e1 SA Panama City PA 1.275.000,00 USD
\n
- Ufinet Latam SLU 100,00% 19,50%
\n
Ufinet Paraguay SA Asunci\u00f3n PY 79.488.240.000,00 PYG
\n
- Ufinet Latam SLU 75,00% 14,63%
\n
Ufinet Per\u00fa SAC Lima PE 2.836.474,00 PEN
\n
-
\n
Ufinet Latam SLU 100,00%
\n
19,50%
\n
Ufinet Panam\u00e1 SA 0,00%
\n
Ufinet US LLC Wilmington US 1.000,00 USD
\n
- Ufinet Latam SLU 100,00% 19,50%
\n
Uni\u00f3n El\u00e9ctrica de
\n
Canarias Generaci\u00f3n SAU
\n
Las Palmas de
\n
Gran Canaria
\n
ES 190.171.520,00 EUR
\n
Integrale
\n
Endesa Generaci\u00f3n
\n
SAU
\n
100,00% 70,12%
\n
Upington Solar (Pty) Ltd Johannesburg ZA 1.000,00 ZAR
\n
Integrale
\n
Enel Green Power
\n
South Africa (Pty) Ltd
\n
100,00% 100,00%
\n
Usina E\u00f3lica Pedra Pintada
\n
A Ltda
\n
Rio de Janeiro BR 653.327,00 BRL
\n
Integrale Enel Brasil SA 100,00% 82,27%
\n
Usina E\u00f3lica Pedra Pintada
\n
B Ltda
\n
Rio de Janeiro BR 748.697,00 BRL
\n
Integrale Enel Brasil SA 100,00% 82,27%
\n
Usina E\u00f3lica Pedra Pintada
\n
C Ltda
\n
Rio de Janeiro BR 805.024,00 BRL
\n
Integrale Enel Brasil SA 100,00% 82,27%
\n
Usina E\u00f3lica Pedra Pintada
\n
D Ltda
\n
Rio de Janeiro BR 653.327,00 BRL
\n
Integrale Enel Brasil SA 100,00% 82,27%
\n
Usina Fotovoltaica Arinos
\n
E 11 Ltda
\n
Rio de Janeiro BR 221.724.006,00 BRL
\n
Integrale Enel Brasil SA 100,00% 82,27%
\n
Usina Fotovoltaica Arinos
\n
E 12 Ltda
\n
Rio de Janeiro BR 221.724.006,00 BRL
\n
Integrale Enel Brasil SA 100,00% 82,27%
\n
Usina Fotovoltaica Arinos
\n
E 13 Ltda
\n
Rio de Janeiro BR 221.724.006,00 BRL
\n
Integrale Enel Brasil SA 100,00% 82,27%
\n
Usina Fotovoltaica Arinos
\n
E 14 Ltda
\n
Rio de Janeiro BR 221.724.006,00 BRL
\n
Integrale Enel Brasil SA 100,00% 82,27%
\n
Usina Fotovoltaica Arinos
\n
E 15 Ltda
\n
Rio de Janeiro BR 221.724.006,00 BRL
\n
Integrale Enel Brasil SA 100,00% 82,27%
\n
Usina Fotovoltaica Arinos
\n
E 16 Ltda
\n
Rio de Janeiro BR 221.724.006,00 BRL
\n
Integrale Enel Brasil SA 100,00% 82,27%
\n

\n\n

\n\n

\n\n
Denominazione societ\u00e0 Sede legale Nazione Capitale sociale Valuta
\n
Settore di
\n
attivit\u00e0
\n
Metodo di
\n
consolidamento Detenuta da
\n
%
\n
possesso
\n
azioni
\n
ordinarie
\n
%
\n
possesso
\n
Gruppo
\n
Usina Fotovoltaica Arinos
\n
E 17 Ltda
\n
Rio de Janeiro BR 221.724.006,00 BRL
\n
Integrale Enel Brasil SA 100,00% 82,27%
\n
Usina Fotovoltaica Arinos
\n
E 21 Ltda
\n
Rio de Janeiro BR 221.724.006,00 BRL
\n
Integrale Enel Brasil SA 100,00% 82,27%
\n
Usina Fotovoltaica Arinos
\n
E 22 Ltda
\n
Rio de Janeiro BR 221.724.006,00 BRL
\n
Integrale Enel Brasil SA 100,00% 82,27%
\n
Usina Fotovoltaica Arinos
\n
E 23 Ltda
\n
Rio de Janeiro BR 221.724.006,00 BRL
\n
Integrale Enel Brasil SA 100,00% 82,27%
\n
Usina Fotovoltaica Arinos
\n
E 24 Ltda
\n
Rio de Janeiro BR 221.724.006,00 BRL
\n
Integrale Enel Brasil SA 100,00% 82,27%
\n
USME ZE SAS Bogot\u00e0 CO 104.872.000,00 COP
\n
AFS Bogot\u00e1 ZE SAS 100,00% 47,18%
\n
Ustav Jadern\u00e9ho V\u00fdzkumu
\n
Rez AS
\n
\u0158e\u017e CZ 524.139.000,00 CZK
\n
-
\n
Slovensk\u00e9 elektr\u00e1rne
\n
AS
\n
27,77% 9,17%
\n
Vayu (Project 1) Private
\n
Limited
\n
Gurugram IN 30.000.000,00 INR
\n
Integrale
\n
Enel Green Power India
\n
Private Limited
\n
100,00% 100,00%
\n
Vekt\u00f6r Enerj\u00ed \u00dcret\u00edm
\n
Anon\u00edm \u015e\u00edrket\u00ed
\n
Istanbul TR 3.500.000,00 TRY
\n
AFS Enel SpA 100,00% 100,00%
\n
Ventos de Santa \u00c2ngela
\n
Energias Renov\u00e1veis SA
\n
Rio de Janeiro BR 7.315.000,00 BRL
\n
Integrale Enel Brasil SA 100,00% 82,27%
\n
Ventos de Santa
\n
Esperan\u00e7a Energias
\n
Renov\u00e1veis SA
\n
Rio de Janeiro BR 4.727.414,00 BRL
\n
Integrale Enel Brasil SA 100,00% 82,27%
\n
Ventos de Santo Orestes
\n
Energias Renov\u00e1veis SA
\n
Rio de Janeiro BR 1.754.031,00 BRL
\n
Integrale Enel Brasil SA 100,00% 82,27%
\n
Ventos de S\u00e3o Cirilo
\n
Energias Renov\u00e1veis SA
\n
Rio de Janeiro BR 2.572.010,00 BRL
\n
Integrale Enel Brasil SA 100,00% 82,27%
\n
Ventos de S\u00e3o M\u00e1rio
\n
Energias Renov\u00e1veis SA
\n
Rio de Janeiro BR 2.492.000,00 BRL
\n
Integrale Enel Brasil SA 100,00% 82,27%
\n
Ventos de S\u00e3o Roque
\n
Energias Renov\u00e1veis SA
\n
Rio de Janeiro BR 10.188.722,00 BRL
\n
Integrale Enel Brasil SA 100,00% 82,27%
\n
Vientos del Altiplano SA
\n
de Cv
\n
Citt\u00e0 del Messico MX 1.455.854.094,00 MXN
\n
Equity
\n
Tenedora de Energ\u00eda
\n
Renovable Sol y Viento
\n
SAPI de Cv
\n
60,80% 20,00%
\n
Villanueva Solar SA de Cv Citt\u00e0 del Messico MX 205.316.027,15 MXN
\n
Equity
\n
Tenedora de Energ\u00eda
\n
Renovable Sol y Viento
\n
SAPI de Cv
\n
60,80% 20,00%
\n
Viruleiros SL
\n
Santiago de
\n
Compostela
\n
ES 160.000,00 EUR
\n
Integrale
\n
Enel Green Power
\n
Espa\u00f1a SLU
\n
67,00% 46,98%
\n
Viva Labs AS Oslo NO 1.047.249,00 NOK
\n
Integrale Enel X International Srl 100,00% 100,00%
\n
Walking Horse Wind
\n
Project LLC
\n
Andover US 1,00 USD
\n
Integrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%
\n
Wapella Bluffs Wind
\n
Project LLC
\n
Andover US 1,00 USD
\n
Integrale Tradewind Energy Inc. 100,00% 100,00%
\n
Waseca Solar LLC Waseca US - USD
\n
Integrale
\n
Aurora Distributed
\n
Solar LLC
\n
100,00% 74,13%
\n
Waypost Solar Project LLC Andover US 1,00 USD
\n
Integrale Tradewind Energy Inc. 100,00% 100,00%
\n
Weber Energy Storage
\n
Project LLC
\n
Wilmington US - USD
\n
Integrale
\n
Enel Energy Storage
\n
Holdings LLC (ex
\n
EGP Energy Storage
\n
Holdings LLC)
\n
100,00% 100,00%
\n
Wespire Inc. Boston US 1.625.000,00 USD
\n
-
\n
Enel X North America
\n
Inc.
\n
11,21% 11,21%
\n

\n\n

\n\n

\n\n
Denominazione societ\u00e0 Sede legale Nazione Capitale sociale Valuta
\n
Settore di
\n
attivit\u00e0
\n
Metodo di
\n
consolidamento Detenuta da
\n
%
\n
possesso
\n
azioni
\n
ordinarie
\n
%
\n
possesso
\n
Gruppo
\n
West Faribault Solar LLC Wilmington US - USD Integrale
\n
Aurora Distributed
\n
Solar LLC
\n
100,00% 74,13%
\n
West Waconia Solar LLC Wilmington US - USD
\n
Integrale
\n
Aurora Distributed
\n
Solar LLC
\n
100,00% 74,13%
\n
Western New York Wind
\n
Corporation
\n
Albany US 300,00 USD
\n
Integrale
\n
Enel Green Power
\n
North America Inc.
\n
100,00% 100,00%
\n
Wharton-El Campo Solar
\n
Project LLC
\n
Andover US 1,00 USD
\n
Integrale Tradewind Energy Inc. 100,00% 100,00%
\n
White Cloud Wind
\n
Holdings LLC
\n
Andover US - USD
\n
Integrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%
\n
White Cloud Wind Project
\n
LLC
\n
Andover US 1,00 USD
\n
Integrale
\n
White Cloud Wind
\n
Holdings LLC
\n
100,00% 100,00%
\n
White Peaks Wind Project
\n
LLC
\n
Andover US 1,00 USD
\n
Integrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%
\n
Whitetail Trails Solar
\n
Project LLC
\n
Andover US - USD
\n
Integrale Tradewind Energy Inc. 100,00% 100,00%
\n
Whitney Hill Wind Power
\n
Holdings LLC
\n
Andover US 99,00 USD
\n
Integrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%
\n
Whitney Hill Wind Power
\n
LLC
\n
Andover US - USD
\n
Integrale
\n
Whitney Hill Wind
\n
Power Holdings LLC
\n
100,00% 100,00%
\n
Whittle\u2019s Ferry Solar
\n
Project LLC
\n
Andover US 1,00 USD
\n
Integrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%
\n
Wild Ox Solar Project LLC Andover US 1,00 USD
\n
Integrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%
\n
Wild Run LP Alberta CA 10,00 CAD
\n
Integrale
\n
Enel Alberta Wind Inc. 0,10%
\n
100,00%
\n
Enel Green Power
\n
Canada Inc.
\n
99,90%
\n
Wildcat Flats Wind
\n
Project LLC
\n
Andover US 1,00 USD
\n
Integrale Tradewind Energy Inc. 100,00% 100,00%
\n
Wilderness Range Solar
\n
Project LLC
\n
Andover US - USD
\n
Integrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%
\n
Wildflower Flats Battery
\n
Project LLC
\n
Andover US 1,00 USD
\n
Integrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%
\n
Wildflower Flats Solar
\n
Project LLC
\n
Andover US 1,00 USD
\n
Integrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%
\n
Wind Belt Transco LLC Andover US 1,00 USD
\n
Integrale Tradewind Energy Inc. 100,00% 100,00%
\n
Wind Energy Green
\n
Park Srl
\n
Bucarest RO 2.000,00 RON
\n
Discontinued
\n
operation
\n
Enel Green Power
\n
Romania Srl
\n
100,00% 100,00%
\n
Wind Parks Anatolis -
\n
Prinias Single Member SA
\n
Maroussi GR 15.803.388,00 EUR
\n
Discontinued
\n
operation
\n
Enel Green Power
\n
Hellas Wind Parks
\n
South Evia Single
\n
Member SA
\n
100,00% 100,00%
\n
Wind Parks Katharas
\n
Single Member SA
\n
Maroussi GR 19.932.048,00 EUR
\n
Discontinued
\n
operation
\n
Enel Green Power
\n
Hellas Wind Parks
\n
South Evia Single
\n
Member SA
\n
100,00% 100,00%
\n
Wind Parks Kerasias
\n
Single Member SA
\n
Maroussi GR 26.107.790,00 EUR
\n
Discontinued
\n
operation
\n
Enel Green Power
\n
Hellas Wind Parks
\n
South Evia Single
\n
Member SA
\n
100,00% 100,00%
\n

\n\n

\n\n

\n\n
Denominazione societ\u00e0 Sede legale Nazione Capitale sociale Valuta
\n
Settore di
\n
attivit\u00e0
\n
Metodo di
\n
consolidamento Detenuta da
\n
%
\n
possesso
\n
azioni
\n
ordinarie
\n
%
\n
possesso
\n
Gruppo
\n
Wind Parks Milias Single
\n
Member SA
\n
Maroussi GR 19.909.374,00 EUR
\n
Discontinued
\n
operation
\n
Enel Green Power
\n
Hellas Wind Parks
\n
South Evia Single
\n
Member SA
\n
100,00% 100,00%
\n
Wind Parks Mitikas Single
\n
Member SA
\n
Maroussi GR 22.268.039,00 EUR
\n
Discontinued
\n
operation
\n
Enel Green Power
\n
Hellas Wind Parks
\n
South Evia Single
\n
Member SA
\n
100,00% 100,00%
\n
Wind Parks Platanos
\n
Single Member SA
\n
Maroussi GR 13.342.867,00 EUR
\n
Discontinued
\n
operation
\n
Enel Green Power
\n
Hellas Wind Parks
\n
South Evia Single
\n
Member SA
\n
100,00% 100,00%
\n
Wind Parks Spilias Single
\n
Member SA
\n
Maroussi GR 28.267.490,00 EUR
\n
Discontinued
\n
operation
\n
Enel Green Power
\n
Hellas Wind Parks
\n
South Evia Single
\n
Member SA
\n
100,00% 100,00%
\n
Windbreaker Storage
\n
Project LLC
\n
Andover US 1,00 USD
\n
Integrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%
\n
Winter\u2019s Spawn LLC Minneapolis US - USD
\n
Integrale
\n
Chi Minnesota Wind
\n
LLC
\n
51,00% 51,00%
\n
WKN Basilicata
\n
Development PE1 Srl
\n
Roma IT 10.000,00 EUR
\n
Integrale
\n
Enel Green Power
\n
Italia Srl
\n
100,00% 100,00%
\n
Woods Hill Solar LLC Wilmington US - USD
\n
Integrale
\n
Stillwater Woods Hill
\n
Holdings LLC
\n
100,00% 100,00%
\n
Xaloc Solar SLU Valencia ES 3.000,00 EUR
\n
Integrale
\n
Enel Green Power
\n
Espa\u00f1a SLU
\n
100,00% 70,12%
\n
X-bus Italia Srl Milano IT 15.000,00 EUR
\n
Equity Enel X Italia Srl 20,00% 20,00%
\n
Yacylec SA Buenos Aires AR 20.000.000,00 ARS
\n
Equity Enel Am\u00e9ricas SA 33,33% 27,42%
\n
Yedesa Cogeneraci\u00f3n SA
\n
in liquidazione
\n
Almer\u00eda ES 234.394,72 EUR
\n
Equity
\n
Enel Green Power
\n
Espa\u00f1a SLU
\n
40,00% 28,05%
\n
Yellow Rose Wind Project
\n
LLC
\n
Andover US 1,00 USD
\n
Integrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%
\n
Yorktown Energy Storage
\n
1 LLC
\n
Boston US - USD
\n
Integrale
\n
Enel X North America
\n
Inc.
\n
100,00% 100,00%
\n
Zacapa HoldCo S\u00e0rl Lussemburgo LU 76.180.812,49 EUR
\n
- Zacapa Topco S\u00e0rl 100,00% 19,50%
\n
Zacapa LLC Wilmington US 100,00 USD
\n
- Zacapa S\u00e0rl 100,00% 19,50%
\n
Zacapa S\u00e0rl Lussemburgo LU 82.866.475,04 USD
\n
- Zacapa HoldCo S\u00e0rl 100,00% 19,50%
\n
Zacapa Topco S\u00e0rl Lussemburgo LU 29.970.000,00 EUR
\n
- Enel X International Srl 19,50% 19,50%
\n
Zephir 3 Constanta Srl Bucarest RO 1.031.260,00 RON
\n
Discontinued
\n
operation
\n
Enel Green Power
\n
Romania Srl
\n
100,00% 100,00%
\n
Zoo Solar Project LLC Andover US - USD
\n
Integrale Tradewind Energy Inc. 100,00% 100,00%
\n

\n\n

\n", "dimensions": { "concept": "ifrs-full:DisclosureOfNotesAndOtherExplanatoryInformationExplanatory", "language": "it", "entity": "scheme:WOCMU6HCI0OJWNPRZS33", "period": "2022-01-01T00:00:00/2023-01-01T00:00:00" } }, "Tag890": { "value": "\n

\n\n
\n

\n

\n

\n
1. Forma e contenuto del Bilancio consolidato
\n
La societ\u00e0 Enel SpA ha sede in Italia, a Roma, in viale Regina
\n
Margherita 137 ed \u00e8 quotata, dal 1999, alla Borsa di Milano.
\n
Nel corso del 2022 non risultano cambiamenti nella deno-
\n
minazione sociale.
\n\n
Enel \u00e8 una multinazionale dell\u2019energia e uno dei principa-
\n
li operatori integrati globali nei settori dell\u2019elettricit\u00e0 e del
\n
gas, con un particolare focus su Europa e America Latina.
\n
\n\n
Il Bilancio consolidato della Societ\u00e0 per l\u2019esercizio chiuso al
\n
31 dicembre 2022 comprende i bilanci di Enel SpA e delle
\n
sue controllate, la quota di partecipazione del Gruppo in
\n
societ\u00e0 collegate e joint venture, nonch\u00e9 la quota di attivi-
\n
t\u00e0, passivit\u00e0, costi e ricavi delle joint operation (\u201cil Gruppo\u201d).
\n
L\u2019elenco delle societ\u00e0 controllate, collegate, joint venture e
\n
joint operation incluse nell\u2019area di consolidamento \u00e8 ripor-
\n
tato in allegato.
\n\n
Il presente Bilancio consolidato \u00e8 stato approvato e ne \u00e8
\n
stata autorizzata la pubblicazione dal Consiglio di Ammini-
\n
strazione in data 16 marzo 2023.
\n

\n\n
Il presente Bilancio \u00e8 assoggettato a revisione legale da
\n
parte di KPMG SpA.
\n
Base di presentazione
\n\n
Il Bilancio consolidato relativo all\u2019esercizio chiuso al 31 di-
\n
cembre 2022 \u00e8 stato predisposto in conformit\u00e0 ai princ\u00edpi
\n
contabili internazionali (International Accounting Stan-
\n
dards - IAS e International Financial Reporting Standards
\n
- IFRS) emanati dall\u2019International Accounting Standards
\n
Board (IASB), alle interpretazioni dell\u2019IFRS Interpretations
\n
Committee (IFRSIC) e dello Standing Interpretations Com-
\n
mittee (SIC), riconosciuti nell\u2019Unione Europea ai sensi del
\n
regolamento (CE) n. 1606/2002 e in vigore alla chiusura
\n

\n\n
dell\u2019esercizio. L\u2019insieme di tutti i princ\u00edpi e interpretazioni
\n
di riferimento sopraindicati \u00e8 di seguito definito \u201cIFRS-EU\u201d.
\n
Il presente Bilancio consolidato \u00e8 stato predisposto in at-
\n
tuazione del comma 3 dell\u2019art. 9 del decreto legislativo n.
\n
38 del 28 febbraio 2005.
\n
Il Bilancio consolidato \u00e8 costituito dal Conto economico
\n
consolidato, dal Prospetto di Conto economico consolida-
\n
to complessivo, dallo Stato patrimoniale consolidato, dal
\n
Prospetto delle variazioni del patrimonio netto consolidato,
\n
dal Rendiconto finanziario consolidato, nonch\u00e9 dalle relati-
\n
ve Note di commento.
\n
Nello Stato patrimoniale consolidato la classificazione delle
\n
attivit\u00e0 e passivit\u00e0 \u00e8 effettuata secondo il criterio \u201ccorren-
\n
te/non corrente\u201d con separata presentazione delle attivit\u00e0
\n
classificate come possedute per la vendita e delle passivit\u00e0
\n
incluse in un gruppo in dismissione classificato come pos-
\n
seduto per la vendita. Le attivit\u00e0 correnti, che includono le
\n
disponibilit\u00e0 liquide e i mezzi equivalenti, sono quelle de-
\n
stinate a essere realizzate, cedute o consumate nel nor-
\n
male ciclo operativo del Gruppo; le passivit\u00e0 correnti sono
\n
quelle per le quali \u00e8 prevista l\u2019estinzione nel normale ciclo
\n
operativo del Gruppo.
\n
Il Conto economico consolidato presenta una classifica-
\n
zione dei costi in base alla loro natura, con separata pre-
\n
sentazione dell\u2019utile (perdita) netto delle continuing ope-
\n
ration e di quello delle discontinued operation attribuibile
\n
agli azionisti della Capogruppo e ai terzi.
\n\n
Il Rendiconto finanziario consolidato \u00e8 preparato utiliz-
\n
zando il metodo indiretto, con separata presentazione del
\n
flusso di cassa da attivit\u00e0 operativa, da attivit\u00e0 di investi-
\n
mento e da attivit\u00e0 di finanziamento associato alle discon-
\n
tinued operation.
\n
Si precisa, inoltre, che le voci riportate nel rendiconto fi-
\n
nanziario includono anche gli eventuali impatti derivanti da
\n
societ\u00e0 classificate come discontinued operation.
\n
In particolare, seppur nella classificazione delle voci il
\n
Gruppo non si discosti da quanto previsto dallo IAS 7, si
\n
precisa quanto segue:
\n
\u2022 nei flussi di cassa da attivit\u00e0 operativa si riportano, oltre ai
\n
flussi di cassa rivenienti dalla gestione caratteristica, gli in-
\n
teressi sui finanziamenti concessi e ottenuti, nonch\u00e9 i di-
\n
videndi ricevuti dalle societ\u00e0 collegate o da joint venture;
\n
\u2022 le attivit\u00e0 di investimento includono gli investimenti in at-
\n
tivit\u00e0 materiali e immateriali e le relative dismissioni, non-
\n
ch\u00e9 in attivit\u00e0 derivanti da contratti con i clienti riferite ad
\n
accordi per servizi in concessione. Includono altres\u00ec gli
\n
effetti delle aggregazioni aziendali in cui il Gruppo ac-
\n
quisisce o perde il controllo di societ\u00e0 e altri investimenti
\n
minori;
\n
\u2022 nei flussi da attivit\u00e0 di finanziamento sono invece inclusi i
\n
flussi di cassa originati da operazioni di liability manage-
\n
ment e leasing, i dividendi e gli acconti sui dividendi pa-
\n
gati agli azionisti della Capogruppo e ai terzi, nonch\u00e9 gli
\n

\n\n

\n\n

\n\n

\n\n

\n\n
effetti di operazioni su interessenze di terzi che non mo-
\n
dificano lo status di controllo delle societ\u00e0 interessate;
\n
\u2022 si esplicita in una voce separata l\u2019effetto cambio sulle
\n
disponibilit\u00e0 liquide e mezzi equivalenti e si stornano,
\n
quindi, integralmente gli effetti di Conto economico in
\n
modo da neutralizzare il loro effetto nel cash flow da at-
\n
tivit\u00e0 operativa.
\n
Per maggiori dettagli sui flussi di cassa del Rendiconto fi-
\n
nanziario, si rimanda alla nota 46 \u201cFlussi finanziari\u201d.
\n

\n\n
Il Bilancio consolidato \u00e8 redatto nella prospettiva della con-
\n
tinuit\u00e0 aziendale applicando il metodo del costo storico, a
\n
eccezione delle voci di bilancio che secondo gli IFRS-EU
\n
sono rilevate al fair value, come indicato nei criteri di va-
\n
lutazione delle singole voci, e delle attivit\u00e0 non correnti e
\n
dei gruppi in dismissione classificati come posseduti per la
\n
vendita che sono valutati al minore tra il valore contabile e
\n
il fair value al netto dei costi di vendita.
\n
La valuta utilizzata dal Gruppo per la presentazione del Bi-
\n
lancio consolidato \u00e8 l\u2019euro, valuta funzionale della Capo-
\n
gruppo Enel SpA; tutti i valori sono espressi in milioni di
\n
euro, tranne quando diversamente indicato.
\n
Il Conto economico consolidato, lo Stato patrimoniale
\n
consolidato e il Rendiconto finanziario consolidato ripor-
\n
tano le operazioni con parti correlate, la cui definizione \u00e8
\n
riportata nella nota 2.2. \u201cPrinc\u00edpi contabili significativi\u201d.
\n
Il Bilancio consolidato fornisce informativa comparativa del
\n
precedente esercizio.
\n

\n

\n\n

\n

\n", "dimensions": { "concept": "ifrs-full:DisclosureOfGeneralInformationAboutFinancialStatementsExplanatory", "language": "it", "entity": "scheme:WOCMU6HCI0OJWNPRZS33", "period": "2022-01-01T00:00:00/2023-01-01T00:00:00" } }, "Tag894": { "value": "\n
\n

\n

\n

\n
1. Forma e contenuto del Bilancio consolidato
\n
La societ\u00e0 Enel SpA ha sede in Italia, a Roma, in viale Regina
\n
Margherita 137 ed \u00e8 quotata, dal 1999, alla Borsa di Milano.
\n
Nel corso del 2022 non risultano cambiamenti nella deno-
\n
minazione sociale.
\n\n
Enel \u00e8 una multinazionale dell\u2019energia e uno dei principa-
\n
li operatori integrati globali nei settori dell\u2019elettricit\u00e0 e del
\n
gas, con un particolare focus su Europa e America Latina.
\n
\n\n
Il Bilancio consolidato della Societ\u00e0 per l\u2019esercizio chiuso al
\n
31 dicembre 2022 comprende i bilanci di Enel SpA e delle
\n
sue controllate, la quota di partecipazione del Gruppo in
\n
societ\u00e0 collegate e joint venture, nonch\u00e9 la quota di attivi-
\n
t\u00e0, passivit\u00e0, costi e ricavi delle joint operation (\u201cil Gruppo\u201d).
\n
L\u2019elenco delle societ\u00e0 controllate, collegate, joint venture e
\n
joint operation incluse nell\u2019area di consolidamento \u00e8 ripor-
\n
tato in allegato.
\n\n
Il presente Bilancio consolidato \u00e8 stato approvato e ne \u00e8
\n
stata autorizzata la pubblicazione dal Consiglio di Ammini-
\n
strazione in data 16 marzo 2023.
\n

\n\n
Il presente Bilancio \u00e8 assoggettato a revisione legale da
\n
parte di KPMG SpA.
\n
Base di presentazione
\n\n
Il Bilancio consolidato relativo all\u2019esercizio chiuso al 31 di-
\n
cembre 2022 \u00e8 stato predisposto in conformit\u00e0 ai princ\u00edpi
\n
contabili internazionali (International Accounting Stan-
\n
dards - IAS e International Financial Reporting Standards
\n
- IFRS) emanati dall\u2019International Accounting Standards
\n
Board (IASB), alle interpretazioni dell\u2019IFRS Interpretations
\n
Committee (IFRSIC) e dello Standing Interpretations Com-
\n
mittee (SIC), riconosciuti nell\u2019Unione Europea ai sensi del
\n
regolamento (CE) n. 1606/2002 e in vigore alla chiusura
\n

\n\n
dell\u2019esercizio. L\u2019insieme di tutti i princ\u00edpi e interpretazioni
\n
di riferimento sopraindicati \u00e8 di seguito definito \u201cIFRS-EU\u201d.
\n
Il presente Bilancio consolidato \u00e8 stato predisposto in at-
\n
tuazione del comma 3 dell\u2019art. 9 del decreto legislativo n.
\n
38 del 28 febbraio 2005.
\n
Il Bilancio consolidato \u00e8 costituito dal Conto economico
\n
consolidato, dal Prospetto di Conto economico consolida-
\n
to complessivo, dallo Stato patrimoniale consolidato, dal
\n
Prospetto delle variazioni del patrimonio netto consolidato,
\n
dal Rendiconto finanziario consolidato, nonch\u00e9 dalle relati-
\n
ve Note di commento.
\n
Nello Stato patrimoniale consolidato la classificazione delle
\n
attivit\u00e0 e passivit\u00e0 \u00e8 effettuata secondo il criterio \u201ccorren-
\n
te/non corrente\u201d con separata presentazione delle attivit\u00e0
\n
classificate come possedute per la vendita e delle passivit\u00e0
\n
incluse in un gruppo in dismissione classificato come pos-
\n
seduto per la vendita. Le attivit\u00e0 correnti, che includono le
\n
disponibilit\u00e0 liquide e i mezzi equivalenti, sono quelle de-
\n
stinate a essere realizzate, cedute o consumate nel nor-
\n
male ciclo operativo del Gruppo; le passivit\u00e0 correnti sono
\n
quelle per le quali \u00e8 prevista l\u2019estinzione nel normale ciclo
\n
operativo del Gruppo.
\n
Il Conto economico consolidato presenta una classifica-
\n
zione dei costi in base alla loro natura, con separata pre-
\n
sentazione dell\u2019utile (perdita) netto delle continuing ope-
\n
ration e di quello delle discontinued operation attribuibile
\n
agli azionisti della Capogruppo e ai terzi.
\n\n
Il Rendiconto finanziario consolidato \u00e8 preparato utiliz-
\n
zando il metodo indiretto, con separata presentazione del
\n
flusso di cassa da attivit\u00e0 operativa, da attivit\u00e0 di investi-
\n
mento e da attivit\u00e0 di finanziamento associato alle discon-
\n
tinued operation.
\n
Si precisa, inoltre, che le voci riportate nel rendiconto fi-
\n
nanziario includono anche gli eventuali impatti derivanti da
\n
societ\u00e0 classificate come discontinued operation.
\n
In particolare, seppur nella classificazione delle voci il
\n
Gruppo non si discosti da quanto previsto dallo IAS 7, si
\n
precisa quanto segue:
\n
\u2022 nei flussi di cassa da attivit\u00e0 operativa si riportano, oltre ai
\n
flussi di cassa rivenienti dalla gestione caratteristica, gli in-
\n
teressi sui finanziamenti concessi e ottenuti, nonch\u00e9 i di-
\n
videndi ricevuti dalle societ\u00e0 collegate o da joint venture;
\n
\u2022 le attivit\u00e0 di investimento includono gli investimenti in at-
\n
tivit\u00e0 materiali e immateriali e le relative dismissioni, non-
\n
ch\u00e9 in attivit\u00e0 derivanti da contratti con i clienti riferite ad
\n
accordi per servizi in concessione. Includono altres\u00ec gli
\n
effetti delle aggregazioni aziendali in cui il Gruppo ac-
\n
quisisce o perde il controllo di societ\u00e0 e altri investimenti
\n
minori;
\n
\u2022 nei flussi da attivit\u00e0 di finanziamento sono invece inclusi i
\n
flussi di cassa originati da operazioni di liability manage-
\n
ment e leasing, i dividendi e gli acconti sui dividendi pa-
\n
gati agli azionisti della Capogruppo e ai terzi, nonch\u00e9 gli
\n

\n\n

\n\n

\n\n
effetti di operazioni su interessenze di terzi che non mo-
\n
dificano lo status di controllo delle societ\u00e0 interessate;
\n
\u2022 si esplicita in una voce separata l\u2019effetto cambio sulle
\n
disponibilit\u00e0 liquide e mezzi equivalenti e si stornano,
\n
quindi, integralmente gli effetti di Conto economico in
\n
modo da neutralizzare il loro effetto nel cash flow da at-
\n
tivit\u00e0 operativa.
\n
Per maggiori dettagli sui flussi di cassa del Rendiconto fi-
\n
nanziario, si rimanda alla nota 46 \u201cFlussi finanziari\u201d.
\n

\n\n
Il Bilancio consolidato \u00e8 redatto nella prospettiva della con-
\n
tinuit\u00e0 aziendale applicando il metodo del costo storico, a
\n
eccezione delle voci di bilancio che secondo gli IFRS-EU
\n
sono rilevate al fair value, come indicato nei criteri di va-
\n
lutazione delle singole voci, e delle attivit\u00e0 non correnti e
\n
dei gruppi in dismissione classificati come posseduti per la
\n
vendita che sono valutati al minore tra il valore contabile e
\n
il fair value al netto dei costi di vendita.
\n
La valuta utilizzata dal Gruppo per la presentazione del Bi-
\n
lancio consolidato \u00e8 l\u2019euro, valuta funzionale della Capo-
\n
gruppo Enel SpA; tutti i valori sono espressi in milioni di
\n
euro, tranne quando diversamente indicato.
\n
Il Conto economico consolidato, lo Stato patrimoniale
\n
consolidato e il Rendiconto finanziario consolidato ripor-
\n
tano le operazioni con parti correlate, la cui definizione \u00e8
\n
riportata nella nota 2.2. \u201cPrinc\u00edpi contabili significativi\u201d.
\n
Il Bilancio consolidato fornisce informativa comparativa del
\n
precedente esercizio.
\n

\n

\n", "dimensions": { "concept": "ifrs-full:DisclosureOfBasisOfPreparationOfFinancialStatementsExplanatory", "language": "it", "entity": "scheme:WOCMU6HCI0OJWNPRZS33", "period": "2022-01-01T00:00:00/2023-01-01T00:00:00" } }, "Tag893": { "value": "Enel SpA", "dimensions": { "concept": "ifrs-full:NameOfReportingEntityOrOtherMeansOfIdentification", "language": "it", "entity": "scheme:WOCMU6HCI0OJWNPRZS33", "period": "2022-01-01T00:00:00/2023-01-01T00:00:00" } }, "Tag884": { "value": "Italia", "dimensions": { "concept": "ifrs-full:CountryOfIncorporation", "language": "it", "entity": "scheme:WOCMU6HCI0OJWNPRZS33", "period": "2022-01-01T00:00:00/2023-01-01T00:00:00" } }, "Tag886": { "value": "Roma", "dimensions": { "concept": "ifrs-full:DomicileOfEntity", "language": "it", "entity": "scheme:WOCMU6HCI0OJWNPRZS33", "period": "2022-01-01T00:00:00/2023-01-01T00:00:00" } }, "Tag891": { "value": "in viale ReginaMargherita 137", "dimensions": { "concept": "ifrs-full:AddressOfRegisteredOfficeOfEntity", "language": "it", "entity": "scheme:WOCMU6HCI0OJWNPRZS33", "period": "2022-01-01T00:00:00/2023-01-01T00:00:00" } }, "Tag885": { "value": "Nel corso del 2022 non risultano cambiamenti nella deno-minazione sociale.", "dimensions": { "concept": "ifrs-full:ExplanationOfChangeInNameOfReportingEntityOrOtherMeansOfIdentificationFromEndOfPrecedingReportingPeriod", "language": "it", "entity": "scheme:WOCMU6HCI0OJWNPRZS33", "period": "2022-01-01T00:00:00/2023-01-01T00:00:00" } }, "Tag887": { "value": "\n
Enel \u00e8 una multinazionale dell\u2019energia e uno dei principa-
\n
li operatori integrati globali nei settori dell\u2019elettricit\u00e0 e del
\n
gas, con un particolare focus su Europa e America Latina.
\n
\n", "dimensions": { "concept": "ifrs-full:DescriptionOfNatureOfEntitysOperationsAndPrincipalActivities", "language": "it", "entity": "scheme:WOCMU6HCI0OJWNPRZS33", "period": "2022-01-01T00:00:00/2023-01-01T00:00:00" } }, "Tag876": { "value": "Europa e America Latina", "dimensions": { "concept": "ifrs-full:PrincipalPlaceOfBusiness", "language": "it", "entity": "scheme:WOCMU6HCI0OJWNPRZS33", "period": "2022-01-01T00:00:00/2023-01-01T00:00:00" } }, "Tag880": { "value": "Enel", "dimensions": { "concept": "ifrs-full:NameOfParentEntity", "language": "it", "entity": "scheme:WOCMU6HCI0OJWNPRZS33", "period": "2022-01-01T00:00:00/2023-01-01T00:00:00" } }, "Tag883": { "value": "SpA", "dimensions": { "concept": "ifrs-full:LegalFormOfEntity", "language": "it", "entity": "scheme:WOCMU6HCI0OJWNPRZS33", "period": "2022-01-01T00:00:00/2023-01-01T00:00:00" } }, "Tag881": { "value": "\n
Il presente Bilancio consolidato \u00e8 stato approvato e ne \u00e8
\n
stata autorizzata la pubblicazione dal Consiglio di Ammini-
\n
strazione in data 16 marzo 2023.
\n

\n\n
Attestazione dell\u2019Amministratore Delegato e del Dirigente preposto alla
\n
redazione dei documenti contabili societari relativa al Bilancio consolidato
\n
del Gruppo Enel al 31 dicembre 2022, ai sensi dell\u2019art. 154-bis, comma 5,
\n
del decreto legislativo 24 febbraio 1998, n. 58 e dell\u2019art. 81-ter
\n
del Regolamento CONSOB 14 maggio 1999, n. 11971
\n

\n
1. I sottoscritti Francesco Starace e Alberto De Paoli, nella qualit\u00e0 rispettivamente di
\n
Amministratore Delegato e di Dirigente preposto alla redazione dei documenti contabili
\n
societari di Enel SpA attestano, tenuto anche conto di quanto previsto dall\u2019art. 154-
\n
bis, commi 3 e 4, del decreto legislativo 24 febbraio 1998, n. 58:
\n
a. l\u2019adeguatezza in relazione alle caratteristiche del Gruppo Enel e
\n
b. l\u2019effettiva applicazione
\n
delle procedure amministrative e contabili per la formazione del Bilancio consolidato
\n
del Gruppo Enel nel corso del periodo compreso tra il 1\u00b0 gennaio 2022 e il 31 dicembre
\n
2022.
\n

\n
2. Al riguardo si segnala che:
\n
a. l\u2019adeguatezza delle procedure amministrative e contabili per la formazione del
\n
Bilancio consolidato del Gruppo Enel \u00e8 stata verificata mediante la valutazione del
\n
sistema di controllo interno sull\u2019informativa finanziaria. Tale valutazione \u00e8 stata
\n
effettuata prendendo a riferimento i criteri stabiliti nel modello \u201cInternal Controls -
\n
Integrated Framework\u201d emesso dal Committee of Sponsoring Organizations of the
\n
Treadway Commission (\u201cCOSO\u201d);
\n
b. dalla valutazione del sistema di controllo interno sull\u2019informativa finanziaria non
\n
sono emersi aspetti di rilievo.
\n

\n
3. Si attesta inoltre che il Bilancio consolidato del Gruppo Enel al 31 dicembre 2022:
\n
a. \u00e8 redatto in conformit\u00e0 ai principi contabili internazionali applicabili riconosciuti
\n
nella Comunit\u00e0 europea ai sensi del regolamento (CE) n. 1606/2002 del
\n
Parlamento europeo e del Consiglio, del 19 luglio 2002;
\n
b. corrisponde alle risultanze dei libri e delle scritture contabili;
\n
c. \u00e8 idoneo a fornire una rappresentazione veritiera e corretta della situazione
\n
patrimoniale, economica e finanziaria dell'emittente e dell\u2019insieme delle imprese
\n
incluse nel consolidamento.
\n

\n
4. Si attesta infine che la relazione sulla gestione, che correda il Bilancio consolidato del
\n
Gruppo Enel al 31 dicembre 2022, comprende un'analisi attendibile dell'andamento
\n
e del risultato della gestione, nonch\u00e9 della situazione dell'emittente e dell\u2019insieme
\n
delle imprese incluse nel consolidamento, unitamente alla descrizione dei principali
\n
rischi e incertezze cui sono esposti.
\n

\n

\n
Roma, 16 marzo 2023
\n

\n
Francesco Starace
\n
Amministratore Delegato di Enel SpA
\n

\n

\n
Alberto De Paoli
\n
Dirigente preposto alla redazione dei documenti
\n
contabili societari di Enel SpA
\n

\n

\n
ALBERTO MARIA
\n
GIUSEPPE DE
\n
PAOLI
\n
Firmato digitalmente da ALBERTO MARIA
\n
GIUSEPPE DE PAOLI
\n
ND: dnQualifier=2017503298228, c=IT,
\n
o=GRUPPO ENEL/00811720580,
\n
serialNumber=TINIT-DPLLRT65R01G388C,
\n
title=GRUPPO ENEL, sn=DE PAOLI,
\n
givenName=ALBERTO MARIA GIUSEPPE,
\n
cn=ALBERTO MARIA GIUSEPPE DE PAOLI
\n
Data: 2023.03.16 07:57:29 +01'00'
\n
Francesc
\n
o Starace
\n
Firmato
\n
digitalmente da
\n
Francesco Starace
\n
Data: 2023.03.16
\n
08:56:50 +01'00'
\n

\n", "dimensions": { "concept": "ifrs-full:DisclosureOfAuthorisationOfFinancialStatementsExplanatory", "language": "it", "entity": "scheme:WOCMU6HCI0OJWNPRZS33", "period": "2022-01-01T00:00:00/2023-01-01T00:00:00" } }, "Tag877": { "value": "\n
Il Bilancio consolidato relativo all\u2019esercizio chiuso al 31 di-
\n
cembre 2022 \u00e8 stato predisposto in conformit\u00e0 ai princ\u00edpi
\n
contabili internazionali (International Accounting Stan-
\n
dards - IAS e International Financial Reporting Standards
\n
- IFRS) emanati dall\u2019International Accounting Standards
\n
Board (IASB), alle interpretazioni dell\u2019IFRS Interpretations
\n
Committee (IFRSIC) e dello Standing Interpretations Com-
\n
mittee (SIC), riconosciuti nell\u2019Unione Europea ai sensi del
\n
regolamento (CE) n. 1606/2002 e in vigore alla chiusura
\n

\ndell\u2019esercizio.", "dimensions": { "concept": "ifrs-full:StatementOfIFRSCompliance", "language": "it", "entity": "scheme:WOCMU6HCI0OJWNPRZS33", "period": "2022-01-01T00:00:00/2023-01-01T00:00:00" } }, "Tag882": { "value": "\n
Il Rendiconto finanziario consolidato \u00e8 preparato utiliz-
\n
zando il metodo indiretto, con separata presentazione del
\n
flusso di cassa da attivit\u00e0 operativa, da attivit\u00e0 di investi-
\n
mento e da attivit\u00e0 di finanziamento associato alle discon-
\n
tinued operation.
\n
Si precisa, inoltre, che le voci riportate nel rendiconto fi-
\n
nanziario includono anche gli eventuali impatti derivanti da
\n
societ\u00e0 classificate come discontinued operation.
\n
In particolare, seppur nella classificazione delle voci il
\n
Gruppo non si discosti da quanto previsto dallo IAS 7, si
\n
precisa quanto segue:
\n
\u2022 nei flussi di cassa da attivit\u00e0 operativa si riportano, oltre ai
\n
flussi di cassa rivenienti dalla gestione caratteristica, gli in-
\n
teressi sui finanziamenti concessi e ottenuti, nonch\u00e9 i di-
\n
videndi ricevuti dalle societ\u00e0 collegate o da joint venture;
\n
\u2022 le attivit\u00e0 di investimento includono gli investimenti in at-
\n
tivit\u00e0 materiali e immateriali e le relative dismissioni, non-
\n
ch\u00e9 in attivit\u00e0 derivanti da contratti con i clienti riferite ad
\n
accordi per servizi in concessione. Includono altres\u00ec gli
\n
effetti delle aggregazioni aziendali in cui il Gruppo ac-
\n
quisisce o perde il controllo di societ\u00e0 e altri investimenti
\n
minori;
\n
\u2022 nei flussi da attivit\u00e0 di finanziamento sono invece inclusi i
\n
flussi di cassa originati da operazioni di liability manage-
\n
ment e leasing, i dividendi e gli acconti sui dividendi pa-
\n
gati agli azionisti della Capogruppo e ai terzi, nonch\u00e9 gli
\n

\n\n
effetti di operazioni su interessenze di terzi che non mo-
\n
dificano lo status di controllo delle societ\u00e0 interessate;
\n
\u2022 si esplicita in una voce separata l\u2019effetto cambio sulle
\n
disponibilit\u00e0 liquide e mezzi equivalenti e si stornano,
\n
quindi, integralmente gli effetti di Conto economico in
\n
modo da neutralizzare il loro effetto nel cash flow da at-
\n
tivit\u00e0 operativa.
\n
Per maggiori dettagli sui flussi di cassa del Rendiconto fi-
\n
nanziario, si rimanda alla nota 46 \u201cFlussi finanziari\u201d.
\n

\n", "dimensions": { "concept": "ifrs-full:DescriptionOfAccountingPolicyForCashFlowsExplanatory", "language": "it", "entity": "scheme:WOCMU6HCI0OJWNPRZS33", "period": "2022-01-01T00:00:00/2023-01-01T00:00:00" } }, "Tag879": { "value": "Il Bilancio consolidato \u00e8 redatto nella prospettiva della con-tinuit\u00e0 aziendale", "dimensions": { "concept": "ifrs-full:DisclosureOfGoingConcernExplanatory", "language": "it", "entity": "scheme:WOCMU6HCI0OJWNPRZS33", "period": "2022-01-01T00:00:00/2023-01-01T00:00:00" } }, "Tag895": { "value": "Enel SpA", "dimensions": { "concept": "ifrs-full:NameOfUltimateParentOfGroup", "language": "it", "entity": "scheme:WOCMU6HCI0OJWNPRZS33", "period": "2022-01-01T00:00:00/2023-01-01T00:00:00" } }, "Tag889": { "value": "\n
2.1 Uso di stime e giudizi del management
\n
La redazione del Bilancio consolidato, in applicazione degli
\n
IFRS-EU, richiede che il management prenda decisioni ed
\n
effettui stime e assunzioni che possono aver effetto sui va-
\n
lori dei ricavi, dei costi, delle attivit\u00e0 e delle passivit\u00e0 e sulla
\n
relativa informativa, nonch\u00e9 sulle attivit\u00e0 e passivit\u00e0 poten-
\n
ziali alla data di riferimento. Le stime e i giudizi del mana-
\n
gement si basano sulle esperienze pregresse e su altri fat-
\n
tori considerati ragionevoli nella fattispecie; essi vengono
\n
adottati quando il valore contabile delle attivit\u00e0 e passivit\u00e0
\n
non \u00e8 facilmente desumibile da altre fonti. I risultati che si
\n
consuntiveranno, pertanto, potrebbero differire da tali sti-
\n
me. Le stime e le assunzioni sono riviste periodicamente
\n
e gli effetti di ogni variazione sono riflessi a Conto econo-
\n
mico, qualora la revisione interessi solo quell\u2019esercizio; nel
\n
caso in cui, invece, la stessa interessi esercizi sia correnti
\n
sia futuri, la variazione \u00e8 rilevata nell\u2019esercizio in cui la revi-
\n
sione viene effettuata e nei relativi periodi futuri.
\n
Al fine di una migliore comprensione del Bilancio, di se-
\n
guito sono indicate le principali voci di bilancio interessate
\n
dall\u2019uso di stime contabili e le fattispecie che risentono di
\n
una significativa componente del giudizio del manage-
\n
ment, evidenziando le principali assunzioni utilizzate nel
\n
loro processo di valutazione, nel rispetto dei sopra richia-
\n
mati IFRS-EU. La criticit\u00e0 insita in tali valutazioni \u00e8 deter-
\n
minata dal ricorso ad assunzioni e/o a giudizi professionali
\n
relativi a tematiche per loro natura incerte.
\n
Le modifiche delle condizioni alla base delle assunzioni e
\n
dei giudizi adottati potrebbero determinare un impatto si-
\n
gnificativo sui risultati successivi.
\n
Le informazioni incluse nel Bilancio consolidato sono se-
\n
lezionate sulla base di un\u2019analisi di materialit\u00e0 effettuata in
\n
linea con i requisiti previsti dal Practice Statement 2 \u201cMa-
\n
king Materiality Judgments\u201d, emesso dall\u2019International Ac-
\n
counting Standards Board (IASB).
\n
Per quanto riguarda gli effetti delle tematiche legate al
\n
cambiamento climatico, il Gruppo ritiene il cambiamento
\n
climatico come un elemento implicito nell\u2019applicazione
\n
delle metodologie e dei modelli utilizzati per effettua-
\n
re stime nella valutazione e/o misurazione di alcune voci
\n
contabili. Inoltre, il Gruppo ha anche tenuto conto degli
\n
impatti del cambiamento climatico nei giudizi significati-
\n
vi fatti dal management. A tale riguardo, le principali voci
\n
incluse nel Bilancio consolidato al 31 dicembre 2022 inte-
\n
ressate dall\u2019utilizzo di stime e giudizi del management si
\n
riferiscono all\u2019impairment delle attivit\u00e0 non finanziarie, alle
\n
obbligazioni connesse alla transizione energetica, incluse
\n
quelle per lo smantellamento e il ripristino dei siti di alcuni
\n
impianti di generazione. Per ulteriori dettagli su tali voci,
\n
si rinvia alla nota 19 \u201cImmobili, impianti e macchinari\u201d, alla
\n
nota 24 \u201cAvviamento\u201d e alla nota 40 \u201cFondi rischi e oneri\u201d.
\n
Uso di stime
\n
Ricavi provenienti da contratti con clienti
\n
I ricavi delle vendite di energia elettrica e gas ai clienti finali
\n
sono rilevati al momento della fornitura dell\u2019elettricit\u00e0 o del
\n
gas e comprendono, oltre a quanto fatturato in base a let-
\n
ture periodiche (e di competenza dell\u2019esercizio) oppure in
\n
base ai volumi comunicati dai distributori e dai trasportatori,
\n
una stima dell\u2019energia elettrica e del gas erogati nell\u2019eser-
\n
cizio ma non ancora fatturati, quale differenza tra l\u2019energia
\n
elettrica e gas immessi nella rete di distribuzione e quelli fat-
\n
turati nell\u2019esercizio, calcolata tenendo conto delle eventuali
\n
perdite di rete. I ricavi tra la data di ultima lettura e la fine
\n
dell\u2019esercizio si basano su stime del consumo giornaliero del
\n
cliente, principalmente fondate sul suo profilo storico, retti-
\n
ficato per riflettere le condizioni atmosferiche o altri fattori
\n
che possono influire sui consumi oggetto di stima.
\n
Per ulteriori dettagli su tali ricavi, si rimanda alla nota 11.a
\n
\u201cRicavi delle vendite e delle prestazioni\u201d.
\n

\n

\n\n
Impairment delle attivit\u00e0 non finanziarie
\n
Attivit\u00e0 quali immobili, impianti e macchinari, investimenti
\n
immobiliari, attivit\u00e0 immateriali, attivit\u00e0 consistenti nel dirit-
\n
to di utilizzo di un\u2019attivit\u00e0 sottostante, avviamento e parte-
\n
cipazioni in societ\u00e0 collegate/joint venture subiscono una
\n
riduzione di valore quando il loro valore contabile supera il
\n
valore recuperabile, rappresentato dal maggiore fra il fair
\n
value, al netto dei costi di dismissione, e il valore d\u2019uso.
\n
Le verifiche del valore recuperabile di tali attivit\u00e0 vengono
\n
svolte secondo i criteri previsti dallo IAS 36 e pi\u00f9 dettaglia-
\n
tamente descritti nella nota 24 \u201cAvviamento\u201d.
\n
Nel determinare il valore recuperabile, il Gruppo applica
\n
generalmente il criterio del valore d\u2019uso. Per valore d\u2019uso
\n
si intende il valore attuale dei flussi finanziari futuri che si
\n
prevede abbiano origine dall\u2019attivit\u00e0 oggetto di valutazione,
\n
attualizzati utilizzando un tasso di sconto, al lordo delle im-
\n
poste, che riflette le valutazioni correnti di mercato del va-
\n
lore temporale del denaro e dei rischi specifici dell\u2019attivit\u00e0.
\n
I flussi finanziari futuri attesi utilizzati per determinare il va-
\n
lore d\u2019uso si basano sul pi\u00f9 recente Piano Industriale, ap-
\n
provato dal management, contenente le previsioni di volu-
\n
mi, ricavi, costi operativi e investimenti. Queste previsioni
\n
coprono il periodo dei prossimi tre anni; per gli esercizi
\n
successivi, si tiene conto:
\n
\u2022 delle ipotesi sull\u2019evoluzione di lungo termine delle prin-
\n
cipali variabili considerate nel calcolo dei flussi di cassa,
\n
nonch\u00e9 della vita media utile residua degli asset o della
\n
durata delle concessioni, in base alle specificit\u00e0 dei bu-
\n
siness;
\n
\u2022 di un tasso di crescita a lungo termine pari alla crescita di
\n
lungo periodo della domanda elettrica e/o dell\u2019inflazione
\n
(in funzione del Paese e del business) e comunque non
\n
eccedente il tasso medio di crescita nel lungo termine
\n
del mercato di riferimento.
\n
Il valore recuperabile \u00e8 sensibile alle stime e alle assunzioni
\n
utilizzate per la determinazione dell\u2019ammontare dei flussi
\n
di cassa e ai tassi di attualizzazione applicati. Tuttavia, pos-
\n
sibili variazioni negli assunti di base su cui si basano tali
\n
calcoli potrebbero produrre differenti valori recuperabili.
\n
L\u2019analisi di ciascuno dei gruppi di attivit\u00e0 non finanziarie
\n
\u00e8 unica e richiede alla direzione aziendale l\u2019uso di stime e
\n
ipotesi considerate prudenti e ragionevoli in relazione alle
\n
specifiche circostanze.
\n
In linea con il suo modello di business e nel contesto
\n
dell\u2019accelerazione della de-carbonizzazione del mix di ge-
\n
nerazione e di guida del processo di transizione energeti-
\n
ca, il Gruppo ha anche attentamente valutato se le temati-
\n
che legate al cambiamento climatico abbiano inciso sulle
\n
ipotesi ragionevoli e sostenibili utilizzate per stimare le
\n
proiezioni dei flussi finanziari. A tal riguardo, ove necessa-
\n
rio, il Gruppo ha tenuto conto anche degli impatti derivanti
\n
dal cambiamento climatico nel lungo periodo, in particola-
\n
re considerando nella stima del valore terminale un tasso di
\n
crescita di lungo termine allineato alla variazione della do-
\n
manda elettrica risultante dai modelli energetici per Paese.
\n
Le informazioni sulle principali assunzioni utilizzate per sti-
\n
mare il valore recuperabile delle attivit\u00e0 con riferimento agli
\n
impatti relativi al cambiamento climatico nonch\u00e9 quelle re-
\n
lative alle variazioni di tali assunzioni sono fornite nella nota
\n
24 \u201cAvviamento\u201d.
\n
Perdite attese su attivit\u00e0 finanziarie
\n
Alla fine di ciascuna data di riferimento del bilancio, il Grup-
\n
po rileva un fondo per le perdite attese sui crediti commer-
\n
ciali e altre attivit\u00e0 finanziarie valutate al costo ammortizzato,
\n
gli strumenti di debito valutati al fair value rilevato a Conto
\n
economico complessivo, le attivit\u00e0 derivanti da contratti con
\n
i clienti e tutte le altre attivit\u00e0 rientranti nell\u2019ambito di appli-
\n
cazione dell\u2019impairment.
\n
I fondi per perdite attese sulle attivit\u00e0 finanziarie si basano
\n
su assunzioni riguardanti il rischio di default e la misurazione
\n
delle perdite attese. Nel formulare tali assunzioni e selezio-
\n
nare gli input per il calcolo della perdita attesa, il manage-
\n
ment utilizza il proprio giudizio professionale, basato sulla
\n
esperienza pregressa del Gruppo, sulle condizioni di merca-
\n
to attuali, oltre che su stime prospettiche alla fine di ciascu-
\n
na data di riferimento del bilancio.
\n
La perdita attesa (Expected Credit Loss, ECL), calcolata uti-
\n
lizzando la probabilit\u00e0 di default (PD), la perdita in caso di de-
\n
fault (LGD) e l\u2019esposizione al rischio in caso di default (EAD), \u00e8
\n
la differenza fra i flussi finanziari dovuti in base al contratto e
\n
i flussi finanziari attesi (comprensivi di tutti i mancati incassi)
\n
attualizzati usando il tasso di interesse effettivo originario
\n
(EIR).
\n
In particolare, per i crediti commerciali, le attivit\u00e0 derivanti da
\n
contratti con i clienti e i crediti per leasing, compresi quelli
\n
con una componente finanziaria significativa, il Gruppo ap-
\n
plica l\u2019approccio semplificato, calcolando le perdite attese
\n
su un periodo corrispondente all\u2019intera vita dell\u2019attivit\u00e0, ge-
\n
neralmente pari a 12 mesi. Sulla base dello specifico merca-
\n
to di riferimento e del quadro normativo applicabile, nonch\u00e9
\n
delle aspettative di recupero oltre i 90 giorni, per tali cre-
\n
diti, ai fini del calcolo delle perdite attese il Gruppo applica
\n
principalmente una definizione di default pari a 180 giorni
\n
di scaduto, in quanto \u00e8 considerato quale indicatore mag-
\n
giormente rappresentativo dell\u2019incremento significativo del
\n
rischio di credito. Di conseguenza, le attivit\u00e0 finanziarie sca-
\n
dute da oltre 90 giorni non sono generalmente considerate
\n
in default, fatta eccezione per alcuni specifici settori com-
\n
merciali regolamentati.
\n
Per i crediti commerciali e le attivit\u00e0 derivanti da contratti
\n
con i clienti, il Gruppo applica prevalentemente un approc-
\n
cio collettivo basato sul raggruppamento dei crediti com-
\n
merciali e attivit\u00e0 derivanti da contratti con i clienti in cluster,
\n
tenuto conto dello specifico contesto regolatorio e di busi-
\n
ness di riferimento. Il Gruppo adotta un approccio analitico
\n
solo per i crediti commerciali che il management considera
\n
singolarmente significativi e in presenza di specifiche infor-
\n
mazioni sull\u2019incremento significativo del rischio di credito.
\n

\n\n
In caso di valutazioni individuali, la PD \u00e8 ottenuta prevalen-
\n
temente da provider esterni.
\n
Diversamente, in caso di valutazioni su base collettiva, i
\n
crediti commerciali sono raggruppati in base alle caratte-
\n
ristiche di rischio di credito condivise e informazioni sullo
\n
scaduto, considerando una specifica definizione di default.
\n
In base a ciascun business e framework regolatorio loca-
\n
le, nonch\u00e9 alle differenze fra i portafogli di clienti, anche
\n
in termini di caratteristiche di rischio, di tassi di default e
\n
aspettative di recupero, sono definiti specifici cluster.
\n
Si presuppone che le attivit\u00e0 derivanti da contratti con i
\n
clienti presentino sostanzialmente le stesse caratteristiche
\n
di rischio dei crediti commerciali, a parit\u00e0 di tipologie con-
\n
trattuali.
\n
Al fine di misurare la ECL per i crediti commerciali su base
\n
collettiva, nonch\u00e9 per le attivit\u00e0 derivanti da contratti con i
\n
clienti, il Gruppo considera le seguenti assunzioni riguardo
\n
ai parametri ECL:
\n
\u2022 la PD, ipotizzata pari al tasso medio di default, \u00e8 calcolata
\n
per cluster e considerando dati storici di almeno 24 mesi;
\n
\u2022 la LGD \u00e8 funzione dei tassi di recupero di ciascun cluster,
\n
attualizzata in base al tasso di interesse effettivo; e
\n
\u2022 l\u2019EAD \u00e8 stimata pari al valore contabile alla data di riferi-
\n
mento del bilancio al netto dei depositi di cassa, com-
\n
prese le fatture emesse ma non scadute e le fatture da
\n
emettere.
\n
Sulla base delle specifiche valutazioni del management,
\n
la rettifica forward looking potr\u00e0 essere applicata consi-
\n
derando informazioni qualitative e quantitative al fine di
\n
riflettere possibili eventi e scenari macroeconomici futuri,
\n
che potrebbero influenzare il rischio del portafoglio o dello
\n
strumento finanziario.
\n
I dettagli degli assunti chiave e degli input utilizzati sono
\n
commentati nella nota 48 \u201cStrumenti finanziari per cate-
\n
goria\u201d.
\n
Valore ammortizzabile di alcuni elementi degli impianti
\n
della filiera idroelettrica italiana a seguito della legge n.
\n
134/2012
\n
La disciplina delle grandi derivazioni idroelettriche \u00e8 stata
\n
significativamente rettificata dal decreto legge \u201cSemplifi-
\n
cazioni\u201d (decreto legge n. 135 del 2018 convertito in legge
\n
11 febbraio 2019, n. 12). Gli aggiornamenti introdotti dalla
\n
norma in questione, laddove fossero applicabili alle con-
\n
cessioni gi\u00e0 in essere, richiederebbero una revisione del-
\n
le vite utili attribuibili ad alcuni investimenti sugli impianti
\n
idroelettrici, per riflettere la possibilit\u00e0 che, al termine della
\n
concessione, alcuni impianti possano essere trasferiti a
\n
titolo gratuito al nuovo entrante. Tuttavia, nello stimare le
\n
vite utili di tali investimenti, la direzione, supportata anche
\n
dal parere dei propri legali, ha tenuto in considerazione il
\n
prevedibile esito dei ricorsi prontamente attivati dalla So-
\n
ciet\u00e0 \u2013 e non solo \u2013 e i relativi profili di incostituzionalit\u00e0
\n
sollevati anche dalle associazioni di categoria. Conseguen-
\n
temente, ha ritenuto che la norma contenga questioni di
\n
incostituzionalit\u00e0 cos\u00ec gravi da essere effettivamente rico-
\n
nosciute nelle opportune sedi. In tale contesto, la direzione
\n
ha, quindi, ritenuto corretto non riflettere in alcun modo le
\n
modifiche introdotte dalla citata norma e ha dunque pro-
\n
seguito a valutare le vite utili di detti impianti in continuit\u00e0
\n
con gli esercizi precedenti e con il precedente impianto
\n
normativo, valutando che questa sia la stima pi\u00f9 realistica.
\n
A tal proposito, si segnala che la legge 7 agosto 2012, n.
\n
134 recante \u201cMisure urgenti per la crescita del Paese\u201d, pub-
\n
blicata nella Gazzetta Ufficiale in data 11 agosto 2012, ha
\n
profondamente innovato la disciplina delle concessioni
\n
idroelettriche, prevedendo, tra l\u2019altro, che cinque anni pri-
\n
ma dello scadere di una concessione di grande derivazio-
\n
ne per uso idroelettrico e nei casi di decadenza, rinuncia e
\n
revoca, ove non sussista un prevalente interesse pubblico
\n
a un diverso uso delle acque incompatibile con il manteni-
\n
mento dell\u2019uso a fine idroelettrico, l\u2019amministrazione com-
\n
petente indica una gara, a evidenza pubblica, per l\u2019attribu-
\n
zione a titolo oneroso della concessione per un periodo di
\n
durata da 20 anni fino a un massimo di 30 anni.
\n
Al fine di garantire la continuit\u00e0 gestionale, la legge di cui
\n
sopra ha altres\u00ec definito le modalit\u00e0 di trasferimento dal
\n
concessionario uscente al nuovo concessionario della ti-
\n
tolarit\u00e0 del ramo d\u2019azienda necessario per l\u2019esercizio della
\n
concessione, comprensivo di tutti i rapporti giuridici affe-
\n
renti alla concessione stessa, dietro il riconoscimento di
\n
un corrispettivo, da determinarsi in contradditorio tra il
\n
concessionario uscente e l\u2019amministrazione concedente,
\n
tenuto conto dei seguenti elementi:
\n
\u2022 per le opere di raccolta, di regolazione e di condotte
\n
forzate e i canali di scarico, considerati gratuitamente
\n
devolvibili dal Testo unico delle disposizioni di legge sul-
\n
le acque e impianti elettrici (art. 25 del regio decreto 11
\n
dicembre 1933, n. 1775), sulla base del costo storico riva-
\n
lutato, calcolato al netto dei contributi pubblici in conto
\n
capitale, anch\u2019essi rivalutati, ricevuti dal concessionario
\n
per la realizzazione di tali opere, diminuito nella misura
\n
della stima dell\u2019ordinario degrado;
\n
\u2022 per i beni materiali diversi dai precedenti, sulla base del
\n
valore di mercato, inteso come valore di ricostruzione a
\n
nuovo diminuito nella misura dell\u2019ordinario degrado.
\n
Pur riconoscendo che la nuova normativa introduce im-
\n
portanti novit\u00e0 in materia di trasferimento della titolarit\u00e0
\n
del ramo d\u2019azienda relativo all\u2019esercizio delle concessioni
\n
idroelettriche, risultano evidenti tutte le difficolt\u00e0 legate
\n
all\u2019applicazione pratica dei suddetti princ\u00edpi cui rimangono
\n
associate delle incertezze che non consentono di effettua-
\n
re una stima affidabile del valore che potr\u00e0 essere recu-
\n
perato al termine delle attuali concessioni (valore residuo).
\n
Pertanto, il management ha ritenuto di non poter proce-
\n
dere a una stima ragionevole e affidabile del valore residuo.
\n
Dato che la norma in oggetto impone comunque al con-
\n
cessionario subentrante di riconoscere un corrispettivo al
\n

\n\n

\n
concessionario uscente, il management ha riconsiderato il
\n
periodo di ammortamento dei beni definiti come gratuita-
\n
mente devolvibili prima della legge n. 134/2012 (fino all\u2019e-
\n
sercizio chiuso al 31 dicembre 2011, stante la loro gratuita
\n
devoluzione, il periodo di ammortamento era commisurato
\n
al termine pi\u00f9 ravvicinato fra quello della concessione o
\n
della vita utile del singolo bene), commisurandolo non pi\u00f9
\n
alla durata della concessione ma, se pi\u00f9 ampia, alla vita uti-
\n
le del singolo bene. Qualora si renderanno disponibili ele-
\n
menti ulteriori per effettuare una stima affidabile del valore
\n
residuo, si proceder\u00e0 alla modifica prospettica dei valori
\n
contabili delle attivit\u00e0 coinvolte.
\n
Determinazione del fair value di strumenti finanziari
\n
Il fair value degli strumenti finanziari \u00e8 determinato sulla
\n
base di prezzi direttamente osservabili sul mercato, ove
\n
disponibili, o, per gli strumenti finanziari non quotati, utiliz-
\n
zando specifiche tecniche di valutazione (principalmente
\n
basate sul present value) che massimizzano l\u2019utilizzo di in-
\n
put osservabili sul mercato. Nelle rare circostanze ove ci\u00f2
\n
non fosse possibile, gli input sono stimati dal management
\n
tenendo conto delle caratteristiche degli strumenti ogget-
\n
to di valutazione.
\n
Per ulteriori dettagli sugli strumenti finanziari misurati al
\n
fair value, si rimanda alla nota 52 \u201cAttivit\u00e0 e passivit\u00e0 misu-
\n
rate al fair value\u201d.
\n
In conformit\u00e0 con l\u2019IFRS 13, il Gruppo include la misura del
\n
rischio di credito, sia della controparte (Credit Valuation
\n
Adjustment o CVA) sia proprio (Debit Valuation Adjustment
\n
o DVA), al fine di poter effettuare l\u2019aggiustamento del fair va-
\n
lue degli strumenti finanziari derivati per la corrispondente
\n
misura del rischio controparte, applicando la metodologia ri-
\n
portata alla nota 52 \u201cAttivit\u00e0 e passivit\u00e0 misurate al fair value\u201d.
\n
Variazioni nelle assunzioni effettuate nella stima dei dati di
\n
input potrebbero avere effetti sul fair value rilevato per tali
\n
strumenti, soprattutto nel contesto attuale nel quale i mer-
\n
cati sono volatili e le prospettive economiche altamente
\n
incerte e soggette a rapidi cambiamenti.
\n
Costi di sviluppo
\n
Al fine di valutare la recuperabilit\u00e0 dei costi di sviluppo, il
\n
valore recuperabile \u00e8 stimato in base ad assunzioni relative
\n
agli ulteriori esborsi finanziari che si ritiene dovranno es-
\n
sere sostenuti affinch\u00e9 il bene diventi pronto all\u2019uso o alla
\n
vendita, ai tassi di sconto applicabili e al periodo di bene-
\n
ficio atteso.
\n
Piani pensionistici e altri piani per benef\u00edci post-
\n
pensionamento
\n
Una parte dei dipendenti del Gruppo beneficia di piani
\n
pensionistici che offrono prestazioni previdenziali basate
\n
sulla storia retributiva e sui rispettivi anni di servizio. Alcuni
\n
dipendenti beneficiano, inoltre, della copertura di altri piani
\n
per benef\u00edci post-pensionamento.
\n
I calcoli dei costi e delle passivit\u00e0 associate a tali piani sono
\n
basati su stime effettuate da consulenti attuariali, che uti-
\n
lizzano una combinazione di fattori statistico-attuariali, tra
\n
cui dati statistici relativi agli anni passati e previsioni dei
\n
costi futuri. Sono inoltre considerati come componenti di
\n
stima gli indici di mortalit\u00e0 e di pensionamento, le ipotesi
\n
relative all\u2019evoluzione futura dei tassi di sconto, dei tassi di
\n
crescita delle retribuzioni, dei tassi inflazionistici, nonch\u00e9
\n
l\u2019analisi dell\u2019andamento tendenziale dei costi dell\u2019assisten-
\n
za sanitaria.
\n
Tali stime potranno differire sostanzialmente dai risultati
\n
effettivi, per effetto dell\u2019evoluzione delle condizioni econo-
\n
miche e di mercato, di incrementi o riduzioni dei tassi di
\n
pensionamento e della durata di vita dei partecipanti, oltre
\n
che di variazioni dei costi effettivi dell\u2019assistenza sanitaria.
\n
Tali differenze potranno avere un impatto significativo sulla
\n
quantificazione della spesa previdenziale e degli altri oneri
\n
a questa collegati.
\n
Per ulteriori dettagli sulle principali ipotesi attuariali adotta-
\n
te si rinvia alla nota 39.
\n\n
Fondi rischi e oneri
\n
Per maggiori dettagli riguardo i fondi rischi e oneri, si rinvia
\n
alla nota 40 \u201cFondi rischi e oneri\u201d.
\n
La nota 57 \u201cAttivit\u00e0 e passivit\u00e0 potenziali\u201d fornisce anche
\n
informazioni riguardo alle attivit\u00e0 e passivit\u00e0 potenziali
\n
maggiormente significative per il Gruppo a fine esercizio.
\n
Contenziosi
\n
Il Gruppo \u00e8 parte in diversi procedimenti civili, amministra-
\n
tivi e fiscali, collegati al normale svolgimento delle proprie
\n
attivit\u00e0, che potrebbero generare passivit\u00e0 di importo si-
\n
gnificativo, per i quali non \u00e8 sempre oggettivamente pos-
\n
sibile prevedere l\u2019esito finale. La valutazione dei rischi legati
\n
ai suddetti procedimenti \u00e8 basata su elementi complessi
\n
che per loro natura implicano il ricorso a giudizio degli Am-
\n
ministratori, anche tenendo conto degli elementi acquisiti
\n
da parte di consulenti esterni che assistono il Gruppo, con
\n
riferimento alla loro classificazione tra le passivit\u00e0 poten-
\n
ziali ovvero tra le passivit\u00e0.
\n
Sono stati costituiti fondi destinati a coprire tutte le passi-
\n
vit\u00e0 significative per i casi in cui i legali abbiano constatato
\n
la probabilit\u00e0 di un esito sfavorevole e una stima ragione-
\n
vole dell\u2019importo della spesa.
\n
Obbligazioni connesse agli impianti di generazione, ivi
\n
incluse quelle per smantellamento e ripristino siti
\n
L\u2019esercizio dell\u2019attivit\u00e0 di generazione pu\u00f2 comportare ob-
\n
bligazioni da parte dell\u2019esercente con riferimento a inter-
\n
venti futuri che dovranno essere sostenuti alla conclusione
\n
del periodo di funzionamento dell\u2019impianto.
\n
Tali interventi possono afferire alle attivit\u00e0 di smantellamen-
\n
to degli impianti e al ripristino in bonis dei siti sui quali essi
\n
insistono ovvero a obbligazioni di natura diversa, le quali
\n
discendono naturalmente dalla tecnologia di generazione
\n

\n\n

\n\n

\n\n
adottata. La natura di tali obbligazioni incide fortemente
\n
anche sul trattamento contabile al quale le stesse vengono
\n
assoggettate.
\n
Nel caso degli impianti nucleari, dove tali oneri attengono
\n
sia ad attivit\u00e0 di smantellamento sia allo stoccaggio delle
\n
scorie o di altri scarti di materiali radioattivi, la stima dei
\n
costi futuri rappresenta un processo critico in considera-
\n
zione del fatto che si tratta di costi che verranno sostenuti
\n
in un arco temporale molto lungo, stimabile fino a 100 anni.
\n
L\u2019obbligazione, basata su ipotesi finanziarie e ingegneristi-
\n
che, \u00e8 calcolata attualizzando i futuri flussi di cassa attesi
\n
che il Gruppo ritiene di dover pagare a fronte delle diverse
\n
obbligazioni assunte.
\n
Il tasso di sconto impiegato per l\u2019attualizzazione della pas-
\n
sivit\u00e0 \u00e8 quello cosiddetto \u201cprivo di rischio\u201d, al lordo delle im-
\n
poste (risk free rate), e si basa sui parametri economici del
\n
Paese dove l\u2019impianto \u00e8 dislocato. Tale passivit\u00e0 \u00e8 quantifi-
\n
cata dal management sulla base della tecnologia esisten-
\n
te alla data di valutazione ed \u00e8 rivista, ogni anno, tenendo
\n
conto dello sviluppo nelle tecniche di stoccaggio, sman-
\n
tellamento e ripristino del sito, nonch\u00e9 della continua evo-
\n
luzione delle leggi esistenti in materia di protezione della
\n
salute e della tutela ambientale.
\n
Successivamente il valore dell\u2019obbligazione \u00e8 adeguato
\n
per riflettere il trascorrere del tempo e le eventuali varia-
\n
zioni di stima.
\n
Si rinvia alla nota 40 \u201cFondi per rischi e oneri\u201d per maggiori
\n
dettagli sui tassi di attualizzazione, sui costi stimati non at-
\n
tualizzati e sulla loro tempistica, utilizzati per il calcolo del
\n
fondo smantellamento e ripristino impianti.
\n
Contratti onerosi
\n
Al fine di identificare un contratto oneroso, il Gruppo stima
\n
i costi non discrezionali necessari per l\u2019adempimento delle
\n
obbligazioni assunte (incluse le eventuali penali) nell\u2019ambi-
\n
to del contratto e i benef\u00edci economici che si suppone si
\n
otterranno dallo stesso contratto.
\n

\n\n
Leasing
\n
Quando il tasso di interesse implicito nel leasing non pu\u00f2
\n
essere determinato facilmente, il Gruppo utilizza il tasso
\n
di finanziamento marginale (Incremental Borrowing Rate
\n
- IBR) alla data di decorrenza del leasing per calcolare il
\n
valore attuale dei pagamenti dovuti per il leasing. Tale tas-
\n
so corrisponde a quello che il locatario dovrebbe pagare
\n
per un prestito, con una durata e con garanzie simili, ne-
\n
cessario per ottenere un\u2019attivit\u00e0 di valore simile all\u2019attivit\u00e0
\n
consistente nel diritto di utilizzo in un contesto economico
\n
simile. In assenza di input osservabili, il Gruppo stima l\u2019IBR
\n
sulla base di assunzioni che riflettono la durata e le condi-
\n
zioni contrattuali del leasing e su altre stime specifiche alla
\n
societ\u00e0 locataria.
\n
L\u2019aspetto che ha richiesto il maggior ricorso al giudizio pro-
\n
fessionale da parte del Gruppo riguarda la determinazione
\n
dell\u2019IBR, per la stima del valore attuale dei pagamenti dovu-
\n
ti per il leasing da corrispondere al locatore.
\n
In tale contesto, l\u2019approccio del Gruppo per la determina-
\n
zione dell\u2019IBR \u00e8 basato sulla valutazione delle tre seguenti
\n
componenti chiave:
\n
\u2022 il tasso privo di rischio, che considera i flussi contrattuali
\n
dei pagamenti per il leasing in valuta, il contesto eco-
\n
nomico al momento della negoziazione del contratto di
\n
leasing e la sua durata;
\n
\u2022 l\u2019aggiustamento per il credit spread, al fine di calcolare
\n
un IBR specifico per il locatario tenendo conto dell\u2019e-
\n
ventuale garanzia della Capogruppo o di altre garanzie
\n
sottostanti;
\n
\u2022 le rettifiche inerenti al contratto di leasing, per riflettere
\n
nel calcolo dell\u2019IBR il fatto che il tasso di attualizzazione
\n
\u00e8 direttamente collegato al tipo di attivit\u00e0 sottostante,
\n
anzich\u00e9 a un tasso di finanziamento marginale generi-
\n
co. In particolare, il rischio di insolvenza per il locatore \u00e8
\n
mitigato dal suo diritto a reclamare l\u2019attivit\u00e0 sottostante.
\n
Per ulteriori dettagli sulle passivit\u00e0 del leasing, si rinvia alla
\n
nota 48 \u201cStrumenti finanziari per categoria\u201d.
\n
Imposte sul reddito
\n
Recupero di imposte anticipate
\n
Al 31 dicembre 2022 il Bilancio consolidato comprende at-
\n
tivit\u00e0 per imposte anticipate, connesse alla rilevazione di
\n
perdite fiscali o di crediti d\u2019imposta utilizzabili in esercizi
\n
successivi e a componenti di reddito a deducibilit\u00e0 tributa-
\n
ria differita, per un importo il cui futuro recupero \u00e8 ritenuto
\n
dagli Amministratori altamente probabile.
\n
La recuperabilit\u00e0 delle suddette imposte anticipate \u00e8 su-
\n
bordinata al conseguimento di redditi imponibili futuri suf-
\n
ficientemente capienti per l\u2019assorbimento delle predette
\n
perdite fiscali e per l\u2019utilizzo dei benef\u00edci delle altre attivit\u00e0
\n
per imposte anticipate.
\n
Significativi giudizi del management sono richiesti per va-
\n
lutare la probabilit\u00e0 della recuperabilit\u00e0 delle imposte anti-
\n
cipate, considerando tutte le evidenze possibili, sia nega-
\n
tive sia positive, e per determinarne l\u2019ammontare che pu\u00f2
\n
essere rilevato in bilancio, in base alla tempistica e all\u2019am-
\n
montare dei redditi imponibili futuri, alle future strategie di
\n
pianificazione fiscale nonch\u00e9 alle aliquote fiscali vigenti al
\n
momento del loro riversamento. Tuttavia, nel momento in
\n
cui si dovesse constatare che il Gruppo non sia in grado di
\n
recuperare negli esercizi futuri la totalit\u00e0 o una parte delle
\n
imposte anticipate rilevate, la conseguente rettifica verr\u00e0
\n
imputata al Conto economico dell\u2019esercizio in cui si verifica
\n
tale circostanza.
\n
La recuperabilit\u00e0 delle attivit\u00e0 per imposte anticipate \u00e8 rie-
\n
saminata a ogni chiusura di periodo; le attivit\u00e0 per imposte
\n
anticipate non rilevate in bilancio sono nuovamente valuta-
\n
te a ogni data di riferimento del bilancio al fine di verificare
\n
le condizioni per la loro rilevazione.
\n

\n\n
Per ulteriori dettagli sulle imposte anticipate rilevate o non
\n
rilevate, si rinvia alla nota 25 \u201cAttivit\u00e0 per imposte anticipate
\n
e Passivit\u00e0 per imposte differite\u201d.
\n
Giudizi del management
\n
Identificazione delle Cash Generating Units (CGU)
\n
Ai fini della verifica per riduzione di valore, quando non \u00e8
\n
possibile calcolare il valore recuperabile di una singola at-
\n
tivit\u00e0, il Gruppo identifica il pi\u00f9 piccolo gruppo di attivit\u00e0
\n
che genera flussi finanziari in entrata ampiamente indipen-
\n
denti. Una CGU rappresenta il pi\u00f9 piccolo gruppo di attivit\u00e0
\n
che genera flussi finanziari in entrata che sono ampiamen-
\n
te indipendenti da quelli derivanti da altre attivit\u00e0 o gruppi
\n
di attivit\u00e0.
\n
Il processo di individuazione delle predette CGU implica
\n
giudizio da parte del management relativamente alla natu-
\n
ra specifica delle attivit\u00e0 e del business cui esse apparten-
\n
gono (area territoriale, aree di business, normativa di rife-
\n
rimento ecc.), e all\u2019evidenza che i flussi finanziari in entrata
\n
derivanti dal gruppo di attivit\u00e0 siano ampiamente indipen-
\n
denti da quelli derivanti da altre attivit\u00e0 (o gruppi di attivit\u00e0).
\n
Le attivit\u00e0 incluse in ogni CGU sono individuate anche sul-
\n
la base delle modalit\u00e0 attraverso le quali il management le
\n
gestisce e le monitora nell\u2019ambito del modello di business
\n
adottato. In particolare, il numero e il perimetro delle CGU
\n
sono sistematicamente aggiornati per riflettere gli effetti di
\n
nuove operazioni di aggregazione e riorganizzazione rea-
\n
lizzate dal Gruppo, nonch\u00e9 per tener conto di quei fattori
\n
esterni che potrebbero influire sulla capacit\u00e0 da parte delle
\n
attivit\u00e0 di generare flussi finanziari in entrata indipendenti.
\n
In particolare, nel caso in cui talune specifiche e ben indivi-
\n
duate attivit\u00e0 possedute dal Gruppo subiscano sfavorevoli
\n
condizioni economiche oppure operative che ne pregiudi-
\n
cano la capacit\u00e0 di contribuire alla realizzazione di flussi di
\n
cassa, esse possono essere isolate dal resto delle attivit\u00e0
\n
della CGU, soggette ad autonoma analisi di recuperabilit\u00e0
\n
ed eventualmente svalutate.
\n
Le CGU identificate dal management e alle quali \u00e8 stato
\n
allocato l\u2019avviamento iscritto nel presente Bilancio consoli-
\n
dato e i criteri con cui sono state identificate tali CGU sono
\n
riportati nella nota 24 \u201cAvviamento\u201d.
\n
Determinazione della vita utile di attivit\u00e0 non finanziarie
\n
Nel determinare la vita utile di immobili, impianti e macchi-
\n
nari e attivit\u00e0 immateriali aventi vita utile definita, il Gruppo
\n
considera non solo i benef\u00edci economici futuri \u2013 contenuti
\n
nelle attivit\u00e0 \u2013 fruiti tramite il loro utilizzo, ma anche molti
\n
altri fattori, quali il deterioramento fisico, l\u2019obsolescenza del
\n
prodotto o servizio forniti dal bene (per es., tecnica, tecno-
\n
logica o commerciale), restrizioni legali o altri vincoli similari
\n
(per es., sicurezza, ambientali ecc.) nell\u2019utilizzo del bene, se la
\n
vita utile del bene dipende dalla vita utile di altri beni.
\n
Inoltre, nella stima delle vite utili delle attivit\u00e0 interessate,
\n
il Gruppo ha tenuto conto del proprio impegno nell\u2019am-
\n
bito dell\u2019Accordo di Parigi. Per maggiori dettagli su tale
\n
aspetto, si rimanda alla nota 19 \u201cImmobili, impianti e mac-
\n
chinari\u201d.
\n
Valutazione dell\u2019esistenza dei requisiti del controllo
\n
Secondo le previsioni dell\u2019IFRS 10, il controllo \u00e8 ottenuto
\n
quando il Gruppo \u00e8 esposto a rendimenti variabili, o de-
\n
tiene diritti su tali rendimenti, derivanti dal rapporto con
\n
la societ\u00e0 partecipata e ha la capacit\u00e0 di incidere su tali
\n
rendimenti, attraverso l\u2019esercizio del proprio potere sulla
\n
societ\u00e0 partecipata. Il potere \u00e8 definito come la capacit\u00e0
\n
attuale di dirigere le attivit\u00e0 rilevanti della societ\u00e0 parteci-
\n
pata in virt\u00f9 di diritti sostanziali esistenti.
\n
L\u2019esistenza del controllo non dipende esclusivamente dal
\n
possesso della maggioranza dei diritti di voto, ma, piutto-
\n
sto, dai diritti sostanziali di ciascun investitore sulla societ\u00e0
\n
partecipata. Conseguentemente, \u00e8 richiesto il giudizio del
\n
management per valutare specifiche situazioni che deter-
\n
minino diritti sostanziali che attribuiscono al Gruppo il po-
\n
tere di dirigere le attivit\u00e0 rilevanti della societ\u00e0 partecipata
\n
in modo da influenzarne i rendimenti.
\n
Ai fini dell\u2019assessment sul requisito del controllo, il mana-
\n
gement analizza tutti i fatti e le circostanze, inclusi even-
\n
tuali accordi con gli altri investitori, i diritti derivanti da altri
\n
accordi contrattuali e i diritti di voto potenziali (call option,
\n
warrant, put option assegnate ad azionisti minoritari ecc.).
\n
Tali altri fatti e circostanze possono risultare particolar-
\n
mente rilevanti nell\u2019ambito di tale valutazione soprattutto
\n
nei casi in cui il Gruppo detiene meno della maggioranza
\n
dei diritti di voto, o diritti similari, della societ\u00e0 partecipata.
\n
Inoltre, anche se detiene pi\u00f9 della met\u00e0 dei diritti di voto
\n
di un\u2019altra societ\u00e0, il Gruppo considera tutti i fatti e le cir-
\n
costanze rilevanti nel valutare se controlla la societ\u00e0 par-
\n
tecipata.
\n
Il Gruppo riesamina l\u2019esistenza delle condizioni di controllo
\n
su una societ\u00e0 partecipata quando i fatti e le circostanze
\n
indichino che ci sia stata una variazione di uno o pi\u00f9 ele-
\n
menti considerati per la verifica dell\u2019esistenza del controllo.
\n
Come riportato nel Bilancio consolidato di Enel, il Gruppo
\n
Enel, al 31 dicembre 2022, detiene partecipazioni minori in
\n
Enel Green Power Rus LLC ed Enel X Rus LLC.
\n
A seguito del conflitto ucraino sono state adottate o pro-
\n
mosse alcune misure che hanno comportato la cessa-
\n
zione della direzione e coordinamento del Gruppo Enel
\n
con riferimento alle societ\u00e0 russe in cui il Gruppo detiene
\n
partecipazioni, tra cui: (i) le dimissioni di tutti gli ammini-
\n
stratori non indipendenti e di tutti i manager di nazionalit\u00e0
\n
non russa; (ii) la cessazione dei contratti infragruppo; (iii) la
\n
modifica della struttura organizzativa del Gruppo Enel al
\n
fine di interrompere il riporto gerarchico delle funzioni di
\n
staff o di business verso Enel.
\n

\n\n
Al 31 dicembre 2022 il Gruppo Enel continua a mantenere
\n
il controllo da un punto di vista contabile sulle societ\u00e0, in
\n
conformit\u00e0 all\u2019\u201cIFRS 10 - Bilancio Consolidato\u201d.
\n
Valutazione dell\u2019esistenza del controllo congiunto e del
\n
tipo di accordo a controllo congiunto
\n
Secondo l\u2019IFRS 11, un accordo a controllo congiunto \u00e8 un
\n
accordo nel quale due o pi\u00f9 parti detengono il controllo
\n
congiunto. Si ha il controllo congiunto unicamente quan-
\n
do per le decisioni relative alle attivit\u00e0 rilevanti \u00e8 richiesto
\n
il consenso unanime delle parti che condividono il con-
\n
trollo.
\n
Un accordo a controllo congiunto si pu\u00f2 configurare
\n
come una joint venture o una joint operation. Una joint
\n
venture \u00e8 un accordo a controllo congiunto nel quale le
\n
parti che detengono il controllo congiunto vantano di-
\n
ritti sulle attivit\u00e0 nette dell\u2019accordo. Per contro, una joint
\n
operation \u00e8 un accordo a controllo congiunto nel quale
\n
le parti che detengono il controllo congiunto hanno diritti
\n
sulle attivit\u00e0 e obbligazioni per le passivit\u00e0 relative all\u2019ac-
\n
cordo.
\n
Al fine di determinare l\u2019esistenza del controllo congiunto
\n
e il tipo di accordo a controllo congiunto, \u00e8 richiesto il
\n
giudizio del management, che deve valutare i diritti e gli
\n
obblighi derivanti dall\u2019accordo. A tal fine il management
\n
considera la struttura e la forma legale dell\u2019accordo, i ter-
\n
mini concordati tra le parti nell\u2019accordo contrattuale e,
\n
quando rilevanti, altri fatti e circostanze.
\n
A seguito di tale analisi il Gruppo ha considerato come
\n
joint operation gli accordi per la partecipazione in Asocia-
\n
ci\u00f3n Nuclear Asc\u00f3-Vandell\u00f3s II.
\n
Il Gruppo riesamina l\u2019esistenza del controllo congiunto
\n
quando i fatti e le circostanze indicano che c\u2019\u00e8 stata una
\n
variazione di uno o pi\u00f9 elementi considerati per la verifica
\n
dell\u2019esistenza del controllo congiunto e del tipo di accor-
\n
do a controllo congiunto.
\n
A seguito del conflitto ucraino sono state adottate o
\n
promosse alcune misure che hanno comportato la ces-
\n
sazione della gestione del Gruppo Enel con riferimento
\n
a Rusenergosbyt LLC (partecipata dal Gruppo), tra cui le
\n
dimissioni di tutti gli amministratori non indipendenti e di
\n
tutti i manager di nazionalit\u00e0 non russa e l\u2019interruzione dei
\n
flussi informativi delle funzioni di staff o di business verso
\n
Enel.
\n
Al 31 dicembre 2022 il Gruppo Enel continua a mantenere
\n
il controllo congiunto da un punto di vista contabile sul-
\n
la societ\u00e0, in conformit\u00e0 all\u2019\u201cIFRS 11 - Accordi a controllo
\n
congiunto\u201d.
\n
Per ulteriori dettagli sulle partecipazioni del Gruppo in
\n
joint venture, si rinvia alla nota 26 \u201cPartecipazioni valutate
\n
con il metodo del patrimonio netto\u201d.
\n
Valutazione dell\u2019esistenza dell\u2019influenza notevole su una
\n
societ\u00e0 collegata
\n
Le societ\u00e0 collegate sono quelle in cui il Gruppo eserci-
\n
ta un\u2019influenza notevole, ossia il potere di partecipare alla
\n
determinazione delle decisioni circa le politiche finanzia-
\n
rie e gestionali della societ\u00e0 partecipata senza esercitare
\n
il controllo o il controllo congiunto su queste politiche. In
\n
linea generale, si presume che il Gruppo abbia un\u2019influenza
\n
notevole quando lo stesso detiene una partecipazione di
\n
almeno il 20%.
\n
Al fine di determinare l\u2019esistenza dell\u2019influenza notevole \u00e8
\n
richiesto il giudizio del management che deve valutare tutti
\n
i fatti e le circostanze.
\n
Il Gruppo riesamina l\u2019esistenza dell\u2019influenza notevole
\n
quando i fatti e le circostanze indicano che c\u2019\u00e8 stata una
\n
variazione di uno o pi\u00f9 elementi considerati per la verifica
\n
dell\u2019esistenza di tale influenza notevole.
\n
Per ulteriori dettagli sulle partecipazioni del Gruppo in so-
\n
ciet\u00e0 collegate, si rinvia alla nota 26 \u201cPartecipazioni valutate
\n
con il metodo del patrimonio netto\u201d.
\n
Applicazione dell\u2019\u201cIFRIC 12 - Accordi per servizi in
\n
concessione\u201d alle concessioni
\n
L\u2019IFRIC 12 si applica agli accordi per servizi in concessione
\n
da \u201cpubblico a privato\u201d, i quali possono essere definiti come
\n
contratti che obbligano un concessionario a fornire servizi
\n
pubblici, ossia a dare accesso ai principali servizi economi-
\n
ci e sociali, per un determinato periodo di tempo per conto
\n
dell\u2019Autorit\u00e0 pubblica (ossia, il concedente). In questi contrat-
\n
ti, il concedente trasferisce al concessionario il diritto di ge-
\n
stire le infrastrutture utilizzate per fornire tali servizi pubblici.
\n
In particolare, l\u2019IFRIC 12 fornisce linee guida per la rilevazio-
\n
ne contabile, da parte del concessionario, degli accordi per
\n
servizi in concessione da \u201cpubblico a privato\u201d se:
\n
\u2022 il concedente controlla o regolamenta quali servizi il
\n
concessionario deve fornire con l\u2019infrastruttura, a chi li
\n
deve fornire e a quale prezzo; e
\n
\u2022 il concedente controlla, tramite la propriet\u00e0, titolo a be-
\n
nef\u00edci o in un altro modo, qualsiasi interessenza residua
\n
significativa nell\u2019infrastruttura alla scadenza dell\u2019accordo.
\n
Al fine di valutare l\u2019applicabilit\u00e0 di tali disposizioni per il Grup-
\n
po in qualit\u00e0 di concessionario, il management ha provvedu-
\n
to a effettuare un\u2019attenta analisi delle concessioni esistenti.
\n
Sulla base di tali analisi, l\u2019IFRIC 12 \u00e8 risultato applicabile ad
\n
alcune infrastrutture utilizzate in accordi per servizi in con-
\n
cessione da parte di talune societ\u00e0 operanti principalmente
\n
in Brasile.
\n
Per ulteriori dettagli sulle infrastrutture utilizzate negli ac-
\n
cordi per servizi in concessione rientranti nell\u2019ambito di ap-
\n
plicazione dell\u2019IFRIC 12, si rinvia alla nota 20 \u201cInfrastrutture
\n
comprese nell\u2019\u2019IFRIC 12 - Accordi per servizi in concessio-
\n
ne\u2019\u201c.
\n

\n\n

\n
Ricavi provenienti da contratti con clienti
\n
L\u2019applicazione dell\u2019IFRS 15 ha richiesto al Gruppo i seguenti
\n
giudizi professionali (per ulteriori dettagli riguardo agli ef-
\n
fetti pi\u00f9 significativi sui ricavi del Gruppo, si rimanda alla
\n
nota 11.a \u201cRicavi delle vendite e delle prestazioni\u201d).
\n
Il Gruppo analizza con cura le condizioni e termini contrat-
\n
tuali a livello di giurisdizione locale al fine di determinare se
\n
un contratto esiste e se crea diritti e obbligazioni esigibili,
\n
cos\u00ec da applicare l\u2019IFRS 15 solo a tali contratti.
\n
Qualora un contratto preveda una molteplicit\u00e0 di beni e
\n
servizi promessi, il Gruppo valuta se questi devono essere
\n
rilevati separatamente o congiuntamente, considerando
\n
sia le caratteristiche individuali dei beni/servizi, sia la natu-
\n
ra della promessa nel contesto contrattuale, anche tenu-
\n
to conto di tutti i fatti e le circostanze relative al contratto
\n
specifico nel relativo contesto legale e regolamentare.
\n
Per valutare quando un\u2019obbligazione di fare \u00e8 soddisfatta, il
\n
Gruppo valuta il momento in cui il controllo dei beni o ser-
\n
vizi \u00e8 trasferito al cliente, considerato principalmente dal
\n
punto di vista del cliente stesso.
\n
Per ogni obbligazione di fare, e in relazione alla tipologia di
\n
transazione:
\n
\u2022 il ricavo viene rilevato nel corso del tempo sulla base dei
\n
progressi verso il completo adempimento dell\u2019obbliga-
\n
zione di fare, se la stessa \u00e8 adempiuta nel corso del tem-
\n
po, come nel caso della prestazione dei servizi. La misu-
\n
razione dei progressi verso l\u2019adempimento di un\u2019obbli-
\n
gazione di fare viene effettuata, in maniera consistente
\n
per obbligazioni di fare e circostanze similari, utilizzando
\n
un metodo basato sugli \u201coutput\u201d oppure sugli \u201cinput\u201d. In
\n
particolare, il metodo del costo sostenuto (cost-to-cost
\n
method) \u00e8 considerato adeguato, tranne nei casi in cui
\n
un\u2019analisi specifica del contratto suggerisca l\u2019uso di un
\n
metodo pi\u00f9 appropriato. Nel caso in cui non sia in grado
\n
di valutare ragionevolmente i progressi verso l\u2019adempi-
\n
mento dell\u2019obbligazione di fare, il Gruppo rileva i ricavi
\n
solo nella misura dei costi sostenuti che sono conside-
\n
rati recuperabili;
\n
\u2022 se invece l\u2019obbligazione di fare \u00e8 adempiuta in un deter-
\n
minato momento, come nel caso della fornitura di beni,
\n
il ricavo \u00e8 riconosciuto nel momento in cui il cliente ot-
\n
tiene il controllo dell\u2019attivit\u00e0 promessa, considerando, nel
\n
complesso, tutti gli indicatori rilevanti.
\n
Per determinare se un contratto comprende un corrispet-
\n
tivo variabile (ovvero, un corrispettivo che pu\u00f2 variare o di-
\n
pende dal verificarsi o meno di un evento futuro), il Gruppo
\n
fa riferimento a tutti i fatti e circostanze applicabili. Nella
\n
stima del corrispettivo variabile, il Gruppo utilizza il metodo
\n
che consente di prevedere meglio l\u2019importo del corrispet-
\n
tivo al quale avr\u00e0 diritto, applicandolo in modo uniforme
\n
per tutta la durata del contratto e a contratti simili, anche
\n
utilizzando tutte le informazioni a sua disposizione, e ag-
\n
giornando tale stima fino a che non sia risolta l\u2019incertezza.
\n
Il Gruppo include i corrispettivi variabili stimati nel prezzo
\n
dell\u2019operazione solo nella misura in cui \u00e8 altamente proba-
\n
bile che quando successivamente sar\u00e0 risolta l\u2019incertezza
\n
associata al corrispettivo variabile non si verifichi un signi-
\n
ficativo aggiustamento al ribasso dell\u2019importo dei ricavi cu-
\n
mulati rilevati.
\n
Il Gruppo considera di agire in qualit\u00e0 di \u201cagent\u201d in taluni
\n
contratti in cui non ha la responsabilit\u00e0 principale per l\u2019a-
\n
dempimento del contratto e pertanto non controlla i beni e
\n
servizi prima del loro trasferimento ai clienti. Per esempio,
\n
il Gruppo agisce in qualit\u00e0 di \u201cagent\u201d in taluni contratti re-
\n
lativi a servizi di connessione alla rete dell\u2019energia elettrica/
\n
gas e ad altre attivit\u00e0 collegate in funzione dell\u2019assetto re-
\n
golamentare o normativo locale.
\n
Nei contratti che prevedono pi\u00f9 di un\u2019obbligazione di fare
\n
(per es., contratti di vendita \u201cbundled\u201d), in generale il Grup-
\n
po ripartisce il prezzo dell\u2019operazione fra le diverse ob-
\n
bligazioni di fare in proporzione al prezzo di vendita a s\u00e9
\n
stante dei beni o servizi distinti inclusi in ciascuna obbli-
\n
gazione di fare. Il Gruppo determina i prezzi di vendita a
\n
s\u00e9 stanti tenendo conto di tutte le informazioni e usando
\n
i prezzi osservabili quando sono disponibili sul mercato o,
\n
in mancanza di ci\u00f2, avvalendosi di un metodo di stima che
\n
massimizza l\u2019utilizzo di input osservabili e applicandolo in
\n
modo uniforme in circostanze analoghe.
\n
Se il Gruppo valuta che un contratto comprende un\u2019op-
\n
zione per beni o servizi aggiuntivi (per es., programmi di
\n
fidelizzazione della clientela od opzioni di rinnovo) che ri-
\n
conosce al cliente un diritto significativo, il prezzo dell\u2019ope-
\n
razione \u00e8 allocato a tale opzione considerando che questa
\n
rappresenti un\u2019obbligazione di fare aggiuntiva.
\n\n
Il Gruppo valuta la recuperabilit\u00e0 dei costi incrementali per
\n
l\u2019ottenimento di un contratto sia a livello di singolo contrat-
\n
to sia per gruppo di contratti, se tali costi sono associati a
\n
un gruppo di contratti.
\n
Il Gruppo supporta la recuperabilit\u00e0 di tali costi in base alla
\n
propria esperienza con altre operazioni simili e valutando
\n
fattori diversi, tra cui potenziali rinnovi, modifiche e con-
\n
tratti successivi con lo stesso cliente.
\n
Il Gruppo ammortizza tali costi sulla durata media del rap-
\n
porto con il cliente. Al fine di determinare tale periodo at-
\n
teso di ottenimento di benef\u00edci derivanti dal contratto, il
\n
Gruppo si avvale della sua esperienza pregressa (per es.,
\n
il \u201ctasso di abbandono\u201d), di indicazioni previsionali desumi-
\n
bili da contratti simili e di informazioni disponibili sull\u2019anda-
\n
mento del mercato.
\n

\n\n

\n\n
Power Purchase Agreement
\n
I Power Purchase Agreement (PPA), che prevedono la con-
\n
segna fisica dell\u2019energia e che non rispettano i requisi-
\n
ti dell\u2019IFRS 10 per l\u2019esistenza del controllo o del controllo
\n
congiunto su una societ\u00e0 o su un asset e dell\u2019IFRS 16 per la
\n
rilevazione di un leasing, ma che rispettano la definizione di
\n
derivato dell\u2019IFRS 9, sono contabilizzati in base alle regole
\n
dell\u2019own use exemption quando le relative condizioni sono
\n
soddisfatte.
\n
Con riferimento ai Virtual PPA che rispettano la definizione
\n
di derivato ai sensi dell\u2019IFRS 9 si rinvia alla nota 51 \u201cDerivati
\n
ed hedge accounting\u201d.
\n
Classificazione e valutazione delle attivit\u00e0 finanziarie
\n
Alla data di rilevazione iniziale, al fine di classificare le attivit\u00e0
\n
finanziarie, come attivit\u00e0 finanziarie al costo ammortizzato,
\n
al fair value rilevato tra le altre componenti di Conto eco-
\n
nomico complessivo e al fair value rilevato a Conto econo-
\n
mico, il management valuta le caratteristiche contrattuali
\n
dei flussi di cassa dello strumento unitamente al modello
\n
di business adottato per gestire le attivit\u00e0 finanziarie al fine
\n
di generare flussi di cassa.
\n
Per valutare le caratteristiche dei flussi di cassa contrat-
\n
tuali dello strumento, il management effettua l\u2019\u201cSPPI test\u201d
\n
a livello di singolo strumento per determinare se lo stesso
\n
generi flussi di cassa che rappresentano solamente paga-
\n
mento di capitale e interessi, effettuando specifiche valu-
\n
tazioni sulle clausole contrattuali degli strumenti finanziari
\n
cos\u00ec come analisi quantitative qualora necessarie.
\n
Il modello di business determina se i flussi di cassa deri-
\n
veranno dall\u2019incasso degli stessi in base al contratto, dalla
\n
vendita delle attivit\u00e0 finanziarie o da entrambi.
\n
Per maggiori dettagli, si rinvia alla nota 48 \u201cStrumenti fi-
\n
nanziari per categoria\u201d.
\n
Hedge accounting
\n
L\u2019hedge accounting \u00e8 applicato ai derivati al fine di riflette-
\n
re in bilancio gli effetti delle strategie di risk management.
\n
A tale scopo, il Gruppo documenta all\u2019inception della tran-
\n
sazione la relazione tra lo strumento di copertura e l\u2019ele-
\n
mento coperto, cos\u00ec come gli obiettivi e la strategia di risk
\n
management. Inoltre, il Gruppo valuta, sia all\u2019inception della
\n
relazione sia su base sistematica, se gli strumenti di coper-
\n
tura sono altamente efficaci nel compensare le variazioni
\n
nel fair value o nei flussi di cassa degli elementi coperti.
\n
Sulla base del giudizio degli Amministratori, la valutazione
\n
dell\u2019efficacia basata sull\u2019esistenza di una relazione econo-
\n
mica tra gli strumenti di copertura e gli elementi coperti, la
\n
dominanza del rischio di credito nelle variazioni di valore
\n
e l\u2019hedge ratio, cos\u00ec come la misurazione dell\u2019inefficacia,
\n
sono valutate mediante un assessment qualitativo o un
\n
calcolo quantitativo, a seconda degli specifici fatti e circo-
\n
stanze e delle caratteristiche degli strumenti di copertura
\n
e degli elementi coperti.
\n
In relazione alle coperture dei flussi di cassa di transazio-
\n
ni future, il management valuta e documenta che le stesse
\n
sono altamente probabili e presentano una esposizione alle
\n
variazioni dei flussi di cassa che impatta il Conto economico.
\n
Per maggiori dettagli circa le assunzioni chiave sulla valuta-
\n
zione dell\u2019efficacia e la misurazione dell\u2019inefficacia, si rinvia alla
\n
nota 51.1 \u201cDerivati designati come strumenti di copertura\u201d.
\n
Leasing
\n
Considerata la complessit\u00e0 richiesta per la valutazione dei
\n
contratti di leasing, unita alla loro durata a lungo termine,
\n
l\u2019applicazione dell\u2019IFRS 16 impone un significativo ricorso al
\n
giudizio professionale. In particolare, ci\u00f2 \u00e8 stato necessario
\n
per:
\n
\u2022 applicare la definizione di leasing a fattispecie tipiche dei
\n
settori in cui opera il Gruppo;
\n
\u2022 identificare la componente di servizio nell\u2019ambito dei con-
\n
tratti di leasing;
\n
\u2022 valutare eventuali opzioni di rinnovo e di risoluzione pre-
\n
viste nei contratti al fine di determinare la durata dei con-
\n
tratti, esaminando congiuntamente la probabilit\u00e0 di eser-
\n
cizio di tali opzioni e qualsiasi significativa miglioria sulle
\n
attivit\u00e0 sottostanti, anche in considerazione delle recenti
\n
interpretazioni dell\u2019IFRS Interpretation Committee;
\n
\u2022 identificare eventuali pagamenti variabili che dipendono
\n
da indici o tassi per determinare se le variazioni di questi
\n
ultimi possano avere un impatto sui futuri pagamenti per
\n
il leasing nonch\u00e9 sull\u2019ammontare dell\u2019attivit\u00e0 consistente
\n
nel diritto di utilizzo;
\n
\u2022 stimare il tasso di attualizzazione per calcolare il valore
\n
attuale dei pagamenti dovuti per il leasing; per ulteriori
\n
dettagli sulle ipotesi usate per la stima di questo tasso si
\n
rinvia al sottoparagrafo \u201cUso di stime\u201d.
\n
Per maggiori dettagli riguardo i contratti di leasing, si rinvia
\n
alla nota 21 \u201cLeasing\u201d.
\n
Incertezza sui trattamenti ai fini dell\u2019imposta sul reddito
\n
Il Gruppo determina se prendere in considerazione ciascun
\n
trattamento fiscale incerto separatamente o congiuntamen-
\n
te a uno o pi\u00f9 trattamenti fiscali incerti, nonch\u00e9 se riporta-
\n
re l\u2019effetto dell\u2019incertezza usando il metodo dell\u2019importo pi\u00f9
\n
probabile o il metodo del valore atteso, scegliendo quello
\n
che, secondo le sue proiezioni, meglio prevede la soluzione
\n
dell\u2019incertezza, tenuto conto delle normative fiscali locali.
\n
Il Gruppo effettua un significativo ricorso al giudizio pro-
\n
fessionale nell\u2019identificare le incertezze sui trattamenti ai
\n
fini delle imposte sul reddito e riesamina i giudizi e le stime
\n
effettuate in presenza di un cambiamento dei fatti e delle
\n
circostanze che potrebbe modificare la conclusione sull\u2019ac-
\n
cettabilit\u00e0 di un determinato trattamento fiscale oppure sul-
\n
la stima degli effetti dell\u2019incertezza, o entrambi.
\n
Per ulteriori dettagli circa le imposte sul reddito, si rinvia alla
\n
nota 17 \u201cImposte\u201d.
\n

\n", "dimensions": { "concept": "ifrs-full:DisclosureOfAccountingJudgementsAndEstimatesExplanatory", "language": "it", "entity": "scheme:WOCMU6HCI0OJWNPRZS33", "period": "2022-01-01T00:00:00/2023-01-01T00:00:00" } }, "Tag892": { "value": "\n
Fondi rischi e oneri
\n
Per maggiori dettagli riguardo i fondi rischi e oneri, si rinvia
\n
alla nota 40 \u201cFondi rischi e oneri\u201d.
\n
La nota 57 \u201cAttivit\u00e0 e passivit\u00e0 potenziali\u201d fornisce anche
\n
informazioni riguardo alle attivit\u00e0 e passivit\u00e0 potenziali
\n
maggiormente significative per il Gruppo a fine esercizio.
\n
Contenziosi
\n
Il Gruppo \u00e8 parte in diversi procedimenti civili, amministra-
\n
tivi e fiscali, collegati al normale svolgimento delle proprie
\n
attivit\u00e0, che potrebbero generare passivit\u00e0 di importo si-
\n
gnificativo, per i quali non \u00e8 sempre oggettivamente pos-
\n
sibile prevedere l\u2019esito finale. La valutazione dei rischi legati
\n
ai suddetti procedimenti \u00e8 basata su elementi complessi
\n
che per loro natura implicano il ricorso a giudizio degli Am-
\n
ministratori, anche tenendo conto degli elementi acquisiti
\n
da parte di consulenti esterni che assistono il Gruppo, con
\n
riferimento alla loro classificazione tra le passivit\u00e0 poten-
\n
ziali ovvero tra le passivit\u00e0.
\n
Sono stati costituiti fondi destinati a coprire tutte le passi-
\n
vit\u00e0 significative per i casi in cui i legali abbiano constatato
\n
la probabilit\u00e0 di un esito sfavorevole e una stima ragione-
\n
vole dell\u2019importo della spesa.
\n
Obbligazioni connesse agli impianti di generazione, ivi
\n
incluse quelle per smantellamento e ripristino siti
\n
L\u2019esercizio dell\u2019attivit\u00e0 di generazione pu\u00f2 comportare ob-
\n
bligazioni da parte dell\u2019esercente con riferimento a inter-
\n
venti futuri che dovranno essere sostenuti alla conclusione
\n
del periodo di funzionamento dell\u2019impianto.
\n
Tali interventi possono afferire alle attivit\u00e0 di smantellamen-
\n
to degli impianti e al ripristino in bonis dei siti sui quali essi
\n
insistono ovvero a obbligazioni di natura diversa, le quali
\n
discendono naturalmente dalla tecnologia di generazione
\n

\n\n
adottata. La natura di tali obbligazioni incide fortemente
\n
anche sul trattamento contabile al quale le stesse vengono
\n
assoggettate.
\n
Nel caso degli impianti nucleari, dove tali oneri attengono
\n
sia ad attivit\u00e0 di smantellamento sia allo stoccaggio delle
\n
scorie o di altri scarti di materiali radioattivi, la stima dei
\n
costi futuri rappresenta un processo critico in considera-
\n
zione del fatto che si tratta di costi che verranno sostenuti
\n
in un arco temporale molto lungo, stimabile fino a 100 anni.
\n
L\u2019obbligazione, basata su ipotesi finanziarie e ingegneristi-
\n
che, \u00e8 calcolata attualizzando i futuri flussi di cassa attesi
\n
che il Gruppo ritiene di dover pagare a fronte delle diverse
\n
obbligazioni assunte.
\n
Il tasso di sconto impiegato per l\u2019attualizzazione della pas-
\n
sivit\u00e0 \u00e8 quello cosiddetto \u201cprivo di rischio\u201d, al lordo delle im-
\n
poste (risk free rate), e si basa sui parametri economici del
\n
Paese dove l\u2019impianto \u00e8 dislocato. Tale passivit\u00e0 \u00e8 quantifi-
\n
cata dal management sulla base della tecnologia esisten-
\n
te alla data di valutazione ed \u00e8 rivista, ogni anno, tenendo
\n
conto dello sviluppo nelle tecniche di stoccaggio, sman-
\n
tellamento e ripristino del sito, nonch\u00e9 della continua evo-
\n
luzione delle leggi esistenti in materia di protezione della
\n
salute e della tutela ambientale.
\n
Successivamente il valore dell\u2019obbligazione \u00e8 adeguato
\n
per riflettere il trascorrere del tempo e le eventuali varia-
\n
zioni di stima.
\n
Si rinvia alla nota 40 \u201cFondi per rischi e oneri\u201d per maggiori
\n
dettagli sui tassi di attualizzazione, sui costi stimati non at-
\n
tualizzati e sulla loro tempistica, utilizzati per il calcolo del
\n
fondo smantellamento e ripristino impianti.
\n
Contratti onerosi
\n
Al fine di identificare un contratto oneroso, il Gruppo stima
\n
i costi non discrezionali necessari per l\u2019adempimento delle
\n
obbligazioni assunte (incluse le eventuali penali) nell\u2019ambi-
\n
to del contratto e i benef\u00edci economici che si suppone si
\n
otterranno dallo stesso contratto.
\n

\n", "dimensions": { "concept": "ifrs-full:DescriptionOfAccountingPolicyForContingentLiabilitiesAndContingentAssetsExplanatory", "language": "it", "entity": "scheme:WOCMU6HCI0OJWNPRZS33", "period": "2022-01-01T00:00:00/2023-01-01T00:00:00" } }, "Tag888": { "value": "\n
Il Gruppo valuta la recuperabilit\u00e0 dei costi incrementali per
\n
l\u2019ottenimento di un contratto sia a livello di singolo contrat-
\n
to sia per gruppo di contratti, se tali costi sono associati a
\n
un gruppo di contratti.
\n
Il Gruppo supporta la recuperabilit\u00e0 di tali costi in base alla
\n
propria esperienza con altre operazioni simili e valutando
\n
fattori diversi, tra cui potenziali rinnovi, modifiche e con-
\n
tratti successivi con lo stesso cliente.
\n
Il Gruppo ammortizza tali costi sulla durata media del rap-
\n
porto con il cliente. Al fine di determinare tale periodo at-
\n
teso di ottenimento di benef\u00edci derivanti dal contratto, il
\n
Gruppo si avvale della sua esperienza pregressa (per es.,
\n
il \u201ctasso di abbandono\u201d), di indicazioni previsionali desumi-
\n
bili da contratti simili e di informazioni disponibili sull\u2019anda-
\n
mento del mercato.
\n

\n", "dimensions": { "concept": "ifrs-full:DescriptionOfAccountingPolicyForCustomerAcquisitionCostsExplanatory", "language": "it", "entity": "scheme:WOCMU6HCI0OJWNPRZS33", "period": "2022-01-01T00:00:00/2023-01-01T00:00:00" } }, "Tag910": { "value": "\n

\n

\n

\n

\n
2.2 Princ\u00edpi contabili significativi
\n\n
Parti correlate
\n
Per parti correlate si intendono principalmente quelle che
\n
condividono con Enel SpA il medesimo soggetto control-
\n
lante, le societ\u00e0 che direttamente o indirettamente sono
\n
controllate da Enel SpA, le societ\u00e0 collegate o joint ven-
\n
ture (comprese le loro controllate) di Enel SpA, o le societ\u00e0
\n
collegate o joint venture (comprese le loro controllate) di
\n
qualsiasi societ\u00e0 del Gruppo. Nella definizione di parti cor-
\n
relate rientrano, inoltre, quelle entit\u00e0 che gestiscono piani
\n
di benef\u00edci post-pensionistici per i dipendenti di Enel SpA
\n
o di sue societ\u00e0 correlate (nello specifico, i fondi pensio-
\n
ne FOPEN e FONDENEL), nonch\u00e9 i Sindaci e i loro stretti
\n
familiari, i dirigenti con responsabilit\u00e0 strategiche e i loro
\n
stretti familiari, di Enel SpA e di societ\u00e0 da questa control-
\n
late. I dirigenti con responsabilit\u00e0 strategiche sono coloro
\n
che hanno il potere e la responsabilit\u00e0, diretta o indiretta,
\n
della pianificazione, della direzione, del controllo delle atti-
\n
vit\u00e0 della Societ\u00e0 e comprendono i relativi Amministratori
\n
(esecutivi o meno).
\n

\n\n\n
Societ\u00e0 controllate
\n
Le societ\u00e0 controllate sono le societ\u00e0 su cui il Gruppo
\n
detiene il controllo. Il Gruppo controlla una societ\u00e0, indi-
\n
pendentemente dalla natura della loro relazione formale,
\n
quando \u00e8 esposto a rendimenti variabili, o detiene diritti su
\n
tali rendimenti, derivanti dal proprio rapporto con la stessa
\n
e ha la capacit\u00e0 di incidere su tali rendimenti, esercitando il
\n
proprio potere su tale societ\u00e0.
\n
I valori delle societ\u00e0 controllate sono consolidati integral-
\n
mente linea per linea nei conti consolidati a partire dalla
\n
data in cui il Gruppo ne acquisisce il controllo e sino alla
\n
data in cui tale controllo cessa di esistere.
\n

\n\n\n

\n
Procedure di consolidamento
\n
I bilanci delle societ\u00e0 controllate utilizzati ai fini della pre-
\n
disposizione del Bilancio consolidato al 31 dicembre 2022
\n
sono elaborati in accordo con i princ\u00edpi contabili adottati
\n
dal Gruppo.
\n
Se una societ\u00e0 controllata utilizza princ\u00edpi contabili diversi
\n
da quelli adottati nella predisposizione del Bilancio con-
\n
solidato per operazioni e fatti simili in circostanze similari,
\n
vengono effettuate opportune rettifiche per garantire la
\n
conformit\u00e0 ai princ\u00edpi contabili di Gruppo.
\n
Le attivit\u00e0, le passivit\u00e0, i proventi e i costi di societ\u00e0 control-
\n
late acquisite o dismesse durante l\u2019esercizio sono inclusi o
\n
esclusi dal Bilancio consolidato, rispettivamente, dalla data
\n
in cui il Gruppo ottiene o perde il controllo della societ\u00e0
\n
controllata.
\n\n
Il risultato dell\u2019esercizio e le altre componenti di Conto
\n
economico complessivo sono attribuiti agli azionisti della
\n
Capogruppo e ai terzi anche se i risultati attribuiti a questi
\n
ultimi presentano una perdita.
\n
Le attivit\u00e0, le passivit\u00e0, gli elementi del patrimonio netto, gli
\n
utili, le perdite e i flussi di cassa relativi a transazioni infra-
\n
gruppo sono completamente eliminati.
\n
Le variazioni nella quota di possesso in partecipazioni in
\n
societ\u00e0 controllate che non implicano la perdita del con-
\n
trollo sono rilevate come operazioni sul capitale rettifican-
\n
do la quota attribuibile agli azionisti della Capogruppo e
\n
quella ai terzi per riflettere le variazioni nelle loro relative
\n
quote di possesso. L\u2019eventuale differenza tra l\u2019ammontare
\n
al quale vengono rettificate le partecipazioni di minoranza
\n
e il fair value del corrispettivo pagato o ricevuto viene rile-
\n
vata direttamente nel patrimonio netto consolidato.
\n

\n

\n\n
Quando il Gruppo perde il controllo su una societ\u00e0 control-
\n
lata, l\u2019eventuale partecipazione residua nella societ\u00e0 pre-
\n
cedentemente controllata viene rimisurata al fair value alla
\n
data in cui si perde il controllo, rilevando l\u2019eventuale utile o
\n
perdita derivante dalla perdita del controllo a Conto eco-
\n
nomico. Inoltre, la quota delle OCI riferita alla controllata di
\n
cui si perde il controllo \u00e8 trattata contabilmente come se il
\n
Gruppo avesse direttamente dismesso le relative attivit\u00e0 o
\n
passivit\u00e0.
\n

\n

\n\n\n

\n\n

\n\n
Partecipazioni in societ\u00e0 collegate e joint
\n
arrangement
\n
Le societ\u00e0 collegate sono quelle in cui il Gruppo esercita
\n
un\u2019influenza notevole, ossia il potere di partecipare alla de-
\n
terminazione delle decisioni circa le politiche finanziarie e
\n
gestionali della societ\u00e0 partecipata senza esercitare il con-
\n
trollo o il controllo congiunto su queste politiche.
\n
Una joint venture \u00e8 un accordo a controllo congiunto nel
\n
quale il Gruppo detiene il controllo congiunto e vanta di-
\n
ritti sulle attivit\u00e0 nette dell\u2019accordo. Per controllo congiunto
\n
si intende la condivisione del controllo di un accordo, che
\n
esiste unicamente quando per le decisioni riguardanti le
\n
attivit\u00e0 rilevanti \u00e8 richiesto il consenso unanime di tutte le
\n
parti che condividono il controllo.
\n
Le partecipazioni in societ\u00e0 collegate e in joint venture
\n
sono contabilizzate con il metodo del patrimonio netto
\n
(equity method).
\n
Con l\u2019applicazione del metodo del patrimonio netto, tali
\n
partecipazioni sono rilevate inizialmente al costo allocan-
\n
do nel valore contabile delle stesse l\u2019eventuale avviamento
\n
emergente dalla differenza tra il costo della partecipazione
\n
e la quota di interessenza del Gruppo nel fair value netto
\n
delle attivit\u00e0 e delle passivit\u00e0 identificabili della societ\u00e0 par-
\n
tecipata alla data di acquisizione.
\n
Successivamente alla data di acquisizione, il valore conta-
\n
bile della partecipazione \u00e8 rettificato per rilevare la quota
\n
di pertinenza del Gruppo dell\u2019utile (perdita) della societ\u00e0
\n
collegata o joint venture con effetto sul Conto economico
\n
del Gruppo. Rettifiche del valore contabile possono essere
\n
necessarie anche a seguito di variazioni della quota di per-
\n
tinenza del Gruppo nella societ\u00e0 collegata o joint venture,
\n
derivanti da variazioni nelle voci del prospetto delle altre
\n

\n\n

\n\n

\n\n

\n\n

\n

\n

\n\n

\n\n

\n\n

\n
componenti di Conto economico complessivo della parte-
\n
cipata. La quota di pertinenza del Gruppo di tali variazioni \u00e8
\n
rilevata tra le altre componenti di Conto economico com-
\n
plessivo del Gruppo.
\n
I dividendi ricevuti da partecipazioni in societ\u00e0 collegate e
\n
joint venture sono contabilizzati a rettifica del valore con-
\n
tabile della partecipazione.
\n
Gli utili e le perdite derivanti da transazioni tra il Gruppo e
\n
una societ\u00e0 collegata o joint venture sono rilevati nel Bilan-
\n
cio consolidato soltanto limitatamente alla quota d\u2019interes-
\n
senza di terzi nella collegata o nella joint venture.
\n
I bilanci delle societ\u00e0 collegate e delle joint venture sono
\n
preparati per lo stesso periodo contabile del Gruppo, ap-
\n
portando, se necessario, le eventuali rettifiche per garanti-
\n
re la conformit\u00e0 ai princ\u00edpi contabili di Gruppo.
\n
Successivamente all\u2019applicazione del metodo del patrimo-
\n
nio netto, il Gruppo valuta se \u00e8 necessario rilevare un im-
\n
pairment relativo alla partecipazione nella societ\u00e0 collegata
\n
o joint venture. Se vi \u00e8 una evidenza obiettiva di riduzione di
\n
valore, l\u2019intero valore contabile della partecipazione \u00e8 sot-
\n
toposto a verifica per riduzione di valore in conformit\u00e0 allo
\n
IAS 36 come un\u2019unica attivit\u00e0. Per maggiori dettagli circa
\n
l\u2019impairment, si rinvia al paragrafo \u201cImpairment delle attivi-
\n
t\u00e0 non finanziarie\u201d all\u2019interno della nota 2.1 \u201cUso di stime e
\n
giudizi del management\u201d.
\n\n
Quando un\u2019interessenza partecipativa cessa di essere una
\n
societ\u00e0 collegata o una joint venture, il Gruppo rileva l\u2019e-
\n
ventuale partecipazione residua nella societ\u00e0 al fair value
\n
(con contropartita il Conto economico); tutti gli importi
\n
precedentemente rilevati nelle OCI relativi a tali investi-
\n
menti sono contabilizzati come se le partecipate avessero
\n
direttamente dismesso le relative attivit\u00e0 o passivit\u00e0.
\n

\n\n
In caso di riduzione di una quota di partecipazione in una
\n
societ\u00e0 collegata o joint venture che non implica la perdita
\n
di influenza notevole o del controllo congiunto, il Gruppo
\n
continua ad applicare il metodo del patrimonio netto e la
\n
quota degli utili e delle perdite precedentemente rilevati
\n
nell\u2019ambito delle OCI, relativa a tale riduzione, \u00e8 contabi-
\n
lizzata come se il Gruppo avesse direttamente dismesso le
\n
relative attivit\u00e0 o passivit\u00e0.
\n
Quando una quota di una partecipazione in societ\u00e0 colle-
\n
gate o joint venture soddisfa le condizioni per essere clas-
\n
sificata come detenuta per la vendita, la parte residua di
\n
tale partecipazione che non \u00e8 stata classificata come pos-
\n
seduta per la vendita \u00e8 contabilizzata con il metodo del pa-
\n
trimonio netto fino alla dismissione della parte classificata
\n
come posseduta per la vendita.
\n
Una joint operation \u00e8 un accordo a controllo congiunto nel
\n
quale il Gruppo, che detiene il controllo congiunto, ha diritti
\n
sulle attivit\u00e0 e obbligazioni per le passivit\u00e0 relative all\u2019ac-
\n
cordo. Per ogni joint operation il Gruppo rileva attivit\u00e0, pas-
\n
sivit\u00e0, costi e ricavi sulla base dei termini dell\u2019accordo e non
\n
in base all\u2019interessenza partecipativa detenuta.
\n
Nel caso in cui vi sia un incremento dell\u2019interessenza in
\n
un\u2019attivit\u00e0 a controllo congiunto, che soddisfa la definizione
\n
di attivit\u00e0 aziendale:
\n
\u2022 se il Gruppo acquisisce il controllo, e aveva diritti sulle
\n
attivit\u00e0 e obbligazioni per le passivit\u00e0 relative all\u2019attivi-
\n
t\u00e0 a controllo congiunto immediatamente prima della
\n
data di acquisizione, allora l\u2019operazione rappresen-
\n
ta un\u2019aggregazione aziendale realizzata in pi\u00f9 fasi. Di
\n
conseguenza, il Gruppo applica i requisiti previsti per
\n
un\u2019aggregazione aziendale realizzata in pi\u00f9 fasi, inclu-
\n
so il ricalcolo dell\u2019interessenza che deteneva in prece-
\n
denza nell\u2019attivit\u00e0 a controllo congiunto al fair value alla
\n
data di acquisizione;
\n
\u2022 se il Gruppo ottiene il controllo congiunto (ossia, aveva
\n
gi\u00e0 una interessenza in un\u2019attivit\u00e0 a controllo congiunto
\n
senza detenerne il controllo congiunto), l\u2019interessenza
\n
precedentemente detenuta nell\u2019attivit\u00e0 a controllo con-
\n
giunto non deve essere rimisurata.
\n
Per ulteriori dettagli sulle partecipazioni del Gruppo in so-
\n
ciet\u00e0 collegate e joint venture, si rinvia alla nota 26 \u201cParteci-
\n
pazioni valutate con il metodo del patrimonio netto\u201d.
\n

\n

\n\n

\n

\n\n

\n

\n\n\n
Conversione delle poste in valuta
\n
Le transazioni in valute diverse dalla valuta funzionale sono
\n
contabilizzate, al momento della rilevazione iniziale, al tas-
\n
so di cambio a pronti in essere alla data dell\u2019operazione.
\n
Successivamente, le attivit\u00e0 e le passivit\u00e0 monetarie deno-
\n
minate in valuta diversa dalla valuta funzionale sono con-
\n
vertite usando il tasso di cambio di chiusura (ossia, il tasso
\n
di cambio a pronti alla data di riferimento del bilancio).
\n
Le attivit\u00e0 e le passivit\u00e0 non monetarie denominate in valu-
\n
ta estera, iscritte al costo storico, sono convertite usando
\n
il tasso di cambio in essere alla data di iniziale rilevazio-
\n
ne dell\u2019operazione. Le attivit\u00e0 e le passivit\u00e0 non monetarie
\n
denominate in valuta, iscritte al fair value, sono convertite
\n
utilizzando il tasso di cambio alla data di determinazione
\n
del fair value.
\n
Le differenze di cambio eventualmente emergenti sono ri-
\n
levate a Conto economico.
\n
Nel determinare il tasso di cambio a pronti da utilizzare per
\n
la rilevazione iniziale dell\u2019attivit\u00e0, del costo o del ricavo (o
\n
parte di essi) connessi all\u2019eliminazione contabile di un\u2019at-
\n
tivit\u00e0 o passivit\u00e0 non monetaria derivante dal pagamento
\n
o dal ricevimento di un anticipo in valuta estera, la data
\n
dell\u2019operazione \u00e8 quella in cui il Gruppo rileva inizialmente
\n
l\u2019attivit\u00e0 o la passivit\u00e0 non monetaria relativa all\u2019anticipo.
\n
Qualora vi siano pi\u00f9 anticipi versati o ricevuti, il Gruppo de-
\n
termina la data dell\u2019operazione per ciascun anticipo versa-
\n
to o ricevuto.
\n

\n\n\n
Conversione dei bilanci in valuta
\n
Nel Bilancio consolidato i proventi, i costi, le attivit\u00e0 e le
\n
passivit\u00e0 sono espressi in euro, che rappresenta la valuta di
\n
presentazione della Capogruppo.
\n

\n\n

\n\n

\n

\n\n
Ai fini della predisposizione del Bilancio consolidato, i bi-
\n
lanci delle societ\u00e0 consolidate con valuta funzionale di-
\n
versa da quella di presentazione del Bilancio consolidato,
\n
sono convertiti in euro applicando alle attivit\u00e0 e passivit\u00e0,
\n
inclusi l\u2019avviamento e le rettifiche effettuate in sede di con-
\n
solidamento, il tasso di cambio in essere alla data di chiu-
\n
sura dell\u2019esercizio e alle voci di Conto economico il cambio
\n
medio dell\u2019esercizio a condizione che approssimi i tassi di
\n
cambio in essere alla data delle rispettive operazioni.
\n
Le relative differenze cambio sono rilevate direttamente a
\n
patrimonio netto e sono esposte separatamente in un\u2019ap-
\n
posita riserva dello stesso; tale riserva \u00e8 riversata propor-
\n
zionalmente a Conto economico al momento della cessio-
\n
ne (parziale o totale) della partecipazione.
\n
Quando la valuta funzionale di una societ\u00e0 consolidata \u00e8 la
\n
valuta di un\u2019economia iperinflazionata, il Gruppo riespone il
\n
bilancio secondo quanto previsto dallo IAS 29 prima di appli-
\n
care lo specifico metodo di conversione esposto di seguito.
\n
Al fine di considerare l\u2019impatto dell\u2019iperinflazione sul tasso
\n
di cambio della moneta locale, la situazione patrimonia-
\n
le-finanziaria e il risultato economico (ossia attivit\u00e0, passi-
\n
vit\u00e0, voci di patrimonio netto, ricavi e costi) di una societ\u00e0
\n
la cui valuta funzionale \u00e8 la valuta di un\u2019economia iperinfla-
\n
zionata sono convertiti nella moneta di presentazione del
\n
Gruppo (euro) utilizzando il tasso di cambio in essere alla
\n
data di chiusura dell\u2019esercizio, eccetto per gli importi com-
\n
parativi presentati nel bilancio dell\u2019anno precedente che
\n
non sono rettificati per variazioni successive nel livello di
\n
prezzo o variazioni successive nei tassi di cambio.
\n

\n\n\n

\n\n

\n
Aggregazioni aziendali
\n
Le aggregazioni aziendali antecedenti al 1\u00b0 gennaio 2010 e
\n
concluse entro il predetto esercizio, sono state rilevate in
\n
base a quanto previsto dall\u2019IFRS 3 (2004).
\n
Dette aggregazioni sono state rilevate utilizzando il meto-
\n
do dell\u2019acquisto (purchase method), ove il costo di acquisto
\n
\u00e8 pari al fair value alla data di scambio delle attivit\u00e0 cedute,
\n
e delle passivit\u00e0 sostenute o assunte, pi\u00f9 i costi diretta-
\n
mente attribuibili all\u2019acquisizione. Tale costo \u00e8 stato alloca-
\n
to rilevando le attivit\u00e0, le passivit\u00e0 e le passivit\u00e0 potenziali
\n
identificabili dell\u2019acquisita ai relativi fair value. L\u2019eventuale
\n
eccedenza positiva del costo di acquisto rispetto al fair va-
\n
lue della quota delle attivit\u00e0 nette acquisite di pertinenza
\n
del Gruppo \u00e8 stata contabilizzata come avviamento o, se
\n
negativa, rilevata a Conto economico. Il valore dell\u2019interes-
\n\n
senza di terzi \u00e8 stato determinato in proporzione alla quota
\n
di partecipazione detenuta dai terzi nelle attivit\u00e0 nette. Nel-
\n
le aggregazioni aziendali realizzate in pi\u00f9 fasi, al momento
\n
dell\u2019acquisizione del controllo, le rettifiche ai fair value re-
\n
lative agli attivi netti precedentemente acquisiti sono state
\n
riflesse a patrimonio netto; l\u2019ammontare dell\u2019avviamento \u00e8
\n
stato determinato separatamente per ogni singola transa-
\n
zione sulla base del fair value delle attivit\u00e0 nette acquisite
\n
alla data di ogni singola transazione.
\n

\n\n
Le aggregazioni aziendali successive al 1\u00b0 gennaio 2010
\n
sono rilevate in base a quanto previsto dall\u2019IFRS 3 (2008),
\n
nel prosieguo IFRS 3 Revised.
\n
In particolare, queste aggregazioni aziendali sono rile-
\n
vate utilizzando il metodo dell\u2019acquisizione (acquisition
\n
method), ove il costo di acquisto (corrispettivo trasferito)
\n
\u00e8 pari al fair value, alla data di acquisizione, delle attivit\u00e0
\n
acquisite, delle passivit\u00e0 sostenute o assunte, nonch\u00e9 de-
\n
gli eventuali strumenti di capitale emessi dall\u2019acquirente. Il
\n
costo di acquisto include il fair value delle eventuali attivit\u00e0
\n
e passivit\u00e0 per corrispettivi potenziali.
\n
I costi direttamente attribuibili all\u2019acquisizione sono rilevati
\n
a Conto economico.
\n
Il corrispettivo trasferito \u00e8 allocato rilevando le attivit\u00e0, le
\n
passivit\u00e0 e le passivit\u00e0 potenziali identificabili della societ\u00e0
\n
acquisita ai relativi fair value alla data di acquisizione. L\u2019e-
\n
ventuale eccedenza tra la sommatoria del corrispettivo
\n
trasferito, valutato al fair value alla data di acquisizione,
\n
l\u2019importo di qualsiasi partecipazione di minoranza e qual-
\n
siasi interessenza nell\u2019acquisita precedentemente detenu-
\n
ta dal Gruppo (in una aggregazione aziendale realizzata in
\n
pi\u00f9 fasi), rispetto al valore netto degli importi delle attivit\u00e0
\n
identificabili acquisite e delle passivit\u00e0 sostenute o assun-
\n
te, valutate al fair value, \u00e8 rilevata come avviamento. In caso
\n
la differenza sia negativa, il Gruppo verifica di aver corret-
\n
tamente identificato tutte le attivit\u00e0 acquisite e le passivit\u00e0
\n
assunte e rivede le procedure utilizzate per determinare
\n
gli importi da rilevare alla data di acquisizione. Se al termi-
\n
ne di tale verifica si conferma una eccedenza del fair value
\n
delle attivit\u00e0 nette acquisite rispetto al corrispettivo totale
\n
trasferito, tale eccedenza rappresenta l\u2019utile derivante da
\n
un acquisto a condizioni favorevoli e viene rilevata a Conto
\n
economico.
\n
Il valore contabile delle interessenze di terzi \u00e8 determinato
\n
in proporzione alle quote di partecipazione detenute dai
\n
terzi nelle attivit\u00e0 nette identificabili dell\u2019acquisita, ovvero al
\n
loro fair value alla data di acquisizione.
\n
Qualora l\u2019aggregazione aziendale fosse realizzata in pi\u00f9
\n
fasi, al momento dell\u2019acquisizione del controllo, le quote
\n
partecipative detenute precedentemente nella societ\u00e0 ac-
\n
quisita, sono rimisurate al fair value e l\u2019eventuale differenza
\n
(positiva o negativa) \u00e8 rilevata a Conto economico.
\n
L\u2019eventuale corrispettivo potenziale \u00e8 rilevato al fair value
\n
alla data di acquisizione. Le variazioni successive del fair
\n
value del corrispettivo potenziale, classificato come un\u2019at-
\n
tivit\u00e0 o una passivit\u00e0, ossia come uno strumento finanzia-
\n
rio ai sensi dell\u2019IFRS 9, sono rilevate a Conto economico.
\n
Il corrispettivo potenziale che non rientra nell\u2019ambito di
\n
applicazione dell\u2019IFRS 9 \u00e8 valutato in base allo specifico
\n
IFRS/IAS di riferimento. Il corrispettivo potenziale che \u00e8
\n
classificato come strumento di capitale non \u00e8 rimisurato,
\n
e, conseguentemente il suo regolamento \u00e8 contabilizzato
\n
nell\u2019ambito del patrimonio netto.
\n
Nel caso in cui i fair value delle attivit\u00e0, delle passivit\u00e0 e
\n
delle passivit\u00e0 potenziali possano determinarsi solo prov-
\n

\n

\n\n

\n

\n\n

\n\n

\n

\n

\n\n

\n\n
visoriamente, l\u2019aggregazione aziendale \u00e8 rilevata utilizzan-
\n
do tali valori provvisori. Le eventuali rettifiche, derivanti dal
\n
completamento del processo di valutazione, sono rilevate
\n
entro 12 mesi a partire dalla data di acquisizione, ridetermi-
\n
nando i dati comparativi.
\n

\n\n

\n\n\n
Misurazione del fair value
\n
Per tutte le valutazioni al fair value e per la relativa infor-
\n
mativa integrativa, cos\u00ec come richiesto o consentito dai
\n
princ\u00edpi contabili internazionali, il Gruppo applica l\u2019IFRS 13.
\n
Il fair value rappresenta il prezzo che si percepirebbe per
\n
la vendita di un\u2019attivit\u00e0 ovvero che si pagherebbe per il tra-
\n
sferimento di una passivit\u00e0 nell\u2019ambito di una transazione
\n
ordinaria posta in essere tra operatori di mercato, alla data
\n
di valutazione (c.d. \u201cexit price\u201d).
\n
La valutazione al fair value suppone che l\u2019operazione di
\n
vendita dell\u2019attivit\u00e0 o di trasferimento della passivit\u00e0 abbia
\n
luogo nel mercato principale, ossia nel mercato in cui ha
\n
luogo il maggior volume e livello di transazioni per l\u2019atti-
\n
vit\u00e0 o la passivit\u00e0. In assenza di un mercato principale, si
\n
suppone che la transazione abbia luogo nel mercato pi\u00f9
\n
vantaggioso al quale il Gruppo ha accesso, vale a dire il
\n
mercato suscettibile di massimizzare i risultati della tran-
\n
sazione di vendita dell\u2019attivit\u00e0 o di minimizzare l\u2019ammontare
\n
da pagare per trasferire la passivit\u00e0.
\n
Il fair value di un\u2019attivit\u00e0 o di una passivit\u00e0 \u00e8 determinato
\n
utilizzando le assunzioni che gli operatori di mercato pren-
\n
derebbero in considerazione per definire il prezzo dell\u2019at-
\n
tivit\u00e0 o della passivit\u00e0, assumendo che gli stessi agiscano
\n
secondo il loro migliore interesse economico. Gli operatori
\n
di mercato sono acquirenti e venditori indipendenti, infor-
\n
mati, in grado di concludere una transazione per l\u2019attivit\u00e0
\n
o la passivit\u00e0 e motivati, ma non obbligati o diversamente
\n
indotti a perfezionare la transazione.
\n
Nella misurazione del fair value, il Gruppo considera le ca-
\n
ratteristiche delle specifiche attivit\u00e0 o passivit\u00e0, in partico-
\n
lare:
\n
\u2022 per le attivit\u00e0 non finanziarie considera la capacit\u00e0 di un
\n
operatore di mercato di generare benef\u00edci economici
\n
impiegando l\u2019attivit\u00e0 nel suo massimo e migliore utilizzo
\n
o vendendola a un altro operatore di mercato capace di
\n
impiegarla nel suo massimo e migliore utilizzo;
\n
\u2022 per le passivit\u00e0 e gli strumenti rappresentativi di capi-
\n
tale proprio, il fair value include l\u2019effetto del cosiddetto
\n
\u201cnon-performance risk\u201d, ossia il rischio che il Gruppo
\n
non sia in grado di adempiere alle proprie obbligazioni,
\n
compreso tra l\u2019altro anche il rischio di credito proprio del
\n
Gruppo;
\n
\u2022 nel caso di gruppi di attivit\u00e0 e passivit\u00e0 finanziarie ge-
\n
stiti sulla base della propria esposizione netta ai rischi di
\n
mercato o al rischio di credito, \u00e8 ammessa la misurazio-
\n
ne del fair value su base netta.
\n
Nella misurazione del fair value delle attivit\u00e0 e delle passivi-
\n
t\u00e0, il Gruppo utilizza tecniche di valutazione adeguate alle
\n
circostanze e per le quali sono disponibili dati sufficienti
\n
per valutare il fair value stesso, massimizzando l\u2019utilizzo di
\n
input osservabili e riducendo al minimo l\u2019utilizzo di input
\n
non osservabili.
\n

\n

\n\n\n

\n

\n

\n
Immobili, impianti e macchinari
\n
Gli immobili, impianti e macchinari sono iscritti al costo, al
\n
netto del fondo ammortamento e di qualsiasi perdita per
\n
riduzione di valore accumulata. Tale costo \u00e8 comprensivo
\n
dei costi accessori direttamente attribuibili per portare il
\n
bene nel luogo e nelle condizioni necessarie alla sua messa
\n
in funzione e per l\u2019uso per cui \u00e8 stato acquistato.
\n\n
Il costo \u00e8 inoltre incrementato, in presenza di obbligazioni
\n
legali o implicite, del valore attuale del costo stimato per
\n
lo smantellamento del bene e/o ripristino del sito su cui
\n
insiste. La corrispondente passivit\u00e0 \u00e8 rilevata in un fondo
\n
del passivo nell\u2019ambito dei fondi per rischi e oneri. Il tratta-
\n
mento contabile delle revisioni di stima di questi costi, del
\n
trascorrere del tempo e del tasso di attualizzazione sono
\n
indicati nella nota 40 \u201cFondi rischi e oneri\u201d.
\n

\n\n
Gli immobili, impianti e macchinari trasferiti dai clienti a
\n
fronte della prestazione di servizi di connessione alla rete
\n
elettrica e/o della fornitura di altri servizi correlati sono rile-
\n
vati al fair value alla data in cui il controllo \u00e8 ottenuto.
\n\n
Gli oneri finanziari direttamente attribuibili all\u2019acquisto, co-
\n
struzione o produzione di beni che richiedono un rilevante
\n
periodo prima di essere pronti per l\u2019uso o la vendita (c.d. \u201cqua-
\n
lifying asset\u201d), sono capitalizzati come parte del costo dei beni
\n
stessi. Gli oneri finanziari connessi all\u2019acquisto/costruzione di
\n
beni che non presentano tali caratteristiche vengono rilevati a
\n
Conto economico nell\u2019esercizio di competenza.
\n

\n\n
Alcuni beni, oggetto di rivalutazione alla data di transizione
\n
agli IFRS-EU o in periodi precedenti, sono stati rilevati sulla
\n
base del loro fair value, considerato come valore sostitutivo
\n
del costo (deemed cost) alla data di rivalutazione.
\n
Qualora parti significative di singoli immobili, impianti e
\n
macchinari abbiano differenti vite utili, le componenti iden-
\n
tificate sono rilevate e ammortizzate separatamente.
\n
I costi sostenuti successivamente all\u2019acquisto sono rilevati
\n
a incremento del valore contabile dell\u2019elemento cui si riferi-
\n
scono, qualora sia probabile che i futuri benef\u00edci associati al
\n
costo sostenuto per sostituire una parte del bene affluisca-
\n
no al Gruppo e il costo dell\u2019elemento possa essere deter-
\n
minato attendibilmente. Tutti gli altri costi sono rilevati nel
\n
Conto economico nell\u2019esercizio in cui sono sostenuti.
\n
Sono rilevati come incremento del valore contabile del bene
\n
cui fanno riferimento e sono ammortizzati lungo la loro vita
\n
utile i costi di sostituzione di un intero cespite o di parte di
\n
esso; il valore netto contabile dell\u2019unit\u00e0 sostituita \u00e8 eliminato
\n
contabilmente con imputazione a Conto economico.
\n\n
Gli immobili, impianti e macchinari, al netto del valore re-
\n
siduo, sono ammortizzati a quote costanti in base alla vita
\n
utile stimata del bene, che \u00e8 riesaminata con periodicit\u00e0
\n
annuale; eventuali cambiamenti dei criteri di ammorta-
\n

\n\n

\n\n

\n\n

\n\n

\n\n
mento sono applicati prospetticamente. Per maggiori det-
\n
tagli circa la stima della vita utile, si rimanda alla nota 2.1
\n
\u201cUso di stime e giudizi del management\u201d.
\n
L\u2019ammortamento ha inizio quando il bene \u00e8 disponibile
\n
all\u2019uso.
\n
La vita utile stimata dei principali immobili, impianti e mac-
\n
chinari \u00e8 la seguente:
\n
Fabbricati civili 10-60 anni
\n
Fabbricati e opere civili inclusi in impianti 10-100 anni
\n
Centrali idroelettriche:
\n
- condotte forzate 10-65 anni
\n
- macchinario meccanico ed elettrico 10-65 anni
\n
- altre opere idrauliche fisse 10-100 anni
\n
Centrali termoelettriche:
\n
- caldaie e componenti ausiliari 20-40 anni
\n
- componenti turbogas 10-40 anni
\n
- macchinario meccanico ed elettrico 5-40 anni
\n
- altre opere idrauliche fisse 60 anni
\n
Centrali nucleari 50 anni
\n
Centrali geotermoelettriche:
\n
- torri refrigeranti 20 anni
\n
- turbine e generatori 10-50 anni
\n
- parti turbina a contatto con il fluido 10 anni
\n
- macchinario meccanico ed elettrico 20-40 anni
\n
Impianti di produzione da fonte eolica:
\n
- torri 20-30 anni
\n
- turbine e generatori 20-30 anni
\n
- macchinario meccanico ed elettrico 15-30 anni
\n
Impianti di produzione da fonte solare:
\n
- macchinario meccanico ed elettrico 15-30 anni
\n
Impianti di illuminazione pubblica e artistica:
\n
- impianti di illuminazione pubblica 10-20 anni
\n
- impianti di illuminazione artistica 20 anni
\n
Linee di trasporto 10-60 anni
\n
Stazioni di trasformazione 20-55 anni
\n
Impianti di distribuzione:
\n
- linee di alta tensione 10-60 anni
\n
- cabine primarie 10-50 anni
\n
- reti di media e bassa tensione 10-50 anni
\n
Contatori:
\n
- contatori elettromeccanici 5-40 anni
\n
- gruppi di misura bilancio energia 10 anni
\n
- contatori elettronici 15 anni
\n
Colonnine di ricarica 7-15 anni
\n
La vita utile delle migliorie su beni di terzi \u00e8 determinata sulla
\n
base della durata del contratto di locazione o, se inferiore,
\n
della durata dei benef\u00edci derivanti dalla miglioria stessa.
\n
I terreni non sono ammortizzati in quanto elementi a vita
\n
utile illimitata.
\n

\n\n
I beni rilevati nell\u2019ambito degli immobili, impianti e macchi-
\n
nari sono eliminati contabilmente al momento della loro
\n
dismissione (ossia, alla data in cui il destinatario ottiene il
\n
controllo) oppure quando nessun beneficio economico
\n
futuro \u00e8 atteso dal loro utilizzo o dismissione. L\u2019eventua-
\n
le utile o perdita, rilevato a Conto economico, \u00e8 calcolato
\n
come differenza tra i corrispettivi netti della dismissione,
\n
determinati secondo le previsioni dell\u2019IFRS 15 in merito al
\n
prezzo dell\u2019operazione, e il valore netto contabile dei beni
\n
eliminati.
\n

\n

\n\n
Beni gratuitamente devolvibili
\n
Gli impianti del Gruppo includono beni gratuitamente de-
\n
volvibili asserviti alle concessioni prevalentemente riferibili
\n
alle grandi derivazioni di acque e alle aree demaniali desti-
\n
nate all\u2019esercizio degli impianti di produzione termoelet-
\n
trica.
\n
Nel contesto regolatorio italiano vigente fino al 2011, alle
\n
date di scadenza delle concessioni, salvo loro rinnovo, tut-
\n
te le opere di raccolta e di regolazione, le condotte forzate,
\n
i canali di scarico e gli impianti che insistono su aree de-
\n
maniali, avrebbero dovuto essere devoluti gratuitamente
\n
allo Stato, in condizione di regolare funzionamento. Con-
\n
seguentemente, gli ammortamenti dei beni gratuitamente
\n
devolvibili risultavano commisurati sulla base della minore
\n
tra la durata della concessione e la vita utile del bene. A se-
\n
guito delle modifiche normative introdotte con la legge n.
\n
134 del 7 agosto 2012, i beni precedentemente qualificati
\n
come \u201cgratuitamente devolvibili\u201d asserviti alle concessioni
\n
di derivazione d\u2019acqua a uso idroelettrico sono ora con-
\n
siderati alla stregua delle altre categorie di \u201cImmobili, im-
\n
pianti e macchinari\u201d, e pertanto, ammortizzati lungo la vita
\n
utile (laddove questa ecceda la scadenza della concessio-
\n
ne), come gi\u00e0 illustrato in sede di commento del prece-
\n
dente punto \u201cValore ammortizzabile di alcuni elementi de-
\n
gli impianti della filiera idroelettrica italiana a seguito della
\n
legge n. 134/2012\u201d, cui si rimanda per maggiori dettagli.
\n
In accordo con le leggi n. 29/1985 e n. 46/1999, anche le
\n
centrali idroelettriche in territorio spagnolo operano in re-
\n
gime di concessione amministrativa, al termine della quale
\n
gli impianti verranno riconsegnati allo Stato in condizione
\n
di regolare funzionamento. La scadenza di tali concessioni
\n
si estende fino al 2078.
\n
Talune societ\u00e0 operanti nella generazione in America Lati-
\n
na sono titolari di concessioni amministrative le cui condi-
\n
zioni risultano analoghe a quelle applicabili in base al regi-
\n
me concessorio spagnolo. La scadenza di tali concessioni
\n
si estende in Argentina fino al 2087, in Brasile fino al 2047,
\n
in Costa Rica fino al 2031, in Panam\u00e1 fino al 2060 e in Gua-
\n
temala fino al 2062.
\n

\n\n

\n

\n

\n\n
Infrastrutture asservite a una concessione che non
\n
rientrano nell\u2019ambito di applicazione dell\u2019\u201cIFRIC 12 -
\n
Accordi per servizi in concessione\u201d
\n
Per quanto riguarda la distribuzione di energia elettrica, il
\n
Gruppo \u00e8 concessionario in Italia di tale servizio. La con-
\n
cessione, attribuita dal Ministero dello Sviluppo Economi-
\n
co, \u00e8 a titolo gratuito e scade il 31 dicembre 2030. Qualora,
\n
alla scadenza, la concessione non venisse rinnovata, il con-
\n
cedente dovr\u00e0 corrispondere un indennizzo per il riscatto.
\n
Il predetto indennizzo sar\u00e0 determinato d\u2019intesa tra le parti
\n
secondo adeguati criteri valutativi, basati sia sul valore pa-
\n
trimoniale dei beni oggetto del riscatto sia sulla redditivit\u00e0
\n
degli stessi.
\n
Nella determinazione dell\u2019indennizzo, l\u2019elemento reddi-
\n
tuale dei beni oggetto del riscatto sar\u00e0 rappresentato dal
\n
valore attualizzato dei flussi di cassa futuri. Le infrastruttu-
\n
re asservite all\u2019esercizio della predetta concessione sono
\n
di propriet\u00e0 e nella disponibilit\u00e0 del concessionario; sono
\n
iscritte alla voce \u201cImmobili, impianti e macchinari\u201d e sono
\n
ammortizzate lungo la loro vita utile.
\n
Il Gruppo opera altres\u00ec in regime di concessione ammini-
\n
strativa nella distribuzione di energia elettrica in altri Paesi
\n
(tra cui Spagna e Romania). Tali concessioni garantiscono
\n
il diritto a costruire e gestire le reti di distribuzione per un
\n
orizzonte temporale indefinito.
\n

\n\n\n
Infrastrutture rientranti nell\u2019ambito di
\n
applicazione dell\u2019\u201cIFRIC 12 - Accordi per
\n
servizi in concessione\u201d
\n
In un accordo per servizi in concessione \u201cpublic-to-pri-
\n
vate\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
\n
contrattuali, realizzando o migliorando l\u2019infrastruttura uti-
\n
lizzata per la fornitura del servizio di carattere pubblico e/o
\n
gestendo e mantenendo l\u2019infrastruttura per il periodo della
\n
concessione.
\n
Il Gruppo, in qualit\u00e0 di concessionario, non contabilizza le
\n
infrastrutture rientranti nell\u2019ambito di applicazione dell\u2019I-
\n
FRIC 12 tra gli \u201cImmobili, impianti e macchinari\u201d; il Gruppo
\n
rileva e misura i ricavi per i servizi che esegue in conformi-
\n
t\u00e0 con l\u2019IFRS 15. In particolare, secondo le caratteristiche
\n
dell\u2019accordo per servizi in concessione, quando il Gruppo
\n
fornisce servizi per la realizzazione o il miglioramento, ri-
\n
leva:
\n
\u2022 attivit\u00e0 finanziarie, se il Gruppo ha un diritto contrattuale
\n
incondizionato a ricevere disponibilit\u00e0 liquide o un\u2019altra
\n
attivit\u00e0 finanziaria dal concedente (o da terzi, in base alle
\n
direttive del concedente) e quest\u2019ultimo non ha la possi-
\n
bilit\u00e0 di evitarne il pagamento. In questo caso il conce-
\n
dente \u00e8 impegnato contrattualmente a pagare al con-
\n
cessionario importi specificati o determinabili, oppure la
\n
differenza tra gli importi ricevuti dagli utenti del servizio
\n
pubblico e gli importi specificati o determinabili (stabiliti
\n
dall\u2019accordo) e tali pagamenti sono indipendenti dall\u2019uti-
\n
lizzo dell\u2019infrastruttura; e/o
\n
\u2022 attivit\u00e0 immateriali, se il Gruppo ottiene il diritto (licenza)
\n
di far pagare gli utenti del servizio pubblico. In questo
\n
caso, il concessionario non vanta un diritto incondizio-
\n
nato a ricevere disponibilit\u00e0 liquide in quanto gli importi
\n
dipendono dalla misura in cui gli utenti utilizzano il ser-
\n
vizio.
\n
Se il Gruppo, in qualit\u00e0 di concessionario, vanta un diritto
\n
contrattuale a ricevere un\u2019attivit\u00e0 immateriale (il diritto a far
\n
pagare gli utenti del servizio pubblico), gli oneri finanzia-
\n
ri riconducibili all\u2019accordo sono capitalizzabili secondo le
\n
modalit\u00e0 descritte nella nota 19 \u201cImmobili, impianti e mac-
\n
chinari\u201d.
\n
Tuttavia, per i servizi relativi alla realizzazione/miglioramen-
\n
to, entrambe le tipologie di corrispettivo sono classificate
\n
come attivit\u00e0 derivanti da contratti con i clienti durante il
\n
periodo di realizzazione/miglioramento.
\n
Per maggiori dettagli circa tali corrispettivi, si rimanda alla
\n
nota 11.a \u201cRicavi delle vendite e delle prestazioni\u201d.
\n

\n

\n\n\n
Leasing
\n
Il Gruppo detiene immobili, impianti e macchinari utilizzati
\n
nello svolgimento della propria attivit\u00e0 aziendale, attraver-
\n
so contratti di leasing. Alla data di inizio del leasing il Grup-
\n
po determina se il contratto \u00e8, o contiene, un leasing.
\n
Il Gruppo applica la definizione di leasing prevista dall\u2019I-
\n
FRS 16 ai contratti stipulati o modificati il 1\u00b0 gennaio 2019
\n
o in data successiva; tale definizione \u00e8 soddisfatta quan-
\n
do il contratto trasferisce il diritto di controllare l\u2019utilizzo di
\n
un\u2019attivit\u00e0 sottostante per un periodo di tempo in cambio
\n
di un corrispettivo.
\n
Di converso, in caso di contratti stipulati prima del 1\u00b0 gen-
\n
naio 2019, il Gruppo ha determinato se l\u2019accordo fosse o
\n
contenesse un leasing conformemente all\u2019IFRIC 4.
\n
Gruppo in qualit\u00e0 di locatario
\n
Alla data di decorrenza o alla modifica di un contratto che
\n
contiene una componente leasing e una o pi\u00f9 ulterio-
\n
ri componenti leasing o non leasing, il Gruppo assegna il
\n
corrispettivo del contratto a ciascuna componente leasing
\n
in base al relativo prezzo a s\u00e9 stante.
\n
Il Gruppo rileva un\u2019attivit\u00e0 consistente nel diritto di utilizzo
\n
dell\u2019attivit\u00e0 sottostante e una passivit\u00e0 del leasing alla data
\n
di decorrenza del contratto (ossia, la data in cui l\u2019attivit\u00e0
\n
sottostante \u00e8 disponibile per l\u2019uso).
\n
L\u2019attivit\u00e0 consistente nel diritto di utilizzo rappresenta il
\n
diritto del locatario a utilizzare l\u2019attivit\u00e0 sottostante per la
\n
durata del leasing; la sua valutazione iniziale \u00e8 al costo, che
\n
comprende l\u2019importo iniziale della passivit\u00e0 del leasing ret-
\n
tificato per tutti i pagamenti dovuti per il leasing corrisposti
\n
alla data di decorrenza o precedentemente, al netto degli
\n
incentivi di leasing ricevuti, pi\u00f9 gli eventuali costi diretti ini-
\n
ziali sostenuti e una stima dei costi per lo smantellamen-
\n
to e la rimozione dell\u2019attivit\u00e0 sottostante e per il ripristino
\n
dell\u2019attivit\u00e0 sottostante o del sito in cui \u00e8 ubicata.
\n

\n\n

\n\n

\n

\n

\n\n
Le attivit\u00e0 consistenti nel diritto di utilizzo sono succes-
\n
sivamente ammortizzate a quote costanti sul periodo pi\u00f9
\n
breve fra la durata del leasing e la vita utile stimata delle
\n
attivit\u00e0 consistenti nel diritto di utilizzo, come segue:
\n
Vita residua media (anni)
\n
Fabbricati 6
\n
Diritti di superficie relativi a impianti da fonti
\n
rinnovabili
\n
31
\n
Veicoli e altri mezzi di trasporto 5
\n
Se il leasing trasferisce la propriet\u00e0 dell\u2019attivit\u00e0 sottostante
\n
al Gruppo al termine della durata del contratto o se il costo
\n
dell\u2019attivit\u00e0 consistente nel diritto di utilizzo riflette il fat-
\n
to che il Gruppo eserciter\u00e0 una opzione di acquisto, l\u2019am-
\n
mortamento \u00e8 calcolato sulla base della vita utile stimata
\n
dell\u2019attivit\u00e0 sottostante.
\n
Inoltre, le attivit\u00e0 consistenti nel diritto di utilizzo sono sot-
\n
toposte a verifica per riduzione di valore e rettificate per
\n
riflettere un\u2019eventuale rimisurazione delle passivit\u00e0 del le-
\n
asing.
\n
La passivit\u00e0 del leasing \u00e8 inizialmente valutata al valore at-
\n
tuale dei pagamenti dovuti per il leasing da corrispondere
\n
lungo la durata del leasing. Nel calcolare il valore attuale dei
\n
pagamenti dovuti per il leasing, il Gruppo utilizza il tasso di
\n
finanziamento marginale del locatario alla data di decor-
\n
renza del leasing quando il tasso di interesse implicito del
\n
leasing non \u00e8 facilmente determinabile.
\n
I pagamenti variabili dovuti per il leasing che non dipen-
\n
dono da un indice o da un tasso sono rilevati come costi
\n
nel periodo in cui si verifica l\u2019evento o la circostanza che fa
\n
scattare i pagamenti.
\n
Dopo la data di decorrenza, la passivit\u00e0 del leasing \u00e8 va-
\n
lutata al costo ammortizzato usando il metodo del tasso
\n
di interesse effettivo e rideterminata al verificarsi di taluni
\n
eventi.
\n
Il Gruppo applica l\u2019eccezione alla rilevazione prevista per
\n
i leasing a breve termine ai propri contratti con durata
\n
uguale o inferiore a 12 mesi dalla data di decorrenza. Appli-
\n
ca, inoltre, l\u2019eccezione alla rilevazione prevista per i leasing
\n
nei quali l\u2019attivit\u00e0 sottostante \u00e8 di \u201cmodesto valore\u201d e il cui
\n
importo \u00e8 stimato come non significativo. Per esempio, il
\n
Gruppo detiene in leasing alcune attrezzature per ufficio
\n
(ossia, PC, stampanti e fotocopiatrici) che sono conside-
\n
rate di modesto valore. I pagamenti dovuti per i leasing a
\n
breve termine e per i leasing in cui l\u2019attivit\u00e0 sottostante \u00e8 di
\n
modesto valore sono rilevati come costo a quote costanti
\n
per la durata del leasing.
\n
Il Gruppo espone le attivit\u00e0 consistenti nel diritto di utilizzo
\n
che non soddisfano la definizione di investimento immobi-
\n
liare nella voce \u201cImmobili, impianti e macchinari\u201d e le passi-
\n
vit\u00e0 del leasing nei \u201cFinanziamenti\u201d.
\n
Conformemente con le disposizioni del principio, il Gruppo
\n
espone separatamente gli interessi passivi sulle passivit\u00e0
\n
del leasing nella voce \u201cAltri oneri finanziari\u201d e le quote di
\n
ammortamento delle attivit\u00e0 consistenti nel diritto di utiliz-
\n
zo nella voce \u201cAmmortamenti e altri impairment\u201d.
\n
Gruppo in qualit\u00e0 di locatore
\n
Quando agisce in qualit\u00e0 di locatore, il Gruppo determina
\n
alla data di inizio di ciascun leasing se \u00e8 un leasing finanzia-
\n
rio oppure operativo.
\n
I leasing in cui il Gruppo trasferisce sostanzialmente tutti
\n
i rischi e i benef\u00edci connessi alla propriet\u00e0 dell\u2019attivit\u00e0 sot-
\n
tostante sono classificati come leasing finanziari; in caso
\n
contrario, sono classificati come leasing operativi. Per ef-
\n
fettuare tale valutazione, il Gruppo considera gli indicatori
\n
forniti dall\u2019IFRS 16.Se il contratto contiene componenti le-
\n
asing e non leasing, il Gruppo ripartisce il corrispettivo del
\n
contratto applicando l\u2019IFRS 15.
\n
Il Gruppo contabilizza i ricavi da locazione derivanti da lea-
\n
sing operativi in modo sistematico lungo la durata del con-
\n
tratto e li rileva come \u201cAltri ricavi\u201d.
\n

\n

\n\n\n
Investimenti immobiliari
\n
Gli investimenti immobiliari rappresentano propriet\u00e0 im-
\n
mobiliari del Gruppo possedute al fine di conseguire cano-
\n
ni di locazione e/o per l\u2019apprezzamento del capitale inve-
\n
stito, piuttosto che per l\u2019impiego nel ciclo produttivo o nella
\n
fornitura di beni/servizi.
\n
Sono rilevati al costo, al netto del fondo di ammortamento
\n
e di qualsiasi perdita per riduzione di valore accumulata.
\n
Gli investimenti immobiliari, a eccezione dei terreni, sono
\n
ammortizzati a quote costanti in base alla vita utile stimata
\n
dei beni.
\n
Le perdite di valore sono determinate secondo i criteri
\n
successivamente illustrati.
\n
L\u2019analisi dettagliata del fair value degli investimenti immo-
\n
biliari \u00e8 illustrata nella nota 52 \u201cAttivit\u00e0 e passivit\u00e0 misurate
\n
al fair value\u201d.
\n
Gli investimenti immobiliari sono eliminati contabilmente
\n
quando sono stati dismessi (alla data in cui il ricevente ne
\n
ottiene il controllo) o quando sono definitivamente ritira-
\n
ti dall\u2019uso e nessun beneficio economico futuro \u00e8 atteso
\n
dalla loro dismissione. L\u2019eventuale utile o perdita, rilevato a
\n
Conto economico, \u00e8 calcolato come differenza tra il cor-
\n
rispettivo netto derivante dalla dismissione, determinato
\n
secondo le previsioni dell\u2019IFRS 15 in merito al prezzo dell\u2019o-
\n
perazione, e il valore netto contabile dei beni eliminati.
\n
Le riclassifiche alla (o dalla) voce \u201cInvestimenti immobiliari\u201d
\n
sono ammesse solo in caso di un cambio d\u2019uso supportato
\n
da evidenze.
\n

\n\n\n

\n\n
Attivit\u00e0 immateriali
\n
Le attivit\u00e0 immateriali riguardano le attivit\u00e0 prive di consi-
\n
stenza fisica, identificabili, controllate dal Gruppo e in grado
\n
di produrre benef\u00edci economici futuri. Sono rilevate al costo
\n
di acquisto o di produzione interna, quando \u00e8 probabile che
\n
dal loro utilizzo vengano generati benef\u00edci economici futuri
\n
e il relativo costo pu\u00f2 essere attendibilmente determinato.
\n

\n\n

\n\n

\n\n

\n\n

\n\n

\n
Il costo \u00e8 comprensivo degli oneri accessori di diretta im-
\n
putazione necessari a rendere le attivit\u00e0 disponibili per
\n
l\u2019uso.
\n\n
I costi di sviluppo sono rilevati come attivit\u00e0 immateriale
\n
solo quando il Gruppo pu\u00f2 dimostrare la fattibilit\u00e0 tecnica
\n
di completamento dell\u2019attivit\u00e0 stessa, nonch\u00e9 di avere la
\n
capacit\u00e0, l\u2019intenzione e la disponibilit\u00e0 di risorse al fine di
\n
completare l\u2019attivit\u00e0 per utilizzarla o venderla.
\n
I costi di ricerca sono rilevati a Conto economico.
\n

\n\n
Le attivit\u00e0 immateriali, aventi vita utile definita, sono rile-
\n
vate al netto del fondo di ammortamento e delle eventuali
\n
perdite di valore accumulate.
\n
L\u2019ammortamento \u00e8 calcolato a quote costanti in base alla
\n
vita utile stimata dell\u2019attivit\u00e0, che \u00e8 riesaminata con perio-
\n
dicit\u00e0 almeno annuale; eventuali cambiamenti dei criteri
\n
di ammortamento sono applicati prospetticamente. Per
\n
maggiori dettagli circa la stima della vita utile si rimanda
\n
alla nota 2.1 \u201cUso di stime e giudizi del management\u201d.
\n
L\u2019ammortamento ha inizio quando l\u2019attivit\u00e0 immateriale \u00e8
\n
disponibile per l\u2019uso. Di conseguenza, le attivit\u00e0 immate-
\n
riali non ancora disponibili per l\u2019uso non sono ammortiz-
\n
zate ma sono sottoposte a verifica annuale di recuperabi-
\n
lit\u00e0 (impairment test).
\n
Le attivit\u00e0 immateriali del Gruppo hanno una vita utile de-
\n
finita a eccezione di alcune concessioni e dell\u2019avviamento.
\n
Le attivit\u00e0 immateriali aventi vita utile indefinita non sono
\n
assoggettate ad ammortamento sistematico ma sot-
\n
toposte a verifica almeno annuale di recuperabilit\u00e0 (im-
\n
pairment test). La vita utile indefinita deve essere rivista
\n
annualmente per determinare se essa possa continuare a
\n
essere supportata. In caso contrario, il cambiamento nella
\n
determinazione della vita utile da indefinita a definita \u00e8
\n
rilevato come un cambiamento di stima contabile.
\n
Le attivit\u00e0 immateriali sono eliminate contabilmente al
\n
momento della loro dismissione (alla data in cui il rice-
\n
vente ne ottiene il controllo) o quando nessun beneficio
\n
economico futuro \u00e8 atteso dal loro utilizzo o dismissione.
\n
L\u2019eventuale utile o perdita, rilevato a Conto economico,
\n
\u00e8 determinato come differenza tra il corrispettivo netto
\n
derivante dalla dismissione, determinato secondo le pre-
\n
visioni dell\u2019IFRS 15 in merito al prezzo dell\u2019operazione, e il
\n
valore netto contabile dell\u2019attivit\u00e0 eliminata.
\n
La vita utile stimata delle principali attivit\u00e0 immateriali, di-
\n
stinte fra generate internamente e acquistate, \u00e8 di seguito
\n
dettagliata:
\n
Costi di sviluppo:
\n
- generati internamente 5 anni
\n
- acquisiti 3-26 anni
\n
Diritti di brevetto industriale e diritti di utilizzo opere
\n
dell\u2019ingegno:
\n
- generati internamente 3-10 anni
\n
- acquisiti 3-10 anni
\n
Concessioni, licenze, marchi e diritti simili:
\n
- generati internamente 20 anni
\n
- acquisiti 10-18 anni
\n
Altre attivit\u00e0 immateriali:
\n
- generate internamente 2-28 anni
\n
- acquisite 3-15 anni
\n
Il Gruppo presenta tra le attivit\u00e0 immateriali anche i costi
\n
per l\u2019ottenimento dei contratti con i clienti capitalizzati se-
\n
condo quanto previsto dall\u2019IFRS 15.
\n
Il Gruppo capitalizza tali costi solo se:
\n
\u2022 i costi sono incrementali, nel senso che sono diretta-
\n
mente imputabili a un contratto identificato e non sareb-
\n
bero stati sostenuti dal Gruppo se il contratto non fosse
\n
stato ottenuto;
\n
\u2022 il Gruppo prevede di recuperarli tramite rimborso (recu-
\n
perabilit\u00e0 diretta) o margini (recuperabilit\u00e0 indiretta).
\n
In particolare, il Gruppo capitalizza di norma le commissio-
\n
ni di vendita riconosciute agli agenti se i criteri di capitaliz-
\n
zazione sono soddisfatti.
\n
I costi capitalizzati per l\u2019ottenimento dei contratti con i clien-
\n
ti sono ammortizzati sistematicamente, coerentemente con
\n
il modello di trasferimento dei beni o servizi cui si riferisco-
\n
no, e sono soggetti a impairment test per rilevare eventuali
\n
perdite di valore nella misura in cui il valore contabile di tali
\n
attivit\u00e0 ecceda il relativo valore recuperabile.
\n
Il Gruppo ammortizza i costi per l\u2019ottenimento dei contratti
\n
con i clienti capitalizzati a quote costanti lungo il periodo
\n
di beneficio atteso dal contratto (ovvero, la durata media
\n
del rapporto con il cliente); eventuali variazioni nei criteri di
\n
ammortamento sono rilevate prospetticamente.
\n

\n

\n\n

\n

\n\n

\n\n

\n

\n

\n

\n\n

\n\n

\n\n
Avviamento
\n
L\u2019avviamento rappresenta i futuri benef\u00edci economici ri-
\n
sultanti da altre attivit\u00e0 acquisite in una aggregazione
\n
aziendale non individuate singolarmente e rilevate sepa-
\n
ratamente. Per ulteriori dettagli, si rinvia al paragrafo dei
\n
princ\u00edpi contabili \u201cAggregazioni aziendali\u201d.
\n
L\u2019avviamento emergente dall\u2019acquisizione di societ\u00e0 con-
\n
trollate \u00e8 rilevato separatamente e, dopo l\u2019iniziale iscrizio-
\n
ne, non \u00e8 assoggettato ad ammortamento ma verificato,
\n
almeno annualmente, per impairment, come parte della
\n
verifica di una CGU cui appartiene.
\n
Ai fini dell\u2019impairment test, l\u2019avviamento \u00e8 allocato, dalla
\n
data di acquisizione, a ciascuna CGU che si prevede bene-
\n
ficer\u00e0 delle sinergie dell\u2019aggregazione.
\n
L\u2019avviamento relativo a partecipazioni in societ\u00e0 collegate e
\n
in joint venture \u00e8 incluso nel valore contabile di tali attivit\u00e0.
\n

\n\n

\n\n

\n\n\n

\n\n
Impairment delle attivit\u00e0 non finanziarie
\n
A ciascuna data di riferimento del bilancio, gli immobili,
\n
impianti e macchinari, gli investimenti immobiliari, le atti-
\n
vit\u00e0 immateriali, le attivit\u00e0 consistenti nel diritto di utilizzo
\n
di un\u2019attivit\u00e0 sottostante, l\u2019avviamento e le partecipazioni
\n
in societ\u00e0 collegate/joint venture sono verificate al fine di
\n
constatare l\u2019esistenza di indicatori di un\u2019eventuale riduzio-
\n
ne del loro valore.
\n
Le CGU alle quali \u00e8 stato allocato un avviamento, le attivit\u00e0
\n
immateriali con vita utile indefinita e le attivit\u00e0 immateriali
\n
non ancora disponibili per l\u2019uso sono sottoposte a verifica
\n
per riduzione di valore annualmente o pi\u00f9 frequentemente
\n
in presenza di indicatori che facciano ritenere che le sud-
\n
dette attivit\u00e0 possano aver sub\u00edto una riduzione di valore.
\n
Se esiste indicazione di una riduzione di valore, il valore re-
\n
cuperabile di ciascuna attivit\u00e0 interessata \u00e8 stimato sulla
\n
base dell\u2019utilizzo dell\u2019attivit\u00e0 e della sua dismissione futura,
\n
conformemente al pi\u00f9 recente Piano Industriale del Grup-
\n
po. Per la stima del valore recuperabile si rimanda alla nota
\n
2.1 \u201cUso di stime e giudizi del management\u201d.
\n
Il valore recuperabile \u00e8 calcolato con riferimento a una sin-
\n
gola attivit\u00e0, a meno che l\u2019attivit\u00e0 non sia in grado di ge-
\n
nerare flussi finanziari in entrata che siano ampiamente
\n
indipendenti da quelli derivanti da altre attivit\u00e0 o gruppi di
\n
attivit\u00e0; in tal caso, il valore recuperabile \u00e8 riferito alla CGU
\n
alla quale l\u2019attivit\u00e0 appartiene.
\n
Qualora il valore contabile dell\u2019attivit\u00e0, o della relativa CGU
\n
alla quale essa appartiene, sia superiore al suo valore recu-
\n
perabile, una perdita di valore \u00e8 rilevata a Conto economico
\n
e presentata nella voce \u201cAmmortamenti e altri impairment\u201d.
\n
Le perdite di valore di una CGU sono imputate in primo
\n
luogo a riduzione del valore contabile dell\u2019eventuale av-
\n
viamento allocato alla stessa, e poi a riduzione dei valori
\n
contabili delle altre attivit\u00e0 della CGU, in proporzione al loro
\n
valore contabile.
\n
Se vengono meno i presupposti per una svalutazione pre-
\n
cedentemente effettuata, il valore contabile dell\u2019attivit\u00e0
\n
\u00e8 ripristinato con imputazione a Conto economico, nella
\n
voce \u201cAmmortamenti e altri impairment\u201d, nei limiti del va-
\n
lore contabile che l\u2019attivit\u00e0 in oggetto avrebbe avuto, al
\n
netto dell\u2019ammortamento, se non fosse stata effettuata la
\n
svalutazione. Il valore originario dell\u2019avviamento non viene
\n
ripristinato anche qualora, negli esercizi successivi, venga-
\n
no meno le ragioni che hanno determinato la riduzione di
\n
valore.
\n
Nel caso in cui talune specifiche e ben individuate attivit\u00e0
\n
possedute dal Gruppo siano impattate da sfavorevoli con-
\n
dizioni economiche oppure operative, che ne pregiudica-
\n
no la capacit\u00e0 di contribuire alla realizzazione di flussi di
\n
cassa, esse possono essere isolate dal resto delle attivit\u00e0
\n
della CGU, soggette ad autonoma analisi di recuperabilit\u00e0
\n
ed eventualmente svalutate.
\n

\n

\n\n

\n

\n\n\n

\n
Rimanenze
\n
Le rimanenze di magazzino sono valutate al minore tra il
\n
costo e il valore netto di realizzo, a eccezione di quelle de-
\n
stinate ad attivit\u00e0 di trading che sono valutate al fair value
\n
con contropartita Conto economico. Il costo \u00e8 determina-
\n
to sulla base del costo medio ponderato, che include gli
\n
oneri accessori di competenza. Per valore netto di realizzo
\n
si intende il prezzo di vendita stimato nel normale svolgi-
\n
mento delle attivit\u00e0 al netto dei costi stimati per realizzare
\n
la vendita o, laddove applicabile, il costo di sostituzione.
\n
Per la parte di magazzino posseduta per adempiere a ven-
\n
dite gi\u00e0 concluse, il valore netto di realizzo \u00e8 determinato
\n
sulla base di quanto stabilito nel relativo contratto di ces-
\n
sione.
\n\n
Sono rilevati nelle rimanenze i certificati ambientali (per es.,
\n
certificati verdi, certificati di efficienza energetica, quote di
\n
emissioni di CO
\n
2
\n
europee e garanzie di origine) ecceden-
\n
ti la compliance del periodo di riferimento. Relativamente
\n
alle quote di emissioni di CO
\n
2
\n
, le rimanenze sono segre-
\n
gate tra il portafoglio destinato al trading e quello desti-
\n
nato alla compliance degli obblighi di emissione dei gas
\n
clima-alteranti.
\n

\n\n
Nell\u2019ambito delle rimanenze sono inoltre rilevate le giacen-
\n
ze di combustibile nucleare il cui utilizzo \u00e8 determinato
\n
sulla base dell\u2019energia prodotta.
\n
I materiali e gli altri beni di consumo (incluse le commodity
\n
energetiche) posseduti per essere utilizzati nel processo
\n
produttivo non sono oggetto di svalutazione, qualora ci si
\n
attenda che il prodotto finito nel quale verranno incorpo-
\n
rati sar\u00e0 venduto a un prezzo tale da consentire il recupero
\n
del costo sostenuto.
\n

\n\n\n
Strumenti finanziari
\n
Per strumenti finanziari si intende qualsiasi contratto che
\n
dia origine a un\u2019attivit\u00e0 finanziaria per un\u2019entit\u00e0 e a una pas-
\n
sivit\u00e0 finanziaria o a uno strumento rappresentativo di ca-
\n
pitale per la controparte; sono rilevati e valutati secondo lo
\n
IAS 32 e l\u2019IFRS 9.
\n
Un\u2019attivit\u00e0 o una passivit\u00e0 finanziaria \u00e8 rilevata nel Bilancio
\n
consolidato quando, e solo quando, il Gruppo diviene par-
\n

\n\n

\n\n

\n

\n\n

\n

\n

\n

\n
te delle clausole contrattuali dello strumento (ossia, trade
\n
date).
\n
I crediti commerciali derivanti da contratti con la clientela,
\n
nell\u2019ambito di applicazione dell\u2019IFRS 15, sono inizialmente
\n
valutati al prezzo dell\u2019operazione (come definito nell\u2019IFRS
\n
15) se tali crediti non contengono una componente finan-
\n
ziaria significativa o quando il Gruppo applica l\u2019espediente
\n
pratico consentito dall\u2019IFRS 15.
\n
Diversamente, il Gruppo valuta inizialmente le attivit\u00e0 fi-
\n
nanziarie diverse dai crediti commerciali summenzionati
\n
al loro fair value pi\u00f9, nel caso di un\u2019attivit\u00e0 finanziaria non
\n
rilevata al fair value rilevato a Conto economico, i costi di
\n
transazione.
\n
Le attivit\u00e0 finanziarie sono classificate, alla data di rileva-
\n
zione iniziale, come attivit\u00e0 finanziarie al costo ammortiz-
\n
zato, al fair value rilevato tra le altre componenti di Con-
\n
to economico complessivo e al fair value rilevato a Conto
\n
economico, sulla base sia del modello di business adottato
\n
dal Gruppo sia delle caratteristiche contrattuali dei flussi di
\n
cassa dello strumento.
\n
A tal fine, la verifica finalizzata a stabilire se lo strumento
\n
generi flussi di cassa rappresentativi esclusivamente di pa-
\n
gamenti di capitale e interessi (ossia, SPPI) \u00e8 definita \u201cSPPI
\n
test\u201d e viene eseguita a livello di singolo strumento.
\n
Il modello di business del Gruppo per la gestione delle atti-
\n
vit\u00e0 finanziarie riguarda il modo in cui il Gruppo gestisce le
\n
proprie attivit\u00e0 finanziarie al fine di generare flussi di cassa.
\n
Il modello di business determina se i flussi di cassa deri-
\n
veranno dall\u2019incasso degli stessi in base al contratto, dalla
\n
vendita delle attivit\u00e0 finanziarie o da entrambi.
\n
Ai fini della valutazione successiva, le attivit\u00e0 finanziarie
\n
sono classificate in quattro categorie:
\n
\u2022 attivit\u00e0 finanziarie al costo ammortizzato (strumenti di de-
\n
bito);
\n
\u2022 attivit\u00e0 finanziarie al fair value rilevato tra le altre compo-
\n
nenti di Conto economico complessivo con riciclo degli
\n
utili e perdite cumulati (strumenti di debito);
\n
\u2022 attivit\u00e0 finanziarie designate al fair value rilevato tra le altre
\n
componenti di Conto economico complessivo senza ri-
\n
ciclo degli utili e perdite cumulati all\u2019atto dell\u2019eliminazione
\n
contabile (strumenti di capitale); e
\n
\u2022 attivit\u00e0 finanziarie al fair value rilevato a Conto economico.
\n\n

\n\n
Attivit\u00e0 finanziarie al costo ammortizzato
\n
Sono classificati in tale categoria principalmente i crediti
\n
commerciali, gli altri crediti e i crediti finanziari.
\n
Le attivit\u00e0 finanziarie al costo ammortizzato sono detenute
\n
in un modello di business il cui obiettivo \u00e8 quello di incas-
\n
sare i flussi di cassa contrattuali e i cui termini contrattuali
\n
prevedono, a date specifiche, pagamenti di flussi di cassa
\n
rappresentati esclusivamente da capitale e interessi sul
\n
capitale da rimborsare.
\n
Tali attivit\u00e0 sono inizialmente rilevate al fair value, eventual-
\n
mente rettificato dei costi di transazione e, successiva-
\n
mente, valutate al costo ammortizzato utilizzando il tasso
\n
di interesse effettivo, e sono soggette a impairment.
\n
Gli utili e le perdite da cancellazione contabile dell\u2019attivi-
\n
t\u00e0, da modifica o da rettifica per impairment sono rilevati a
\n
Conto economico.
\n

\n

\n\n

\n

\n\n\n
Attivit\u00e0 finanziarie al fair value rilevato a Conto
\n
economico complessivo (FVOCI) - Strumenti di debito
\n
In tale categoria, sono principalmente classificati:
\n
\u2022 i titoli di debito quotati detenuti dalla societ\u00e0 di riassi-
\n
curazione del Gruppo e non classificati come posseduti
\n
per la negoziazione; e
\n
\u2022 i crediti d\u2019imposta derivanti dal decreto legge n. 34/2020
\n
(c.d. \u201cDecreto Rilancio\u201d).
\n
Le attivit\u00e0 finanziarie valutate al fair value rilevato a Conto
\n
economico complessivo sono attivit\u00e0 detenute in un mo-
\n
dello di business il cui obiettivo \u00e8 sia quello di incassare i
\n
flussi di cassa contrattuali sia di vendere le attivit\u00e0 finanziarie
\n
e i cui flussi di cassa contrattuali generano, a data specifi-
\n
che, flussi di cassa rappresentati esclusivamente da paga-
\n
menti di capitale e di interesse sul capitale da rimborsare.
\n
Le variazioni di fair value di tali attivit\u00e0 finanziarie sono ri-
\n
levate a Conto economico complessivo cos\u00ec come le ret-
\n
tifiche per impairment, senza ridurre il relativo valore con-
\n
tabile.
\n
Quando un\u2019attivit\u00e0 finanziaria viene cancellata contabil-
\n
mente (per es., al momento della vendita), gli utili e le per-
\n
dite cumulati, precedentemente rilevati a patrimonio netto
\n
(con l\u2019esclusione dell\u2019impairment e degli utili e delle perdite
\n
su cambi da rilevare a Conto economico) sono riclassificati
\n
a Conto economico.
\n

\n\n\n

\n\n
Attivit\u00e0 finanziarie al fair value rilevato a Conto
\n
economico complessivo (FVOCI) - Strumenti di capitale
\n
In tale categoria sono principalmente classificate le parte-
\n
cipazioni in altre societ\u00e0 irrevocabilmente designate come
\n
tali al momento della rilevazione iniziale.
\n
Gli utili e le perdite di tali attivit\u00e0 finanziarie non saranno
\n
mai riciclati a Conto economico. Il Gruppo pu\u00f2 trasferire
\n
l\u2019utile o la perdita cumulata all\u2019interno del patrimonio netto.
\n
Gli strumenti di capitale designati al fair value rilevato a
\n
Conto economico complessivo non sono assoggettati a
\n
impairment.
\n
I dividendi su tali investimenti sono rilevati a Conto econo-
\n
mico a meno che non rappresentino chiaramente un recu-
\n
pero di una parte del costo dell\u2019investimento.
\n

\n\n

\n\n\n

\n\n
Attivit\u00e0 finanziarie al fair value rilevato a Conto
\n
economico
\n
In tale categoria, sono classificati principalmente tito-
\n
li, partecipazioni in altre societ\u00e0, investimenti finanziari
\n
in fondi detenuti per la negoziazione e attivit\u00e0 finanziarie
\n
designate al fair value rilevato a Conto economico all\u2019atto
\n
della rilevazione iniziale.
\n

\n\n

\n\n

\n\n

\n\n

\n\n

\n

\n

\n

\n\n

\n\n
Le attivit\u00e0 finanziarie classificate al fair value rilevato a Con-
\n
to economico sono:
\n
\u2022 attivit\u00e0 finanziarie con flussi di cassa che non sono rap-
\n
presentati esclusivamente da pagamenti di capitale e
\n
interesse, indipendentemente dal modello di business;
\n
\u2022 attivit\u00e0 finanziarie detenute per la negoziazione in quan-
\n
to acquistate o detenute principalmente al fine di essere
\n
vendute o riacquistate entro breve termine;
\n
\u2022 strumenti di debito designati all\u2019atto della rilevazione
\n
iniziale, in base all\u2019opzione prevista dall\u2019IFRS 9 (fair value
\n
option) se tale scelta elimina, o riduce in misura significa-
\n
tiva, un accounting mismatch;
\n
\u2022 strumenti derivati, compresi i derivati impliciti, detenuti
\n
per la negoziazione o non designati come efficaci stru-
\n
menti di copertura.
\n
Tali attivit\u00e0 finanziarie sono inizialmente rilevate al fair va-
\n
lue, e successivamente gli utili e le perdite derivanti da va-
\n
riazioni del loro fair value sono rilevati a Conto economico.
\n
In questa categoria sono incluse anche le partecipazioni in
\n
societ\u00e0 quotate che il Gruppo non ha designato irrevoca-
\n
bilmente come al fair value rilevato a OCI. Anche i dividendi
\n
su tali partecipazioni sono rilevati fra gli altri proventi nel
\n
prospetto di Conto economico quando viene definito il di-
\n
ritto al pagamento.
\n
Le attivit\u00e0 finanziarie che si qualificano come corrispettivi
\n
potenziali sono ugualmente valutate al fair value rilevato a
\n
Conto economico.
\n

\n\n

\n\n\n

\n\n

\n\n
Impairment delle attivit\u00e0 finanziarie
\n
A ciascuna data di riferimento del bilancio, il Gruppo rile-
\n
va un fondo per le perdite attese sui crediti commerciali
\n
e altre attivit\u00e0 finanziarie valutate al costo ammortizzato,
\n
gli strumenti di debito valutati al fair value rilevato a Con-
\n
to economico complessivo (FVOCI), le attivit\u00e0 derivanti
\n
da contratti con i clienti e tutte le altre attivit\u00e0 rientranti
\n
nell\u2019ambito di applicazione dell\u2019impairment IFRS 9.
\n
In base all\u2019IFRS 9, dal 1\u00b0 gennaio 2018, il Gruppo applica un
\n
modello di impairment basato sulla determinazione delle
\n
perdite attese (ECL) utilizzando un approccio forward lo-
\n
oking. In sostanza, il modello prevede:
\n
\u2022 l\u2019applicazione di un unico framework di riferimento a tut-
\n
te le attivit\u00e0 finanziarie;
\n
\u2022 la rilevazione delle perdite attese su base continuativa
\n
e l\u2019aggiornamento dell\u2019importo di tali perdite alla fine di
\n
ogni esercizio, in modo da riflettere le variazioni di ri-
\n
schio di credito dello strumento finanziario;
\n
\u2022 la valutazione delle perdite attese sulla base di tutte le
\n
informazioni ragionevolmente ottenibili senza costi ec-
\n
cessivi, in relazione agli eventi passati, alle condizioni
\n
correnti e alle previsioni sulle condizioni future.
\n
Per i crediti commerciali, le attivit\u00e0 derivanti da contrat-
\n
ti con i clienti e i crediti per leasing, compresi quelli con
\n
una componente finanziaria significativa, il Gruppo applica
\n
l\u2019approccio semplificato, calcolando le perdite attese su un
\n
periodo corrispondente all\u2019intera vita dell\u2019attivit\u00e0, general-
\n
mente pari a 12 mesi.
\n
Per tutte le attivit\u00e0 finanziarie diverse da crediti commer-
\n
ciali, attivit\u00e0 derivanti da contratti con i clienti e crediti per
\n
leasing, il Gruppo applica l\u2019approccio generale in base all\u2019I-
\n
FRS 9, basato sulla valutazione di un incremento significa-
\n
tivo del rischio di credito rispetto alla rilevazione iniziale.
\n
Secondo tale approccio, il fondo perdite attese su attivit\u00e0
\n
finanziarie \u00e8 rilevato per un ammontare pari alle perdite at-
\n
tese lungo tutta la vita del credito, se il rischio di credito
\n
su tali attivit\u00e0 finanziarie \u00e8 aumentato significativamente,
\n
rispetto al momento della rilevazione iniziale, consideran-
\n
do tutte le informazioni ragionevolmente dimostrabili, ivi
\n
inclusi i dati prospettici.
\n
Se, alla data di riferimento del bilancio, il rischio di credito
\n
sulle attivit\u00e0 finanziarie non \u00e8 aumentato in modo signifi-
\n
cativo rispetto alla rilevazione iniziale, il Gruppo misura il
\n
fondo per perdite attese per un importo pari alle perdite
\n
attese a 12 mesi.
\n
Per le attivit\u00e0 finanziarie per cui, alla data di riferimento
\n
del precedente esercizio, il Gruppo aveva rilevato un fon-
\n
do perdite attese pari alle perdite attese lungo tutta la vita
\n
dello strumento, il Gruppo rileva un fondo di importo pari
\n
alle perdite attese a 12 mesi qualora la condizione di incre-
\n
mento significativo del rischio di credito venga meno.
\n
Il Gruppo rileva a Conto economico, come perdita o ripri-
\n
stino di valore, l\u2019importo delle perdite (o rivalutazioni) attese
\n
necessarie per rettificare il fondo perdite attese alla data di
\n
riferimento del bilancio ai sensi dell\u2019IFRS 9.
\n
Il Gruppo applica l\u2019esenzione del low credit risk, evitando la
\n
rilevazione di un fondo perdite attese per un ammontare
\n
pari alle perdite attese lungo tutta la vita dello strumento a
\n
seguito di un incremento significativo del rischio di credito,
\n
a strumenti di debito valutati al fair value rilevato a Conto
\n
economico complessivo, la cui controparte vanta una soli-
\n
da capacit\u00e0 finanziaria di adempiere ai propri obblighi con-
\n
trattuali (ossia, titoli \u201cinvestment grade\u201d).
\n
Per maggiori dettagli circa l\u2019\u201cimpairment delle attivit\u00e0 fi-
\n
nanziarie\u201d, si rimanda alla nota 48 \u201cStrumenti finanziari per
\n
categoria\u201d.
\n

\n

\n\n

\n

\n\n

\n

\n\n\n
Disponibilit\u00e0 liquide e mezzi equivalenti
\n
Tale categoria comprende depositi disponibili a vista o a
\n
brevissimo termine, cos\u00ec come gli investimenti finanziari a
\n
breve termine e ad alta liquidit\u00e0 prontamente convertibili
\n
in un ammontare noto di cassa e soggetti a un irrilevante
\n
rischio di variazione di valore.
\n
Inoltre, ai fini del Rendiconto finanziario consolidato, le di-
\n
sponibilit\u00e0 liquide non includono gli scoperti bancari alla
\n
data di chiusura dell\u2019esercizio.
\n

\n\n\n

\n\n

\n\n
Passivit\u00e0 finanziarie al costo ammortizzato
\n
Tale categoria comprende principalmente finanziamenti, de-
\n
biti commerciali, passivit\u00e0 del leasing e strumenti di debito.
\n

\n\n

\n\n

\n\n

\n\n

\n\n

\n\n

\n

\n

\n

\n

\n\n

\n\n

\n\n
Le passivit\u00e0 finanziarie diverse dagli strumenti derivati
\n
sono rilevate quando il Gruppo diviene parte delle clausole
\n
contrattuali dello strumento e sono valutate inizialmente al
\n
fair value rettificato dei costi di transazione direttamente
\n
attribuibili. Successivamente, le passivit\u00e0 finanziarie sono
\n
valutate con il criterio del costo ammortizzato, utilizzando
\n
il metodo del tasso di interesse effettivo. Il tasso di interes-
\n
se effettivo \u00e8 il tasso che attualizza esattamente i paga-
\n
menti o incassi futuri stimati lungo la vita attesa dello stru-
\n
mento finanziario, od, ove opportuno un periodo pi\u00f9 breve,
\n
al valore contabile netto dell\u2019attivit\u00e0 o passivit\u00e0 finanziaria.
\n

\n\n

\n\n

\n\n\n

\n\n
Passivit\u00e0 finanziarie al fair value rilevato a Conto
\n
economico
\n
Le passivit\u00e0 finanziarie al fair value rilevato a Conto eco-
\n
nomico includono le passivit\u00e0 finanziarie detenute per la
\n
negoziazione e le passivit\u00e0 finanziarie designate al mo-
\n
mento della rilevazione iniziale al fair value rilevato a Conto
\n
economico.
\n
Le passivit\u00e0 finanziarie sono classificate come \u201cdetenute
\n
per la negoziazione\u201d quando sono assunte con la finalit\u00e0
\n
di un loro riacquisto a breve termine. In questa categoria
\n
sono compresi anche gli strumenti finanziari derivati stipu-
\n
lati dal Gruppo e non designati quali strumenti di copertura
\n
in base all\u2019IFRS 9. I derivati impliciti scorporati dal contratto
\n
ospite sono anch\u2019essi classificati come al fair value rilevato
\n
a Conto economico a eccezione del caso in cui il derivato
\n
implicito \u00e8 designato come efficace strumento di coper-
\n
tura.
\n
Gli utili o le perdite delle passivit\u00e0 al fair value rilevato a
\n
Conto economico sono rilevati a Conto economico.
\n
Le passivit\u00e0 finanziarie che all\u2019atto della iscrizione iniziale
\n
sono designate come al fair value rilevato a Conto econo-
\n
mico sono designate come tali alla data di prima rilevazio-
\n
ne, solo se i criteri dell\u2019IFRS 9 sono rispettati.
\n
In tal caso, la parte della variazione di fair value attribuibile
\n
al proprio rischio di credito \u00e8 rilevata nell\u2019ambito del Conto
\n
economico complessivo.
\n
Il Gruppo non ha designato alcuna passivit\u00e0 finanziaria al
\n
fair value rilevato a Conto economico, alla rilevazione ini-
\n
ziale.
\n
Le passivit\u00e0 finanziarie che si qualificano come corrispet-
\n
tivi potenziali sono anche esse valutate al fair value rilevato
\n
a Conto economico.
\n

\n\n

\n\n\n

\n\n

\n\n
Derecognition delle attivit\u00e0 e passivit\u00e0 finanziarie
\n
Le attivit\u00e0 finanziarie sono eliminate contabilmente ogni
\n
qualvolta si verifichi una delle seguenti condizioni:
\n
\u2022 il diritto contrattuale a ricevere i flussi di cassa connessi
\n
all\u2019attivit\u00e0 \u00e8 scaduto;
\n
\u2022 il Gruppo ha sostanzialmente trasferito tutti i rischi e
\n
benef\u00edci connessi all\u2019attivit\u00e0, trasferendo i suoi diritti a
\n
ricevere flussi di cassa dall\u2019attivit\u00e0 oppure assumendo
\n
un\u2019obbligazione contrattuale a riversare i flussi di cas-
\n
sa ricevuti a uno o pi\u00f9 eventuali beneficiari in virt\u00f9 di un
\n
contratto che rispetta 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-
\n
mente tutti i rischi e benef\u00edci connessi all\u2019attivit\u00e0 finan-
\n
ziaria ma ne ha trasferito il controllo.
\n
Le passivit\u00e0 finanziarie sono eliminate contabilmente
\n
quando sono estinte, ossia quando l\u2019obbligazione contrat-
\n
tuale \u00e8 adempiuta, cancellata o prescritta.
\n
Quando una passivit\u00e0 finanziaria esistente viene sostituita
\n
da un\u2019altra verso lo stesso creditore a condizioni sostan-
\n
zialmente diverse, o le condizioni di una passivit\u00e0 esistente
\n
sono sostanzialmente modificate, tale sostituzione o mo-
\n
difica viene trattata come un\u2019eliminazione contabile della
\n
passivit\u00e0 originaria e la rilevazione di una nuova passivit\u00e0.
\n
La differenza tra i rispettivi valori contabili \u00e8 rilevata a Conto
\n
economico.
\n

\n

\n\n

\n

\n\n

\n

\n\n\n

\n\n

\n\n
Strumenti finanziari derivati
\n
Un derivato \u00e8 uno strumento finanziario o un altro contratto:
\n
\u2022 il cui valore cambia in relazione alle variazioni in un pa-
\n
rametro definito \u201csottostante\u201d, quale tasso di interesse,
\n
prezzo di un titolo o di una merce, tasso di cambio in va-
\n
luta estera, indice di prezzi o di tassi, rating di un credito
\n
o altra variabile;
\n
\u2022 che richiede un investimento netto iniziale pari a zero,
\n
o minore di quello che sarebbe richiesto per contratti
\n
con una risposta simile ai cambiamenti delle condizioni
\n
di mercato;
\n
\u2022 che \u00e8 regolato a una data futura.
\n
Gli strumenti derivati sono classificati come attivit\u00e0 o pas-
\n
sivit\u00e0 finanziarie a seconda del fair value positivo o negati-
\n
vo e sono classificati come \u201cdetenuti per la negoziazione\u201d
\n
all\u2019interno di \u201cAltri modelli di business\u201d e valutati al fair value
\n
rilevato a Conto economico, a eccezione di quelli designati
\n
come efficaci strumenti di copertura.
\n
Tutti i derivati detenuti per la negoziazione sono classificati
\n
come attivit\u00e0 e passivit\u00e0 correnti.
\n
I derivati non detenuti per la negoziazione, ma valutati al
\n
fair value rilevato a Conto economico in quanto non si qua-
\n
lificano per l\u2019hedge accounting, e i derivati designati come
\n
efficaci strumenti di copertura sono classificati come cor-
\n
renti o non correnti in base alla loro data di scadenza e
\n
all\u2019intenzione del Gruppo di detenere o meno tali strumenti
\n
fino alla scadenza.
\n
Per maggiori dettagli sui derivati e sull\u2019hedge accounting,
\n
si rinvia alla nota 51 \u201cDerivati ed hedge accounting\u201d.
\n

\n\n

\n\n

\n\n\n
Derivati impliciti
\n
Un derivato implicito (embedded derivative) \u00e8 un deriva-
\n
to incluso in un contratto \u201ccombinato\u201d (il c.d. \u201cstrumento
\n
ibrido\u201d) che contiene un altro contratto non derivato (il c.d.
\n
\u201ccontratto ospite\u201d) e origina tutti o parte dei flussi di cassa
\n
del contratto combinato.
\n

\n\n

\n\n

\n\n

\n\n

\n

\n

\n\n
I principali contratti del Gruppo che possono contenere de-
\n
rivati impliciti sono i contratti di acquisto e vendita di ele-
\n
menti non finanziari con clausole od opzioni che influenzano
\n
il prezzo contrattuale, il volume o la scadenza.
\n
Un derivato implicito in un contratto ibrido contenente
\n
un\u2019attivit\u00e0 finanziaria ospite non viene rilevato separatamen-
\n
te in quanto l\u2019attivit\u00e0 finanziaria ospite con derivato implicito
\n
deve essere classificata nella sua interezza come un\u2019attivit\u00e0
\n
finanziaria al fair value rilevato a Conto economico.
\n
I contratti che non rappresentano strumenti finanziari da
\n
valutare al fair value sono analizzati al fine di identificare l\u2019e-
\n
sistenza di derivati impliciti, che sono da scorporare e va-
\n
lutare al fair value. Le suddette analisi sono effettuate sia al
\n
momento in cui si entra a far parte del contratto, sia quando
\n
avviene una rinegoziazione dello stesso che comporti una
\n
modifica significativa dei flussi finanziari originari connessi.
\n
I derivati impliciti sono scorporati dal contratto ospite e rile-
\n
vati come un derivato quando:
\n
\u2022 il contratto ospite non \u00e8 uno strumento finanziario valuta-
\n
to al fair value rilevato a Conto economico;
\n
\u2022 i rischi economici e le caratteristiche del derivato implici-
\n
to non sono strettamente correlati a quelli del contratto
\n
ospite;
\n
\u2022 un contratto separato con le stesse condizioni del deriva-
\n
to implicito soddisferebbe la definizione di derivato.
\n
I derivati impliciti che sono scorporati dal contratto ospite
\n
sono rilevati nel Bilancio consolidato al fair value rilevato a
\n
Conto economico (a eccezione del caso in cui il derivato im-
\n
plicito \u00e8 designato come parte di una relazione di copertura).
\n

\n\n\n
Contratti di acquisto o vendita di elementi non finanziari
\n
In generale, i contratti di acquisto o vendita di elementi non
\n
finanziari, che sono stati sottoscritti e continuano a essere
\n
detenuti per l\u2019incasso o la consegna, secondo le normali
\n
esigenze di acquisto, vendita o uso previste dal Gruppo,
\n
sono fuori dall\u2019ambito di applicazione dell\u2019IFRS 9 e quin-
\n
di rilevati come contratti esecutivi, in base alla cosiddetta
\n
\u201cown use exemption\u201d.
\n
Un contratto di acquisto o vendita di un elemento non fi-
\n
nanziario \u00e8 classificato come \u201cnormale contratto di com-
\n
pravendita\u201d se \u00e8 stato sottoscritto:
\n
\u2022 ai fini della consegna fisica;
\n
\u2022 per le normali esigenze di utilizzo o compravendita del
\n
Gruppo.
\n
Inoltre, i contratti di acquisto o vendita di elementi non fi-
\n
nanziari con consegna fisica (per es., contratti a termine su
\n
commodity energetiche a prezzo fisso) che non si qualifi-
\n
cano per la \u201cown use exemption\u201d sono rilevati come deriva-
\n
ti valutati al fair value dalla trade date, solo se:
\n
\u2022 sono regolabili al netto; e
\n
\u2022 non sono stati stipulati per le normali esigenze di utilizzo
\n
o compravendita dal Gruppo.
\n
I contratti di trading sono valutati al fair value rilevato a
\n
Conto economico; i risultati da valutazione delle variazio-
\n
ni di fair value dei contratti ancora in essere alla data di
\n
riferimento del bilancio sono rilevati, su base netta, nella
\n
voce \u201cRisultati netti da contratti su commodity\u201d, mentre,
\n
alla data di regolamento:
\n
\u2022 i risultati da valutazione delle variazioni di fair value dei
\n
contratti chiusi per la vendita di commodity energetiche
\n
nonch\u00e9 il relativo ricavo, unitamente agli effetti a Conto
\n
economico della cancellazione contabile del derivato,
\n
sono rilevati negli \u201cAltri ricavi\u201d;
\n
\u2022 i risultati da valutazione delle variazioni di fair value dei
\n
contratti chiusi per l\u2019acquisto di commodity energetiche
\n
nonch\u00e9 il relativo costo, unitamente agli effetti a Conto
\n
economico della cancellazione contabile del derivato,
\n
sono rilevati nelle voci \u201cEnergia elettrica, gas e combu-
\n
stibile\u201d e \u201cServizi e altri materiali\u201d.
\n
Tali contratti di acquisto o vendita di elementi non finanzia-
\n
ri rientranti nell\u2019ambito di applicazione dell\u2019IFRS 9 possono
\n
anche essere, successivamente, designati come strumenti
\n
di copertura se i requisiti previsti per l\u2019hedge accounting
\n
sono soddisfatti.
\n
Il Gruppo analizza i contratti di acquisto o vendita di atti-
\n
vit\u00e0 non finanziarie su base continuativa, con particolare
\n
attenzione agli acquisti o vendite a termine di elettricit\u00e0 e
\n
commodity energetiche, al fine di determinare se gli stes-
\n
si debbano essere classificati e trattati conformemente a
\n
quanto previsto dall\u2019IFRS 9 o se siano stati sottoscritti per
\n
\u201cown use exemption\u201d.
\n

\n

\n\n\n
Compensazione di attivit\u00e0 e passivit\u00e0 finanziarie
\n
Il Gruppo compensa attivit\u00e0 e passivit\u00e0 finanziarie quando:
\n
\u2022 esiste un diritto legalmente esercitabile di compensare i
\n
valori rilevati in bilancio; e
\n
\u2022 vi \u00e8 l\u2019intenzione di compensare su base netta o di rea-
\n
lizzare l\u2019attivit\u00e0 e regolare la passivit\u00e0 simultaneamente.
\n

\n\n

\n

\n\n
Iperinflazione
\n
In caso di economia iperinflazionata, il Gruppo rettifica le
\n
poste non monetarie, il patrimonio netto e le poste deri-
\n
vanti da contratti indicizzati, fino al limite del loro valore
\n
recuperabile, utilizzando un indice dei prezzi che riflette le
\n
variazioni del generale potere di acquisto.
\n
Gli effetti dell\u2019applicazione iniziale sono rilevati a patrimo-
\n
nio al netto degli effetti fiscali. Viceversa, durante il periodo
\n
di iperinflazione (fino alla sua cessazione), l\u2019utile o la perdita
\n
risultante dalle rettifiche \u00e8 rilevato a Conto economico con
\n
separata indicazione tra gli oneri e i proventi finanziari.
\n
A partire dal 2018, tale principio trova concreta applicazio-
\n
ne con riferimento alle operazioni del Gruppo in Argentina,
\n
la cui economia \u00e8 stata dichiarata iperinflazionata a partire
\n
dal 1\u00b0 luglio 2018.
\n

\n\n

\n

\n\n

\n

\n
Attivit\u00e0 non correnti (o gruppi in dismissione)
\n
classificate come possedute per la vendita e
\n
discontinued operation
\n\n
Le attivit\u00e0 non correnti (o gruppi in dismissione) sono clas-
\n
sificate come possedute per la vendita se il loro valore con-
\n
tabile sar\u00e0 recuperato principalmente con un\u2019operazione
\n
di vendita anzich\u00e9 con il loro uso continuativo.
\n
Tale criterio di classificazione \u00e8 applicabile solo se le atti-
\n
vit\u00e0 non correnti (o gruppi in dismissione) sono disponibili
\n
per la vendita immediata nelle loro condizioni attuali e la
\n
vendita \u00e8 altamente probabile.
\n
Quando il Gruppo \u00e8 coinvolto in un piano di vendita che
\n
comporta la perdita del controllo in una partecipata e sono
\n
soddisfatti i requisiti previsti dall\u2019IFRS 5, tutte le attivit\u00e0 e
\n
le passivit\u00e0 della controllata sono classificate come posse-
\n
dute per la vendita indipendentemente se il Gruppo man-
\n
terr\u00e0, dopo la vendita, una partecipazione non di controllo
\n
nella societ\u00e0 stessa.
\n
Il Gruppo applica alle partecipazioni, o quote di partecipa-
\n
zioni, in societ\u00e0 collegate o joint venture tali criteri di classi-
\n
ficazione previsti dall\u2019IFRS 5. La parte residua della parteci-
\n
pazione in societ\u00e0 collegate o joint venture che non \u00e8 stata
\n
classificata come posseduta per la vendita \u00e8 contabilizzata
\n
con il metodo del patrimonio netto fino alla dismissione del-
\n
la parte classificata come posseduta per la vendita.
\n
Le attivit\u00e0 non correnti (o gruppi in dismissione) e le passi-
\n
vit\u00e0 incluse in gruppi in dismissione classificate come pos-
\n
sedute per la vendita sono presentate separatamente dalle
\n
altre attivit\u00e0 e passivit\u00e0 dello Stato patrimoniale.
\n
Gli importi presentati per le attivit\u00e0 non correnti o per le
\n
attivit\u00e0 e passivit\u00e0 di un gruppo in dismissione classificati
\n
come posseduti per la vendita non sono riclassificati o ri-
\n
presentati per i periodi a raffronto.
\n
Immediatamente prima della classificazione iniziale delle
\n
attivit\u00e0 non correnti (o gruppi in dismissione) come pos-
\n
sedute per la vendita, i valori contabili dell\u2019attivit\u00e0 (o del
\n
gruppo) sono valutati in conformit\u00e0 allo specifico principio
\n
contabile di riferimento applicabile a tali attivit\u00e0 o passivit\u00e0.
\n
Le attivit\u00e0 non correnti (o gruppi in dismissione) classificate
\n
come possedute per la vendita sono valutate al minore tra
\n
il valore contabile e il relativo fair value, al netto dei costi di
\n
vendita. Le perdite di valore per qualsiasi iniziale o succes-
\n
sivo impairment dell\u2019attivit\u00e0 (o gruppo in dismissione) al fair
\n
value al netto dei costi di vendita e i ripristini di impairment
\n
sono rilevati a Conto economico nell\u2019ambito delle continu-
\n
ing operation.
\n
Le attivit\u00e0 non correnti non sono ammortizzate finch\u00e9 sono
\n
classificate come possedute per la vendita o finch\u00e9 sono
\n
inserite in un gruppo in dismissione classificato come pos-
\n
seduto per la vendita.
\n
Se i criteri di classificazione non sono pi\u00f9 soddisfatti, il
\n
Gruppo non classifica pi\u00f9 le attivit\u00e0 (o il gruppo in dismis-
\n
sione) come possedute per la vendita. In questo caso tali
\n
attivit\u00e0 sono valutate al minore tra:
\n
\u2022 il valore contabile prima che l\u2019attivit\u00e0 (o gruppo in dismis-
\n
sione) fosse classificata come posseduta per la vendita,
\n
rettificato per tutti gli ammortamenti o ripristini di valo-
\n
re che sarebbero stati altrimenti rilevati se l\u2019attivit\u00e0 (o il
\n
gruppo in dismissione) non fosse stata classificata come
\n
posseduta per la vendita; e
\n
\u2022 il suo valore recuperabile calcolato alla data della suc-
\n
cessiva decisione di non vendere, che \u00e8 pari al maggiore
\n
tra il suo fair value al netto dei costi di dismissione e il
\n
suo valore d\u2019uso.
\n
Ogni rettifica al valore contabile dell\u2019attivit\u00e0 non corrente
\n
che cessa di essere classificata come posseduta per la
\n
vendita \u00e8 rilevata nell\u2019ambito del risultato delle continuing
\n
operation.
\n

\n

\n\n\n
Una discontinued operation \u00e8 una componente del Grup-
\n
po che \u00e8 stata dismessa, o classificata come posseduta
\n
per la vendita, e:
\n
\u2022 rappresenta un importante ramo autonomo di attivit\u00e0 o
\n
area geografica di attivit\u00e0;
\n
\u2022 fa parte di un unico programma coordinato di dismissio-
\n
ne di un importante ramo autonomo di attivit\u00e0 o un\u2019area
\n
geografica di attivit\u00e0; o
\n
\u2022 \u00e8 una societ\u00e0 controllata acquisita esclusivamente al fine
\n
della sua vendita.
\n
Il Gruppo espone, in una voce separata del Conto econo-
\n
mico, un unico importo rappresentato dal totale:
\n
\u2022 degli utili o delle perdite delle discontinued operation al
\n
netto degli effetti fiscali; e
\n
\u2022 della plusvalenza o minusvalenza, al netto degli effetti fi-
\n
scali, rilevata a seguito della valutazione al fair value al
\n
netto dei costi di vendita o della dismissione delle attivit\u00e0
\n
(o gruppo in dismissione) che costituiscono la disconti-
\n
nued operation.
\n
I corrispondenti ammontari sono ripresentati nel Conto
\n
economico per i periodi a confronto, cosicch\u00e9 l\u2019informativa
\n
si riferisca a tutte le discontinued operation entro la data
\n
di riferimento dell\u2019ultimo bilancio presentato. Se il Gruppo
\n
cessa di classificare un componente come posseduto per
\n
la vendita, i risultati del componente precedentemente
\n
esposto in bilancio tra le discontinued operation sono ri-
\n
classificati e inclusi nell\u2019ambito del risultato delle continu-
\n
ing operation per tutti gli esercizi presentati in bilancio.
\n

\n\n

\n

\n\n\n

\n\n
Certificati ambientali
\n
Alcune societ\u00e0 del Gruppo sono interessate dalle norma-
\n
tive nazionali relative ai certificati verdi, alle garanzie di ori-
\n
gine, ai certificati di efficienza energetica (c.d. \u201ccertificati
\n
bianchi\u201d), nonch\u00e9 dall\u2019\u201cEmission Trading System\u201d istituito a
\n
livello europeo.
\n
I certificati verdi e le garanzie di origine, maturati in rela-
\n
zione alla produzione di energia effettuata con impianti
\n
che utilizzano risorse rinnovabili e i certificati di efficien-
\n
za energetica maturati in relazione ai risparmi energetici
\n
conseguiti, che hanno ottenuto la certificazione dalla com-
\n
petente autorit\u00e0, sono assimilati a contributi non monetari
\n
in conto esercizio e rilevati al fair value, nell\u2019ambito degli
\n

\n\n

\n\n

\n\n

\n

\n

\n\n

\n\n
altri proventi operativi, con contropartita le altre attivit\u00e0 di
\n
natura non finanziaria, qualora i certificati non fossero an-
\n
cora accreditati sul conto propriet\u00e0, ovvero le rimanenze,
\n
qualora i certificati fossero gi\u00e0 accreditati.
\n
Nel momento in cui i predetti certificati sono accreditati sul
\n
conto propriet\u00e0, il relativo valore \u00e8 riclassificato dalle altre
\n
attivit\u00e0 alle rimanenze.
\n
I ricavi per la vendita di tali certificati sono rilevati nell\u2019am-
\n
bito dei ricavi, con conseguente decremento delle relative
\n
rimanenze.
\n
Ai fini della rilevazione contabile degli oneri derivanti da tali
\n
obblighi normativi, il Gruppo applica il cosiddetto \u201cnet lia-
\n
bility approach\u201d.
\n
Tale trattamento contabile prevede che i certificati ambien-
\n
tali eventualmente ricevuti gratuitamente e quelli autopro-
\n
dotti nell\u2019ambito dello svolgimento dell\u2019attivit\u00e0 aziendale,
\n
destinati all\u2019adempimento della compliance, siano rilevati
\n
al valore nominale (valore nullo). Inoltre, gli oneri sostenuti
\n
per acquistare sul mercato (o comunque ottenere a titolo
\n
oneroso) gli eventuali certificati mancanti per adempiere
\n
all\u2019obbligo del periodo di riferimento sono rilevati a Conto
\n
economico, per competenza, nell\u2019ambito degli \u201cAltri costi
\n
operativi\u201d, in quanto rappresentano \u201coneri di sistema\u201d con-
\n
seguenti all\u2019adempimento di un obbligo normativo.
\n

\n\n

\n\n\n
Benef\u00edci ai dipendenti
\n
La passivit\u00e0 relativa ai benef\u00edci riconosciuti ai dipendenti
\n
ed erogati in coincidenza o successivamente alla cessa-
\n
zione del rapporto di lavoro per piani a benef\u00edci definiti o
\n
per altri benef\u00edci a lungo termine erogati nel corso dell\u2019at-
\n
tivit\u00e0 lavorativa \u00e8 determinata, separatamente per ciascun
\n
piano, sulla base di ipotesi attuariali stimando l\u2019ammonta-
\n
re dei benef\u00edci futuri che i dipendenti hanno maturato alla
\n
data di riferimento del bilancio (attraverso il \u201cmetodo di
\n
proiezione unitaria del credito\u201d).
\n
In maggior dettaglio, il valore attuale dei piani a benef\u00edci
\n
definiti \u00e8 calcolato utilizzando un tasso determinato in
\n
base ai rendimenti di mercato, alla data di riferimento di
\n
bilancio, di titoli obbligazionari di aziende primarie. Se
\n
non esiste un mercato profondo di titoli obbligazionari di
\n
aziende primarie nella valuta in cui l\u2019obbligazione \u00e8 espres-
\n
sa, viene utilizzato il corrispondente tasso di rendimento
\n
dei titoli pubblici.
\n
La passivit\u00e0, al netto delle eventuali attivit\u00e0 a servizio del
\n
piano, \u00e8 rilevata per competenza lungo il periodo di matu-
\n
razione del diritto. La valutazione della passivit\u00e0 \u00e8 effettua-
\n
ta da attuari indipendenti.
\n
Se le attivit\u00e0 a servizio del piano eccedono il valore attua-
\n
le della relativa passivit\u00e0 a benef\u00edci definiti, il surplus viene
\n
rilevato come attivit\u00e0 (nei limiti dell\u2019eventuale massimale).
\n
Con riferimento alle passivit\u00e0 (attivit\u00e0) per i piani a benef\u00edci
\n
definiti, gli utili e le perdite attuariali derivanti dalla valuta-
\n
zione attuariale delle passivit\u00e0, il rendimento delle attivit\u00e0
\n
a servizio del piano (al netto degli associati interessi atti-
\n
vi) e l\u2019effetto del massimale di attivit\u00e0 \u2013 asset ceiling \u2013 (al
\n
netto dei relativi interessi) sono rilevati nell\u2019ambito delle al-
\n
tre componenti del Conto economico complessivo (OCI),
\n
quando si verificano. Per gli altri benef\u00edci a lungo termine,
\n
i relativi utili e perdite attuariali sono rilevati a Conto eco-
\n
nomico.
\n
In caso di modifica di un piano a benef\u00edci definiti o di intro-
\n
duzione di un nuovo piano, l\u2019eventuale costo previdenziale
\n
relativo alle prestazioni di lavoro passate (past service cost)
\n
\u00e8 rilevato immediatamente a Conto economico.
\n
Inoltre, il Gruppo \u00e8 impegnato in piani a contribuzione de-
\n
finita per effetto dei quali paga contributi fissi a una entit\u00e0
\n
distinta (un fondo) e non avr\u00e0 un\u2019obbligazione legale o im-
\n
plicita a pagare ulteriori contributi se il fondo non dispo-
\n
nesse di risorse sufficienti a pagare tutti i benef\u00edci ai dipen-
\n
denti relativamente all\u2019attivit\u00e0 lavorativa svolta nell\u2019esercizio
\n
corrente e in quelli precedenti. Tali piani sono generalmen-
\n
te istituiti con lo scopo di integrare le prestazioni pensio-
\n
nistiche successivamente alla fine del rapporto di lavoro.
\n
I costi relativi a tali piani sono rilevati a Conto economico
\n
sulla base della contribuzione effettuata nel periodo.
\n

\n

\n\n\n
Termination benefit
\n
Le passivit\u00e0 per benef\u00edci dovuti ai dipendenti per la ces-
\n
sazione anticipata del rapporto di lavoro derivano dalla
\n
decisione da parte del Gruppo di concludere il rapporto
\n
di lavoro con un dipendente prima della normale data di
\n
pensionamento oppure dalla scelta volontaria di un dipen-
\n
dente di accettare un\u2019offerta, da parte del Gruppo, di tali
\n
benef\u00edci in cambio della cessazione del rapporto di lavoro.
\n
L\u2019evento che d\u00e0 origine a tale obbligazione \u00e8 la cessazio-
\n
ne del rapporto di lavoro piuttosto che l\u2019esistenza di tale
\n
rapporto. I benef\u00edci dovuti ai dipendenti per la cessazione
\n
anticipata del rapporto di lavoro sono rilevati nella data pi\u00f9
\n
immediata tra le seguenti:
\n
\u2022 il momento in cui il Gruppo non pu\u00f2 pi\u00f9 ritirare l\u2019offerta
\n
di tali benef\u00edci; e
\n
\u2022 il momento in cui il Gruppo rileva i costi di una ristruttu-
\n
razione che rientra nell\u2019ambito di applicazione dello IAS
\n
37 e implica il pagamento di benef\u00edci dovuti per la cessa-
\n
zione del rapporto di lavoro.
\n
Tali passivit\u00e0 sono valutate sulla base della natura del be-
\n
neficio concesso. In particolare, quando i benef\u00edci concessi
\n
rappresentano un miglioramento di altri benef\u00edci succes-
\n
sivi alla conclusione del rapporto di lavoro riconosciuti ai
\n
dipendenti, la relativa passivit\u00e0 \u00e8 valutata secondo le di-
\n
sposizioni previste per tale tipologia di benef\u00edci. Altrimen-
\n
ti, se si prevede che i benef\u00edci dovuti ai dipendenti per la
\n
cessazione del rapporto di lavoro saranno liquidati intera-
\n
mente entro 12 mesi dalla chiusura dell\u2019esercizio in cui tali
\n
benef\u00edci sono rilevati, la relativa passivit\u00e0 \u00e8 valutata secon-
\n
do le disposizioni previste per i benef\u00edci a breve termine;
\n
se si prevede che non saranno liquidati interamente entro
\n
12 mesi dalla chiusura dell\u2019esercizio in cui sono rilevati, la
\n
relativa passivit\u00e0 \u00e8 valutata secondo le disposizioni previste
\n
per gli altri benef\u00edci a lungo termine.
\n

\n\n

\n\n

\n

\n\n
Pagamenti basati su azioni
\n
Il Gruppo attua operazioni con pagamento basato su azioni
\n
regolate con strumenti rappresentativi di capitale nell\u2019am-
\n
bito della politica in materia di remunerazione adottata per
\n
l\u2019Amministratore Delegato/Direttore Generale e per i diri-
\n
genti con responsabilit\u00e0 strategiche.
\n
I pi\u00f9 recenti piani di incentivazione di lungo termine preve-
\n
dono l\u2019assegnazione ai destinatari di un incentivo, rappre-
\n
sentato da una componente di natura azionaria (regolata
\n
con strumenti rappresentativi di capitale) e da una com-
\n
ponente monetaria (pagata per cassa), che maturer\u00e0 qua-
\n
lora si verifichino specifiche condizioni. La componente
\n
monetaria \u00e8 classificata come un\u2019operazione regolata per
\n
cassa se \u00e8 basata sul prezzo (o valore) degli strumenti rap-
\n
presentativi di capitale della societ\u00e0 che ha emesso il piano
\n
o, negli altri casi, come un altro beneficio ai dipendenti a
\n
lungo termine. Al fine di regolare la componente azionaria
\n
mediante l\u2019assegnazione gratuita di azioni, sono stati ap-
\n
provati programmi di acquisto di azioni proprie a servizio
\n
di tali piani. Per ulteriori dettagli sui piani di incentivazione
\n
basati su azioni, si rinvia alla nota 53 \u201cPagamenti basati su
\n
azioni\u201d.
\n
Per la componente azionaria, il Gruppo rileva i servizi resi
\n
dai dipendenti come costo del personale lungo il periodo
\n
in cui le condizioni di permanenza in servizio e di conse-
\n
guimento di determinati risultati devono essere soddisfat-
\n
te (periodo di maturazione) e stima indirettamente il loro
\n
valore, e il corrispondente incremento di una specifica
\n
voce del patrimonio netto, sulla base del fair value degli
\n
strumenti rappresentativi di capitale (ossia, azioni della so-
\n
ciet\u00e0 emittente) alla data di assegnazione. Tale fair value si
\n
basa sul prezzo di mercato osservabile delle azioni, tenen-
\n
do conto dei termini e delle condizioni in base ai quali le
\n
azioni sono state assegnate (a eccezione delle condizioni
\n
di maturazione escluse dalla misurazione del fair value).
\n
Il costo complessivamente rilevato \u00e8 rettificato a ogni data
\n
di riferimento del bilancio fino alla data di maturazione per
\n
riflettere la migliore stima disponibile al Gruppo del nume-
\n
ro di strumenti rappresentativi di capitale per i quali ci si
\n
attende che le condizioni di permanenza in servizio e quel-
\n
le di conseguimento di determinati risultati diverse dalle
\n
condizioni di mercato saranno soddisfatte, cosicch\u00e9 l\u2019im-
\n
porto rilevato al termine del periodo di maturazione si basa
\n
sul numero effettivo di strumenti rappresentativi di capitale
\n
che soddisfanno tali condizioni alla data di maturazione.
\n
Non \u00e8 rilevato alcun costo per i premi che alla fine non ma-
\n
turano perch\u00e9 non sono state soddisfatte le condizioni di
\n
conseguimento di determinati risultati diverse da quelle
\n
di mercato e/o le condizioni di permanenza in servizio. Di
\n
contro, le operazioni sono considerate maturate indipen-
\n
dentemente dal fatto che siano soddisfatte o meno le con-
\n
dizioni di mercato o di non maturazione, purch\u00e9 siano sod-
\n
disfatte tutte le altre condizioni di maturazione.
\n
Se l\u2019incentivo basato su strumenti rappresentativi di capi-
\n
tale \u00e8 pagato per cassa, il Gruppo rileva i servizi resi dai
\n
dipendenti come costo del personale lungo il periodo di
\n
maturazione e una corrispondente passivit\u00e0 misurata al
\n
fair value della passivit\u00e0 sostenuta. Successivamente, e
\n
fino al momento della sua estinzione, la passivit\u00e0 viene ri-
\n
misurata al fair value a ogni data di riferimento del bilancio,
\n
considerando la migliore stima possibile dell\u2019incentivo che
\n
maturer\u00e0, con le variazioni di fair value rilevate tra i costi del
\n
personale. Se il diritto a ricevere l\u2019incentivo monetario non
\n
matura perch\u00e9 una o pi\u00f9 condizioni non sono soddisfatte,
\n
la relativa passivit\u00e0 sar\u00e0 stornata.
\n

\n

\n\n\n

\n
Fondi rischi e oneri
\n
I fondi per rischi e oneri sono rilevati quando, alla data di
\n
riferimento, in presenza di un\u2019obbligazione legale o implicita
\n
derivante da un evento passato, \u00e8 probabile che per sod-
\n
disfare l\u2019obbligazione si render\u00e0 necessario un esborso di
\n
risorse il cui ammontare \u00e8 stimabile in modo attendibile. Se
\n
l\u2019effetto \u00e8 significativo, gli accantonamenti sono determina-
\n
ti attualizzando i flussi finanziari futuri attesi a un tasso di
\n
sconto al lordo delle imposte che riflette la valutazione cor-
\n
rente del mercato del costo del denaro in relazione al tempo
\n
e, se applicabile, il rischio specifico attribuibile all\u2019obbligazio-
\n
ne. Quando l\u2019accantonamento \u00e8 attualizzato, l\u2019adeguamen-
\n
to periodico del valore attuale dovuto al fattore temporale \u00e8
\n
riflesso nel Conto economico come onere finanziario.
\n
Laddove si supponga che tutte le spese, o una parte di esse,
\n
richieste per estinguere un\u2019obbligazione vengano rimbor-
\n
sate da terzi, l\u2019indennizzo, se virtualmente certo, \u00e8 rilevato
\n
come un\u2019attivit\u00e0 distinta.
\n\n
Se la passivit\u00e0 \u00e8 connessa allo smantellamento degli impian-
\n
ti e/o ripristino del sito in cui gli stessi insistono, il fondo \u00e8
\n
rilevato in contropartita all\u2019attivit\u00e0 cui si riferisce e la rileva-
\n
zione dell\u2019onere a Conto economico avviene attraverso il
\n
processo di ammortamento della predetta attivit\u00e0 materiale.
\n
Se la passivit\u00e0 \u00e8 connessa allo smaltimento e allo stoccaggio
\n
delle scorie e di altri scarti di materiali radioattivi, il fondo \u00e8
\n
rilevato in contropartita ai relativi costi operativi.
\n

\n\n
Una passivit\u00e0 per ristrutturazione si riferisce a un program-
\n
ma pianificato e controllato dalla direzione aziendale che
\n
modifica in maniera significativa l\u2019ambito di un business in-
\n
trapreso dal Gruppo oppure il modo in cui il business \u00e8 ge-
\n
stito. Tale passivit\u00e0 \u00e8 rilevata quando sorge un\u2019obbligazione
\n
implicita, ossia quando il Gruppo ha approvato un dettaglia-
\n
to programma formale per la ristrutturazione e ne ha inizia-
\n
to la realizzazione oppure ne ha gi\u00e0 comunicato gli aspetti
\n
principali ai terzi interessati.
\n
I fondi non comprendono le passivit\u00e0 relative a trattamenti
\n
incerti ai fini dell\u2019imposta sul reddito che vengono rilevate
\n
come passivit\u00e0 fiscali.
\n
Il Gruppo potrebbe fornire una garanzia connessa alla ven-
\n
dita di un prodotto (sia esso bene o servizio) nell\u2019ambito di
\n
contratti con i clienti rientranti nel dominio di applicazione
\n
dell\u2019IFRS 15, ai sensi del contratto, delle norme di legge o
\n

\n\n

\n\n

\n

\n\n
conformemente alla sua abituale pratica commerciale. In
\n
questo caso, il Gruppo valuta se la garanzia fornisca al clien-
\n
te l\u2019assicurazione che il prodotto, oggetto di garanzia, fun-
\n
zioner\u00e0 come previsto dalle parti, perch\u00e9 \u00e8 conforme alle
\n
specifiche concordate, oppure se la garanzia fornisca an-
\n
che un servizio in aggiunta alla conformit\u00e0 del prodotto alle
\n
specifiche concordate.
\n
A seguito della valutazione effettuata, se il Gruppo deter-
\n
mina che \u00e8 fornita una garanzia assicurativa, quando tra-
\n
sferisce il prodotto al cliente il Gruppo rileva separatamente
\n
una passivit\u00e0 e un corrispondente onere, che rappresenta
\n
un costo addizionale per la fornitura dei beni o servizi, senza
\n
attribuire alcuna parte del prezzo dell\u2019operazione (e, quindi,
\n
dei ricavi) alla garanzia. La passivit\u00e0 \u00e8 misurata e presentata
\n
come un fondo per rischi e oneri.
\n
In caso contrario, se il Gruppo determina che la garanzia
\n
fornisce un servizio aggiuntivo, il Gruppo contabilizza la
\n
garanzia promessa come un\u2019obbligazione di fare confor-
\n
memente alle previsioni dell\u2019IFRS 15, rilevando la passivit\u00e0
\n
derivante dal contratto come ricavo, lungo il periodo in cui
\n
\u00e8 fornito il servizio, e i relativi costi quando sono sostenuti.
\n
Infine, qualora la garanzia includa sia un elemento di assicu-
\n
razione sia uno di servizio e il Gruppo non pu\u00f2 ragionevol-
\n
mente contabilizzarli separatamente, il Gruppo contabilizza
\n
entrambe le garanzie insieme come un\u2019unica obbligazione
\n
di fare.
\n
Per i contratti i cui costi non discrezionali necessari per
\n
adempiere alle obbligazioni assunte sono superiori ai be-
\n
nef\u00edci economici che si suppone siano ottenibili dal contrat-
\n
to (\u201ccontratti onerosi\u201d), il Gruppo rileva un accantonamento
\n
pari al minore tra l\u2019eccedenza del costo necessario all\u2019a-
\n
dempimento (ossia, costi che si riferiscono direttamente al
\n
contratto, sia incrementali sia derivanti da una ripartizione di
\n
altri costi) rispetto ai benef\u00edci economici che si suppone de-
\n
riveranno dal contratto e qualsiasi risarcimento o sanzione
\n
derivante dall\u2019inadempienza del contratto stesso.
\n
Le variazioni di stima degli accantonamenti ai fondi in esa-
\n
me sono riflesse nel Conto economico dell\u2019esercizio in cui
\n
avviene la variazione, a eccezione di quelle relative ai costi
\n
previsti per smantellamento e/o ripristino che risultino da
\n
cambiamenti nei tempi e negli impieghi di risorse economi-
\n
che necessarie per estinguere l\u2019obbligazione o che risultino
\n
da variazioni del tasso di sconto. Tali variazioni sono portate
\n
a incremento o a riduzione del valore contabile delle relative
\n
attivit\u00e0 e imputate a Conto economico tramite il processo
\n
di ammortamento. Quando sono rilevate a incremento del
\n
valore contabile dell\u2019attivit\u00e0, viene inoltre valutato se il nuovo
\n
valore contabile dell\u2019attivit\u00e0 stessa possa essere interamen-
\n
te recuperato. Qualora non lo fosse, si rileva una perdita a
\n
Conto economico pari all\u2019ammontare ritenuto non recu-
\n
perabile. Le variazioni di stima in diminuzione sono rilevate
\n
in contropartita all\u2019attivit\u00e0 fino a concorrenza del suo valo-
\n
re contabile e, per la parte eccedente, immediatamente a
\n
Conto economico.
\n
Per maggiori dettagli sui criteri di stima adottati nella de-
\n
terminazione della passivit\u00e0 relativa allo smantellamento e
\n
ripristino dei siti, e in particolare per lo smantellamento degli
\n
impianti nucleari e per lo stoccaggio delle scorie o di altri
\n
scarti di materiali radioattivi, si rinvia alla nota 2.1 \u201cUso di sti-
\n
me e giudizi del management\u201d.
\n

\n

\n\n\n

\n

\n

\n
Ricavi provenienti da contratti con i clienti
\n
Il Gruppo rileva i ricavi derivanti da contratti con i clien-
\n
ti per un ammontare che riflette il corrispettivo al quale
\n
il Gruppo si aspetta di avere diritto in cambio dei beni e
\n
dei servizi forniti, in accordo con il modello a cinque step
\n
previsto dall\u2019IFRS 15:
\n
\u2022 individuazione del contratto con il cliente (step 1) a par-
\n
tire da quando il contratto stesso risulta legalmente effi-
\n
cace. In mancanza dei criteri dello step 1, ogni eventua-
\n
le corrispettivo ricevuto dai clienti viene rilevato come
\n
anticipo;
\n
\u2022 individuazione delle obbligazioni di fare (step 2), ovve-
\n
ro le promesse, nel contratto con il cliente, di trasferire
\n
beni o servizi, che sono contabilizzate distintamente se
\n
effettivamente distinguibili per natura e nell\u2019ambito del
\n
contratto, oppure, in via eccezionale, come unica ob-
\n
bligazione di fare, in caso si tratti di una serie di beni
\n
o servizi distinti che sono sostanzialmente uguali e che
\n
presentano le stesse modalit\u00e0 di trasferimento al cliente
\n
nel corso del tempo.
\n\n
Per ciascun bene o servizio distinto, il Gruppo deter-
\n
mina se agisce in qualit\u00e0 di \u201cprincipal\u201d o \u201cagent\u201d. In tale
\n
ultimo caso, i ricavi (ovvero onorari o commissioni) sono
\n
rilevati su base netta;
\n

\n\n
\u2022 determinazione del prezzo dell\u2019operazione, all\u2019inizio del
\n
contratto (step 3), come:
\n
\u2013 corrispettivo al quale si ritiene di avere diritto in cam-
\n
bio del trasferimento al cliente dei beni o servizi pro-
\n
messi, esclusi gli importi riscossi per conto terzi (per
\n
es., alcune imposte sulle vendite e l\u2019imposta sul valore
\n
aggiunto);
\n\n
\u2013 corrispettivi variabili, corrispettivi non monetari rice-
\n
vuti dal cliente e quelli da pagare a esso, componenti
\n

\n\n
di finanziamento significative. Il prezzo dell\u2019operazio-
\n
ne viene rettificato in ciascun esercizio per tenere
\n
conto di eventuali cambiamenti delle circostanze;
\n
\u2022 ripartizione del prezzo dell\u2019operazione (step 4), all\u2019inizio
\n
del contratto, alle diverse obbligazioni di fare, incluse
\n
eventuali opzioni per l\u2019acquisto di beni o servizi aggiun-
\n
tivi che rappresentano un diritto significativo (differendo
\n
i relativi ricavi al momento in cui ha luogo il trasferimen-
\n
to di tali beni o servizi futuri o alla scadenza dell\u2019opzio-
\n
ne), generalmente sulla base del prezzo di vendita a s\u00e9
\n
stante di ciascun bene o servizio promesso;
\n\n
\u2022 rilevazione dei ricavi (step 5), quando (o man mano che)
\n
ciascuna obbligazione di fare \u00e8 soddisfatta trasferendo
\n
il bene o servizio promesso al cliente.
\n

\n\n

\n\n

\n\n

\n

\n

\n

\n

\n

\n\n
Se l\u2019obbligazione di fare rientra in un contratto esistente la
\n
cui durata iniziale prevista non \u00e8 superiore a un anno o se
\n
il Gruppo rileva i ricavi generati dall\u2019adempimento dell\u2019ob-
\n
bligazione di fare per l\u2019importo che ha diritto a fatturare al
\n
cliente, le informazioni relative alle rimanenti obbligazioni di
\n
fare non vengono fornite.
\n
Maggiori dettagli riguardo all\u2019applicazione di tale modello di
\n
rilevazione dei ricavi sono forniti nella nota 2.1 \u201cUso di sti-
\n
me e giudizi del management\u201d e nella nota 11.a \u201cRicavi delle
\n
vendite e delle prestazioni\u201d.
\n

\n\n
Altri ricavi
\n
Il Gruppo rileva i ricavi diversi da quelli derivanti da contratti
\n
con i clienti principalmente con riferimento a:
\n\n
\u2022 ricavi derivanti dalla vendita di commodity energetiche
\n
basati su contratti con consegna fisica, che non si quali-
\n
ficano per la \u201cown use exemption\u201d e sono quindi rilevati al
\n
fair value ai sensi dell\u2019IFRS 9;
\n

\n\n
\u2022 variazioni del fair value di contratti chiusi per la vendita di
\n
commodity energetiche con consegna fisica, che non si
\n
qualificano per la \u201cown use exemption\u201d e quindi rilevati al
\n
FVTPL ai sensi dell\u2019IFRS 9;
\n
\u2022 ricavi da leasing operativi contabilizzati per competenza
\n
in base alla sostanza del relativo accordo di leasing.
\n\n
Altri proventi operativi
\n
Gli altri proventi operativi riguardano principalmente le plu-
\n
svalenze da alienazione di beni non derivanti dall\u2019attivit\u00e0 ca-
\n
ratteristica del Gruppo e i contributi pubblici.
\n
I contributi pubblici, inclusi i contributi non monetari valu-
\n
tati al fair value, sono rilevati quando esiste una ragionevo-
\n
le certezza che saranno ricevuti e che il Gruppo rispetter\u00e0
\n
tutte le condizioni previste dal Governo, da enti governativi
\n
e analoghi enti locali, nazionali o internazionali per la loro
\n
erogazione.
\n
Il beneficio di un finanziamento pubblico a un tasso di in-
\n
teresse inferiore a quello di mercato \u00e8 trattato come un
\n
contributo pubblico. Il finanziamento \u00e8 inizialmente rilevato
\n
al fair value e il contributo pubblico \u00e8 misurato come diffe-
\n
renza tra il valore contabile iniziale e il corrispettivo ricevu-
\n
to. Il finanziamento \u00e8 successivamente valutato conforme-
\n
mente alle disposizioni previste per le passivit\u00e0 finanziarie.
\n
I contributi pubblici sono rilevati a Conto economico, con
\n
un criterio sistematico, negli esercizi in cui il Gruppo rile-
\n
va come costi le relative spese che i contributi intendono
\n
compensare.
\n
Quando il Gruppo riceve contributi pubblici sotto forma di
\n
trasferimenti di attivit\u00e0 non monetarie destinate all\u2019utiliz-
\n
zo aziendale, rileva sia il contributo sia il bene al fair value
\n
dell\u2019attivit\u00e0 non monetaria alla data del trasferimento.
\n
I contributi pubblici in conto impianti, inclusi quelli sotto
\n
forma di trasferimenti di attivit\u00e0 non monetarie, ricevu-
\n
ti per l\u2019acquisto, la costruzione o l\u2019acquisizione di attivit\u00e0
\n
immobilizzate (per es., immobili, impianti e macchinari
\n
o attivit\u00e0 immateriali), sono portati a riduzione del valore
\n
contabile del bene e rilevati a Conto economico durante
\n
la vita ammortizzabile del bene come riduzione del costo
\n
dell\u2019ammortamento. Nel caso non ci siano elementi per
\n
consentirne un\u2019adeguata attribuzione alle relative attivit\u00e0
\n
immobilizzate cui si riferiscono, i contributi pubblici in con-
\n
to impianti sono rilevati come risconti passivi, tra le altre
\n
passivit\u00e0, e accreditati a Conto economico su base siste-
\n
matica lungo la vita utile del bene.
\n

\n

\n\n\n

\n\n

\n

\n
Proventi e oneri finanziari da derivati
\n
I proventi e oneri finanziari da derivati includono:
\n\n
\u2022 proventi e oneri da derivati valutati al fair value rilevato a
\n
Conto economico sul rischio di tasso di interesse e tasso
\n
di cambio;
\n

\n\n\n
\u2022 proventi e oneri da derivati di fair value hedge sul rischio
\n
di tasso di interesse;
\n
\u2022 proventi e oneri da derivati di cash flow hedge sul rischio
\n
di tasso di interesse e tasso di cambio.
\n

\n\n
Altri proventi e oneri finanziari
\n
Per tutte le attivit\u00e0 e passivit\u00e0 finanziarie valutate al costo
\n
ammortizzato e le attivit\u00e0 finanziarie che maturano interes-
\n
si classificate come al fair value rilevato a Conto econo-
\n
mico complessivo, gli interessi attivi e passivi sono rilevati
\n
utilizzando il metodo del tasso di interesse effettivo.
\n
Gli interessi attivi sono rilevati nella misura in cui \u00e8 proba-
\n
bile che i benef\u00edci economici affluiranno al Gruppo e il loro
\n
ammontare possa essere attendibilmente valutato.
\n
Gli altri proventi e oneri finanziari includono anche le varia-
\n
zioni di fair value di strumenti finanziari diversi dai derivati.
\n

\n\n

\n\n\n
Dividendi
\n
I dividendi sono rilevati quando \u00e8 stabilito il diritto incondi-
\n
zionato a riceverne il pagamento.
\n
I dividendi e gli acconti sui dividendi pagabili agli azionisti
\n
della Capogruppo e alle partecipazioni di minoranza sono
\n
rappresentati come movimento del patrimonio netto alla
\n
data in cui sono approvati, rispettivamente, dall\u2019Assemblea
\n
degli azionisti e dal Consiglio di Amministrazione.
\n

\n\n\n
Imposte sul reddito
\n
Imposte correnti sul reddito
\n
Le imposte correnti sul reddito dell\u2019esercizio, iscritte tra i
\n
\u201cdebiti per imposte sul reddito\u201d al netto degli acconti ver-
\n
sati, ovvero nella voce \u201ccrediti per imposte sul reddito\u201d
\n
qualora il saldo netto risulti a credito, sono determinate in
\n
base alla stima del reddito imponibile e in conformit\u00e0 alle
\n
disposizioni in vigore.
\n
Tali debiti e crediti sono determinati applicando le aliquo-
\n
te fiscali previste da provvedimenti promulgati o sostan-
\n
zialmente promulgati alla data di riferimento del bilancio.
\n

\n\n

\n\n

\n
Le imposte correnti sono rilevate nel Conto economico,
\n
a eccezione di quelle relative a voci rilevate al di fuori del
\n
Conto economico che sono riconosciute direttamente a
\n
patrimonio netto.
\n\n
Imposte sul reddito differite e anticipate
\n
Le passivit\u00e0 fiscali differite e le attivit\u00e0 per imposte antici-
\n
pate sono calcolate sulle differenze temporanee tra i valori
\n
contabili delle passivit\u00e0 e delle attivit\u00e0 iscritte in bilancio e i
\n
corrispondenti valori riconosciuti ai fini fiscali applicando l\u2019a-
\n
liquota fiscale in vigore alla data in cui la differenza tempora-
\n
nea si riverser\u00e0, determinata sulla base delle aliquote fiscali
\n
previste da provvedimenti promulgati o sostanzialmente
\n
promulgati alla data di riferimento del bilancio.
\n
Le passivit\u00e0 fiscali differite sono rilevate in relazione alle dif-
\n
ferenze temporanee imponibili, salvo che tali passivit\u00e0 deri-
\n
vino dalla rilevazione iniziale dell\u2019avviamento o in riferimento
\n
a differenze temporanee imponibili riferibili a partecipazioni
\n
in societ\u00e0 controllate, collegate e joint venture, quando il
\n
Gruppo \u00e8 in grado di controllare i tempi dell\u2019annullamento
\n
delle differenze temporanee ed \u00e8 probabile che, nel preve-
\n
dibile futuro, la differenza temporanea non si annuller\u00e0.
\n
Le attivit\u00e0 per imposte anticipate si riferiscono a tutte le dif-
\n
ferenze temporanee deducibili, nonch\u00e9 al riporto a nuovo di
\n
perdite fiscali e di crediti d\u2019imposta non utilizzati. Per i det-
\n
tagli riguardo alla recuperabilit\u00e0 di tali attivit\u00e0, si rimanda allo
\n
specifico paragrafo nell\u2019ambito delle stime.
\n
Le imposte sul reddito differite e anticipate sono rilevate nel
\n
Conto economico, a eccezione di quelle relative a voci rile-
\n
vate al di fuori del Conto economico che sono riconosciute
\n
direttamente a patrimonio netto.
\n
Le attivit\u00e0 per imposte anticipate e le passivit\u00e0 fiscali diffe-
\n
rite sono compensate solo se esiste un diritto legalmente
\n
esercitabile di compensare le attivit\u00e0 fiscali correnti con
\n
le passivit\u00e0 fiscali correnti e se sono relative a imposte
\n
sul reddito applicate dalla medesima Autorit\u00e0 Fiscale sul-
\n
lo stesso soggetto passivo d\u2019imposta oppure su soggetti
\n
passivi d\u2019imposta diversi che intendono regolare le passi-
\n
vit\u00e0 e le attivit\u00e0 fiscali correnti su base netta, o realizzare
\n
le attivit\u00e0 e regolare le passivit\u00e0 contemporaneamente, in
\n
ciascun esercizio successivo nel quale si prevede che sia-
\n
no regolati o recuperati ammontari significativi di passivit\u00e0
\n
o di attivit\u00e0 fiscali differite.
\n

\n

\n\n
Incertezza sui trattamenti ai fini dell\u2019imposta sul reddito
\n
Nella definizione di incertezza, andr\u00e0 considerato se un
\n
dato trattamento fiscale risulter\u00e0 accettabile per l\u2019Autorit\u00e0
\n
Fiscale. Se si ritiene probabile che l\u2019Autorit\u00e0 Fiscale accet-
\n
ti il trattamento fiscale (con il termine \u201cprobabile\u201d inteso
\n
come \u201cpi\u00f9 verosimile che non\u201d), allora il Gruppo rileva e va-
\n
luta le proprie imposte correnti o differite attive e passive
\n
applicando le disposizioni dello IAS 12.
\n
Di converso, se il Gruppo ritiene che non sia probabile che
\n
l\u2019Autorit\u00e0 Fiscale accetti il trattamento fiscale ai fini dell\u2019im-
\n
posta sul reddito, il Gruppo riflette l\u2019effetto di tale incertezza
\n
avvalendosi del metodo che meglio prevede la risoluzione
\n
del trattamento fiscale incerto. Il Gruppo decide se pren-
\n
dere in considerazione ciascun trattamento fiscale incerto
\n
separatamente o congiuntamente a uno o pi\u00f9 trattamenti
\n
fiscali incerti, scegliendo l\u2019approccio che meglio prevede
\n
la soluzione dell\u2019incertezza. Nel valutare se e in che modo
\n
l\u2019incertezza incide sul trattamento fiscale, il Gruppo ipotiz-
\n
za che l\u2019Autorit\u00e0 Fiscale accetti o meno un trattamento fi-
\n
scale incerto presumendo che la stessa, in fase di verifica,
\n
controller\u00e0 gli importi che ha il diritto di esaminare e che
\n
sar\u00e0 a completa conoscenza di tutte le relative informazio-
\n
ni. Il Gruppo riflette l\u2019effetto dell\u2019incertezza nel determinare
\n
le imposte correnti e differite, usando il metodo del valore
\n
atteso o dell\u2019importo pi\u00f9 probabile, a seconda di quale me-
\n
todo meglio prevede la soluzione dell\u2019incertezza.
\n
Poich\u00e9 le posizioni fiscali incerte si riferiscono alla defini-
\n
zione di imposte sul reddito, il Gruppo espone le attivit\u00e0/
\n
passivit\u00e0 fiscali incerte come imposte correnti o imposte
\n
differite.
\n

\n

\n", "dimensions": { "concept": "ifrs-full:DisclosureOfSummaryOfSignificantAccountingPoliciesExplanatory", "language": "it", "entity": "scheme:WOCMU6HCI0OJWNPRZS33", "period": "2022-01-01T00:00:00/2023-01-01T00:00:00" } }, "Tag899": { "value": "\n
Parti correlate
\n
Per parti correlate si intendono principalmente quelle che
\n
condividono con Enel SpA il medesimo soggetto control-
\n
lante, le societ\u00e0 che direttamente o indirettamente sono
\n
controllate da Enel SpA, le societ\u00e0 collegate o joint ven-
\n
ture (comprese le loro controllate) di Enel SpA, o le societ\u00e0
\n
collegate o joint venture (comprese le loro controllate) di
\n
qualsiasi societ\u00e0 del Gruppo. Nella definizione di parti cor-
\n
relate rientrano, inoltre, quelle entit\u00e0 che gestiscono piani
\n
di benef\u00edci post-pensionistici per i dipendenti di Enel SpA
\n
o di sue societ\u00e0 correlate (nello specifico, i fondi pensio-
\n
ne FOPEN e FONDENEL), nonch\u00e9 i Sindaci e i loro stretti
\n
familiari, i dirigenti con responsabilit\u00e0 strategiche e i loro
\n
stretti familiari, di Enel SpA e di societ\u00e0 da questa control-
\n
late. I dirigenti con responsabilit\u00e0 strategiche sono coloro
\n
che hanno il potere e la responsabilit\u00e0, diretta o indiretta,
\n
della pianificazione, della direzione, del controllo delle atti-
\n
vit\u00e0 della Societ\u00e0 e comprendono i relativi Amministratori
\n
(esecutivi o meno).
\n

\n", "dimensions": { "concept": "ifrs-full:DescriptionOfAccountingPolicyForTransactionsWithRelatedPartiesExplanatory", "language": "it", "entity": "scheme:WOCMU6HCI0OJWNPRZS33", "period": "2022-01-01T00:00:00/2023-01-01T00:00:00" } }, "Tag928": { "value": "\n
Societ\u00e0 controllate
\n
Le societ\u00e0 controllate sono le societ\u00e0 su cui il Gruppo
\n
detiene il controllo. Il Gruppo controlla una societ\u00e0, indi-
\n
pendentemente dalla natura della loro relazione formale,
\n
quando \u00e8 esposto a rendimenti variabili, o detiene diritti su
\n
tali rendimenti, derivanti dal proprio rapporto con la stessa
\n
e ha la capacit\u00e0 di incidere su tali rendimenti, esercitando il
\n
proprio potere su tale societ\u00e0.
\n
I valori delle societ\u00e0 controllate sono consolidati integral-
\n
mente linea per linea nei conti consolidati a partire dalla
\n
data in cui il Gruppo ne acquisisce il controllo e sino alla
\n
data in cui tale controllo cessa di esistere.
\n

\n", "dimensions": { "concept": "ifrs-full:DescriptionOfAccountingPolicyForSubsidiariesExplanatory", "language": "it", "entity": "scheme:WOCMU6HCI0OJWNPRZS33", "period": "2022-01-01T00:00:00/2023-01-01T00:00:00" } }, "Tag906": { "value": "\n

\n
Procedure di consolidamento
\n
I bilanci delle societ\u00e0 controllate utilizzati ai fini della pre-
\n
disposizione del Bilancio consolidato al 31 dicembre 2022
\n
sono elaborati in accordo con i princ\u00edpi contabili adottati
\n
dal Gruppo.
\n
Se una societ\u00e0 controllata utilizza princ\u00edpi contabili diversi
\n
da quelli adottati nella predisposizione del Bilancio con-
\n
solidato per operazioni e fatti simili in circostanze similari,
\n
vengono effettuate opportune rettifiche per garantire la
\n
conformit\u00e0 ai princ\u00edpi contabili di Gruppo.
\n
Le attivit\u00e0, le passivit\u00e0, i proventi e i costi di societ\u00e0 control-
\n
late acquisite o dismesse durante l\u2019esercizio sono inclusi o
\n
esclusi dal Bilancio consolidato, rispettivamente, dalla data
\n
in cui il Gruppo ottiene o perde il controllo della societ\u00e0
\n
controllata.
\n\n
Il risultato dell\u2019esercizio e le altre componenti di Conto
\n
economico complessivo sono attribuiti agli azionisti della
\n
Capogruppo e ai terzi anche se i risultati attribuiti a questi
\n
ultimi presentano una perdita.
\n
Le attivit\u00e0, le passivit\u00e0, gli elementi del patrimonio netto, gli
\n
utili, le perdite e i flussi di cassa relativi a transazioni infra-
\n
gruppo sono completamente eliminati.
\n
Le variazioni nella quota di possesso in partecipazioni in
\n
societ\u00e0 controllate che non implicano la perdita del con-
\n
trollo sono rilevate come operazioni sul capitale rettifican-
\n
do la quota attribuibile agli azionisti della Capogruppo e
\n
quella ai terzi per riflettere le variazioni nelle loro relative
\n
quote di possesso. L\u2019eventuale differenza tra l\u2019ammontare
\n
al quale vengono rettificate le partecipazioni di minoranza
\n
e il fair value del corrispettivo pagato o ricevuto viene rile-
\n
vata direttamente nel patrimonio netto consolidato.
\n

\n

\n\n
Quando il Gruppo perde il controllo su una societ\u00e0 control-
\n
lata, l\u2019eventuale partecipazione residua nella societ\u00e0 pre-
\n
cedentemente controllata viene rimisurata al fair value alla
\n
data in cui si perde il controllo, rilevando l\u2019eventuale utile o
\n
perdita derivante dalla perdita del controllo a Conto eco-
\n
nomico. Inoltre, la quota delle OCI riferita alla controllata di
\n
cui si perde il controllo \u00e8 trattata contabilmente come se il
\n
Gruppo avesse direttamente dismesso le relative attivit\u00e0 o
\n
passivit\u00e0.
\n

\n

\n", "dimensions": { "concept": "ifrs-full:DisclosureOfBasisOfConsolidationExplanatory", "language": "it", "entity": "scheme:WOCMU6HCI0OJWNPRZS33", "period": "2022-01-01T00:00:00/2023-01-01T00:00:00" } }, "Tag926": { "value": "\n
Il risultato dell\u2019esercizio e le altre componenti di Conto
\n
economico complessivo sono attribuiti agli azionisti della
\n
Capogruppo e ai terzi anche se i risultati attribuiti a questi
\n
ultimi presentano una perdita.
\n
Le attivit\u00e0, le passivit\u00e0, gli elementi del patrimonio netto, gli
\n
utili, le perdite e i flussi di cassa relativi a transazioni infra-
\n
gruppo sono completamente eliminati.
\n
Le variazioni nella quota di possesso in partecipazioni in
\n
societ\u00e0 controllate che non implicano la perdita del con-
\n
trollo sono rilevate come operazioni sul capitale rettifican-
\n
do la quota attribuibile agli azionisti della Capogruppo e
\n
quella ai terzi per riflettere le variazioni nelle loro relative
\n
quote di possesso. L\u2019eventuale differenza tra l\u2019ammontare
\n
al quale vengono rettificate le partecipazioni di minoranza
\n
e il fair value del corrispettivo pagato o ricevuto viene rile-
\n
vata direttamente nel patrimonio netto consolidato.
\n

\n

\nIl valore dell\u2019interes-\n
senza di terzi \u00e8 stato determinato in proporzione alla quota
\n
di partecipazione detenuta dai terzi nelle attivit\u00e0 nette. Nel-
\n
le aggregazioni aziendali realizzate in pi\u00f9 fasi, al momento
\n
dell\u2019acquisizione del controllo, le rettifiche ai fair value re-
\n
lative agli attivi netti precedentemente acquisiti sono state
\n
riflesse a patrimonio netto; l\u2019ammontare dell\u2019avviamento \u00e8
\n
stato determinato separatamente per ogni singola transa-
\n
zione sulla base del fair value delle attivit\u00e0 nette acquisite
\n
alla data di ogni singola transazione.
\n

\n", "dimensions": { "concept": "ifrs-full:DescriptionOfAccountingPolicyForTransactionsWithNoncontrollingInterestsExplanatory", "language": "it", "entity": "scheme:WOCMU6HCI0OJWNPRZS33", "period": "2022-01-01T00:00:00/2023-01-01T00:00:00" } }, "Tag901": { "value": "\n

\n\n

\n\n
Partecipazioni in societ\u00e0 collegate e joint
\n
arrangement
\n
Le societ\u00e0 collegate sono quelle in cui il Gruppo esercita
\n
un\u2019influenza notevole, ossia il potere di partecipare alla de-
\n
terminazione delle decisioni circa le politiche finanziarie e
\n
gestionali della societ\u00e0 partecipata senza esercitare il con-
\n
trollo o il controllo congiunto su queste politiche.
\n
Una joint venture \u00e8 un accordo a controllo congiunto nel
\n
quale il Gruppo detiene il controllo congiunto e vanta di-
\n
ritti sulle attivit\u00e0 nette dell\u2019accordo. Per controllo congiunto
\n
si intende la condivisione del controllo di un accordo, che
\n
esiste unicamente quando per le decisioni riguardanti le
\n
attivit\u00e0 rilevanti \u00e8 richiesto il consenso unanime di tutte le
\n
parti che condividono il controllo.
\n
Le partecipazioni in societ\u00e0 collegate e in joint venture
\n
sono contabilizzate con il metodo del patrimonio netto
\n
(equity method).
\n
Con l\u2019applicazione del metodo del patrimonio netto, tali
\n
partecipazioni sono rilevate inizialmente al costo allocan-
\n
do nel valore contabile delle stesse l\u2019eventuale avviamento
\n
emergente dalla differenza tra il costo della partecipazione
\n
e la quota di interessenza del Gruppo nel fair value netto
\n
delle attivit\u00e0 e delle passivit\u00e0 identificabili della societ\u00e0 par-
\n
tecipata alla data di acquisizione.
\n
Successivamente alla data di acquisizione, il valore conta-
\n
bile della partecipazione \u00e8 rettificato per rilevare la quota
\n
di pertinenza del Gruppo dell\u2019utile (perdita) della societ\u00e0
\n
collegata o joint venture con effetto sul Conto economico
\n
del Gruppo. Rettifiche del valore contabile possono essere
\n
necessarie anche a seguito di variazioni della quota di per-
\n
tinenza del Gruppo nella societ\u00e0 collegata o joint venture,
\n
derivanti da variazioni nelle voci del prospetto delle altre
\n

\n\n

\n\n

\n\n

\n\n

\n\n

\n
componenti di Conto economico complessivo della parte-
\n
cipata. La quota di pertinenza del Gruppo di tali variazioni \u00e8
\n
rilevata tra le altre componenti di Conto economico com-
\n
plessivo del Gruppo.
\n
I dividendi ricevuti da partecipazioni in societ\u00e0 collegate e
\n
joint venture sono contabilizzati a rettifica del valore con-
\n
tabile della partecipazione.
\n
Gli utili e le perdite derivanti da transazioni tra il Gruppo e
\n
una societ\u00e0 collegata o joint venture sono rilevati nel Bilan-
\n
cio consolidato soltanto limitatamente alla quota d\u2019interes-
\n
senza di terzi nella collegata o nella joint venture.
\n
I bilanci delle societ\u00e0 collegate e delle joint venture sono
\n
preparati per lo stesso periodo contabile del Gruppo, ap-
\n
portando, se necessario, le eventuali rettifiche per garanti-
\n
re la conformit\u00e0 ai princ\u00edpi contabili di Gruppo.
\n
Successivamente all\u2019applicazione del metodo del patrimo-
\n
nio netto, il Gruppo valuta se \u00e8 necessario rilevare un im-
\n
pairment relativo alla partecipazione nella societ\u00e0 collegata
\n
o joint venture. Se vi \u00e8 una evidenza obiettiva di riduzione di
\n
valore, l\u2019intero valore contabile della partecipazione \u00e8 sot-
\n
toposto a verifica per riduzione di valore in conformit\u00e0 allo
\n
IAS 36 come un\u2019unica attivit\u00e0. Per maggiori dettagli circa
\n
l\u2019impairment, si rinvia al paragrafo \u201cImpairment delle attivi-
\n
t\u00e0 non finanziarie\u201d all\u2019interno della nota 2.1 \u201cUso di stime e
\n
giudizi del management\u201d.
\n\n
Quando un\u2019interessenza partecipativa cessa di essere una
\n
societ\u00e0 collegata o una joint venture, il Gruppo rileva l\u2019e-
\n
ventuale partecipazione residua nella societ\u00e0 al fair value
\n
(con contropartita il Conto economico); tutti gli importi
\n
precedentemente rilevati nelle OCI relativi a tali investi-
\n
menti sono contabilizzati come se le partecipate avessero
\n
direttamente dismesso le relative attivit\u00e0 o passivit\u00e0.
\n

\n\n
In caso di riduzione di una quota di partecipazione in una
\n
societ\u00e0 collegata o joint venture che non implica la perdita
\n
di influenza notevole o del controllo congiunto, il Gruppo
\n
continua ad applicare il metodo del patrimonio netto e la
\n
quota degli utili e delle perdite precedentemente rilevati
\n
nell\u2019ambito delle OCI, relativa a tale riduzione, \u00e8 contabi-
\n
lizzata come se il Gruppo avesse direttamente dismesso le
\n
relative attivit\u00e0 o passivit\u00e0.
\n
Quando una quota di una partecipazione in societ\u00e0 colle-
\n
gate o joint venture soddisfa le condizioni per essere clas-
\n
sificata come detenuta per la vendita, la parte residua di
\n
tale partecipazione che non \u00e8 stata classificata come pos-
\n
seduta per la vendita \u00e8 contabilizzata con il metodo del pa-
\n
trimonio netto fino alla dismissione della parte classificata
\n
come posseduta per la vendita.
\n
Una joint operation \u00e8 un accordo a controllo congiunto nel
\n
quale il Gruppo, che detiene il controllo congiunto, ha diritti
\n
sulle attivit\u00e0 e obbligazioni per le passivit\u00e0 relative all\u2019ac-
\n
cordo. Per ogni joint operation il Gruppo rileva attivit\u00e0, pas-
\n
sivit\u00e0, costi e ricavi sulla base dei termini dell\u2019accordo e non
\n
in base all\u2019interessenza partecipativa detenuta.
\n
Nel caso in cui vi sia un incremento dell\u2019interessenza in
\n
un\u2019attivit\u00e0 a controllo congiunto, che soddisfa la definizione
\n
di attivit\u00e0 aziendale:
\n
\u2022 se il Gruppo acquisisce il controllo, e aveva diritti sulle
\n
attivit\u00e0 e obbligazioni per le passivit\u00e0 relative all\u2019attivi-
\n
t\u00e0 a controllo congiunto immediatamente prima della
\n
data di acquisizione, allora l\u2019operazione rappresen-
\n
ta un\u2019aggregazione aziendale realizzata in pi\u00f9 fasi. Di
\n
conseguenza, il Gruppo applica i requisiti previsti per
\n
un\u2019aggregazione aziendale realizzata in pi\u00f9 fasi, inclu-
\n
so il ricalcolo dell\u2019interessenza che deteneva in prece-
\n
denza nell\u2019attivit\u00e0 a controllo congiunto al fair value alla
\n
data di acquisizione;
\n
\u2022 se il Gruppo ottiene il controllo congiunto (ossia, aveva
\n
gi\u00e0 una interessenza in un\u2019attivit\u00e0 a controllo congiunto
\n
senza detenerne il controllo congiunto), l\u2019interessenza
\n
precedentemente detenuta nell\u2019attivit\u00e0 a controllo con-
\n
giunto non deve essere rimisurata.
\n
Per ulteriori dettagli sulle partecipazioni del Gruppo in so-
\n
ciet\u00e0 collegate e joint venture, si rinvia alla nota 26 \u201cParteci-
\n
pazioni valutate con il metodo del patrimonio netto\u201d.
\n

\n

\n\n

\n

\n\n

\n

\n", "dimensions": { "concept": "ifrs-full:DescriptionOfAccountingPolicyForInvestmentInAssociatesAndJointVenturesExplanatory", "language": "it", "entity": "scheme:WOCMU6HCI0OJWNPRZS33", "period": "2022-01-01T00:00:00/2023-01-01T00:00:00" } }, "Tag917": { "value": "\n

\n\n
Partecipazioni in societ\u00e0 collegate e joint
\n
arrangement
\n
Le societ\u00e0 collegate sono quelle in cui il Gruppo esercita
\n
un\u2019influenza notevole, ossia il potere di partecipare alla de-
\n
terminazione delle decisioni circa le politiche finanziarie e
\n
gestionali della societ\u00e0 partecipata senza esercitare il con-
\n
trollo o il controllo congiunto su queste politiche.
\n
Una joint venture \u00e8 un accordo a controllo congiunto nel
\n
quale il Gruppo detiene il controllo congiunto e vanta di-
\n
ritti sulle attivit\u00e0 nette dell\u2019accordo. Per controllo congiunto
\n
si intende la condivisione del controllo di un accordo, che
\n
esiste unicamente quando per le decisioni riguardanti le
\n
attivit\u00e0 rilevanti \u00e8 richiesto il consenso unanime di tutte le
\n
parti che condividono il controllo.
\n
Le partecipazioni in societ\u00e0 collegate e in joint venture
\n
sono contabilizzate con il metodo del patrimonio netto
\n
(equity method).
\n
Con l\u2019applicazione del metodo del patrimonio netto, tali
\n
partecipazioni sono rilevate inizialmente al costo allocan-
\n
do nel valore contabile delle stesse l\u2019eventuale avviamento
\n
emergente dalla differenza tra il costo della partecipazione
\n
e la quota di interessenza del Gruppo nel fair value netto
\n
delle attivit\u00e0 e delle passivit\u00e0 identificabili della societ\u00e0 par-
\n
tecipata alla data di acquisizione.
\n
Successivamente alla data di acquisizione, il valore conta-
\n
bile della partecipazione \u00e8 rettificato per rilevare la quota
\n
di pertinenza del Gruppo dell\u2019utile (perdita) della societ\u00e0
\n
collegata o joint venture con effetto sul Conto economico
\n
del Gruppo. Rettifiche del valore contabile possono essere
\n
necessarie anche a seguito di variazioni della quota di per-
\n
tinenza del Gruppo nella societ\u00e0 collegata o joint venture,
\n
derivanti da variazioni nelle voci del prospetto delle altre
\n

\n\n

\n\n

\n\n

\n
componenti di Conto economico complessivo della parte-
\n
cipata. La quota di pertinenza del Gruppo di tali variazioni \u00e8
\n
rilevata tra le altre componenti di Conto economico com-
\n
plessivo del Gruppo.
\n
I dividendi ricevuti da partecipazioni in societ\u00e0 collegate e
\n
joint venture sono contabilizzati a rettifica del valore con-
\n
tabile della partecipazione.
\n
Gli utili e le perdite derivanti da transazioni tra il Gruppo e
\n
una societ\u00e0 collegata o joint venture sono rilevati nel Bilan-
\n
cio consolidato soltanto limitatamente alla quota d\u2019interes-
\n
senza di terzi nella collegata o nella joint venture.
\n
I bilanci delle societ\u00e0 collegate e delle joint venture sono
\n
preparati per lo stesso periodo contabile del Gruppo, ap-
\n
portando, se necessario, le eventuali rettifiche per garanti-
\n
re la conformit\u00e0 ai princ\u00edpi contabili di Gruppo.
\n
Successivamente all\u2019applicazione del metodo del patrimo-
\n
nio netto, il Gruppo valuta se \u00e8 necessario rilevare un im-
\n
pairment relativo alla partecipazione nella societ\u00e0 collegata
\n
o joint venture. Se vi \u00e8 una evidenza obiettiva di riduzione di
\n
valore, l\u2019intero valore contabile della partecipazione \u00e8 sot-
\n
toposto a verifica per riduzione di valore in conformit\u00e0 allo
\n
IAS 36 come un\u2019unica attivit\u00e0. Per maggiori dettagli circa
\n
l\u2019impairment, si rinvia al paragrafo \u201cImpairment delle attivi-
\n
t\u00e0 non finanziarie\u201d all\u2019interno della nota 2.1 \u201cUso di stime e
\n
giudizi del management\u201d.
\n\n
Quando un\u2019interessenza partecipativa cessa di essere una
\n
societ\u00e0 collegata o una joint venture, il Gruppo rileva l\u2019e-
\n
ventuale partecipazione residua nella societ\u00e0 al fair value
\n
(con contropartita il Conto economico); tutti gli importi
\n
precedentemente rilevati nelle OCI relativi a tali investi-
\n
menti sono contabilizzati come se le partecipate avessero
\n
direttamente dismesso le relative attivit\u00e0 o passivit\u00e0.
\n

\n\n
In caso di riduzione di una quota di partecipazione in una
\n
societ\u00e0 collegata o joint venture che non implica la perdita
\n
di influenza notevole o del controllo congiunto, il Gruppo
\n
continua ad applicare il metodo del patrimonio netto e la
\n
quota degli utili e delle perdite precedentemente rilevati
\n
nell\u2019ambito delle OCI, relativa a tale riduzione, \u00e8 contabi-
\n
lizzata come se il Gruppo avesse direttamente dismesso le
\n
relative attivit\u00e0 o passivit\u00e0.
\n
Quando una quota di una partecipazione in societ\u00e0 colle-
\n
gate o joint venture soddisfa le condizioni per essere clas-
\n
sificata come detenuta per la vendita, la parte residua di
\n
tale partecipazione che non \u00e8 stata classificata come pos-
\n
seduta per la vendita \u00e8 contabilizzata con il metodo del pa-
\n
trimonio netto fino alla dismissione della parte classificata
\n
come posseduta per la vendita.
\n
Una joint operation \u00e8 un accordo a controllo congiunto nel
\n
quale il Gruppo, che detiene il controllo congiunto, ha diritti
\n
sulle attivit\u00e0 e obbligazioni per le passivit\u00e0 relative all\u2019ac-
\n
cordo. Per ogni joint operation il Gruppo rileva attivit\u00e0, pas-
\n
sivit\u00e0, costi e ricavi sulla base dei termini dell\u2019accordo e non
\n
in base all\u2019interessenza partecipativa detenuta.
\n
Nel caso in cui vi sia un incremento dell\u2019interessenza in
\n
un\u2019attivit\u00e0 a controllo congiunto, che soddisfa la definizione
\n
di attivit\u00e0 aziendale:
\n
\u2022 se il Gruppo acquisisce il controllo, e aveva diritti sulle
\n
attivit\u00e0 e obbligazioni per le passivit\u00e0 relative all\u2019attivi-
\n
t\u00e0 a controllo congiunto immediatamente prima della
\n
data di acquisizione, allora l\u2019operazione rappresen-
\n
ta un\u2019aggregazione aziendale realizzata in pi\u00f9 fasi. Di
\n
conseguenza, il Gruppo applica i requisiti previsti per
\n
un\u2019aggregazione aziendale realizzata in pi\u00f9 fasi, inclu-
\n
so il ricalcolo dell\u2019interessenza che deteneva in prece-
\n
denza nell\u2019attivit\u00e0 a controllo congiunto al fair value alla
\n
data di acquisizione;
\n
\u2022 se il Gruppo ottiene il controllo congiunto (ossia, aveva
\n
gi\u00e0 una interessenza in un\u2019attivit\u00e0 a controllo congiunto
\n
senza detenerne il controllo congiunto), l\u2019interessenza
\n
precedentemente detenuta nell\u2019attivit\u00e0 a controllo con-
\n
giunto non deve essere rimisurata.
\n
Per ulteriori dettagli sulle partecipazioni del Gruppo in so-
\n
ciet\u00e0 collegate e joint venture, si rinvia alla nota 26 \u201cParteci-
\n
pazioni valutate con il metodo del patrimonio netto\u201d.
\n

\n

\n\n

\n

\n", "dimensions": { "concept": "ifrs-full:DescriptionOfAccountingPolicyForInvestmentInAssociates", "language": "it", "entity": "scheme:WOCMU6HCI0OJWNPRZS33", "period": "2022-01-01T00:00:00/2023-01-01T00:00:00" } }, "Tag919": { "value": "\n
Partecipazioni in societ\u00e0 collegate e joint
\n
arrangement
\n
Le societ\u00e0 collegate sono quelle in cui il Gruppo esercita
\n
un\u2019influenza notevole, ossia il potere di partecipare alla de-
\n
terminazione delle decisioni circa le politiche finanziarie e
\n
gestionali della societ\u00e0 partecipata senza esercitare il con-
\n
trollo o il controllo congiunto su queste politiche.
\n
Una joint venture \u00e8 un accordo a controllo congiunto nel
\n
quale il Gruppo detiene il controllo congiunto e vanta di-
\n
ritti sulle attivit\u00e0 nette dell\u2019accordo. Per controllo congiunto
\n
si intende la condivisione del controllo di un accordo, che
\n
esiste unicamente quando per le decisioni riguardanti le
\n
attivit\u00e0 rilevanti \u00e8 richiesto il consenso unanime di tutte le
\n
parti che condividono il controllo.
\n
Le partecipazioni in societ\u00e0 collegate e in joint venture
\n
sono contabilizzate con il metodo del patrimonio netto
\n
(equity method).
\n
Con l\u2019applicazione del metodo del patrimonio netto, tali
\n
partecipazioni sono rilevate inizialmente al costo allocan-
\n
do nel valore contabile delle stesse l\u2019eventuale avviamento
\n
emergente dalla differenza tra il costo della partecipazione
\n
e la quota di interessenza del Gruppo nel fair value netto
\n
delle attivit\u00e0 e delle passivit\u00e0 identificabili della societ\u00e0 par-
\n
tecipata alla data di acquisizione.
\n
Successivamente alla data di acquisizione, il valore conta-
\n
bile della partecipazione \u00e8 rettificato per rilevare la quota
\n
di pertinenza del Gruppo dell\u2019utile (perdita) della societ\u00e0
\n
collegata o joint venture con effetto sul Conto economico
\n
del Gruppo. Rettifiche del valore contabile possono essere
\n
necessarie anche a seguito di variazioni della quota di per-
\n
tinenza del Gruppo nella societ\u00e0 collegata o joint venture,
\n
derivanti da variazioni nelle voci del prospetto delle altre
\n

\n\n

\n
componenti di Conto economico complessivo della parte-
\n
cipata. La quota di pertinenza del Gruppo di tali variazioni \u00e8
\n
rilevata tra le altre componenti di Conto economico com-
\n
plessivo del Gruppo.
\n
I dividendi ricevuti da partecipazioni in societ\u00e0 collegate e
\n
joint venture sono contabilizzati a rettifica del valore con-
\n
tabile della partecipazione.
\n
Gli utili e le perdite derivanti da transazioni tra il Gruppo e
\n
una societ\u00e0 collegata o joint venture sono rilevati nel Bilan-
\n
cio consolidato soltanto limitatamente alla quota d\u2019interes-
\n
senza di terzi nella collegata o nella joint venture.
\n
I bilanci delle societ\u00e0 collegate e delle joint venture sono
\n
preparati per lo stesso periodo contabile del Gruppo, ap-
\n
portando, se necessario, le eventuali rettifiche per garanti-
\n
re la conformit\u00e0 ai princ\u00edpi contabili di Gruppo.
\n
Successivamente all\u2019applicazione del metodo del patrimo-
\n
nio netto, il Gruppo valuta se \u00e8 necessario rilevare un im-
\n
pairment relativo alla partecipazione nella societ\u00e0 collegata
\n
o joint venture. Se vi \u00e8 una evidenza obiettiva di riduzione di
\n
valore, l\u2019intero valore contabile della partecipazione \u00e8 sot-
\n
toposto a verifica per riduzione di valore in conformit\u00e0 allo
\n
IAS 36 come un\u2019unica attivit\u00e0. Per maggiori dettagli circa
\n
l\u2019impairment, si rinvia al paragrafo \u201cImpairment delle attivi-
\n
t\u00e0 non finanziarie\u201d all\u2019interno della nota 2.1 \u201cUso di stime e
\n
giudizi del management\u201d.
\n\n
Quando un\u2019interessenza partecipativa cessa di essere una
\n
societ\u00e0 collegata o una joint venture, il Gruppo rileva l\u2019e-
\n
ventuale partecipazione residua nella societ\u00e0 al fair value
\n
(con contropartita il Conto economico); tutti gli importi
\n
precedentemente rilevati nelle OCI relativi a tali investi-
\n
menti sono contabilizzati come se le partecipate avessero
\n
direttamente dismesso le relative attivit\u00e0 o passivit\u00e0.
\n

\n\n
In caso di riduzione di una quota di partecipazione in una
\n
societ\u00e0 collegata o joint venture che non implica la perdita
\n
di influenza notevole o del controllo congiunto, il Gruppo
\n
continua ad applicare il metodo del patrimonio netto e la
\n
quota degli utili e delle perdite precedentemente rilevati
\n
nell\u2019ambito delle OCI, relativa a tale riduzione, \u00e8 contabi-
\n
lizzata come se il Gruppo avesse direttamente dismesso le
\n
relative attivit\u00e0 o passivit\u00e0.
\n
Quando una quota di una partecipazione in societ\u00e0 colle-
\n
gate o joint venture soddisfa le condizioni per essere clas-
\n
sificata come detenuta per la vendita, la parte residua di
\n
tale partecipazione che non \u00e8 stata classificata come pos-
\n
seduta per la vendita \u00e8 contabilizzata con il metodo del pa-
\n
trimonio netto fino alla dismissione della parte classificata
\n
come posseduta per la vendita.
\n
Una joint operation \u00e8 un accordo a controllo congiunto nel
\n
quale il Gruppo, che detiene il controllo congiunto, ha diritti
\n
sulle attivit\u00e0 e obbligazioni per le passivit\u00e0 relative all\u2019ac-
\n
cordo. Per ogni joint operation il Gruppo rileva attivit\u00e0, pas-
\n
sivit\u00e0, costi e ricavi sulla base dei termini dell\u2019accordo e non
\n
in base all\u2019interessenza partecipativa detenuta.
\n
Nel caso in cui vi sia un incremento dell\u2019interessenza in
\n
un\u2019attivit\u00e0 a controllo congiunto, che soddisfa la definizione
\n
di attivit\u00e0 aziendale:
\n
\u2022 se il Gruppo acquisisce il controllo, e aveva diritti sulle
\n
attivit\u00e0 e obbligazioni per le passivit\u00e0 relative all\u2019attivi-
\n
t\u00e0 a controllo congiunto immediatamente prima della
\n
data di acquisizione, allora l\u2019operazione rappresen-
\n
ta un\u2019aggregazione aziendale realizzata in pi\u00f9 fasi. Di
\n
conseguenza, il Gruppo applica i requisiti previsti per
\n
un\u2019aggregazione aziendale realizzata in pi\u00f9 fasi, inclu-
\n
so il ricalcolo dell\u2019interessenza che deteneva in prece-
\n
denza nell\u2019attivit\u00e0 a controllo congiunto al fair value alla
\n
data di acquisizione;
\n
\u2022 se il Gruppo ottiene il controllo congiunto (ossia, aveva
\n
gi\u00e0 una interessenza in un\u2019attivit\u00e0 a controllo congiunto
\n
senza detenerne il controllo congiunto), l\u2019interessenza
\n
precedentemente detenuta nell\u2019attivit\u00e0 a controllo con-
\n
giunto non deve essere rimisurata.
\n
Per ulteriori dettagli sulle partecipazioni del Gruppo in so-
\n
ciet\u00e0 collegate e joint venture, si rinvia alla nota 26 \u201cParteci-
\n
pazioni valutate con il metodo del patrimonio netto\u201d.
\n

\n

\n", "dimensions": { "concept": "ifrs-full:DescriptionOfAccountingPolicyForInvestmentsInJointVentures", "language": "it", "entity": "scheme:WOCMU6HCI0OJWNPRZS33", "period": "2022-01-01T00:00:00/2023-01-01T00:00:00" } }, "Tag925": { "value": "\n
Quando un\u2019interessenza partecipativa cessa di essere una
\n
societ\u00e0 collegata o una joint venture, il Gruppo rileva l\u2019e-
\n
ventuale partecipazione residua nella societ\u00e0 al fair value
\n
(con contropartita il Conto economico); tutti gli importi
\n
precedentemente rilevati nelle OCI relativi a tali investi-
\n
menti sono contabilizzati come se le partecipate avessero
\n
direttamente dismesso le relative attivit\u00e0 o passivit\u00e0.
\n

\n\n
Attivit\u00e0 finanziarie al fair value rilevato a Conto
\n
economico complessivo (FVOCI) - Strumenti di capitale
\n
In tale categoria sono principalmente classificate le parte-
\n
cipazioni in altre societ\u00e0 irrevocabilmente designate come
\n
tali al momento della rilevazione iniziale.
\n
Gli utili e le perdite di tali attivit\u00e0 finanziarie non saranno
\n
mai riciclati a Conto economico. Il Gruppo pu\u00f2 trasferire
\n
l\u2019utile o la perdita cumulata all\u2019interno del patrimonio netto.
\n
Gli strumenti di capitale designati al fair value rilevato a
\n
Conto economico complessivo non sono assoggettati a
\n
impairment.
\n
I dividendi su tali investimenti sono rilevati a Conto econo-
\n
mico a meno che non rappresentino chiaramente un recu-
\n
pero di una parte del costo dell\u2019investimento.
\n

\n", "dimensions": { "concept": "ifrs-full:DescriptionOfAccountingPolicyForInvestmentsOtherThanInvestmentsAccountedForUsingEquityMethodExplanatory", "language": "it", "entity": "scheme:WOCMU6HCI0OJWNPRZS33", "period": "2022-01-01T00:00:00/2023-01-01T00:00:00" } }, "Tag923": { "value": "\n
Conversione delle poste in valuta
\n
Le transazioni in valute diverse dalla valuta funzionale sono
\n
contabilizzate, al momento della rilevazione iniziale, al tas-
\n
so di cambio a pronti in essere alla data dell\u2019operazione.
\n
Successivamente, le attivit\u00e0 e le passivit\u00e0 monetarie deno-
\n
minate in valuta diversa dalla valuta funzionale sono con-
\n
vertite usando il tasso di cambio di chiusura (ossia, il tasso
\n
di cambio a pronti alla data di riferimento del bilancio).
\n
Le attivit\u00e0 e le passivit\u00e0 non monetarie denominate in valu-
\n
ta estera, iscritte al costo storico, sono convertite usando
\n
il tasso di cambio in essere alla data di iniziale rilevazio-
\n
ne dell\u2019operazione. Le attivit\u00e0 e le passivit\u00e0 non monetarie
\n
denominate in valuta, iscritte al fair value, sono convertite
\n
utilizzando il tasso di cambio alla data di determinazione
\n
del fair value.
\n
Le differenze di cambio eventualmente emergenti sono ri-
\n
levate a Conto economico.
\n
Nel determinare il tasso di cambio a pronti da utilizzare per
\n
la rilevazione iniziale dell\u2019attivit\u00e0, del costo o del ricavo (o
\n
parte di essi) connessi all\u2019eliminazione contabile di un\u2019at-
\n
tivit\u00e0 o passivit\u00e0 non monetaria derivante dal pagamento
\n
o dal ricevimento di un anticipo in valuta estera, la data
\n
dell\u2019operazione \u00e8 quella in cui il Gruppo rileva inizialmente
\n
l\u2019attivit\u00e0 o la passivit\u00e0 non monetaria relativa all\u2019anticipo.
\n
Qualora vi siano pi\u00f9 anticipi versati o ricevuti, il Gruppo de-
\n
termina la data dell\u2019operazione per ciascun anticipo versa-
\n
to o ricevuto.
\n

\n", "dimensions": { "concept": "ifrs-full:DescriptionOfAccountingPolicyForForeignCurrencyTranslationExplanatory", "language": "it", "entity": "scheme:WOCMU6HCI0OJWNPRZS33", "period": "2022-01-01T00:00:00/2023-01-01T00:00:00" } }, "Tag912": { "value": "\n
Conversione dei bilanci in valuta
\n
Nel Bilancio consolidato i proventi, i costi, le attivit\u00e0 e le
\n
passivit\u00e0 sono espressi in euro, che rappresenta la valuta di
\n
presentazione della Capogruppo.
\n

\n\n
Ai fini della predisposizione del Bilancio consolidato, i bi-
\n
lanci delle societ\u00e0 consolidate con valuta funzionale di-
\n
versa da quella di presentazione del Bilancio consolidato,
\n
sono convertiti in euro applicando alle attivit\u00e0 e passivit\u00e0,
\n
inclusi l\u2019avviamento e le rettifiche effettuate in sede di con-
\n
solidamento, il tasso di cambio in essere alla data di chiu-
\n
sura dell\u2019esercizio e alle voci di Conto economico il cambio
\n
medio dell\u2019esercizio a condizione che approssimi i tassi di
\n
cambio in essere alla data delle rispettive operazioni.
\n
Le relative differenze cambio sono rilevate direttamente a
\n
patrimonio netto e sono esposte separatamente in un\u2019ap-
\n
posita riserva dello stesso; tale riserva \u00e8 riversata propor-
\n
zionalmente a Conto economico al momento della cessio-
\n
ne (parziale o totale) della partecipazione.
\n
Quando la valuta funzionale di una societ\u00e0 consolidata \u00e8 la
\n
valuta di un\u2019economia iperinflazionata, il Gruppo riespone il
\n
bilancio secondo quanto previsto dallo IAS 29 prima di appli-
\n
care lo specifico metodo di conversione esposto di seguito.
\n
Al fine di considerare l\u2019impatto dell\u2019iperinflazione sul tasso
\n
di cambio della moneta locale, la situazione patrimonia-
\n
le-finanziaria e il risultato economico (ossia attivit\u00e0, passi-
\n
vit\u00e0, voci di patrimonio netto, ricavi e costi) di una societ\u00e0
\n
la cui valuta funzionale \u00e8 la valuta di un\u2019economia iperinfla-
\n
zionata sono convertiti nella moneta di presentazione del
\n
Gruppo (euro) utilizzando il tasso di cambio in essere alla
\n
data di chiusura dell\u2019esercizio, eccetto per gli importi com-
\n
parativi presentati nel bilancio dell\u2019anno precedente che
\n
non sono rettificati per variazioni successive nel livello di
\n
prezzo o variazioni successive nei tassi di cambio.
\n

\n", "dimensions": { "concept": "ifrs-full:DescriptionOfAccountingPolicyForFunctionalCurrencyExplanatory", "language": "it", "entity": "scheme:WOCMU6HCI0OJWNPRZS33", "period": "2022-01-01T00:00:00/2023-01-01T00:00:00" } }, "Tag913": { "value": "\n

\n\n

\n
Aggregazioni aziendali
\n
Le aggregazioni aziendali antecedenti al 1\u00b0 gennaio 2010 e
\n
concluse entro il predetto esercizio, sono state rilevate in
\n
base a quanto previsto dall\u2019IFRS 3 (2004).
\n
Dette aggregazioni sono state rilevate utilizzando il meto-
\n
do dell\u2019acquisto (purchase method), ove il costo di acquisto
\n
\u00e8 pari al fair value alla data di scambio delle attivit\u00e0 cedute,
\n
e delle passivit\u00e0 sostenute o assunte, pi\u00f9 i costi diretta-
\n
mente attribuibili all\u2019acquisizione. Tale costo \u00e8 stato alloca-
\n
to rilevando le attivit\u00e0, le passivit\u00e0 e le passivit\u00e0 potenziali
\n
identificabili dell\u2019acquisita ai relativi fair value. L\u2019eventuale
\n
eccedenza positiva del costo di acquisto rispetto al fair va-
\n
lue della quota delle attivit\u00e0 nette acquisite di pertinenza
\n
del Gruppo \u00e8 stata contabilizzata come avviamento o, se
\n
negativa, rilevata a Conto economico. Il valore dell\u2019interes-
\n\n
senza di terzi \u00e8 stato determinato in proporzione alla quota
\n
di partecipazione detenuta dai terzi nelle attivit\u00e0 nette. Nel-
\n
le aggregazioni aziendali realizzate in pi\u00f9 fasi, al momento
\n
dell\u2019acquisizione del controllo, le rettifiche ai fair value re-
\n
lative agli attivi netti precedentemente acquisiti sono state
\n
riflesse a patrimonio netto; l\u2019ammontare dell\u2019avviamento \u00e8
\n
stato determinato separatamente per ogni singola transa-
\n
zione sulla base del fair value delle attivit\u00e0 nette acquisite
\n
alla data di ogni singola transazione.
\n

\n\n
Le aggregazioni aziendali successive al 1\u00b0 gennaio 2010
\n
sono rilevate in base a quanto previsto dall\u2019IFRS 3 (2008),
\n
nel prosieguo IFRS 3 Revised.
\n
In particolare, queste aggregazioni aziendali sono rile-
\n
vate utilizzando il metodo dell\u2019acquisizione (acquisition
\n
method), ove il costo di acquisto (corrispettivo trasferito)
\n
\u00e8 pari al fair value, alla data di acquisizione, delle attivit\u00e0
\n
acquisite, delle passivit\u00e0 sostenute o assunte, nonch\u00e9 de-
\n
gli eventuali strumenti di capitale emessi dall\u2019acquirente. Il
\n
costo di acquisto include il fair value delle eventuali attivit\u00e0
\n
e passivit\u00e0 per corrispettivi potenziali.
\n
I costi direttamente attribuibili all\u2019acquisizione sono rilevati
\n
a Conto economico.
\n
Il corrispettivo trasferito \u00e8 allocato rilevando le attivit\u00e0, le
\n
passivit\u00e0 e le passivit\u00e0 potenziali identificabili della societ\u00e0
\n
acquisita ai relativi fair value alla data di acquisizione. L\u2019e-
\n
ventuale eccedenza tra la sommatoria del corrispettivo
\n
trasferito, valutato al fair value alla data di acquisizione,
\n
l\u2019importo di qualsiasi partecipazione di minoranza e qual-
\n
siasi interessenza nell\u2019acquisita precedentemente detenu-
\n
ta dal Gruppo (in una aggregazione aziendale realizzata in
\n
pi\u00f9 fasi), rispetto al valore netto degli importi delle attivit\u00e0
\n
identificabili acquisite e delle passivit\u00e0 sostenute o assun-
\n
te, valutate al fair value, \u00e8 rilevata come avviamento. In caso
\n
la differenza sia negativa, il Gruppo verifica di aver corret-
\n
tamente identificato tutte le attivit\u00e0 acquisite e le passivit\u00e0
\n
assunte e rivede le procedure utilizzate per determinare
\n
gli importi da rilevare alla data di acquisizione. Se al termi-
\n
ne di tale verifica si conferma una eccedenza del fair value
\n
delle attivit\u00e0 nette acquisite rispetto al corrispettivo totale
\n
trasferito, tale eccedenza rappresenta l\u2019utile derivante da
\n
un acquisto a condizioni favorevoli e viene rilevata a Conto
\n
economico.
\n
Il valore contabile delle interessenze di terzi \u00e8 determinato
\n
in proporzione alle quote di partecipazione detenute dai
\n
terzi nelle attivit\u00e0 nette identificabili dell\u2019acquisita, ovvero al
\n
loro fair value alla data di acquisizione.
\n
Qualora l\u2019aggregazione aziendale fosse realizzata in pi\u00f9
\n
fasi, al momento dell\u2019acquisizione del controllo, le quote
\n
partecipative detenute precedentemente nella societ\u00e0 ac-
\n
quisita, sono rimisurate al fair value e l\u2019eventuale differenza
\n
(positiva o negativa) \u00e8 rilevata a Conto economico.
\n
L\u2019eventuale corrispettivo potenziale \u00e8 rilevato al fair value
\n
alla data di acquisizione. Le variazioni successive del fair
\n
value del corrispettivo potenziale, classificato come un\u2019at-
\n
tivit\u00e0 o una passivit\u00e0, ossia come uno strumento finanzia-
\n
rio ai sensi dell\u2019IFRS 9, sono rilevate a Conto economico.
\n
Il corrispettivo potenziale che non rientra nell\u2019ambito di
\n
applicazione dell\u2019IFRS 9 \u00e8 valutato in base allo specifico
\n
IFRS/IAS di riferimento. Il corrispettivo potenziale che \u00e8
\n
classificato come strumento di capitale non \u00e8 rimisurato,
\n
e, conseguentemente il suo regolamento \u00e8 contabilizzato
\n
nell\u2019ambito del patrimonio netto.
\n
Nel caso in cui i fair value delle attivit\u00e0, delle passivit\u00e0 e
\n
delle passivit\u00e0 potenziali possano determinarsi solo prov-
\n

\n

\n\n

\n

\n\n

\n\n
visoriamente, l\u2019aggregazione aziendale \u00e8 rilevata utilizzan-
\n
do tali valori provvisori. Le eventuali rettifiche, derivanti dal
\n
completamento del processo di valutazione, sono rilevate
\n
entro 12 mesi a partire dalla data di acquisizione, ridetermi-
\n
nando i dati comparativi.
\n

\n\n

\n", "dimensions": { "concept": "ifrs-full:DescriptionOfAccountingPolicyForBusinessCombinationsExplanatory", "language": "it", "entity": "scheme:WOCMU6HCI0OJWNPRZS33", "period": "2022-01-01T00:00:00/2023-01-01T00:00:00" } }, "Tag911": { "value": "\n

\n
Aggregazioni aziendali
\n
Le aggregazioni aziendali antecedenti al 1\u00b0 gennaio 2010 e
\n
concluse entro il predetto esercizio, sono state rilevate in
\n
base a quanto previsto dall\u2019IFRS 3 (2004).
\n
Dette aggregazioni sono state rilevate utilizzando il meto-
\n
do dell\u2019acquisto (purchase method), ove il costo di acquisto
\n
\u00e8 pari al fair value alla data di scambio delle attivit\u00e0 cedute,
\n
e delle passivit\u00e0 sostenute o assunte, pi\u00f9 i costi diretta-
\n
mente attribuibili all\u2019acquisizione. Tale costo \u00e8 stato alloca-
\n
to rilevando le attivit\u00e0, le passivit\u00e0 e le passivit\u00e0 potenziali
\n
identificabili dell\u2019acquisita ai relativi fair value. L\u2019eventuale
\n
eccedenza positiva del costo di acquisto rispetto al fair va-
\n
lue della quota delle attivit\u00e0 nette acquisite di pertinenza
\n
del Gruppo \u00e8 stata contabilizzata come avviamento o, se
\n
negativa, rilevata a Conto economico. Il valore dell\u2019interes-
\n\n
senza di terzi \u00e8 stato determinato in proporzione alla quota
\n
di partecipazione detenuta dai terzi nelle attivit\u00e0 nette. Nel-
\n
le aggregazioni aziendali realizzate in pi\u00f9 fasi, al momento
\n
dell\u2019acquisizione del controllo, le rettifiche ai fair value re-
\n
lative agli attivi netti precedentemente acquisiti sono state
\n
riflesse a patrimonio netto; l\u2019ammontare dell\u2019avviamento \u00e8
\n
stato determinato separatamente per ogni singola transa-
\n
zione sulla base del fair value delle attivit\u00e0 nette acquisite
\n
alla data di ogni singola transazione.
\n

\n\n
Le aggregazioni aziendali successive al 1\u00b0 gennaio 2010
\n
sono rilevate in base a quanto previsto dall\u2019IFRS 3 (2008),
\n
nel prosieguo IFRS 3 Revised.
\n
In particolare, queste aggregazioni aziendali sono rile-
\n
vate utilizzando il metodo dell\u2019acquisizione (acquisition
\n
method), ove il costo di acquisto (corrispettivo trasferito)
\n
\u00e8 pari al fair value, alla data di acquisizione, delle attivit\u00e0
\n
acquisite, delle passivit\u00e0 sostenute o assunte, nonch\u00e9 de-
\n
gli eventuali strumenti di capitale emessi dall\u2019acquirente. Il
\n
costo di acquisto include il fair value delle eventuali attivit\u00e0
\n
e passivit\u00e0 per corrispettivi potenziali.
\n
I costi direttamente attribuibili all\u2019acquisizione sono rilevati
\n
a Conto economico.
\n
Il corrispettivo trasferito \u00e8 allocato rilevando le attivit\u00e0, le
\n
passivit\u00e0 e le passivit\u00e0 potenziali identificabili della societ\u00e0
\n
acquisita ai relativi fair value alla data di acquisizione. L\u2019e-
\n
ventuale eccedenza tra la sommatoria del corrispettivo
\n
trasferito, valutato al fair value alla data di acquisizione,
\n
l\u2019importo di qualsiasi partecipazione di minoranza e qual-
\n
siasi interessenza nell\u2019acquisita precedentemente detenu-
\n
ta dal Gruppo (in una aggregazione aziendale realizzata in
\n
pi\u00f9 fasi), rispetto al valore netto degli importi delle attivit\u00e0
\n
identificabili acquisite e delle passivit\u00e0 sostenute o assun-
\n
te, valutate al fair value, \u00e8 rilevata come avviamento. In caso
\n
la differenza sia negativa, il Gruppo verifica di aver corret-
\n
tamente identificato tutte le attivit\u00e0 acquisite e le passivit\u00e0
\n
assunte e rivede le procedure utilizzate per determinare
\n
gli importi da rilevare alla data di acquisizione. Se al termi-
\n
ne di tale verifica si conferma una eccedenza del fair value
\n
delle attivit\u00e0 nette acquisite rispetto al corrispettivo totale
\n
trasferito, tale eccedenza rappresenta l\u2019utile derivante da
\n
un acquisto a condizioni favorevoli e viene rilevata a Conto
\n
economico.
\n
Il valore contabile delle interessenze di terzi \u00e8 determinato
\n
in proporzione alle quote di partecipazione detenute dai
\n
terzi nelle attivit\u00e0 nette identificabili dell\u2019acquisita, ovvero al
\n
loro fair value alla data di acquisizione.
\n
Qualora l\u2019aggregazione aziendale fosse realizzata in pi\u00f9
\n
fasi, al momento dell\u2019acquisizione del controllo, le quote
\n
partecipative detenute precedentemente nella societ\u00e0 ac-
\n
quisita, sono rimisurate al fair value e l\u2019eventuale differenza
\n
(positiva o negativa) \u00e8 rilevata a Conto economico.
\n
L\u2019eventuale corrispettivo potenziale \u00e8 rilevato al fair value
\n
alla data di acquisizione. Le variazioni successive del fair
\n
value del corrispettivo potenziale, classificato come un\u2019at-
\n
tivit\u00e0 o una passivit\u00e0, ossia come uno strumento finanzia-
\n
rio ai sensi dell\u2019IFRS 9, sono rilevate a Conto economico.
\n
Il corrispettivo potenziale che non rientra nell\u2019ambito di
\n
applicazione dell\u2019IFRS 9 \u00e8 valutato in base allo specifico
\n
IFRS/IAS di riferimento. Il corrispettivo potenziale che \u00e8
\n
classificato come strumento di capitale non \u00e8 rimisurato,
\n
e, conseguentemente il suo regolamento \u00e8 contabilizzato
\n
nell\u2019ambito del patrimonio netto.
\n
Nel caso in cui i fair value delle attivit\u00e0, delle passivit\u00e0 e
\n
delle passivit\u00e0 potenziali possano determinarsi solo prov-
\n

\n

\n\n
visoriamente, l\u2019aggregazione aziendale \u00e8 rilevata utilizzan-
\n
do tali valori provvisori. Le eventuali rettifiche, derivanti dal
\n
completamento del processo di valutazione, sono rilevate
\n
entro 12 mesi a partire dalla data di acquisizione, ridetermi-
\n
nando i dati comparativi.
\n

\n\n
Avviamento
\n
L\u2019avviamento rappresenta i futuri benef\u00edci economici ri-
\n
sultanti da altre attivit\u00e0 acquisite in una aggregazione
\n
aziendale non individuate singolarmente e rilevate sepa-
\n
ratamente. Per ulteriori dettagli, si rinvia al paragrafo dei
\n
princ\u00edpi contabili \u201cAggregazioni aziendali\u201d.
\n
L\u2019avviamento emergente dall\u2019acquisizione di societ\u00e0 con-
\n
trollate \u00e8 rilevato separatamente e, dopo l\u2019iniziale iscrizio-
\n
ne, non \u00e8 assoggettato ad ammortamento ma verificato,
\n
almeno annualmente, per impairment, come parte della
\n
verifica di una CGU cui appartiene.
\n
Ai fini dell\u2019impairment test, l\u2019avviamento \u00e8 allocato, dalla
\n
data di acquisizione, a ciascuna CGU che si prevede bene-
\n
ficer\u00e0 delle sinergie dell\u2019aggregazione.
\n
L\u2019avviamento relativo a partecipazioni in societ\u00e0 collegate e
\n
in joint venture \u00e8 incluso nel valore contabile di tali attivit\u00e0.
\n

\n", "dimensions": { "concept": "ifrs-full:DescriptionOfAccountingPolicyForBusinessCombinationsAndGoodwillExplanatory", "language": "it", "entity": "scheme:WOCMU6HCI0OJWNPRZS33", "period": "2022-01-01T00:00:00/2023-01-01T00:00:00" } }, "Tag902": { "value": "\n
Misurazione del fair value
\n
Per tutte le valutazioni al fair value e per la relativa infor-
\n
mativa integrativa, cos\u00ec come richiesto o consentito dai
\n
princ\u00edpi contabili internazionali, il Gruppo applica l\u2019IFRS 13.
\n
Il fair value rappresenta il prezzo che si percepirebbe per
\n
la vendita di un\u2019attivit\u00e0 ovvero che si pagherebbe per il tra-
\n
sferimento di una passivit\u00e0 nell\u2019ambito di una transazione
\n
ordinaria posta in essere tra operatori di mercato, alla data
\n
di valutazione (c.d. \u201cexit price\u201d).
\n
La valutazione al fair value suppone che l\u2019operazione di
\n
vendita dell\u2019attivit\u00e0 o di trasferimento della passivit\u00e0 abbia
\n
luogo nel mercato principale, ossia nel mercato in cui ha
\n
luogo il maggior volume e livello di transazioni per l\u2019atti-
\n
vit\u00e0 o la passivit\u00e0. In assenza di un mercato principale, si
\n
suppone che la transazione abbia luogo nel mercato pi\u00f9
\n
vantaggioso al quale il Gruppo ha accesso, vale a dire il
\n
mercato suscettibile di massimizzare i risultati della tran-
\n
sazione di vendita dell\u2019attivit\u00e0 o di minimizzare l\u2019ammontare
\n
da pagare per trasferire la passivit\u00e0.
\n
Il fair value di un\u2019attivit\u00e0 o di una passivit\u00e0 \u00e8 determinato
\n
utilizzando le assunzioni che gli operatori di mercato pren-
\n
derebbero in considerazione per definire il prezzo dell\u2019at-
\n
tivit\u00e0 o della passivit\u00e0, assumendo che gli stessi agiscano
\n
secondo il loro migliore interesse economico. Gli operatori
\n
di mercato sono acquirenti e venditori indipendenti, infor-
\n
mati, in grado di concludere una transazione per l\u2019attivit\u00e0
\n
o la passivit\u00e0 e motivati, ma non obbligati o diversamente
\n
indotti a perfezionare la transazione.
\n
Nella misurazione del fair value, il Gruppo considera le ca-
\n
ratteristiche delle specifiche attivit\u00e0 o passivit\u00e0, in partico-
\n
lare:
\n
\u2022 per le attivit\u00e0 non finanziarie considera la capacit\u00e0 di un
\n
operatore di mercato di generare benef\u00edci economici
\n
impiegando l\u2019attivit\u00e0 nel suo massimo e migliore utilizzo
\n
o vendendola a un altro operatore di mercato capace di
\n
impiegarla nel suo massimo e migliore utilizzo;
\n
\u2022 per le passivit\u00e0 e gli strumenti rappresentativi di capi-
\n
tale proprio, il fair value include l\u2019effetto del cosiddetto
\n
\u201cnon-performance risk\u201d, ossia il rischio che il Gruppo
\n
non sia in grado di adempiere alle proprie obbligazioni,
\n
compreso tra l\u2019altro anche il rischio di credito proprio del
\n
Gruppo;
\n
\u2022 nel caso di gruppi di attivit\u00e0 e passivit\u00e0 finanziarie ge-
\n
stiti sulla base della propria esposizione netta ai rischi di
\n
mercato o al rischio di credito, \u00e8 ammessa la misurazio-
\n
ne del fair value su base netta.
\n
Nella misurazione del fair value delle attivit\u00e0 e delle passivi-
\n
t\u00e0, il Gruppo utilizza tecniche di valutazione adeguate alle
\n
circostanze e per le quali sono disponibili dati sufficienti
\n
per valutare il fair value stesso, massimizzando l\u2019utilizzo di
\n
input osservabili e riducendo al minimo l\u2019utilizzo di input
\n
non osservabili.
\n

\n

\n", "dimensions": { "concept": "ifrs-full:DescriptionOfAccountingPolicyForFairValueMeasurementExplanatory", "language": "it", "entity": "scheme:WOCMU6HCI0OJWNPRZS33", "period": "2022-01-01T00:00:00/2023-01-01T00:00:00" } }, "Tag918": { "value": "\n

\n

\n

\n
Immobili, impianti e macchinari
\n
Gli immobili, impianti e macchinari sono iscritti al costo, al
\n
netto del fondo ammortamento e di qualsiasi perdita per
\n
riduzione di valore accumulata. Tale costo \u00e8 comprensivo
\n
dei costi accessori direttamente attribuibili per portare il
\n
bene nel luogo e nelle condizioni necessarie alla sua messa
\n
in funzione e per l\u2019uso per cui \u00e8 stato acquistato.
\n\n
Il costo \u00e8 inoltre incrementato, in presenza di obbligazioni
\n
legali o implicite, del valore attuale del costo stimato per
\n
lo smantellamento del bene e/o ripristino del sito su cui
\n
insiste. La corrispondente passivit\u00e0 \u00e8 rilevata in un fondo
\n
del passivo nell\u2019ambito dei fondi per rischi e oneri. Il tratta-
\n
mento contabile delle revisioni di stima di questi costi, del
\n
trascorrere del tempo e del tasso di attualizzazione sono
\n
indicati nella nota 40 \u201cFondi rischi e oneri\u201d.
\n

\n\n
Gli immobili, impianti e macchinari trasferiti dai clienti a
\n
fronte della prestazione di servizi di connessione alla rete
\n
elettrica e/o della fornitura di altri servizi correlati sono rile-
\n
vati al fair value alla data in cui il controllo \u00e8 ottenuto.
\n\n
Gli oneri finanziari direttamente attribuibili all\u2019acquisto, co-
\n
struzione o produzione di beni che richiedono un rilevante
\n
periodo prima di essere pronti per l\u2019uso o la vendita (c.d. \u201cqua-
\n
lifying asset\u201d), sono capitalizzati come parte del costo dei beni
\n
stessi. Gli oneri finanziari connessi all\u2019acquisto/costruzione di
\n
beni che non presentano tali caratteristiche vengono rilevati a
\n
Conto economico nell\u2019esercizio di competenza.
\n

\n\n
Alcuni beni, oggetto di rivalutazione alla data di transizione
\n
agli IFRS-EU o in periodi precedenti, sono stati rilevati sulla
\n
base del loro fair value, considerato come valore sostitutivo
\n
del costo (deemed cost) alla data di rivalutazione.
\n
Qualora parti significative di singoli immobili, impianti e
\n
macchinari abbiano differenti vite utili, le componenti iden-
\n
tificate sono rilevate e ammortizzate separatamente.
\n
I costi sostenuti successivamente all\u2019acquisto sono rilevati
\n
a incremento del valore contabile dell\u2019elemento cui si riferi-
\n
scono, qualora sia probabile che i futuri benef\u00edci associati al
\n
costo sostenuto per sostituire una parte del bene affluisca-
\n
no al Gruppo e il costo dell\u2019elemento possa essere deter-
\n
minato attendibilmente. Tutti gli altri costi sono rilevati nel
\n
Conto economico nell\u2019esercizio in cui sono sostenuti.
\n
Sono rilevati come incremento del valore contabile del bene
\n
cui fanno riferimento e sono ammortizzati lungo la loro vita
\n
utile i costi di sostituzione di un intero cespite o di parte di
\n
esso; il valore netto contabile dell\u2019unit\u00e0 sostituita \u00e8 eliminato
\n
contabilmente con imputazione a Conto economico.
\n\n
Gli immobili, impianti e macchinari, al netto del valore re-
\n
siduo, sono ammortizzati a quote costanti in base alla vita
\n
utile stimata del bene, che \u00e8 riesaminata con periodicit\u00e0
\n
annuale; eventuali cambiamenti dei criteri di ammorta-
\n

\n\n

\n\n

\n\n
mento sono applicati prospetticamente. Per maggiori det-
\n
tagli circa la stima della vita utile, si rimanda alla nota 2.1
\n
\u201cUso di stime e giudizi del management\u201d.
\n
L\u2019ammortamento ha inizio quando il bene \u00e8 disponibile
\n
all\u2019uso.
\n
La vita utile stimata dei principali immobili, impianti e mac-
\n
chinari \u00e8 la seguente:
\n
Fabbricati civili 10-60 anni
\n
Fabbricati e opere civili inclusi in impianti 10-100 anni
\n
Centrali idroelettriche:
\n
- condotte forzate 10-65 anni
\n
- macchinario meccanico ed elettrico 10-65 anni
\n
- altre opere idrauliche fisse 10-100 anni
\n
Centrali termoelettriche:
\n
- caldaie e componenti ausiliari 20-40 anni
\n
- componenti turbogas 10-40 anni
\n
- macchinario meccanico ed elettrico 5-40 anni
\n
- altre opere idrauliche fisse 60 anni
\n
Centrali nucleari 50 anni
\n
Centrali geotermoelettriche:
\n
- torri refrigeranti 20 anni
\n
- turbine e generatori 10-50 anni
\n
- parti turbina a contatto con il fluido 10 anni
\n
- macchinario meccanico ed elettrico 20-40 anni
\n
Impianti di produzione da fonte eolica:
\n
- torri 20-30 anni
\n
- turbine e generatori 20-30 anni
\n
- macchinario meccanico ed elettrico 15-30 anni
\n
Impianti di produzione da fonte solare:
\n
- macchinario meccanico ed elettrico 15-30 anni
\n
Impianti di illuminazione pubblica e artistica:
\n
- impianti di illuminazione pubblica 10-20 anni
\n
- impianti di illuminazione artistica 20 anni
\n
Linee di trasporto 10-60 anni
\n
Stazioni di trasformazione 20-55 anni
\n
Impianti di distribuzione:
\n
- linee di alta tensione 10-60 anni
\n
- cabine primarie 10-50 anni
\n
- reti di media e bassa tensione 10-50 anni
\n
Contatori:
\n
- contatori elettromeccanici 5-40 anni
\n
- gruppi di misura bilancio energia 10 anni
\n
- contatori elettronici 15 anni
\n
Colonnine di ricarica 7-15 anni
\n
La vita utile delle migliorie su beni di terzi \u00e8 determinata sulla
\n
base della durata del contratto di locazione o, se inferiore,
\n
della durata dei benef\u00edci derivanti dalla miglioria stessa.
\n
I terreni non sono ammortizzati in quanto elementi a vita
\n
utile illimitata.
\n

\n\n
I beni rilevati nell\u2019ambito degli immobili, impianti e macchi-
\n
nari sono eliminati contabilmente al momento della loro
\n
dismissione (ossia, alla data in cui il destinatario ottiene il
\n
controllo) oppure quando nessun beneficio economico
\n
futuro \u00e8 atteso dal loro utilizzo o dismissione. L\u2019eventua-
\n
le utile o perdita, rilevato a Conto economico, \u00e8 calcolato
\n
come differenza tra i corrispettivi netti della dismissione,
\n
determinati secondo le previsioni dell\u2019IFRS 15 in merito al
\n
prezzo dell\u2019operazione, e il valore netto contabile dei beni
\n
eliminati.
\n

\n

\n", "dimensions": { "concept": "ifrs-full:DescriptionOfAccountingPolicyForPropertyPlantAndEquipmentExplanatory", "language": "it", "entity": "scheme:WOCMU6HCI0OJWNPRZS33", "period": "2022-01-01T00:00:00/2023-01-01T00:00:00" } }, "Tag904": { "value": "\n
Il costo \u00e8 inoltre incrementato, in presenza di obbligazioni
\n
legali o implicite, del valore attuale del costo stimato per
\n
lo smantellamento del bene e/o ripristino del sito su cui
\n
insiste. La corrispondente passivit\u00e0 \u00e8 rilevata in un fondo
\n
del passivo nell\u2019ambito dei fondi per rischi e oneri. Il tratta-
\n
mento contabile delle revisioni di stima di questi costi, del
\n
trascorrere del tempo e del tasso di attualizzazione sono
\n
indicati nella nota 40 \u201cFondi rischi e oneri\u201d.
\n

\n\n
Se la passivit\u00e0 \u00e8 connessa allo smantellamento degli impian-
\n
ti e/o ripristino del sito in cui gli stessi insistono, il fondo \u00e8
\n
rilevato in contropartita all\u2019attivit\u00e0 cui si riferisce e la rileva-
\n
zione dell\u2019onere a Conto economico avviene attraverso il
\n
processo di ammortamento della predetta attivit\u00e0 materiale.
\n
Se la passivit\u00e0 \u00e8 connessa allo smaltimento e allo stoccaggio
\n
delle scorie e di altri scarti di materiali radioattivi, il fondo \u00e8
\n
rilevato in contropartita ai relativi costi operativi.
\n

\n", "dimensions": { "concept": "ifrs-full:DescriptionOfAccountingPolicyForDecommissioningRestorationAndRehabilitationProvisionsExplanatory", "language": "it", "entity": "scheme:WOCMU6HCI0OJWNPRZS33", "period": "2022-01-01T00:00:00/2023-01-01T00:00:00" } }, "Tag914": { "value": "\n
Gli oneri finanziari direttamente attribuibili all\u2019acquisto, co-
\n
struzione o produzione di beni che richiedono un rilevante
\n
periodo prima di essere pronti per l\u2019uso o la vendita (c.d. \u201cqua-
\n
lifying asset\u201d), sono capitalizzati come parte del costo dei beni
\n
stessi. Gli oneri finanziari connessi all\u2019acquisto/costruzione di
\n
beni che non presentano tali caratteristiche vengono rilevati a
\n
Conto economico nell\u2019esercizio di competenza.
\n

\n", "dimensions": { "concept": "ifrs-full:DescriptionOfAccountingPolicyForBorrowingCostsExplanatory", "language": "it", "entity": "scheme:WOCMU6HCI0OJWNPRZS33", "period": "2022-01-01T00:00:00/2023-01-01T00:00:00" } }, "Tag920": { "value": "Sono rilevati come incremento del valore contabile del benecui fanno riferimento e sono ammortizzati lungo la loro vitautile i costi di sostituzione di un intero cespite o di parte diesso", "dimensions": { "concept": "ifrs-full:DescriptionOfAccountingPolicyForRepairsAndMaintenanceExplanatory", "language": "it", "entity": "scheme:WOCMU6HCI0OJWNPRZS33", "period": "2022-01-01T00:00:00/2023-01-01T00:00:00" } }, "Tag907": { "value": "\n
Gli immobili, impianti e macchinari, al netto del valore re-
\n
siduo, sono ammortizzati a quote costanti in base alla vita
\n
utile stimata del bene, che \u00e8 riesaminata con periodicit\u00e0
\n
annuale; eventuali cambiamenti dei criteri di ammorta-
\n

\n\n
mento sono applicati prospetticamente. Per maggiori det-
\n
tagli circa la stima della vita utile, si rimanda alla nota 2.1
\n
\u201cUso di stime e giudizi del management\u201d.
\n
L\u2019ammortamento ha inizio quando il bene \u00e8 disponibile
\n
all\u2019uso.
\n
La vita utile stimata dei principali immobili, impianti e mac-
\n
chinari \u00e8 la seguente:
\n
Fabbricati civili 10-60 anni
\n
Fabbricati e opere civili inclusi in impianti 10-100 anni
\n
Centrali idroelettriche:
\n
- condotte forzate 10-65 anni
\n
- macchinario meccanico ed elettrico 10-65 anni
\n
- altre opere idrauliche fisse 10-100 anni
\n
Centrali termoelettriche:
\n
- caldaie e componenti ausiliari 20-40 anni
\n
- componenti turbogas 10-40 anni
\n
- macchinario meccanico ed elettrico 5-40 anni
\n
- altre opere idrauliche fisse 60 anni
\n
Centrali nucleari 50 anni
\n
Centrali geotermoelettriche:
\n
- torri refrigeranti 20 anni
\n
- turbine e generatori 10-50 anni
\n
- parti turbina a contatto con il fluido 10 anni
\n
- macchinario meccanico ed elettrico 20-40 anni
\n
Impianti di produzione da fonte eolica:
\n
- torri 20-30 anni
\n
- turbine e generatori 20-30 anni
\n
- macchinario meccanico ed elettrico 15-30 anni
\n
Impianti di produzione da fonte solare:
\n
- macchinario meccanico ed elettrico 15-30 anni
\n
Impianti di illuminazione pubblica e artistica:
\n
- impianti di illuminazione pubblica 10-20 anni
\n
- impianti di illuminazione artistica 20 anni
\n
Linee di trasporto 10-60 anni
\n
Stazioni di trasformazione 20-55 anni
\n
Impianti di distribuzione:
\n
- linee di alta tensione 10-60 anni
\n
- cabine primarie 10-50 anni
\n
- reti di media e bassa tensione 10-50 anni
\n
Contatori:
\n
- contatori elettromeccanici 5-40 anni
\n
- gruppi di misura bilancio energia 10 anni
\n
- contatori elettronici 15 anni
\n
Colonnine di ricarica 7-15 anni
\n
La vita utile delle migliorie su beni di terzi \u00e8 determinata sulla
\n
base della durata del contratto di locazione o, se inferiore,
\n
della durata dei benef\u00edci derivanti dalla miglioria stessa.
\n
I terreni non sono ammortizzati in quanto elementi a vita
\n
utile illimitata.
\n

\n", "dimensions": { "concept": "ifrs-full:DescriptionOfAccountingPolicyForDepreciationExpenseExplanatory", "language": "it", "entity": "scheme:WOCMU6HCI0OJWNPRZS33", "period": "2022-01-01T00:00:00/2023-01-01T00:00:00" } }, "Tag909": { "value": "\n
Infrastrutture asservite a una concessione che non
\n
rientrano nell\u2019ambito di applicazione dell\u2019\u201cIFRIC 12 -
\n
Accordi per servizi in concessione\u201d
\n
Per quanto riguarda la distribuzione di energia elettrica, il
\n
Gruppo \u00e8 concessionario in Italia di tale servizio. La con-
\n
cessione, attribuita dal Ministero dello Sviluppo Economi-
\n
co, \u00e8 a titolo gratuito e scade il 31 dicembre 2030. Qualora,
\n
alla scadenza, la concessione non venisse rinnovata, il con-
\n
cedente dovr\u00e0 corrispondere un indennizzo per il riscatto.
\n
Il predetto indennizzo sar\u00e0 determinato d\u2019intesa tra le parti
\n
secondo adeguati criteri valutativi, basati sia sul valore pa-
\n
trimoniale dei beni oggetto del riscatto sia sulla redditivit\u00e0
\n
degli stessi.
\n
Nella determinazione dell\u2019indennizzo, l\u2019elemento reddi-
\n
tuale dei beni oggetto del riscatto sar\u00e0 rappresentato dal
\n
valore attualizzato dei flussi di cassa futuri. Le infrastruttu-
\n
re asservite all\u2019esercizio della predetta concessione sono
\n
di propriet\u00e0 e nella disponibilit\u00e0 del concessionario; sono
\n
iscritte alla voce \u201cImmobili, impianti e macchinari\u201d e sono
\n
ammortizzate lungo la loro vita utile.
\n
Il Gruppo opera altres\u00ec in regime di concessione ammini-
\n
strativa nella distribuzione di energia elettrica in altri Paesi
\n
(tra cui Spagna e Romania). Tali concessioni garantiscono
\n
il diritto a costruire e gestire le reti di distribuzione per un
\n
orizzonte temporale indefinito.
\n

\n\n
Infrastrutture rientranti nell\u2019ambito di
\n
applicazione dell\u2019\u201cIFRIC 12 - Accordi per
\n
servizi in concessione\u201d
\n
In un accordo per servizi in concessione \u201cpublic-to-pri-
\n
vate\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
\n
contrattuali, realizzando o migliorando l\u2019infrastruttura uti-
\n
lizzata per la fornitura del servizio di carattere pubblico e/o
\n
gestendo e mantenendo l\u2019infrastruttura per il periodo della
\n
concessione.
\n
Il Gruppo, in qualit\u00e0 di concessionario, non contabilizza le
\n
infrastrutture rientranti nell\u2019ambito di applicazione dell\u2019I-
\n
FRIC 12 tra gli \u201cImmobili, impianti e macchinari\u201d; il Gruppo
\n
rileva e misura i ricavi per i servizi che esegue in conformi-
\n
t\u00e0 con l\u2019IFRS 15. In particolare, secondo le caratteristiche
\n
dell\u2019accordo per servizi in concessione, quando il Gruppo
\n
fornisce servizi per la realizzazione o il miglioramento, ri-
\n
leva:
\n
\u2022 attivit\u00e0 finanziarie, se il Gruppo ha un diritto contrattuale
\n
incondizionato a ricevere disponibilit\u00e0 liquide o un\u2019altra
\n
attivit\u00e0 finanziaria dal concedente (o da terzi, in base alle
\n
direttive del concedente) e quest\u2019ultimo non ha la possi-
\n
bilit\u00e0 di evitarne il pagamento. In questo caso il conce-
\n
dente \u00e8 impegnato contrattualmente a pagare al con-
\n
cessionario importi specificati o determinabili, oppure la
\n
differenza tra gli importi ricevuti dagli utenti del servizio
\n
pubblico e gli importi specificati o determinabili (stabiliti
\n
dall\u2019accordo) e tali pagamenti sono indipendenti dall\u2019uti-
\n
lizzo dell\u2019infrastruttura; e/o
\n
\u2022 attivit\u00e0 immateriali, se il Gruppo ottiene il diritto (licenza)
\n
di far pagare gli utenti del servizio pubblico. In questo
\n
caso, il concessionario non vanta un diritto incondizio-
\n
nato a ricevere disponibilit\u00e0 liquide in quanto gli importi
\n
dipendono dalla misura in cui gli utenti utilizzano il ser-
\n
vizio.
\n
Se il Gruppo, in qualit\u00e0 di concessionario, vanta un diritto
\n
contrattuale a ricevere un\u2019attivit\u00e0 immateriale (il diritto a far
\n
pagare gli utenti del servizio pubblico), gli oneri finanzia-
\n
ri riconducibili all\u2019accordo sono capitalizzabili secondo le
\n
modalit\u00e0 descritte nella nota 19 \u201cImmobili, impianti e mac-
\n
chinari\u201d.
\n
Tuttavia, per i servizi relativi alla realizzazione/miglioramen-
\n
to, entrambe le tipologie di corrispettivo sono classificate
\n
come attivit\u00e0 derivanti da contratti con i clienti durante il
\n
periodo di realizzazione/miglioramento.
\n
Per maggiori dettagli circa tali corrispettivi, si rimanda alla
\n
nota 11.a \u201cRicavi delle vendite e delle prestazioni\u201d.
\n

\n

\n", "dimensions": { "concept": "ifrs-full:DescriptionOfAccountingPolicyForServiceConcessionArrangementsExplanatory", "language": "it", "entity": "scheme:WOCMU6HCI0OJWNPRZS33", "period": "2022-01-01T00:00:00/2023-01-01T00:00:00" } }, "Tag916": { "value": "\n
Leasing
\n
Il Gruppo detiene immobili, impianti e macchinari utilizzati
\n
nello svolgimento della propria attivit\u00e0 aziendale, attraver-
\n
so contratti di leasing. Alla data di inizio del leasing il Grup-
\n
po determina se il contratto \u00e8, o contiene, un leasing.
\n
Il Gruppo applica la definizione di leasing prevista dall\u2019I-
\n
FRS 16 ai contratti stipulati o modificati il 1\u00b0 gennaio 2019
\n
o in data successiva; tale definizione \u00e8 soddisfatta quan-
\n
do il contratto trasferisce il diritto di controllare l\u2019utilizzo di
\n
un\u2019attivit\u00e0 sottostante per un periodo di tempo in cambio
\n
di un corrispettivo.
\n
Di converso, in caso di contratti stipulati prima del 1\u00b0 gen-
\n
naio 2019, il Gruppo ha determinato se l\u2019accordo fosse o
\n
contenesse un leasing conformemente all\u2019IFRIC 4.
\n
Gruppo in qualit\u00e0 di locatario
\n
Alla data di decorrenza o alla modifica di un contratto che
\n
contiene una componente leasing e una o pi\u00f9 ulterio-
\n
ri componenti leasing o non leasing, il Gruppo assegna il
\n
corrispettivo del contratto a ciascuna componente leasing
\n
in base al relativo prezzo a s\u00e9 stante.
\n
Il Gruppo rileva un\u2019attivit\u00e0 consistente nel diritto di utilizzo
\n
dell\u2019attivit\u00e0 sottostante e una passivit\u00e0 del leasing alla data
\n
di decorrenza del contratto (ossia, la data in cui l\u2019attivit\u00e0
\n
sottostante \u00e8 disponibile per l\u2019uso).
\n
L\u2019attivit\u00e0 consistente nel diritto di utilizzo rappresenta il
\n
diritto del locatario a utilizzare l\u2019attivit\u00e0 sottostante per la
\n
durata del leasing; la sua valutazione iniziale \u00e8 al costo, che
\n
comprende l\u2019importo iniziale della passivit\u00e0 del leasing ret-
\n
tificato per tutti i pagamenti dovuti per il leasing corrisposti
\n
alla data di decorrenza o precedentemente, al netto degli
\n
incentivi di leasing ricevuti, pi\u00f9 gli eventuali costi diretti ini-
\n
ziali sostenuti e una stima dei costi per lo smantellamen-
\n
to e la rimozione dell\u2019attivit\u00e0 sottostante e per il ripristino
\n
dell\u2019attivit\u00e0 sottostante o del sito in cui \u00e8 ubicata.
\n

\n\n
Le attivit\u00e0 consistenti nel diritto di utilizzo sono succes-
\n
sivamente ammortizzate a quote costanti sul periodo pi\u00f9
\n
breve fra la durata del leasing e la vita utile stimata delle
\n
attivit\u00e0 consistenti nel diritto di utilizzo, come segue:
\n
Vita residua media (anni)
\n
Fabbricati 6
\n
Diritti di superficie relativi a impianti da fonti
\n
rinnovabili
\n
31
\n
Veicoli e altri mezzi di trasporto 5
\n
Se il leasing trasferisce la propriet\u00e0 dell\u2019attivit\u00e0 sottostante
\n
al Gruppo al termine della durata del contratto o se il costo
\n
dell\u2019attivit\u00e0 consistente nel diritto di utilizzo riflette il fat-
\n
to che il Gruppo eserciter\u00e0 una opzione di acquisto, l\u2019am-
\n
mortamento \u00e8 calcolato sulla base della vita utile stimata
\n
dell\u2019attivit\u00e0 sottostante.
\n
Inoltre, le attivit\u00e0 consistenti nel diritto di utilizzo sono sot-
\n
toposte a verifica per riduzione di valore e rettificate per
\n
riflettere un\u2019eventuale rimisurazione delle passivit\u00e0 del le-
\n
asing.
\n
La passivit\u00e0 del leasing \u00e8 inizialmente valutata al valore at-
\n
tuale dei pagamenti dovuti per il leasing da corrispondere
\n
lungo la durata del leasing. Nel calcolare il valore attuale dei
\n
pagamenti dovuti per il leasing, il Gruppo utilizza il tasso di
\n
finanziamento marginale del locatario alla data di decor-
\n
renza del leasing quando il tasso di interesse implicito del
\n
leasing non \u00e8 facilmente determinabile.
\n
I pagamenti variabili dovuti per il leasing che non dipen-
\n
dono da un indice o da un tasso sono rilevati come costi
\n
nel periodo in cui si verifica l\u2019evento o la circostanza che fa
\n
scattare i pagamenti.
\n
Dopo la data di decorrenza, la passivit\u00e0 del leasing \u00e8 va-
\n
lutata al costo ammortizzato usando il metodo del tasso
\n
di interesse effettivo e rideterminata al verificarsi di taluni
\n
eventi.
\n
Il Gruppo applica l\u2019eccezione alla rilevazione prevista per
\n
i leasing a breve termine ai propri contratti con durata
\n
uguale o inferiore a 12 mesi dalla data di decorrenza. Appli-
\n
ca, inoltre, l\u2019eccezione alla rilevazione prevista per i leasing
\n
nei quali l\u2019attivit\u00e0 sottostante \u00e8 di \u201cmodesto valore\u201d e il cui
\n
importo \u00e8 stimato come non significativo. Per esempio, il
\n
Gruppo detiene in leasing alcune attrezzature per ufficio
\n
(ossia, PC, stampanti e fotocopiatrici) che sono conside-
\n
rate di modesto valore. I pagamenti dovuti per i leasing a
\n
breve termine e per i leasing in cui l\u2019attivit\u00e0 sottostante \u00e8 di
\n
modesto valore sono rilevati come costo a quote costanti
\n
per la durata del leasing.
\n
Il Gruppo espone le attivit\u00e0 consistenti nel diritto di utilizzo
\n
che non soddisfano la definizione di investimento immobi-
\n
liare nella voce \u201cImmobili, impianti e macchinari\u201d e le passi-
\n
vit\u00e0 del leasing nei \u201cFinanziamenti\u201d.
\n
Conformemente con le disposizioni del principio, il Gruppo
\n
espone separatamente gli interessi passivi sulle passivit\u00e0
\n
del leasing nella voce \u201cAltri oneri finanziari\u201d e le quote di
\n
ammortamento delle attivit\u00e0 consistenti nel diritto di utiliz-
\n
zo nella voce \u201cAmmortamenti e altri impairment\u201d.
\n
Gruppo in qualit\u00e0 di locatore
\n
Quando agisce in qualit\u00e0 di locatore, il Gruppo determina
\n
alla data di inizio di ciascun leasing se \u00e8 un leasing finanzia-
\n
rio oppure operativo.
\n
I leasing in cui il Gruppo trasferisce sostanzialmente tutti
\n
i rischi e i benef\u00edci connessi alla propriet\u00e0 dell\u2019attivit\u00e0 sot-
\n
tostante sono classificati come leasing finanziari; in caso
\n
contrario, sono classificati come leasing operativi. Per ef-
\n
fettuare tale valutazione, il Gruppo considera gli indicatori
\n
forniti dall\u2019IFRS 16.Se il contratto contiene componenti le-
\n
asing e non leasing, il Gruppo ripartisce il corrispettivo del
\n
contratto applicando l\u2019IFRS 15.
\n
Il Gruppo contabilizza i ricavi da locazione derivanti da lea-
\n
sing operativi in modo sistematico lungo la durata del con-
\n
tratto e li rileva come \u201cAltri ricavi\u201d.
\n

\n

\n", "dimensions": { "concept": "ifrs-full:DescriptionOfAccountingPolicyForLeasesExplanatory", "language": "it", "entity": "scheme:WOCMU6HCI0OJWNPRZS33", "period": "2022-01-01T00:00:00/2023-01-01T00:00:00" } }, "Tag900": { "value": "\n
Investimenti immobiliari
\n
Gli investimenti immobiliari rappresentano propriet\u00e0 im-
\n
mobiliari del Gruppo possedute al fine di conseguire cano-
\n
ni di locazione e/o per l\u2019apprezzamento del capitale inve-
\n
stito, piuttosto che per l\u2019impiego nel ciclo produttivo o nella
\n
fornitura di beni/servizi.
\n
Sono rilevati al costo, al netto del fondo di ammortamento
\n
e di qualsiasi perdita per riduzione di valore accumulata.
\n
Gli investimenti immobiliari, a eccezione dei terreni, sono
\n
ammortizzati a quote costanti in base alla vita utile stimata
\n
dei beni.
\n
Le perdite di valore sono determinate secondo i criteri
\n
successivamente illustrati.
\n
L\u2019analisi dettagliata del fair value degli investimenti immo-
\n
biliari \u00e8 illustrata nella nota 52 \u201cAttivit\u00e0 e passivit\u00e0 misurate
\n
al fair value\u201d.
\n
Gli investimenti immobiliari sono eliminati contabilmente
\n
quando sono stati dismessi (alla data in cui il ricevente ne
\n
ottiene il controllo) o quando sono definitivamente ritira-
\n
ti dall\u2019uso e nessun beneficio economico futuro \u00e8 atteso
\n
dalla loro dismissione. L\u2019eventuale utile o perdita, rilevato a
\n
Conto economico, \u00e8 calcolato come differenza tra il cor-
\n
rispettivo netto derivante dalla dismissione, determinato
\n
secondo le previsioni dell\u2019IFRS 15 in merito al prezzo dell\u2019o-
\n
perazione, e il valore netto contabile dei beni eliminati.
\n
Le riclassifiche alla (o dalla) voce \u201cInvestimenti immobiliari\u201d
\n
sono ammesse solo in caso di un cambio d\u2019uso supportato
\n
da evidenze.
\n

\n", "dimensions": { "concept": "ifrs-full:DescriptionOfAccountingPolicyForInvestmentPropertyExplanatory", "language": "it", "entity": "scheme:WOCMU6HCI0OJWNPRZS33", "period": "2022-01-01T00:00:00/2023-01-01T00:00:00" } }, "Tag922": { "value": "\n

\n\n
Attivit\u00e0 immateriali
\n
Le attivit\u00e0 immateriali riguardano le attivit\u00e0 prive di consi-
\n
stenza fisica, identificabili, controllate dal Gruppo e in grado
\n
di produrre benef\u00edci economici futuri. Sono rilevate al costo
\n
di acquisto o di produzione interna, quando \u00e8 probabile che
\n
dal loro utilizzo vengano generati benef\u00edci economici futuri
\n
e il relativo costo pu\u00f2 essere attendibilmente determinato.
\n

\n\n

\n\n

\n\n

\n
Il costo \u00e8 comprensivo degli oneri accessori di diretta im-
\n
putazione necessari a rendere le attivit\u00e0 disponibili per
\n
l\u2019uso.
\n\n
I costi di sviluppo sono rilevati come attivit\u00e0 immateriale
\n
solo quando il Gruppo pu\u00f2 dimostrare la fattibilit\u00e0 tecnica
\n
di completamento dell\u2019attivit\u00e0 stessa, nonch\u00e9 di avere la
\n
capacit\u00e0, l\u2019intenzione e la disponibilit\u00e0 di risorse al fine di
\n
completare l\u2019attivit\u00e0 per utilizzarla o venderla.
\n
I costi di ricerca sono rilevati a Conto economico.
\n

\n\n
Le attivit\u00e0 immateriali, aventi vita utile definita, sono rile-
\n
vate al netto del fondo di ammortamento e delle eventuali
\n
perdite di valore accumulate.
\n
L\u2019ammortamento \u00e8 calcolato a quote costanti in base alla
\n
vita utile stimata dell\u2019attivit\u00e0, che \u00e8 riesaminata con perio-
\n
dicit\u00e0 almeno annuale; eventuali cambiamenti dei criteri
\n
di ammortamento sono applicati prospetticamente. Per
\n
maggiori dettagli circa la stima della vita utile si rimanda
\n
alla nota 2.1 \u201cUso di stime e giudizi del management\u201d.
\n
L\u2019ammortamento ha inizio quando l\u2019attivit\u00e0 immateriale \u00e8
\n
disponibile per l\u2019uso. Di conseguenza, le attivit\u00e0 immate-
\n
riali non ancora disponibili per l\u2019uso non sono ammortiz-
\n
zate ma sono sottoposte a verifica annuale di recuperabi-
\n
lit\u00e0 (impairment test).
\n
Le attivit\u00e0 immateriali del Gruppo hanno una vita utile de-
\n
finita a eccezione di alcune concessioni e dell\u2019avviamento.
\n
Le attivit\u00e0 immateriali aventi vita utile indefinita non sono
\n
assoggettate ad ammortamento sistematico ma sot-
\n
toposte a verifica almeno annuale di recuperabilit\u00e0 (im-
\n
pairment test). La vita utile indefinita deve essere rivista
\n
annualmente per determinare se essa possa continuare a
\n
essere supportata. In caso contrario, il cambiamento nella
\n
determinazione della vita utile da indefinita a definita \u00e8
\n
rilevato come un cambiamento di stima contabile.
\n
Le attivit\u00e0 immateriali sono eliminate contabilmente al
\n
momento della loro dismissione (alla data in cui il rice-
\n
vente ne ottiene il controllo) o quando nessun beneficio
\n
economico futuro \u00e8 atteso dal loro utilizzo o dismissione.
\n
L\u2019eventuale utile o perdita, rilevato a Conto economico,
\n
\u00e8 determinato come differenza tra il corrispettivo netto
\n
derivante dalla dismissione, determinato secondo le pre-
\n
visioni dell\u2019IFRS 15 in merito al prezzo dell\u2019operazione, e il
\n
valore netto contabile dell\u2019attivit\u00e0 eliminata.
\n
La vita utile stimata delle principali attivit\u00e0 immateriali, di-
\n
stinte fra generate internamente e acquistate, \u00e8 di seguito
\n
dettagliata:
\n
Costi di sviluppo:
\n
- generati internamente 5 anni
\n
- acquisiti 3-26 anni
\n
Diritti di brevetto industriale e diritti di utilizzo opere
\n
dell\u2019ingegno:
\n
- generati internamente 3-10 anni
\n
- acquisiti 3-10 anni
\n
Concessioni, licenze, marchi e diritti simili:
\n
- generati internamente 20 anni
\n
- acquisiti 10-18 anni
\n
Altre attivit\u00e0 immateriali:
\n
- generate internamente 2-28 anni
\n
- acquisite 3-15 anni
\n
Il Gruppo presenta tra le attivit\u00e0 immateriali anche i costi
\n
per l\u2019ottenimento dei contratti con i clienti capitalizzati se-
\n
condo quanto previsto dall\u2019IFRS 15.
\n
Il Gruppo capitalizza tali costi solo se:
\n
\u2022 i costi sono incrementali, nel senso che sono diretta-
\n
mente imputabili a un contratto identificato e non sareb-
\n
bero stati sostenuti dal Gruppo se il contratto non fosse
\n
stato ottenuto;
\n
\u2022 il Gruppo prevede di recuperarli tramite rimborso (recu-
\n
perabilit\u00e0 diretta) o margini (recuperabilit\u00e0 indiretta).
\n
In particolare, il Gruppo capitalizza di norma le commissio-
\n
ni di vendita riconosciute agli agenti se i criteri di capitaliz-
\n
zazione sono soddisfatti.
\n
I costi capitalizzati per l\u2019ottenimento dei contratti con i clien-
\n
ti sono ammortizzati sistematicamente, coerentemente con
\n
il modello di trasferimento dei beni o servizi cui si riferisco-
\n
no, e sono soggetti a impairment test per rilevare eventuali
\n
perdite di valore nella misura in cui il valore contabile di tali
\n
attivit\u00e0 ecceda il relativo valore recuperabile.
\n
Il Gruppo ammortizza i costi per l\u2019ottenimento dei contratti
\n
con i clienti capitalizzati a quote costanti lungo il periodo
\n
di beneficio atteso dal contratto (ovvero, la durata media
\n
del rapporto con il cliente); eventuali variazioni nei criteri di
\n
ammortamento sono rilevate prospetticamente.
\n

\n

\n\n

\n

\n\n

\n\n

\n\n
Avviamento
\n
L\u2019avviamento rappresenta i futuri benef\u00edci economici ri-
\n
sultanti da altre attivit\u00e0 acquisite in una aggregazione
\n
aziendale non individuate singolarmente e rilevate sepa-
\n
ratamente. Per ulteriori dettagli, si rinvia al paragrafo dei
\n
princ\u00edpi contabili \u201cAggregazioni aziendali\u201d.
\n
L\u2019avviamento emergente dall\u2019acquisizione di societ\u00e0 con-
\n
trollate \u00e8 rilevato separatamente e, dopo l\u2019iniziale iscrizio-
\n
ne, non \u00e8 assoggettato ad ammortamento ma verificato,
\n
almeno annualmente, per impairment, come parte della
\n
verifica di una CGU cui appartiene.
\n
Ai fini dell\u2019impairment test, l\u2019avviamento \u00e8 allocato, dalla
\n
data di acquisizione, a ciascuna CGU che si prevede bene-
\n
ficer\u00e0 delle sinergie dell\u2019aggregazione.
\n
L\u2019avviamento relativo a partecipazioni in societ\u00e0 collegate e
\n
in joint venture \u00e8 incluso nel valore contabile di tali attivit\u00e0.
\n

\n\n

\n\n

\n", "dimensions": { "concept": "ifrs-full:DescriptionOfAccountingPolicyForIntangibleAssetsAndGoodwillExplanatory", "language": "it", "entity": "scheme:WOCMU6HCI0OJWNPRZS33", "period": "2022-01-01T00:00:00/2023-01-01T00:00:00" } }, "Tag929": { "value": "\n
Attivit\u00e0 immateriali
\n
Le attivit\u00e0 immateriali riguardano le attivit\u00e0 prive di consi-
\n
stenza fisica, identificabili, controllate dal Gruppo e in grado
\n
di produrre benef\u00edci economici futuri. Sono rilevate al costo
\n
di acquisto o di produzione interna, quando \u00e8 probabile che
\n
dal loro utilizzo vengano generati benef\u00edci economici futuri
\n
e il relativo costo pu\u00f2 essere attendibilmente determinato.
\n

\n\n

\n
Il costo \u00e8 comprensivo degli oneri accessori di diretta im-
\n
putazione necessari a rendere le attivit\u00e0 disponibili per
\n
l\u2019uso.
\n\n
I costi di sviluppo sono rilevati come attivit\u00e0 immateriale
\n
solo quando il Gruppo pu\u00f2 dimostrare la fattibilit\u00e0 tecnica
\n
di completamento dell\u2019attivit\u00e0 stessa, nonch\u00e9 di avere la
\n
capacit\u00e0, l\u2019intenzione e la disponibilit\u00e0 di risorse al fine di
\n
completare l\u2019attivit\u00e0 per utilizzarla o venderla.
\n
I costi di ricerca sono rilevati a Conto economico.
\n

\n\n
Le attivit\u00e0 immateriali, aventi vita utile definita, sono rile-
\n
vate al netto del fondo di ammortamento e delle eventuali
\n
perdite di valore accumulate.
\n
L\u2019ammortamento \u00e8 calcolato a quote costanti in base alla
\n
vita utile stimata dell\u2019attivit\u00e0, che \u00e8 riesaminata con perio-
\n
dicit\u00e0 almeno annuale; eventuali cambiamenti dei criteri
\n
di ammortamento sono applicati prospetticamente. Per
\n
maggiori dettagli circa la stima della vita utile si rimanda
\n
alla nota 2.1 \u201cUso di stime e giudizi del management\u201d.
\n
L\u2019ammortamento ha inizio quando l\u2019attivit\u00e0 immateriale \u00e8
\n
disponibile per l\u2019uso. Di conseguenza, le attivit\u00e0 immate-
\n
riali non ancora disponibili per l\u2019uso non sono ammortiz-
\n
zate ma sono sottoposte a verifica annuale di recuperabi-
\n
lit\u00e0 (impairment test).
\n
Le attivit\u00e0 immateriali del Gruppo hanno una vita utile de-
\n
finita a eccezione di alcune concessioni e dell\u2019avviamento.
\n
Le attivit\u00e0 immateriali aventi vita utile indefinita non sono
\n
assoggettate ad ammortamento sistematico ma sot-
\n
toposte a verifica almeno annuale di recuperabilit\u00e0 (im-
\n
pairment test). La vita utile indefinita deve essere rivista
\n
annualmente per determinare se essa possa continuare a
\n
essere supportata. In caso contrario, il cambiamento nella
\n
determinazione della vita utile da indefinita a definita \u00e8
\n
rilevato come un cambiamento di stima contabile.
\n
Le attivit\u00e0 immateriali sono eliminate contabilmente al
\n
momento della loro dismissione (alla data in cui il rice-
\n
vente ne ottiene il controllo) o quando nessun beneficio
\n
economico futuro \u00e8 atteso dal loro utilizzo o dismissione.
\n
L\u2019eventuale utile o perdita, rilevato a Conto economico,
\n
\u00e8 determinato come differenza tra il corrispettivo netto
\n
derivante dalla dismissione, determinato secondo le pre-
\n
visioni dell\u2019IFRS 15 in merito al prezzo dell\u2019operazione, e il
\n
valore netto contabile dell\u2019attivit\u00e0 eliminata.
\n
La vita utile stimata delle principali attivit\u00e0 immateriali, di-
\n
stinte fra generate internamente e acquistate, \u00e8 di seguito
\n
dettagliata:
\n
Costi di sviluppo:
\n
- generati internamente 5 anni
\n
- acquisiti 3-26 anni
\n
Diritti di brevetto industriale e diritti di utilizzo opere
\n
dell\u2019ingegno:
\n
- generati internamente 3-10 anni
\n
- acquisiti 3-10 anni
\n
Concessioni, licenze, marchi e diritti simili:
\n
- generati internamente 20 anni
\n
- acquisiti 10-18 anni
\n
Altre attivit\u00e0 immateriali:
\n
- generate internamente 2-28 anni
\n
- acquisite 3-15 anni
\n
Il Gruppo presenta tra le attivit\u00e0 immateriali anche i costi
\n
per l\u2019ottenimento dei contratti con i clienti capitalizzati se-
\n
condo quanto previsto dall\u2019IFRS 15.
\n
Il Gruppo capitalizza tali costi solo se:
\n
\u2022 i costi sono incrementali, nel senso che sono diretta-
\n
mente imputabili a un contratto identificato e non sareb-
\n
bero stati sostenuti dal Gruppo se il contratto non fosse
\n
stato ottenuto;
\n
\u2022 il Gruppo prevede di recuperarli tramite rimborso (recu-
\n
perabilit\u00e0 diretta) o margini (recuperabilit\u00e0 indiretta).
\n
In particolare, il Gruppo capitalizza di norma le commissio-
\n
ni di vendita riconosciute agli agenti se i criteri di capitaliz-
\n
zazione sono soddisfatti.
\n
I costi capitalizzati per l\u2019ottenimento dei contratti con i clien-
\n
ti sono ammortizzati sistematicamente, coerentemente con
\n
il modello di trasferimento dei beni o servizi cui si riferisco-
\n
no, e sono soggetti a impairment test per rilevare eventuali
\n
perdite di valore nella misura in cui il valore contabile di tali
\n
attivit\u00e0 ecceda il relativo valore recuperabile.
\n
Il Gruppo ammortizza i costi per l\u2019ottenimento dei contratti
\n
con i clienti capitalizzati a quote costanti lungo il periodo
\n
di beneficio atteso dal contratto (ovvero, la durata media
\n
del rapporto con il cliente); eventuali variazioni nei criteri di
\n
ammortamento sono rilevate prospetticamente.
\n

\n

\n", "dimensions": { "concept": "ifrs-full:DescriptionOfAccountingPolicyForIntangibleAssetsOtherThanGoodwillExplanatory", "language": "it", "entity": "scheme:WOCMU6HCI0OJWNPRZS33", "period": "2022-01-01T00:00:00/2023-01-01T00:00:00" } }, "Tag924": { "value": "\n
I costi di sviluppo sono rilevati come attivit\u00e0 immateriale
\n
solo quando il Gruppo pu\u00f2 dimostrare la fattibilit\u00e0 tecnica
\n
di completamento dell\u2019attivit\u00e0 stessa, nonch\u00e9 di avere la
\n
capacit\u00e0, l\u2019intenzione e la disponibilit\u00e0 di risorse al fine di
\n
completare l\u2019attivit\u00e0 per utilizzarla o venderla.
\n
I costi di ricerca sono rilevati a Conto economico.
\n

\n", "dimensions": { "concept": "ifrs-full:DescriptionOfAccountingPolicyForResearchAndDevelopmentExpenseExplanatory", "language": "it", "entity": "scheme:WOCMU6HCI0OJWNPRZS33", "period": "2022-01-01T00:00:00/2023-01-01T00:00:00" } }, "Tag921": { "value": "\n

\n\n
Avviamento
\n
L\u2019avviamento rappresenta i futuri benef\u00edci economici ri-
\n
sultanti da altre attivit\u00e0 acquisite in una aggregazione
\n
aziendale non individuate singolarmente e rilevate sepa-
\n
ratamente. Per ulteriori dettagli, si rinvia al paragrafo dei
\n
princ\u00edpi contabili \u201cAggregazioni aziendali\u201d.
\n
L\u2019avviamento emergente dall\u2019acquisizione di societ\u00e0 con-
\n
trollate \u00e8 rilevato separatamente e, dopo l\u2019iniziale iscrizio-
\n
ne, non \u00e8 assoggettato ad ammortamento ma verificato,
\n
almeno annualmente, per impairment, come parte della
\n
verifica di una CGU cui appartiene.
\n
Ai fini dell\u2019impairment test, l\u2019avviamento \u00e8 allocato, dalla
\n
data di acquisizione, a ciascuna CGU che si prevede bene-
\n
ficer\u00e0 delle sinergie dell\u2019aggregazione.
\n
L\u2019avviamento relativo a partecipazioni in societ\u00e0 collegate e
\n
in joint venture \u00e8 incluso nel valore contabile di tali attivit\u00e0.
\n

\n\n

\n", "dimensions": { "concept": "ifrs-full:DescriptionOfAccountingPolicyForGoodwillExplanatory", "language": "it", "entity": "scheme:WOCMU6HCI0OJWNPRZS33", "period": "2022-01-01T00:00:00/2023-01-01T00:00:00" } }, "Tag905": { "value": "\n

\n\n
Impairment delle attivit\u00e0 non finanziarie
\n
A ciascuna data di riferimento del bilancio, gli immobili,
\n
impianti e macchinari, gli investimenti immobiliari, le atti-
\n
vit\u00e0 immateriali, le attivit\u00e0 consistenti nel diritto di utilizzo
\n
di un\u2019attivit\u00e0 sottostante, l\u2019avviamento e le partecipazioni
\n
in societ\u00e0 collegate/joint venture sono verificate al fine di
\n
constatare l\u2019esistenza di indicatori di un\u2019eventuale riduzio-
\n
ne del loro valore.
\n
Le CGU alle quali \u00e8 stato allocato un avviamento, le attivit\u00e0
\n
immateriali con vita utile indefinita e le attivit\u00e0 immateriali
\n
non ancora disponibili per l\u2019uso sono sottoposte a verifica
\n
per riduzione di valore annualmente o pi\u00f9 frequentemente
\n
in presenza di indicatori che facciano ritenere che le sud-
\n
dette attivit\u00e0 possano aver sub\u00edto una riduzione di valore.
\n
Se esiste indicazione di una riduzione di valore, il valore re-
\n
cuperabile di ciascuna attivit\u00e0 interessata \u00e8 stimato sulla
\n
base dell\u2019utilizzo dell\u2019attivit\u00e0 e della sua dismissione futura,
\n
conformemente al pi\u00f9 recente Piano Industriale del Grup-
\n
po. Per la stima del valore recuperabile si rimanda alla nota
\n
2.1 \u201cUso di stime e giudizi del management\u201d.
\n
Il valore recuperabile \u00e8 calcolato con riferimento a una sin-
\n
gola attivit\u00e0, a meno che l\u2019attivit\u00e0 non sia in grado di ge-
\n
nerare flussi finanziari in entrata che siano ampiamente
\n
indipendenti da quelli derivanti da altre attivit\u00e0 o gruppi di
\n
attivit\u00e0; in tal caso, il valore recuperabile \u00e8 riferito alla CGU
\n
alla quale l\u2019attivit\u00e0 appartiene.
\n
Qualora il valore contabile dell\u2019attivit\u00e0, o della relativa CGU
\n
alla quale essa appartiene, sia superiore al suo valore recu-
\n
perabile, una perdita di valore \u00e8 rilevata a Conto economico
\n
e presentata nella voce \u201cAmmortamenti e altri impairment\u201d.
\n
Le perdite di valore di una CGU sono imputate in primo
\n
luogo a riduzione del valore contabile dell\u2019eventuale av-
\n
viamento allocato alla stessa, e poi a riduzione dei valori
\n
contabili delle altre attivit\u00e0 della CGU, in proporzione al loro
\n
valore contabile.
\n
Se vengono meno i presupposti per una svalutazione pre-
\n
cedentemente effettuata, il valore contabile dell\u2019attivit\u00e0
\n
\u00e8 ripristinato con imputazione a Conto economico, nella
\n
voce \u201cAmmortamenti e altri impairment\u201d, nei limiti del va-
\n
lore contabile che l\u2019attivit\u00e0 in oggetto avrebbe avuto, al
\n
netto dell\u2019ammortamento, se non fosse stata effettuata la
\n
svalutazione. Il valore originario dell\u2019avviamento non viene
\n
ripristinato anche qualora, negli esercizi successivi, venga-
\n
no meno le ragioni che hanno determinato la riduzione di
\n
valore.
\n
Nel caso in cui talune specifiche e ben individuate attivit\u00e0
\n
possedute dal Gruppo siano impattate da sfavorevoli con-
\n
dizioni economiche oppure operative, che ne pregiudica-
\n
no la capacit\u00e0 di contribuire alla realizzazione di flussi di
\n
cassa, esse possono essere isolate dal resto delle attivit\u00e0
\n
della CGU, soggette ad autonoma analisi di recuperabilit\u00e0
\n
ed eventualmente svalutate.
\n

\n

\n\n

\n

\n\n

\n\n
Impairment delle attivit\u00e0 finanziarie
\n
A ciascuna data di riferimento del bilancio, il Gruppo rile-
\n
va un fondo per le perdite attese sui crediti commerciali
\n
e altre attivit\u00e0 finanziarie valutate al costo ammortizzato,
\n
gli strumenti di debito valutati al fair value rilevato a Con-
\n
to economico complessivo (FVOCI), le attivit\u00e0 derivanti
\n
da contratti con i clienti e tutte le altre attivit\u00e0 rientranti
\n
nell\u2019ambito di applicazione dell\u2019impairment IFRS 9.
\n
In base all\u2019IFRS 9, dal 1\u00b0 gennaio 2018, il Gruppo applica un
\n
modello di impairment basato sulla determinazione delle
\n
perdite attese (ECL) utilizzando un approccio forward lo-
\n
oking. In sostanza, il modello prevede:
\n
\u2022 l\u2019applicazione di un unico framework di riferimento a tut-
\n
te le attivit\u00e0 finanziarie;
\n
\u2022 la rilevazione delle perdite attese su base continuativa
\n
e l\u2019aggiornamento dell\u2019importo di tali perdite alla fine di
\n
ogni esercizio, in modo da riflettere le variazioni di ri-
\n
schio di credito dello strumento finanziario;
\n
\u2022 la valutazione delle perdite attese sulla base di tutte le
\n
informazioni ragionevolmente ottenibili senza costi ec-
\n
cessivi, in relazione agli eventi passati, alle condizioni
\n
correnti e alle previsioni sulle condizioni future.
\n
Per i crediti commerciali, le attivit\u00e0 derivanti da contrat-
\n
ti con i clienti e i crediti per leasing, compresi quelli con
\n
una componente finanziaria significativa, il Gruppo applica
\n
l\u2019approccio semplificato, calcolando le perdite attese su un
\n
periodo corrispondente all\u2019intera vita dell\u2019attivit\u00e0, general-
\n
mente pari a 12 mesi.
\n
Per tutte le attivit\u00e0 finanziarie diverse da crediti commer-
\n
ciali, attivit\u00e0 derivanti da contratti con i clienti e crediti per
\n
leasing, il Gruppo applica l\u2019approccio generale in base all\u2019I-
\n
FRS 9, basato sulla valutazione di un incremento significa-
\n
tivo del rischio di credito rispetto alla rilevazione iniziale.
\n
Secondo tale approccio, il fondo perdite attese su attivit\u00e0
\n
finanziarie \u00e8 rilevato per un ammontare pari alle perdite at-
\n
tese lungo tutta la vita del credito, se il rischio di credito
\n
su tali attivit\u00e0 finanziarie \u00e8 aumentato significativamente,
\n
rispetto al momento della rilevazione iniziale, consideran-
\n
do tutte le informazioni ragionevolmente dimostrabili, ivi
\n
inclusi i dati prospettici.
\n
Se, alla data di riferimento del bilancio, il rischio di credito
\n
sulle attivit\u00e0 finanziarie non \u00e8 aumentato in modo signifi-
\n
cativo rispetto alla rilevazione iniziale, il Gruppo misura il
\n
fondo per perdite attese per un importo pari alle perdite
\n
attese a 12 mesi.
\n
Per le attivit\u00e0 finanziarie per cui, alla data di riferimento
\n
del precedente esercizio, il Gruppo aveva rilevato un fon-
\n
do perdite attese pari alle perdite attese lungo tutta la vita
\n
dello strumento, il Gruppo rileva un fondo di importo pari
\n
alle perdite attese a 12 mesi qualora la condizione di incre-
\n
mento significativo del rischio di credito venga meno.
\n
Il Gruppo rileva a Conto economico, come perdita o ripri-
\n
stino di valore, l\u2019importo delle perdite (o rivalutazioni) attese
\n
necessarie per rettificare il fondo perdite attese alla data di
\n
riferimento del bilancio ai sensi dell\u2019IFRS 9.
\n
Il Gruppo applica l\u2019esenzione del low credit risk, evitando la
\n
rilevazione di un fondo perdite attese per un ammontare
\n
pari alle perdite attese lungo tutta la vita dello strumento a
\n
seguito di un incremento significativo del rischio di credito,
\n
a strumenti di debito valutati al fair value rilevato a Conto
\n
economico complessivo, la cui controparte vanta una soli-
\n
da capacit\u00e0 finanziaria di adempiere ai propri obblighi con-
\n
trattuali (ossia, titoli \u201cinvestment grade\u201d).
\n
Per maggiori dettagli circa l\u2019\u201cimpairment delle attivit\u00e0 fi-
\n
nanziarie\u201d, si rimanda alla nota 48 \u201cStrumenti finanziari per
\n
categoria\u201d.
\n

\n

\n\n

\n

\n", "dimensions": { "concept": "ifrs-full:DescriptionOfAccountingPolicyForImpairmentOfAssetsExplanatory", "language": "it", "entity": "scheme:WOCMU6HCI0OJWNPRZS33", "period": "2022-01-01T00:00:00/2023-01-01T00:00:00" } }, "Tag903": { "value": "\n
Impairment delle attivit\u00e0 non finanziarie
\n
A ciascuna data di riferimento del bilancio, gli immobili,
\n
impianti e macchinari, gli investimenti immobiliari, le atti-
\n
vit\u00e0 immateriali, le attivit\u00e0 consistenti nel diritto di utilizzo
\n
di un\u2019attivit\u00e0 sottostante, l\u2019avviamento e le partecipazioni
\n
in societ\u00e0 collegate/joint venture sono verificate al fine di
\n
constatare l\u2019esistenza di indicatori di un\u2019eventuale riduzio-
\n
ne del loro valore.
\n
Le CGU alle quali \u00e8 stato allocato un avviamento, le attivit\u00e0
\n
immateriali con vita utile indefinita e le attivit\u00e0 immateriali
\n
non ancora disponibili per l\u2019uso sono sottoposte a verifica
\n
per riduzione di valore annualmente o pi\u00f9 frequentemente
\n
in presenza di indicatori che facciano ritenere che le sud-
\n
dette attivit\u00e0 possano aver sub\u00edto una riduzione di valore.
\n
Se esiste indicazione di una riduzione di valore, il valore re-
\n
cuperabile di ciascuna attivit\u00e0 interessata \u00e8 stimato sulla
\n
base dell\u2019utilizzo dell\u2019attivit\u00e0 e della sua dismissione futura,
\n
conformemente al pi\u00f9 recente Piano Industriale del Grup-
\n
po. Per la stima del valore recuperabile si rimanda alla nota
\n
2.1 \u201cUso di stime e giudizi del management\u201d.
\n
Il valore recuperabile \u00e8 calcolato con riferimento a una sin-
\n
gola attivit\u00e0, a meno che l\u2019attivit\u00e0 non sia in grado di ge-
\n
nerare flussi finanziari in entrata che siano ampiamente
\n
indipendenti da quelli derivanti da altre attivit\u00e0 o gruppi di
\n
attivit\u00e0; in tal caso, il valore recuperabile \u00e8 riferito alla CGU
\n
alla quale l\u2019attivit\u00e0 appartiene.
\n
Qualora il valore contabile dell\u2019attivit\u00e0, o della relativa CGU
\n
alla quale essa appartiene, sia superiore al suo valore recu-
\n
perabile, una perdita di valore \u00e8 rilevata a Conto economico
\n
e presentata nella voce \u201cAmmortamenti e altri impairment\u201d.
\n
Le perdite di valore di una CGU sono imputate in primo
\n
luogo a riduzione del valore contabile dell\u2019eventuale av-
\n
viamento allocato alla stessa, e poi a riduzione dei valori
\n
contabili delle altre attivit\u00e0 della CGU, in proporzione al loro
\n
valore contabile.
\n
Se vengono meno i presupposti per una svalutazione pre-
\n
cedentemente effettuata, il valore contabile dell\u2019attivit\u00e0
\n
\u00e8 ripristinato con imputazione a Conto economico, nella
\n
voce \u201cAmmortamenti e altri impairment\u201d, nei limiti del va-
\n
lore contabile che l\u2019attivit\u00e0 in oggetto avrebbe avuto, al
\n
netto dell\u2019ammortamento, se non fosse stata effettuata la
\n
svalutazione. Il valore originario dell\u2019avviamento non viene
\n
ripristinato anche qualora, negli esercizi successivi, venga-
\n
no meno le ragioni che hanno determinato la riduzione di
\n
valore.
\n
Nel caso in cui talune specifiche e ben individuate attivit\u00e0
\n
possedute dal Gruppo siano impattate da sfavorevoli con-
\n
dizioni economiche oppure operative, che ne pregiudica-
\n
no la capacit\u00e0 di contribuire alla realizzazione di flussi di
\n
cassa, esse possono essere isolate dal resto delle attivit\u00e0
\n
della CGU, soggette ad autonoma analisi di recuperabilit\u00e0
\n
ed eventualmente svalutate.
\n

\n

\n", "dimensions": { "concept": "ifrs-full:DescriptionOfAccountingPolicyForImpairmentOfNonfinancialAssetsExplanatory", "language": "it", "entity": "scheme:WOCMU6HCI0OJWNPRZS33", "period": "2022-01-01T00:00:00/2023-01-01T00:00:00" } }, "Tag927": { "value": "\n

\n
Rimanenze
\n
Le rimanenze di magazzino sono valutate al minore tra il
\n
costo e il valore netto di realizzo, a eccezione di quelle de-
\n
stinate ad attivit\u00e0 di trading che sono valutate al fair value
\n
con contropartita Conto economico. Il costo \u00e8 determina-
\n
to sulla base del costo medio ponderato, che include gli
\n
oneri accessori di competenza. Per valore netto di realizzo
\n
si intende il prezzo di vendita stimato nel normale svolgi-
\n
mento delle attivit\u00e0 al netto dei costi stimati per realizzare
\n
la vendita o, laddove applicabile, il costo di sostituzione.
\n
Per la parte di magazzino posseduta per adempiere a ven-
\n
dite gi\u00e0 concluse, il valore netto di realizzo \u00e8 determinato
\n
sulla base di quanto stabilito nel relativo contratto di ces-
\n
sione.
\n\n
Sono rilevati nelle rimanenze i certificati ambientali (per es.,
\n
certificati verdi, certificati di efficienza energetica, quote di
\n
emissioni di CO
\n
2
\n
europee e garanzie di origine) ecceden-
\n
ti la compliance del periodo di riferimento. Relativamente
\n
alle quote di emissioni di CO
\n
2
\n
, le rimanenze sono segre-
\n
gate tra il portafoglio destinato al trading e quello desti-
\n
nato alla compliance degli obblighi di emissione dei gas
\n
clima-alteranti.
\n

\n\n
Nell\u2019ambito delle rimanenze sono inoltre rilevate le giacen-
\n
ze di combustibile nucleare il cui utilizzo \u00e8 determinato
\n
sulla base dell\u2019energia prodotta.
\n
I materiali e gli altri beni di consumo (incluse le commodity
\n
energetiche) posseduti per essere utilizzati nel processo
\n
produttivo non sono oggetto di svalutazione, qualora ci si
\n
attenda che il prodotto finito nel quale verranno incorpo-
\n
rati sar\u00e0 venduto a un prezzo tale da consentire il recupero
\n
del costo sostenuto.
\n

\n", "dimensions": { "concept": "ifrs-full:DescriptionOfAccountingPolicyForMeasuringInventories", "language": "it", "entity": "scheme:WOCMU6HCI0OJWNPRZS33", "period": "2022-01-01T00:00:00/2023-01-01T00:00:00" } }, "Tag915": { "value": "\n
Sono rilevati nelle rimanenze i certificati ambientali (per es.,
\n
certificati verdi, certificati di efficienza energetica, quote di
\n
emissioni di CO
\n
2
\n
europee e garanzie di origine) ecceden-
\n
ti la compliance del periodo di riferimento. Relativamente
\n
alle quote di emissioni di CO
\n
2
\n
, le rimanenze sono segre-
\n
gate tra il portafoglio destinato al trading e quello desti-
\n
nato alla compliance degli obblighi di emissione dei gas
\n
clima-alteranti.
\n

\n\n

\n\n
Certificati ambientali
\n
Alcune societ\u00e0 del Gruppo sono interessate dalle norma-
\n
tive nazionali relative ai certificati verdi, alle garanzie di ori-
\n
gine, ai certificati di efficienza energetica (c.d. \u201ccertificati
\n
bianchi\u201d), nonch\u00e9 dall\u2019\u201cEmission Trading System\u201d istituito a
\n
livello europeo.
\n
I certificati verdi e le garanzie di origine, maturati in rela-
\n
zione alla produzione di energia effettuata con impianti
\n
che utilizzano risorse rinnovabili e i certificati di efficien-
\n
za energetica maturati in relazione ai risparmi energetici
\n
conseguiti, che hanno ottenuto la certificazione dalla com-
\n
petente autorit\u00e0, sono assimilati a contributi non monetari
\n
in conto esercizio e rilevati al fair value, nell\u2019ambito degli
\n

\n\n

\n\n

\n\n
altri proventi operativi, con contropartita le altre attivit\u00e0 di
\n
natura non finanziaria, qualora i certificati non fossero an-
\n
cora accreditati sul conto propriet\u00e0, ovvero le rimanenze,
\n
qualora i certificati fossero gi\u00e0 accreditati.
\n
Nel momento in cui i predetti certificati sono accreditati sul
\n
conto propriet\u00e0, il relativo valore \u00e8 riclassificato dalle altre
\n
attivit\u00e0 alle rimanenze.
\n
I ricavi per la vendita di tali certificati sono rilevati nell\u2019am-
\n
bito dei ricavi, con conseguente decremento delle relative
\n
rimanenze.
\n
Ai fini della rilevazione contabile degli oneri derivanti da tali
\n
obblighi normativi, il Gruppo applica il cosiddetto \u201cnet lia-
\n
bility approach\u201d.
\n
Tale trattamento contabile prevede che i certificati ambien-
\n
tali eventualmente ricevuti gratuitamente e quelli autopro-
\n
dotti nell\u2019ambito dello svolgimento dell\u2019attivit\u00e0 aziendale,
\n
destinati all\u2019adempimento della compliance, siano rilevati
\n
al valore nominale (valore nullo). Inoltre, gli oneri sostenuti
\n
per acquistare sul mercato (o comunque ottenere a titolo
\n
oneroso) gli eventuali certificati mancanti per adempiere
\n
all\u2019obbligo del periodo di riferimento sono rilevati a Conto
\n
economico, per competenza, nell\u2019ambito degli \u201cAltri costi
\n
operativi\u201d, in quanto rappresentano \u201coneri di sistema\u201d con-
\n
seguenti all\u2019adempimento di un obbligo normativo.
\n

\n\n

\n", "dimensions": { "concept": "ifrs-full:DescriptionOfAccountingPolicyForEmissionRightsExplanatory", "language": "it", "entity": "scheme:WOCMU6HCI0OJWNPRZS33", "period": "2022-01-01T00:00:00/2023-01-01T00:00:00" } }, "Tag908": { "value": "\n
Strumenti finanziari
\n
Per strumenti finanziari si intende qualsiasi contratto che
\n
dia origine a un\u2019attivit\u00e0 finanziaria per un\u2019entit\u00e0 e a una pas-
\n
sivit\u00e0 finanziaria o a uno strumento rappresentativo di ca-
\n
pitale per la controparte; sono rilevati e valutati secondo lo
\n
IAS 32 e l\u2019IFRS 9.
\n
Un\u2019attivit\u00e0 o una passivit\u00e0 finanziaria \u00e8 rilevata nel Bilancio
\n
consolidato quando, e solo quando, il Gruppo diviene par-
\n

\n\n

\n

\n

\n

\n
te delle clausole contrattuali dello strumento (ossia, trade
\n
date).
\n
I crediti commerciali derivanti da contratti con la clientela,
\n
nell\u2019ambito di applicazione dell\u2019IFRS 15, sono inizialmente
\n
valutati al prezzo dell\u2019operazione (come definito nell\u2019IFRS
\n
15) se tali crediti non contengono una componente finan-
\n
ziaria significativa o quando il Gruppo applica l\u2019espediente
\n
pratico consentito dall\u2019IFRS 15.
\n
Diversamente, il Gruppo valuta inizialmente le attivit\u00e0 fi-
\n
nanziarie diverse dai crediti commerciali summenzionati
\n
al loro fair value pi\u00f9, nel caso di un\u2019attivit\u00e0 finanziaria non
\n
rilevata al fair value rilevato a Conto economico, i costi di
\n
transazione.
\n
Le attivit\u00e0 finanziarie sono classificate, alla data di rileva-
\n
zione iniziale, come attivit\u00e0 finanziarie al costo ammortiz-
\n
zato, al fair value rilevato tra le altre componenti di Con-
\n
to economico complessivo e al fair value rilevato a Conto
\n
economico, sulla base sia del modello di business adottato
\n
dal Gruppo sia delle caratteristiche contrattuali dei flussi di
\n
cassa dello strumento.
\n
A tal fine, la verifica finalizzata a stabilire se lo strumento
\n
generi flussi di cassa rappresentativi esclusivamente di pa-
\n
gamenti di capitale e interessi (ossia, SPPI) \u00e8 definita \u201cSPPI
\n
test\u201d e viene eseguita a livello di singolo strumento.
\n
Il modello di business del Gruppo per la gestione delle atti-
\n
vit\u00e0 finanziarie riguarda il modo in cui il Gruppo gestisce le
\n
proprie attivit\u00e0 finanziarie al fine di generare flussi di cassa.
\n
Il modello di business determina se i flussi di cassa deri-
\n
veranno dall\u2019incasso degli stessi in base al contratto, dalla
\n
vendita delle attivit\u00e0 finanziarie o da entrambi.
\n
Ai fini della valutazione successiva, le attivit\u00e0 finanziarie
\n
sono classificate in quattro categorie:
\n
\u2022 attivit\u00e0 finanziarie al costo ammortizzato (strumenti di de-
\n
bito);
\n
\u2022 attivit\u00e0 finanziarie al fair value rilevato tra le altre compo-
\n
nenti di Conto economico complessivo con riciclo degli
\n
utili e perdite cumulati (strumenti di debito);
\n
\u2022 attivit\u00e0 finanziarie designate al fair value rilevato tra le altre
\n
componenti di Conto economico complessivo senza ri-
\n
ciclo degli utili e perdite cumulati all\u2019atto dell\u2019eliminazione
\n
contabile (strumenti di capitale); e
\n
\u2022 attivit\u00e0 finanziarie al fair value rilevato a Conto economico.
\n\n

\n\n
Attivit\u00e0 finanziarie al costo ammortizzato
\n
Sono classificati in tale categoria principalmente i crediti
\n
commerciali, gli altri crediti e i crediti finanziari.
\n
Le attivit\u00e0 finanziarie al costo ammortizzato sono detenute
\n
in un modello di business il cui obiettivo \u00e8 quello di incas-
\n
sare i flussi di cassa contrattuali e i cui termini contrattuali
\n
prevedono, a date specifiche, pagamenti di flussi di cassa
\n
rappresentati esclusivamente da capitale e interessi sul
\n
capitale da rimborsare.
\n
Tali attivit\u00e0 sono inizialmente rilevate al fair value, eventual-
\n
mente rettificato dei costi di transazione e, successiva-
\n
mente, valutate al costo ammortizzato utilizzando il tasso
\n
di interesse effettivo, e sono soggette a impairment.
\n
Gli utili e le perdite da cancellazione contabile dell\u2019attivi-
\n
t\u00e0, da modifica o da rettifica per impairment sono rilevati a
\n
Conto economico.
\n

\n

\n\n

\n

\n\n\n
Attivit\u00e0 finanziarie al fair value rilevato a Conto
\n
economico complessivo (FVOCI) - Strumenti di debito
\n
In tale categoria, sono principalmente classificati:
\n
\u2022 i titoli di debito quotati detenuti dalla societ\u00e0 di riassi-
\n
curazione del Gruppo e non classificati come posseduti
\n
per la negoziazione; e
\n
\u2022 i crediti d\u2019imposta derivanti dal decreto legge n. 34/2020
\n
(c.d. \u201cDecreto Rilancio\u201d).
\n
Le attivit\u00e0 finanziarie valutate al fair value rilevato a Conto
\n
economico complessivo sono attivit\u00e0 detenute in un mo-
\n
dello di business il cui obiettivo \u00e8 sia quello di incassare i
\n
flussi di cassa contrattuali sia di vendere le attivit\u00e0 finanziarie
\n
e i cui flussi di cassa contrattuali generano, a data specifi-
\n
che, flussi di cassa rappresentati esclusivamente da paga-
\n
menti di capitale e di interesse sul capitale da rimborsare.
\n
Le variazioni di fair value di tali attivit\u00e0 finanziarie sono ri-
\n
levate a Conto economico complessivo cos\u00ec come le ret-
\n
tifiche per impairment, senza ridurre il relativo valore con-
\n
tabile.
\n
Quando un\u2019attivit\u00e0 finanziaria viene cancellata contabil-
\n
mente (per es., al momento della vendita), gli utili e le per-
\n
dite cumulati, precedentemente rilevati a patrimonio netto
\n
(con l\u2019esclusione dell\u2019impairment e degli utili e delle perdite
\n
su cambi da rilevare a Conto economico) sono riclassificati
\n
a Conto economico.
\n

\n\n\n

\n\n
Attivit\u00e0 finanziarie al fair value rilevato a Conto
\n
economico complessivo (FVOCI) - Strumenti di capitale
\n
In tale categoria sono principalmente classificate le parte-
\n
cipazioni in altre societ\u00e0 irrevocabilmente designate come
\n
tali al momento della rilevazione iniziale.
\n
Gli utili e le perdite di tali attivit\u00e0 finanziarie non saranno
\n
mai riciclati a Conto economico. Il Gruppo pu\u00f2 trasferire
\n
l\u2019utile o la perdita cumulata all\u2019interno del patrimonio netto.
\n
Gli strumenti di capitale designati al fair value rilevato a
\n
Conto economico complessivo non sono assoggettati a
\n
impairment.
\n
I dividendi su tali investimenti sono rilevati a Conto econo-
\n
mico a meno che non rappresentino chiaramente un recu-
\n
pero di una parte del costo dell\u2019investimento.
\n

\n\n

\n\n\n

\n\n
Attivit\u00e0 finanziarie al fair value rilevato a Conto
\n
economico
\n
In tale categoria, sono classificati principalmente tito-
\n
li, partecipazioni in altre societ\u00e0, investimenti finanziari
\n
in fondi detenuti per la negoziazione e attivit\u00e0 finanziarie
\n
designate al fair value rilevato a Conto economico all\u2019atto
\n
della rilevazione iniziale.
\n

\n\n

\n\n

\n\n

\n

\n

\n

\n\n

\n\n
Le attivit\u00e0 finanziarie classificate al fair value rilevato a Con-
\n
to economico sono:
\n
\u2022 attivit\u00e0 finanziarie con flussi di cassa che non sono rap-
\n
presentati esclusivamente da pagamenti di capitale e
\n
interesse, indipendentemente dal modello di business;
\n
\u2022 attivit\u00e0 finanziarie detenute per la negoziazione in quan-
\n
to acquistate o detenute principalmente al fine di essere
\n
vendute o riacquistate entro breve termine;
\n
\u2022 strumenti di debito designati all\u2019atto della rilevazione
\n
iniziale, in base all\u2019opzione prevista dall\u2019IFRS 9 (fair value
\n
option) se tale scelta elimina, o riduce in misura significa-
\n
tiva, un accounting mismatch;
\n
\u2022 strumenti derivati, compresi i derivati impliciti, detenuti
\n
per la negoziazione o non designati come efficaci stru-
\n
menti di copertura.
\n
Tali attivit\u00e0 finanziarie sono inizialmente rilevate al fair va-
\n
lue, e successivamente gli utili e le perdite derivanti da va-
\n
riazioni del loro fair value sono rilevati a Conto economico.
\n
In questa categoria sono incluse anche le partecipazioni in
\n
societ\u00e0 quotate che il Gruppo non ha designato irrevoca-
\n
bilmente come al fair value rilevato a OCI. Anche i dividendi
\n
su tali partecipazioni sono rilevati fra gli altri proventi nel
\n
prospetto di Conto economico quando viene definito il di-
\n
ritto al pagamento.
\n
Le attivit\u00e0 finanziarie che si qualificano come corrispettivi
\n
potenziali sono ugualmente valutate al fair value rilevato a
\n
Conto economico.
\n

\n\n

\n\n\n

\n\n

\n\n
Impairment delle attivit\u00e0 finanziarie
\n
A ciascuna data di riferimento del bilancio, il Gruppo rile-
\n
va un fondo per le perdite attese sui crediti commerciali
\n
e altre attivit\u00e0 finanziarie valutate al costo ammortizzato,
\n
gli strumenti di debito valutati al fair value rilevato a Con-
\n
to economico complessivo (FVOCI), le attivit\u00e0 derivanti
\n
da contratti con i clienti e tutte le altre attivit\u00e0 rientranti
\n
nell\u2019ambito di applicazione dell\u2019impairment IFRS 9.
\n
In base all\u2019IFRS 9, dal 1\u00b0 gennaio 2018, il Gruppo applica un
\n
modello di impairment basato sulla determinazione delle
\n
perdite attese (ECL) utilizzando un approccio forward lo-
\n
oking. In sostanza, il modello prevede:
\n
\u2022 l\u2019applicazione di un unico framework di riferimento a tut-
\n
te le attivit\u00e0 finanziarie;
\n
\u2022 la rilevazione delle perdite attese su base continuativa
\n
e l\u2019aggiornamento dell\u2019importo di tali perdite alla fine di
\n
ogni esercizio, in modo da riflettere le variazioni di ri-
\n
schio di credito dello strumento finanziario;
\n
\u2022 la valutazione delle perdite attese sulla base di tutte le
\n
informazioni ragionevolmente ottenibili senza costi ec-
\n
cessivi, in relazione agli eventi passati, alle condizioni
\n
correnti e alle previsioni sulle condizioni future.
\n
Per i crediti commerciali, le attivit\u00e0 derivanti da contrat-
\n
ti con i clienti e i crediti per leasing, compresi quelli con
\n
una componente finanziaria significativa, il Gruppo applica
\n
l\u2019approccio semplificato, calcolando le perdite attese su un
\n
periodo corrispondente all\u2019intera vita dell\u2019attivit\u00e0, general-
\n
mente pari a 12 mesi.
\n
Per tutte le attivit\u00e0 finanziarie diverse da crediti commer-
\n
ciali, attivit\u00e0 derivanti da contratti con i clienti e crediti per
\n
leasing, il Gruppo applica l\u2019approccio generale in base all\u2019I-
\n
FRS 9, basato sulla valutazione di un incremento significa-
\n
tivo del rischio di credito rispetto alla rilevazione iniziale.
\n
Secondo tale approccio, il fondo perdite attese su attivit\u00e0
\n
finanziarie \u00e8 rilevato per un ammontare pari alle perdite at-
\n
tese lungo tutta la vita del credito, se il rischio di credito
\n
su tali attivit\u00e0 finanziarie \u00e8 aumentato significativamente,
\n
rispetto al momento della rilevazione iniziale, consideran-
\n
do tutte le informazioni ragionevolmente dimostrabili, ivi
\n
inclusi i dati prospettici.
\n
Se, alla data di riferimento del bilancio, il rischio di credito
\n
sulle attivit\u00e0 finanziarie non \u00e8 aumentato in modo signifi-
\n
cativo rispetto alla rilevazione iniziale, il Gruppo misura il
\n
fondo per perdite attese per un importo pari alle perdite
\n
attese a 12 mesi.
\n
Per le attivit\u00e0 finanziarie per cui, alla data di riferimento
\n
del precedente esercizio, il Gruppo aveva rilevato un fon-
\n
do perdite attese pari alle perdite attese lungo tutta la vita
\n
dello strumento, il Gruppo rileva un fondo di importo pari
\n
alle perdite attese a 12 mesi qualora la condizione di incre-
\n
mento significativo del rischio di credito venga meno.
\n
Il Gruppo rileva a Conto economico, come perdita o ripri-
\n
stino di valore, l\u2019importo delle perdite (o rivalutazioni) attese
\n
necessarie per rettificare il fondo perdite attese alla data di
\n
riferimento del bilancio ai sensi dell\u2019IFRS 9.
\n
Il Gruppo applica l\u2019esenzione del low credit risk, evitando la
\n
rilevazione di un fondo perdite attese per un ammontare
\n
pari alle perdite attese lungo tutta la vita dello strumento a
\n
seguito di un incremento significativo del rischio di credito,
\n
a strumenti di debito valutati al fair value rilevato a Conto
\n
economico complessivo, la cui controparte vanta una soli-
\n
da capacit\u00e0 finanziaria di adempiere ai propri obblighi con-
\n
trattuali (ossia, titoli \u201cinvestment grade\u201d).
\n
Per maggiori dettagli circa l\u2019\u201cimpairment delle attivit\u00e0 fi-
\n
nanziarie\u201d, si rimanda alla nota 48 \u201cStrumenti finanziari per
\n
categoria\u201d.
\n

\n

\n\n

\n

\n\n

\n

\n\n\n
Disponibilit\u00e0 liquide e mezzi equivalenti
\n
Tale categoria comprende depositi disponibili a vista o a
\n
brevissimo termine, cos\u00ec come gli investimenti finanziari a
\n
breve termine e ad alta liquidit\u00e0 prontamente convertibili
\n
in un ammontare noto di cassa e soggetti a un irrilevante
\n
rischio di variazione di valore.
\n
Inoltre, ai fini del Rendiconto finanziario consolidato, le di-
\n
sponibilit\u00e0 liquide non includono gli scoperti bancari alla
\n
data di chiusura dell\u2019esercizio.
\n

\n\n\n

\n\n

\n\n
Passivit\u00e0 finanziarie al costo ammortizzato
\n
Tale categoria comprende principalmente finanziamenti, de-
\n
biti commerciali, passivit\u00e0 del leasing e strumenti di debito.
\n

\n\n

\n\n

\n\n

\n\n

\n

\n

\n

\n

\n\n

\n\n

\n\n
Le passivit\u00e0 finanziarie diverse dagli strumenti derivati
\n
sono rilevate quando il Gruppo diviene parte delle clausole
\n
contrattuali dello strumento e sono valutate inizialmente al
\n
fair value rettificato dei costi di transazione direttamente
\n
attribuibili. Successivamente, le passivit\u00e0 finanziarie sono
\n
valutate con il criterio del costo ammortizzato, utilizzando
\n
il metodo del tasso di interesse effettivo. Il tasso di interes-
\n
se effettivo \u00e8 il tasso che attualizza esattamente i paga-
\n
menti o incassi futuri stimati lungo la vita attesa dello stru-
\n
mento finanziario, od, ove opportuno un periodo pi\u00f9 breve,
\n
al valore contabile netto dell\u2019attivit\u00e0 o passivit\u00e0 finanziaria.
\n

\n\n

\n\n

\n\n\n

\n\n
Passivit\u00e0 finanziarie al fair value rilevato a Conto
\n
economico
\n
Le passivit\u00e0 finanziarie al fair value rilevato a Conto eco-
\n
nomico includono le passivit\u00e0 finanziarie detenute per la
\n
negoziazione e le passivit\u00e0 finanziarie designate al mo-
\n
mento della rilevazione iniziale al fair value rilevato a Conto
\n
economico.
\n
Le passivit\u00e0 finanziarie sono classificate come \u201cdetenute
\n
per la negoziazione\u201d quando sono assunte con la finalit\u00e0
\n
di un loro riacquisto a breve termine. In questa categoria
\n
sono compresi anche gli strumenti finanziari derivati stipu-
\n
lati dal Gruppo e non designati quali strumenti di copertura
\n
in base all\u2019IFRS 9. I derivati impliciti scorporati dal contratto
\n
ospite sono anch\u2019essi classificati come al fair value rilevato
\n
a Conto economico a eccezione del caso in cui il derivato
\n
implicito \u00e8 designato come efficace strumento di coper-
\n
tura.
\n
Gli utili o le perdite delle passivit\u00e0 al fair value rilevato a
\n
Conto economico sono rilevati a Conto economico.
\n
Le passivit\u00e0 finanziarie che all\u2019atto della iscrizione iniziale
\n
sono designate come al fair value rilevato a Conto econo-
\n
mico sono designate come tali alla data di prima rilevazio-
\n
ne, solo se i criteri dell\u2019IFRS 9 sono rispettati.
\n
In tal caso, la parte della variazione di fair value attribuibile
\n
al proprio rischio di credito \u00e8 rilevata nell\u2019ambito del Conto
\n
economico complessivo.
\n
Il Gruppo non ha designato alcuna passivit\u00e0 finanziaria al
\n
fair value rilevato a Conto economico, alla rilevazione ini-
\n
ziale.
\n
Le passivit\u00e0 finanziarie che si qualificano come corrispet-
\n
tivi potenziali sono anche esse valutate al fair value rilevato
\n
a Conto economico.
\n

\n\n

\n\n\n

\n\n

\n\n
Derecognition delle attivit\u00e0 e passivit\u00e0 finanziarie
\n
Le attivit\u00e0 finanziarie sono eliminate contabilmente ogni
\n
qualvolta si verifichi una delle seguenti condizioni:
\n
\u2022 il diritto contrattuale a ricevere i flussi di cassa connessi
\n
all\u2019attivit\u00e0 \u00e8 scaduto;
\n
\u2022 il Gruppo ha sostanzialmente trasferito tutti i rischi e
\n
benef\u00edci connessi all\u2019attivit\u00e0, trasferendo i suoi diritti a
\n
ricevere flussi di cassa dall\u2019attivit\u00e0 oppure assumendo
\n
un\u2019obbligazione contrattuale a riversare i flussi di cas-
\n
sa ricevuti a uno o pi\u00f9 eventuali beneficiari in virt\u00f9 di un
\n
contratto che rispetta 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-
\n
mente tutti i rischi e benef\u00edci connessi all\u2019attivit\u00e0 finan-
\n
ziaria ma ne ha trasferito il controllo.
\n
Le passivit\u00e0 finanziarie sono eliminate contabilmente
\n
quando sono estinte, ossia quando l\u2019obbligazione contrat-
\n
tuale \u00e8 adempiuta, cancellata o prescritta.
\n
Quando una passivit\u00e0 finanziaria esistente viene sostituita
\n
da un\u2019altra verso lo stesso creditore a condizioni sostan-
\n
zialmente diverse, o le condizioni di una passivit\u00e0 esistente
\n
sono sostanzialmente modificate, tale sostituzione o mo-
\n
difica viene trattata come un\u2019eliminazione contabile della
\n
passivit\u00e0 originaria e la rilevazione di una nuova passivit\u00e0.
\n
La differenza tra i rispettivi valori contabili \u00e8 rilevata a Conto
\n
economico.
\n

\n

\n\n

\n

\n\n

\n

\n\n\n

\n\n

\n\n
Strumenti finanziari derivati
\n
Un derivato \u00e8 uno strumento finanziario o un altro contratto:
\n
\u2022 il cui valore cambia in relazione alle variazioni in un pa-
\n
rametro definito \u201csottostante\u201d, quale tasso di interesse,
\n
prezzo di un titolo o di una merce, tasso di cambio in va-
\n
luta estera, indice di prezzi o di tassi, rating di un credito
\n
o altra variabile;
\n
\u2022 che richiede un investimento netto iniziale pari a zero,
\n
o minore di quello che sarebbe richiesto per contratti
\n
con una risposta simile ai cambiamenti delle condizioni
\n
di mercato;
\n
\u2022 che \u00e8 regolato a una data futura.
\n
Gli strumenti derivati sono classificati come attivit\u00e0 o pas-
\n
sivit\u00e0 finanziarie a seconda del fair value positivo o negati-
\n
vo e sono classificati come \u201cdetenuti per la negoziazione\u201d
\n
all\u2019interno di \u201cAltri modelli di business\u201d e valutati al fair value
\n
rilevato a Conto economico, a eccezione di quelli designati
\n
come efficaci strumenti di copertura.
\n
Tutti i derivati detenuti per la negoziazione sono classificati
\n
come attivit\u00e0 e passivit\u00e0 correnti.
\n
I derivati non detenuti per la negoziazione, ma valutati al
\n
fair value rilevato a Conto economico in quanto non si qua-
\n
lificano per l\u2019hedge accounting, e i derivati designati come
\n
efficaci strumenti di copertura sono classificati come cor-
\n
renti o non correnti in base alla loro data di scadenza e
\n
all\u2019intenzione del Gruppo di detenere o meno tali strumenti
\n
fino alla scadenza.
\n
Per maggiori dettagli sui derivati e sull\u2019hedge accounting,
\n
si rinvia alla nota 51 \u201cDerivati ed hedge accounting\u201d.
\n

\n\n

\n\n

\n\n\n
Derivati impliciti
\n
Un derivato implicito (embedded derivative) \u00e8 un deriva-
\n
to incluso in un contratto \u201ccombinato\u201d (il c.d. \u201cstrumento
\n
ibrido\u201d) che contiene un altro contratto non derivato (il c.d.
\n
\u201ccontratto ospite\u201d) e origina tutti o parte dei flussi di cassa
\n
del contratto combinato.
\n

\n\n

\n\n

\n

\n

\n\n
I principali contratti del Gruppo che possono contenere de-
\n
rivati impliciti sono i contratti di acquisto e vendita di ele-
\n
menti non finanziari con clausole od opzioni che influenzano
\n
il prezzo contrattuale, il volume o la scadenza.
\n
Un derivato implicito in un contratto ibrido contenente
\n
un\u2019attivit\u00e0 finanziaria ospite non viene rilevato separatamen-
\n
te in quanto l\u2019attivit\u00e0 finanziaria ospite con derivato implicito
\n
deve essere classificata nella sua interezza come un\u2019attivit\u00e0
\n
finanziaria al fair value rilevato a Conto economico.
\n
I contratti che non rappresentano strumenti finanziari da
\n
valutare al fair value sono analizzati al fine di identificare l\u2019e-
\n
sistenza di derivati impliciti, che sono da scorporare e va-
\n
lutare al fair value. Le suddette analisi sono effettuate sia al
\n
momento in cui si entra a far parte del contratto, sia quando
\n
avviene una rinegoziazione dello stesso che comporti una
\n
modifica significativa dei flussi finanziari originari connessi.
\n
I derivati impliciti sono scorporati dal contratto ospite e rile-
\n
vati come un derivato quando:
\n
\u2022 il contratto ospite non \u00e8 uno strumento finanziario valuta-
\n
to al fair value rilevato a Conto economico;
\n
\u2022 i rischi economici e le caratteristiche del derivato implici-
\n
to non sono strettamente correlati a quelli del contratto
\n
ospite;
\n
\u2022 un contratto separato con le stesse condizioni del deriva-
\n
to implicito soddisferebbe la definizione di derivato.
\n
I derivati impliciti che sono scorporati dal contratto ospite
\n
sono rilevati nel Bilancio consolidato al fair value rilevato a
\n
Conto economico (a eccezione del caso in cui il derivato im-
\n
plicito \u00e8 designato come parte di una relazione di copertura).
\n

\n\n\n
Contratti di acquisto o vendita di elementi non finanziari
\n
In generale, i contratti di acquisto o vendita di elementi non
\n
finanziari, che sono stati sottoscritti e continuano a essere
\n
detenuti per l\u2019incasso o la consegna, secondo le normali
\n
esigenze di acquisto, vendita o uso previste dal Gruppo,
\n
sono fuori dall\u2019ambito di applicazione dell\u2019IFRS 9 e quin-
\n
di rilevati come contratti esecutivi, in base alla cosiddetta
\n
\u201cown use exemption\u201d.
\n
Un contratto di acquisto o vendita di un elemento non fi-
\n
nanziario \u00e8 classificato come \u201cnormale contratto di com-
\n
pravendita\u201d se \u00e8 stato sottoscritto:
\n
\u2022 ai fini della consegna fisica;
\n
\u2022 per le normali esigenze di utilizzo o compravendita del
\n
Gruppo.
\n
Inoltre, i contratti di acquisto o vendita di elementi non fi-
\n
nanziari con consegna fisica (per es., contratti a termine su
\n
commodity energetiche a prezzo fisso) che non si qualifi-
\n
cano per la \u201cown use exemption\u201d sono rilevati come deriva-
\n
ti valutati al fair value dalla trade date, solo se:
\n
\u2022 sono regolabili al netto; e
\n
\u2022 non sono stati stipulati per le normali esigenze di utilizzo
\n
o compravendita dal Gruppo.
\n
I contratti di trading sono valutati al fair value rilevato a
\n
Conto economico; i risultati da valutazione delle variazio-
\n
ni di fair value dei contratti ancora in essere alla data di
\n
riferimento del bilancio sono rilevati, su base netta, nella
\n
voce \u201cRisultati netti da contratti su commodity\u201d, mentre,
\n
alla data di regolamento:
\n
\u2022 i risultati da valutazione delle variazioni di fair value dei
\n
contratti chiusi per la vendita di commodity energetiche
\n
nonch\u00e9 il relativo ricavo, unitamente agli effetti a Conto
\n
economico della cancellazione contabile del derivato,
\n
sono rilevati negli \u201cAltri ricavi\u201d;
\n
\u2022 i risultati da valutazione delle variazioni di fair value dei
\n
contratti chiusi per l\u2019acquisto di commodity energetiche
\n
nonch\u00e9 il relativo costo, unitamente agli effetti a Conto
\n
economico della cancellazione contabile del derivato,
\n
sono rilevati nelle voci \u201cEnergia elettrica, gas e combu-
\n
stibile\u201d e \u201cServizi e altri materiali\u201d.
\n
Tali contratti di acquisto o vendita di elementi non finanzia-
\n
ri rientranti nell\u2019ambito di applicazione dell\u2019IFRS 9 possono
\n
anche essere, successivamente, designati come strumenti
\n
di copertura se i requisiti previsti per l\u2019hedge accounting
\n
sono soddisfatti.
\n
Il Gruppo analizza i contratti di acquisto o vendita di atti-
\n
vit\u00e0 non finanziarie su base continuativa, con particolare
\n
attenzione agli acquisti o vendite a termine di elettricit\u00e0 e
\n
commodity energetiche, al fine di determinare se gli stes-
\n
si debbano essere classificati e trattati conformemente a
\n
quanto previsto dall\u2019IFRS 9 o se siano stati sottoscritti per
\n
\u201cown use exemption\u201d.
\n

\n

\n\n\n
Compensazione di attivit\u00e0 e passivit\u00e0 finanziarie
\n
Il Gruppo compensa attivit\u00e0 e passivit\u00e0 finanziarie quando:
\n
\u2022 esiste un diritto legalmente esercitabile di compensare i
\n
valori rilevati in bilancio; e
\n
\u2022 vi \u00e8 l\u2019intenzione di compensare su base netta o di rea-
\n
lizzare l\u2019attivit\u00e0 e regolare la passivit\u00e0 simultaneamente.
\n

\n\n

\n

\n", "dimensions": { "concept": "ifrs-full:DescriptionOfAccountingPolicyForFinancialInstrumentsExplanatory", "language": "it", "entity": "scheme:WOCMU6HCI0OJWNPRZS33", "period": "2022-01-01T00:00:00/2023-01-01T00:00:00" } }, "Tag940": { "value": "\n

\n\n
Attivit\u00e0 finanziarie al costo ammortizzato
\n
Sono classificati in tale categoria principalmente i crediti
\n
commerciali, gli altri crediti e i crediti finanziari.
\n
Le attivit\u00e0 finanziarie al costo ammortizzato sono detenute
\n
in un modello di business il cui obiettivo \u00e8 quello di incas-
\n
sare i flussi di cassa contrattuali e i cui termini contrattuali
\n
prevedono, a date specifiche, pagamenti di flussi di cassa
\n
rappresentati esclusivamente da capitale e interessi sul
\n
capitale da rimborsare.
\n
Tali attivit\u00e0 sono inizialmente rilevate al fair value, eventual-
\n
mente rettificato dei costi di transazione e, successiva-
\n
mente, valutate al costo ammortizzato utilizzando il tasso
\n
di interesse effettivo, e sono soggette a impairment.
\n
Gli utili e le perdite da cancellazione contabile dell\u2019attivi-
\n
t\u00e0, da modifica o da rettifica per impairment sono rilevati a
\n
Conto economico.
\n

\n

\n\n

\n

\n\n
Attivit\u00e0 finanziarie al fair value rilevato a Conto
\n
economico complessivo (FVOCI) - Strumenti di debito
\n
In tale categoria, sono principalmente classificati:
\n
\u2022 i titoli di debito quotati detenuti dalla societ\u00e0 di riassi-
\n
curazione del Gruppo e non classificati come posseduti
\n
per la negoziazione; e
\n
\u2022 i crediti d\u2019imposta derivanti dal decreto legge n. 34/2020
\n
(c.d. \u201cDecreto Rilancio\u201d).
\n
Le attivit\u00e0 finanziarie valutate al fair value rilevato a Conto
\n
economico complessivo sono attivit\u00e0 detenute in un mo-
\n
dello di business il cui obiettivo \u00e8 sia quello di incassare i
\n
flussi di cassa contrattuali sia di vendere le attivit\u00e0 finanziarie
\n
e i cui flussi di cassa contrattuali generano, a data specifi-
\n
che, flussi di cassa rappresentati esclusivamente da paga-
\n
menti di capitale e di interesse sul capitale da rimborsare.
\n
Le variazioni di fair value di tali attivit\u00e0 finanziarie sono ri-
\n
levate a Conto economico complessivo cos\u00ec come le ret-
\n
tifiche per impairment, senza ridurre il relativo valore con-
\n
tabile.
\n
Quando un\u2019attivit\u00e0 finanziaria viene cancellata contabil-
\n
mente (per es., al momento della vendita), gli utili e le per-
\n
dite cumulati, precedentemente rilevati a patrimonio netto
\n
(con l\u2019esclusione dell\u2019impairment e degli utili e delle perdite
\n
su cambi da rilevare a Conto economico) sono riclassificati
\n
a Conto economico.
\n

\n\n

\n\n
Attivit\u00e0 finanziarie al fair value rilevato a Conto
\n
economico complessivo (FVOCI) - Strumenti di capitale
\n
In tale categoria sono principalmente classificate le parte-
\n
cipazioni in altre societ\u00e0 irrevocabilmente designate come
\n
tali al momento della rilevazione iniziale.
\n
Gli utili e le perdite di tali attivit\u00e0 finanziarie non saranno
\n
mai riciclati a Conto economico. Il Gruppo pu\u00f2 trasferire
\n
l\u2019utile o la perdita cumulata all\u2019interno del patrimonio netto.
\n
Gli strumenti di capitale designati al fair value rilevato a
\n
Conto economico complessivo non sono assoggettati a
\n
impairment.
\n
I dividendi su tali investimenti sono rilevati a Conto econo-
\n
mico a meno che non rappresentino chiaramente un recu-
\n
pero di una parte del costo dell\u2019investimento.
\n

\n\n

\n\n

\n\n
Attivit\u00e0 finanziarie al fair value rilevato a Conto
\n
economico
\n
In tale categoria, sono classificati principalmente tito-
\n
li, partecipazioni in altre societ\u00e0, investimenti finanziari
\n
in fondi detenuti per la negoziazione e attivit\u00e0 finanziarie
\n
designate al fair value rilevato a Conto economico all\u2019atto
\n
della rilevazione iniziale.
\n

\n\n

\n\n

\n\n
Le attivit\u00e0 finanziarie classificate al fair value rilevato a Con-
\n
to economico sono:
\n
\u2022 attivit\u00e0 finanziarie con flussi di cassa che non sono rap-
\n
presentati esclusivamente da pagamenti di capitale e
\n
interesse, indipendentemente dal modello di business;
\n
\u2022 attivit\u00e0 finanziarie detenute per la negoziazione in quan-
\n
to acquistate o detenute principalmente al fine di essere
\n
vendute o riacquistate entro breve termine;
\n
\u2022 strumenti di debito designati all\u2019atto della rilevazione
\n
iniziale, in base all\u2019opzione prevista dall\u2019IFRS 9 (fair value
\n
option) se tale scelta elimina, o riduce in misura significa-
\n
tiva, un accounting mismatch;
\n
\u2022 strumenti derivati, compresi i derivati impliciti, detenuti
\n
per la negoziazione o non designati come efficaci stru-
\n
menti di copertura.
\n
Tali attivit\u00e0 finanziarie sono inizialmente rilevate al fair va-
\n
lue, e successivamente gli utili e le perdite derivanti da va-
\n
riazioni del loro fair value sono rilevati a Conto economico.
\n
In questa categoria sono incluse anche le partecipazioni in
\n
societ\u00e0 quotate che il Gruppo non ha designato irrevoca-
\n
bilmente come al fair value rilevato a OCI. Anche i dividendi
\n
su tali partecipazioni sono rilevati fra gli altri proventi nel
\n
prospetto di Conto economico quando viene definito il di-
\n
ritto al pagamento.
\n
Le attivit\u00e0 finanziarie che si qualificano come corrispettivi
\n
potenziali sono ugualmente valutate al fair value rilevato a
\n
Conto economico.
\n

\n\n

\n\n

\n\n
Derecognition delle attivit\u00e0 e passivit\u00e0 finanziarie
\n
Le attivit\u00e0 finanziarie sono eliminate contabilmente ogni
\n
qualvolta si verifichi una delle seguenti condizioni:
\n
\u2022 il diritto contrattuale a ricevere i flussi di cassa connessi
\n
all\u2019attivit\u00e0 \u00e8 scaduto;
\n
\u2022 il Gruppo ha sostanzialmente trasferito tutti i rischi e
\n
benef\u00edci connessi all\u2019attivit\u00e0, trasferendo i suoi diritti a
\n
ricevere flussi di cassa dall\u2019attivit\u00e0 oppure assumendo
\n
un\u2019obbligazione contrattuale a riversare i flussi di cas-
\n
sa ricevuti a uno o pi\u00f9 eventuali beneficiari in virt\u00f9 di un
\n
contratto che rispetta 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-
\n
mente tutti i rischi e benef\u00edci connessi all\u2019attivit\u00e0 finan-
\n
ziaria ma ne ha trasferito il controllo.
\n
Le passivit\u00e0 finanziarie sono eliminate contabilmente
\n
quando sono estinte, ossia quando l\u2019obbligazione contrat-
\n
tuale \u00e8 adempiuta, cancellata o prescritta.
\n
Quando una passivit\u00e0 finanziaria esistente viene sostituita
\n
da un\u2019altra verso lo stesso creditore a condizioni sostan-
\n
zialmente diverse, o le condizioni di una passivit\u00e0 esistente
\n
sono sostanzialmente modificate, tale sostituzione o mo-
\n
difica viene trattata come un\u2019eliminazione contabile della
\n
passivit\u00e0 originaria e la rilevazione di una nuova passivit\u00e0.
\n
La differenza tra i rispettivi valori contabili \u00e8 rilevata a Conto
\n
economico.
\n

\n

\n\n

\n

\n\n

\n\n
Strumenti finanziari derivati
\n
Un derivato \u00e8 uno strumento finanziario o un altro contratto:
\n
\u2022 il cui valore cambia in relazione alle variazioni in un pa-
\n
rametro definito \u201csottostante\u201d, quale tasso di interesse,
\n
prezzo di un titolo o di una merce, tasso di cambio in va-
\n
luta estera, indice di prezzi o di tassi, rating di un credito
\n
o altra variabile;
\n
\u2022 che richiede un investimento netto iniziale pari a zero,
\n
o minore di quello che sarebbe richiesto per contratti
\n
con una risposta simile ai cambiamenti delle condizioni
\n
di mercato;
\n
\u2022 che \u00e8 regolato a una data futura.
\n
Gli strumenti derivati sono classificati come attivit\u00e0 o pas-
\n
sivit\u00e0 finanziarie a seconda del fair value positivo o negati-
\n
vo e sono classificati come \u201cdetenuti per la negoziazione\u201d
\n
all\u2019interno di \u201cAltri modelli di business\u201d e valutati al fair value
\n
rilevato a Conto economico, a eccezione di quelli designati
\n
come efficaci strumenti di copertura.
\n
Tutti i derivati detenuti per la negoziazione sono classificati
\n
come attivit\u00e0 e passivit\u00e0 correnti.
\n
I derivati non detenuti per la negoziazione, ma valutati al
\n
fair value rilevato a Conto economico in quanto non si qua-
\n
lificano per l\u2019hedge accounting, e i derivati designati come
\n
efficaci strumenti di copertura sono classificati come cor-
\n
renti o non correnti in base alla loro data di scadenza e
\n
all\u2019intenzione del Gruppo di detenere o meno tali strumenti
\n
fino alla scadenza.
\n
Per maggiori dettagli sui derivati e sull\u2019hedge accounting,
\n
si rinvia alla nota 51 \u201cDerivati ed hedge accounting\u201d.
\n

\n\n

\n", "dimensions": { "concept": "ifrs-full:DescriptionOfAccountingPolicyForFinancialAssetsExplanatory", "language": "it", "entity": "scheme:WOCMU6HCI0OJWNPRZS33", "period": "2022-01-01T00:00:00/2023-01-01T00:00:00" } }, "Tag954": { "value": "\n
Attivit\u00e0 finanziarie al costo ammortizzato
\n
Sono classificati in tale categoria principalmente i crediti
\n
commerciali, gli altri crediti e i crediti finanziari.
\n
Le attivit\u00e0 finanziarie al costo ammortizzato sono detenute
\n
in un modello di business il cui obiettivo \u00e8 quello di incas-
\n
sare i flussi di cassa contrattuali e i cui termini contrattuali
\n
prevedono, a date specifiche, pagamenti di flussi di cassa
\n
rappresentati esclusivamente da capitale e interessi sul
\n
capitale da rimborsare.
\n
Tali attivit\u00e0 sono inizialmente rilevate al fair value, eventual-
\n
mente rettificato dei costi di transazione e, successiva-
\n
mente, valutate al costo ammortizzato utilizzando il tasso
\n
di interesse effettivo, e sono soggette a impairment.
\n
Gli utili e le perdite da cancellazione contabile dell\u2019attivi-
\n
t\u00e0, da modifica o da rettifica per impairment sono rilevati a
\n
Conto economico.
\n

\n

\n\n

\n\n

\n\n
Impairment delle attivit\u00e0 finanziarie
\n
A ciascuna data di riferimento del bilancio, il Gruppo rile-
\n
va un fondo per le perdite attese sui crediti commerciali
\n
e altre attivit\u00e0 finanziarie valutate al costo ammortizzato,
\n
gli strumenti di debito valutati al fair value rilevato a Con-
\n
to economico complessivo (FVOCI), le attivit\u00e0 derivanti
\n
da contratti con i clienti e tutte le altre attivit\u00e0 rientranti
\n
nell\u2019ambito di applicazione dell\u2019impairment IFRS 9.
\n
In base all\u2019IFRS 9, dal 1\u00b0 gennaio 2018, il Gruppo applica un
\n
modello di impairment basato sulla determinazione delle
\n
perdite attese (ECL) utilizzando un approccio forward lo-
\n
oking. In sostanza, il modello prevede:
\n
\u2022 l\u2019applicazione di un unico framework di riferimento a tut-
\n
te le attivit\u00e0 finanziarie;
\n
\u2022 la rilevazione delle perdite attese su base continuativa
\n
e l\u2019aggiornamento dell\u2019importo di tali perdite alla fine di
\n
ogni esercizio, in modo da riflettere le variazioni di ri-
\n
schio di credito dello strumento finanziario;
\n
\u2022 la valutazione delle perdite attese sulla base di tutte le
\n
informazioni ragionevolmente ottenibili senza costi ec-
\n
cessivi, in relazione agli eventi passati, alle condizioni
\n
correnti e alle previsioni sulle condizioni future.
\n
Per i crediti commerciali, le attivit\u00e0 derivanti da contrat-
\n
ti con i clienti e i crediti per leasing, compresi quelli con
\n
una componente finanziaria significativa, il Gruppo applica
\n
l\u2019approccio semplificato, calcolando le perdite attese su un
\n
periodo corrispondente all\u2019intera vita dell\u2019attivit\u00e0, general-
\n
mente pari a 12 mesi.
\n
Per tutte le attivit\u00e0 finanziarie diverse da crediti commer-
\n
ciali, attivit\u00e0 derivanti da contratti con i clienti e crediti per
\n
leasing, il Gruppo applica l\u2019approccio generale in base all\u2019I-
\n
FRS 9, basato sulla valutazione di un incremento significa-
\n
tivo del rischio di credito rispetto alla rilevazione iniziale.
\n
Secondo tale approccio, il fondo perdite attese su attivit\u00e0
\n
finanziarie \u00e8 rilevato per un ammontare pari alle perdite at-
\n
tese lungo tutta la vita del credito, se il rischio di credito
\n
su tali attivit\u00e0 finanziarie \u00e8 aumentato significativamente,
\n
rispetto al momento della rilevazione iniziale, consideran-
\n
do tutte le informazioni ragionevolmente dimostrabili, ivi
\n
inclusi i dati prospettici.
\n
Se, alla data di riferimento del bilancio, il rischio di credito
\n
sulle attivit\u00e0 finanziarie non \u00e8 aumentato in modo signifi-
\n
cativo rispetto alla rilevazione iniziale, il Gruppo misura il
\n
fondo per perdite attese per un importo pari alle perdite
\n
attese a 12 mesi.
\n
Per le attivit\u00e0 finanziarie per cui, alla data di riferimento
\n
del precedente esercizio, il Gruppo aveva rilevato un fon-
\n
do perdite attese pari alle perdite attese lungo tutta la vita
\n
dello strumento, il Gruppo rileva un fondo di importo pari
\n
alle perdite attese a 12 mesi qualora la condizione di incre-
\n
mento significativo del rischio di credito venga meno.
\n
Il Gruppo rileva a Conto economico, come perdita o ripri-
\n
stino di valore, l\u2019importo delle perdite (o rivalutazioni) attese
\n
necessarie per rettificare il fondo perdite attese alla data di
\n
riferimento del bilancio ai sensi dell\u2019IFRS 9.
\n
Il Gruppo applica l\u2019esenzione del low credit risk, evitando la
\n
rilevazione di un fondo perdite attese per un ammontare
\n
pari alle perdite attese lungo tutta la vita dello strumento a
\n
seguito di un incremento significativo del rischio di credito,
\n
a strumenti di debito valutati al fair value rilevato a Conto
\n
economico complessivo, la cui controparte vanta una soli-
\n
da capacit\u00e0 finanziaria di adempiere ai propri obblighi con-
\n
trattuali (ossia, titoli \u201cinvestment grade\u201d).
\n
Per maggiori dettagli circa l\u2019\u201cimpairment delle attivit\u00e0 fi-
\n
nanziarie\u201d, si rimanda alla nota 48 \u201cStrumenti finanziari per
\n
categoria\u201d.
\n

\n

\n\n

\n

\n\n

\n

\n", "dimensions": { "concept": "ifrs-full:DescriptionOfAccountingPolicyForTradeAndOtherReceivablesExplanatory", "language": "it", "entity": "scheme:WOCMU6HCI0OJWNPRZS33", "period": "2022-01-01T00:00:00/2023-01-01T00:00:00" } }, "Tag945": { "value": "\n
Attivit\u00e0 finanziarie al fair value rilevato a Conto
\n
economico
\n
In tale categoria, sono classificati principalmente tito-
\n
li, partecipazioni in altre societ\u00e0, investimenti finanziari
\n
in fondi detenuti per la negoziazione e attivit\u00e0 finanziarie
\n
designate al fair value rilevato a Conto economico all\u2019atto
\n
della rilevazione iniziale.
\n

\n\n
Le attivit\u00e0 finanziarie classificate al fair value rilevato a Con-
\n
to economico sono:
\n
\u2022 attivit\u00e0 finanziarie con flussi di cassa che non sono rap-
\n
presentati esclusivamente da pagamenti di capitale e
\n
interesse, indipendentemente dal modello di business;
\n
\u2022 attivit\u00e0 finanziarie detenute per la negoziazione in quan-
\n
to acquistate o detenute principalmente al fine di essere
\n
vendute o riacquistate entro breve termine;
\n
\u2022 strumenti di debito designati all\u2019atto della rilevazione
\n
iniziale, in base all\u2019opzione prevista dall\u2019IFRS 9 (fair value
\n
option) se tale scelta elimina, o riduce in misura significa-
\n
tiva, un accounting mismatch;
\n
\u2022 strumenti derivati, compresi i derivati impliciti, detenuti
\n
per la negoziazione o non designati come efficaci stru-
\n
menti di copertura.
\n
Tali attivit\u00e0 finanziarie sono inizialmente rilevate al fair va-
\n
lue, e successivamente gli utili e le perdite derivanti da va-
\n
riazioni del loro fair value sono rilevati a Conto economico.
\n
In questa categoria sono incluse anche le partecipazioni in
\n
societ\u00e0 quotate che il Gruppo non ha designato irrevoca-
\n
bilmente come al fair value rilevato a OCI. Anche i dividendi
\n
su tali partecipazioni sono rilevati fra gli altri proventi nel
\n
prospetto di Conto economico quando viene definito il di-
\n
ritto al pagamento.
\n
Le attivit\u00e0 finanziarie che si qualificano come corrispettivi
\n
potenziali sono ugualmente valutate al fair value rilevato a
\n
Conto economico.
\n

\n\n
Passivit\u00e0 finanziarie al fair value rilevato a Conto
\n
economico
\n
Le passivit\u00e0 finanziarie al fair value rilevato a Conto eco-
\n
nomico includono le passivit\u00e0 finanziarie detenute per la
\n
negoziazione e le passivit\u00e0 finanziarie designate al mo-
\n
mento della rilevazione iniziale al fair value rilevato a Conto
\n
economico.
\n
Le passivit\u00e0 finanziarie sono classificate come \u201cdetenute
\n
per la negoziazione\u201d quando sono assunte con la finalit\u00e0
\n
di un loro riacquisto a breve termine. In questa categoria
\n
sono compresi anche gli strumenti finanziari derivati stipu-
\n
lati dal Gruppo e non designati quali strumenti di copertura
\n
in base all\u2019IFRS 9. I derivati impliciti scorporati dal contratto
\n
ospite sono anch\u2019essi classificati come al fair value rilevato
\n
a Conto economico a eccezione del caso in cui il derivato
\n
implicito \u00e8 designato come efficace strumento di coper-
\n
tura.
\n
Gli utili o le perdite delle passivit\u00e0 al fair value rilevato a
\n
Conto economico sono rilevati a Conto economico.
\n
Le passivit\u00e0 finanziarie che all\u2019atto della iscrizione iniziale
\n
sono designate come al fair value rilevato a Conto econo-
\n
mico sono designate come tali alla data di prima rilevazio-
\n
ne, solo se i criteri dell\u2019IFRS 9 sono rispettati.
\n
In tal caso, la parte della variazione di fair value attribuibile
\n
al proprio rischio di credito \u00e8 rilevata nell\u2019ambito del Conto
\n
economico complessivo.
\n
Il Gruppo non ha designato alcuna passivit\u00e0 finanziaria al
\n
fair value rilevato a Conto economico, alla rilevazione ini-
\n
ziale.
\n
Le passivit\u00e0 finanziarie che si qualificano come corrispet-
\n
tivi potenziali sono anche esse valutate al fair value rilevato
\n
a Conto economico.
\n

\n\n
Contratti di acquisto o vendita di elementi non finanziari
\n
In generale, i contratti di acquisto o vendita di elementi non
\n
finanziari, che sono stati sottoscritti e continuano a essere
\n
detenuti per l\u2019incasso o la consegna, secondo le normali
\n
esigenze di acquisto, vendita o uso previste dal Gruppo,
\n
sono fuori dall\u2019ambito di applicazione dell\u2019IFRS 9 e quin-
\n
di rilevati come contratti esecutivi, in base alla cosiddetta
\n
\u201cown use exemption\u201d.
\n
Un contratto di acquisto o vendita di un elemento non fi-
\n
nanziario \u00e8 classificato come \u201cnormale contratto di com-
\n
pravendita\u201d se \u00e8 stato sottoscritto:
\n
\u2022 ai fini della consegna fisica;
\n
\u2022 per le normali esigenze di utilizzo o compravendita del
\n
Gruppo.
\n
Inoltre, i contratti di acquisto o vendita di elementi non fi-
\n
nanziari con consegna fisica (per es., contratti a termine su
\n
commodity energetiche a prezzo fisso) che non si qualifi-
\n
cano per la \u201cown use exemption\u201d sono rilevati come deriva-
\n
ti valutati al fair value dalla trade date, solo se:
\n
\u2022 sono regolabili al netto; e
\n
\u2022 non sono stati stipulati per le normali esigenze di utilizzo
\n
o compravendita dal Gruppo.
\n
I contratti di trading sono valutati al fair value rilevato a
\n
Conto economico; i risultati da valutazione delle variazio-
\n
ni di fair value dei contratti ancora in essere alla data di
\n
riferimento del bilancio sono rilevati, su base netta, nella
\n
voce \u201cRisultati netti da contratti su commodity\u201d, mentre,
\n
alla data di regolamento:
\n
\u2022 i risultati da valutazione delle variazioni di fair value dei
\n
contratti chiusi per la vendita di commodity energetiche
\n
nonch\u00e9 il relativo ricavo, unitamente agli effetti a Conto
\n
economico della cancellazione contabile del derivato,
\n
sono rilevati negli \u201cAltri ricavi\u201d;
\n
\u2022 i risultati da valutazione delle variazioni di fair value dei
\n
contratti chiusi per l\u2019acquisto di commodity energetiche
\n
nonch\u00e9 il relativo costo, unitamente agli effetti a Conto
\n
economico della cancellazione contabile del derivato,
\n
sono rilevati nelle voci \u201cEnergia elettrica, gas e combu-
\n
stibile\u201d e \u201cServizi e altri materiali\u201d.
\n
Tali contratti di acquisto o vendita di elementi non finanzia-
\n
ri rientranti nell\u2019ambito di applicazione dell\u2019IFRS 9 possono
\n
anche essere, successivamente, designati come strumenti
\n
di copertura se i requisiti previsti per l\u2019hedge accounting
\n
sono soddisfatti.
\n
Il Gruppo analizza i contratti di acquisto o vendita di atti-
\n
vit\u00e0 non finanziarie su base continuativa, con particolare
\n
attenzione agli acquisti o vendite a termine di elettricit\u00e0 e
\n
commodity energetiche, al fine di determinare se gli stes-
\n
si debbano essere classificati e trattati conformemente a
\n
quanto previsto dall\u2019IFRS 9 o se siano stati sottoscritti per
\n
\u201cown use exemption\u201d.
\n

\n

\n", "dimensions": { "concept": "ifrs-full:DescriptionOfAccountingPolicyForFinancialInstrumentsAtFairValueThroughProfitOrLossExplanatory", "language": "it", "entity": "scheme:WOCMU6HCI0OJWNPRZS33", "period": "2022-01-01T00:00:00/2023-01-01T00:00:00" } }, "Tag948": { "value": "\n
Impairment delle attivit\u00e0 finanziarie
\n
A ciascuna data di riferimento del bilancio, il Gruppo rile-
\n
va un fondo per le perdite attese sui crediti commerciali
\n
e altre attivit\u00e0 finanziarie valutate al costo ammortizzato,
\n
gli strumenti di debito valutati al fair value rilevato a Con-
\n
to economico complessivo (FVOCI), le attivit\u00e0 derivanti
\n
da contratti con i clienti e tutte le altre attivit\u00e0 rientranti
\n
nell\u2019ambito di applicazione dell\u2019impairment IFRS 9.
\n
In base all\u2019IFRS 9, dal 1\u00b0 gennaio 2018, il Gruppo applica un
\n
modello di impairment basato sulla determinazione delle
\n
perdite attese (ECL) utilizzando un approccio forward lo-
\n
oking. In sostanza, il modello prevede:
\n
\u2022 l\u2019applicazione di un unico framework di riferimento a tut-
\n
te le attivit\u00e0 finanziarie;
\n
\u2022 la rilevazione delle perdite attese su base continuativa
\n
e l\u2019aggiornamento dell\u2019importo di tali perdite alla fine di
\n
ogni esercizio, in modo da riflettere le variazioni di ri-
\n
schio di credito dello strumento finanziario;
\n
\u2022 la valutazione delle perdite attese sulla base di tutte le
\n
informazioni ragionevolmente ottenibili senza costi ec-
\n
cessivi, in relazione agli eventi passati, alle condizioni
\n
correnti e alle previsioni sulle condizioni future.
\n
Per i crediti commerciali, le attivit\u00e0 derivanti da contrat-
\n
ti con i clienti e i crediti per leasing, compresi quelli con
\n
una componente finanziaria significativa, il Gruppo applica
\n
l\u2019approccio semplificato, calcolando le perdite attese su un
\n
periodo corrispondente all\u2019intera vita dell\u2019attivit\u00e0, general-
\n
mente pari a 12 mesi.
\n
Per tutte le attivit\u00e0 finanziarie diverse da crediti commer-
\n
ciali, attivit\u00e0 derivanti da contratti con i clienti e crediti per
\n
leasing, il Gruppo applica l\u2019approccio generale in base all\u2019I-
\n
FRS 9, basato sulla valutazione di un incremento significa-
\n
tivo del rischio di credito rispetto alla rilevazione iniziale.
\n
Secondo tale approccio, il fondo perdite attese su attivit\u00e0
\n
finanziarie \u00e8 rilevato per un ammontare pari alle perdite at-
\n
tese lungo tutta la vita del credito, se il rischio di credito
\n
su tali attivit\u00e0 finanziarie \u00e8 aumentato significativamente,
\n
rispetto al momento della rilevazione iniziale, consideran-
\n
do tutte le informazioni ragionevolmente dimostrabili, ivi
\n
inclusi i dati prospettici.
\n
Se, alla data di riferimento del bilancio, il rischio di credito
\n
sulle attivit\u00e0 finanziarie non \u00e8 aumentato in modo signifi-
\n
cativo rispetto alla rilevazione iniziale, il Gruppo misura il
\n
fondo per perdite attese per un importo pari alle perdite
\n
attese a 12 mesi.
\n
Per le attivit\u00e0 finanziarie per cui, alla data di riferimento
\n
del precedente esercizio, il Gruppo aveva rilevato un fon-
\n
do perdite attese pari alle perdite attese lungo tutta la vita
\n
dello strumento, il Gruppo rileva un fondo di importo pari
\n
alle perdite attese a 12 mesi qualora la condizione di incre-
\n
mento significativo del rischio di credito venga meno.
\n
Il Gruppo rileva a Conto economico, come perdita o ripri-
\n
stino di valore, l\u2019importo delle perdite (o rivalutazioni) attese
\n
necessarie per rettificare il fondo perdite attese alla data di
\n
riferimento del bilancio ai sensi dell\u2019IFRS 9.
\n
Il Gruppo applica l\u2019esenzione del low credit risk, evitando la
\n
rilevazione di un fondo perdite attese per un ammontare
\n
pari alle perdite attese lungo tutta la vita dello strumento a
\n
seguito di un incremento significativo del rischio di credito,
\n
a strumenti di debito valutati al fair value rilevato a Conto
\n
economico complessivo, la cui controparte vanta una soli-
\n
da capacit\u00e0 finanziaria di adempiere ai propri obblighi con-
\n
trattuali (ossia, titoli \u201cinvestment grade\u201d).
\n
Per maggiori dettagli circa l\u2019\u201cimpairment delle attivit\u00e0 fi-
\n
nanziarie\u201d, si rimanda alla nota 48 \u201cStrumenti finanziari per
\n
categoria\u201d.
\n

\n

\n\n
La perdita attesa (Expected Credit Loss, ECL) \u2013 calcolata
\n
utilizzando la probabilit\u00e0 di default (PD), la perdita in caso
\n
di default (LGD) e l\u2019esposizione al rischio in caso di default
\n
(EAD) \u2013 \u00e8 la differenza fra i flussi finanziari dovuti in base al
\n
contratto e i flussi finanziari attesi (comprensivi dei manca-
\n
ti incassi) attualizzati usando il tasso di interesse effettivo
\n
originario.
\n
Ai fini del calcolo dell\u2019ECL, il Gruppo applica due diversi ap-
\n
procci:
\n
\u2022 l\u2019approccio generale, per le attivit\u00e0 finanziarie diverse
\n
da crediti commerciali, le attivit\u00e0 derivanti da contratti
\n
con i clienti e i crediti per leasing. Tale metodo si applica
\n
verificando se vi \u00e8 stato un incremento significativo del
\n
rischio di credito rispetto all\u2019iscrizione iniziale, mediante
\n
confronto tra la probabilit\u00e0 di default all\u2019origination e la
\n
probabilit\u00e0 di default alla data di riferimento del bilancio.
\n
In base ai risultati di tale verifica, si rileva un fondo per-
\n
dite attese, calcolato in base alle perdite attese previste
\n
per i successivi 12 mesi (ECL a 12 mesi) o lungo tutta la
\n
vita dell\u2019attivit\u00e0 (ECL Lifetime) (c.d. \u201cstaging\u201d):
\n
\u2013 l\u2019ECL a 12 mesi, per le attivit\u00e0 finanziarie che non han-
\n
no sub\u00edto un incremento significativo del rischio di
\n
credito rispetto alla rilevazione iniziale;
\n
\u2013 l\u2019ECL Lifetime, per le attivit\u00e0 finanziarie che hanno
\n
sub\u00edto un incremento significativo del rischio di cre-
\n
dito o che risultano deteriorate (ossia, in default sulla
\n
base di informazioni relative allo scaduto);
\n
\u2022 l\u2019approccio semplificato, per i crediti commerciali, le atti-
\n
vit\u00e0 derivanti da contratti con i clienti e crediti per leasing
\n
con o senza componente finanziaria significativa, in base
\n
alla ECL Lifetime senza tracciare le variazioni del rischio
\n
di credito.
\n
La rettifica forward-looking potr\u00e0 essere applicata consi-
\n
derando informazioni qualitative e quantitative al fine di
\n
riflettere eventi e scenari macroeconomici futuri che po-
\n
trebbero influenzare il rischio del portafoglio o dello stru-
\n
mento finanziario.
\n
In base alla natura delle attivit\u00e0 finanziarie e delle informa-
\n
zioni disponibili sul rischio di credito, la verifica dell\u2019incre-
\n
mento significativo del rischio di credito pu\u00f2 essere effet-
\n
tuata su:
\n
\u2022 base individuale, in presenza di crediti singolarmente
\n
significativi e per tutti i crediti che sono verificati singo-
\n
larmente ai fini dell\u2019impairment in base a informazioni
\n
ragionevoli e supportabili;
\n
\u2022 base collettiva, quando il reperimento di informazioni ra-
\n
gionevoli e supportabili per verificare le perdite attese su
\n
base individuale richiederebbe costi o sforzi eccessivi.
\n
Quando non ci sono ragionevoli aspettative di recuperare
\n
un\u2019attivit\u00e0 finanziaria integralmente o parzialmente, si pro-
\n
ceder\u00e0 a ridurre direttamente il suo valore contabile lordo.
\n
L\u2019eliminazione contabile (ossia, write-off) costituisce un
\n
evento di derecognition (per es., estinzione, trasferimento
\n
o scadenza del diritto a incassare dei flussi finanziari).
\n
\n
\n", "dimensions": { "concept": "ifrs-full:DescriptionOfAccountingPolicyForImpairmentOfFinancialAssetsExplanatory", "language": "it", "entity": "scheme:WOCMU6HCI0OJWNPRZS33", "period": "2022-01-01T00:00:00/2023-01-01T00:00:00" } }, "Tag953": { "value": "\n
Disponibilit\u00e0 liquide e mezzi equivalenti
\n
Tale categoria comprende depositi disponibili a vista o a
\n
brevissimo termine, cos\u00ec come gli investimenti finanziari a
\n
breve termine e ad alta liquidit\u00e0 prontamente convertibili
\n
in un ammontare noto di cassa e soggetti a un irrilevante
\n
rischio di variazione di valore.
\n
Inoltre, ai fini del Rendiconto finanziario consolidato, le di-
\n
sponibilit\u00e0 liquide non includono gli scoperti bancari alla
\n
data di chiusura dell\u2019esercizio.
\n

\n", "dimensions": { "concept": "ifrs-full:DescriptionOfAccountingPolicyToDetermineComponentsOfCashAndCashEquivalents", "language": "it", "entity": "scheme:WOCMU6HCI0OJWNPRZS33", "period": "2022-01-01T00:00:00/2023-01-01T00:00:00" } }, "Tag947": { "value": "\n

\n\n

\n\n
Passivit\u00e0 finanziarie al costo ammortizzato
\n
Tale categoria comprende principalmente finanziamenti, de-
\n
biti commerciali, passivit\u00e0 del leasing e strumenti di debito.
\n

\n\n

\n\n

\n\n

\n\n

\n\n
Le passivit\u00e0 finanziarie diverse dagli strumenti derivati
\n
sono rilevate quando il Gruppo diviene parte delle clausole
\n
contrattuali dello strumento e sono valutate inizialmente al
\n
fair value rettificato dei costi di transazione direttamente
\n
attribuibili. Successivamente, le passivit\u00e0 finanziarie sono
\n
valutate con il criterio del costo ammortizzato, utilizzando
\n
il metodo del tasso di interesse effettivo. Il tasso di interes-
\n
se effettivo \u00e8 il tasso che attualizza esattamente i paga-
\n
menti o incassi futuri stimati lungo la vita attesa dello stru-
\n
mento finanziario, od, ove opportuno un periodo pi\u00f9 breve,
\n
al valore contabile netto dell\u2019attivit\u00e0 o passivit\u00e0 finanziaria.
\n

\n\n

\n\n

\n\n

\n\n
Passivit\u00e0 finanziarie al fair value rilevato a Conto
\n
economico
\n
Le passivit\u00e0 finanziarie al fair value rilevato a Conto eco-
\n
nomico includono le passivit\u00e0 finanziarie detenute per la
\n
negoziazione e le passivit\u00e0 finanziarie designate al mo-
\n
mento della rilevazione iniziale al fair value rilevato a Conto
\n
economico.
\n
Le passivit\u00e0 finanziarie sono classificate come \u201cdetenute
\n
per la negoziazione\u201d quando sono assunte con la finalit\u00e0
\n
di un loro riacquisto a breve termine. In questa categoria
\n
sono compresi anche gli strumenti finanziari derivati stipu-
\n
lati dal Gruppo e non designati quali strumenti di copertura
\n
in base all\u2019IFRS 9. I derivati impliciti scorporati dal contratto
\n
ospite sono anch\u2019essi classificati come al fair value rilevato
\n
a Conto economico a eccezione del caso in cui il derivato
\n
implicito \u00e8 designato come efficace strumento di coper-
\n
tura.
\n
Gli utili o le perdite delle passivit\u00e0 al fair value rilevato a
\n
Conto economico sono rilevati a Conto economico.
\n
Le passivit\u00e0 finanziarie che all\u2019atto della iscrizione iniziale
\n
sono designate come al fair value rilevato a Conto econo-
\n
mico sono designate come tali alla data di prima rilevazio-
\n
ne, solo se i criteri dell\u2019IFRS 9 sono rispettati.
\n
In tal caso, la parte della variazione di fair value attribuibile
\n
al proprio rischio di credito \u00e8 rilevata nell\u2019ambito del Conto
\n
economico complessivo.
\n
Il Gruppo non ha designato alcuna passivit\u00e0 finanziaria al
\n
fair value rilevato a Conto economico, alla rilevazione ini-
\n
ziale.
\n
Le passivit\u00e0 finanziarie che si qualificano come corrispet-
\n
tivi potenziali sono anche esse valutate al fair value rilevato
\n
a Conto economico.
\n

\n\n

\n\n

\n\n

\n\n
Derecognition delle attivit\u00e0 e passivit\u00e0 finanziarie
\n
Le attivit\u00e0 finanziarie sono eliminate contabilmente ogni
\n
qualvolta si verifichi una delle seguenti condizioni:
\n
\u2022 il diritto contrattuale a ricevere i flussi di cassa connessi
\n
all\u2019attivit\u00e0 \u00e8 scaduto;
\n
\u2022 il Gruppo ha sostanzialmente trasferito tutti i rischi e
\n
benef\u00edci connessi all\u2019attivit\u00e0, trasferendo i suoi diritti a
\n
ricevere flussi di cassa dall\u2019attivit\u00e0 oppure assumendo
\n
un\u2019obbligazione contrattuale a riversare i flussi di cas-
\n
sa ricevuti a uno o pi\u00f9 eventuali beneficiari in virt\u00f9 di un
\n
contratto che rispetta 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-
\n
mente tutti i rischi e benef\u00edci connessi all\u2019attivit\u00e0 finan-
\n
ziaria ma ne ha trasferito il controllo.
\n
Le passivit\u00e0 finanziarie sono eliminate contabilmente
\n
quando sono estinte, ossia quando l\u2019obbligazione contrat-
\n
tuale \u00e8 adempiuta, cancellata o prescritta.
\n
Quando una passivit\u00e0 finanziaria esistente viene sostituita
\n
da un\u2019altra verso lo stesso creditore a condizioni sostan-
\n
zialmente diverse, o le condizioni di una passivit\u00e0 esistente
\n
sono sostanzialmente modificate, tale sostituzione o mo-
\n
difica viene trattata come un\u2019eliminazione contabile della
\n
passivit\u00e0 originaria e la rilevazione di una nuova passivit\u00e0.
\n
La differenza tra i rispettivi valori contabili \u00e8 rilevata a Conto
\n
economico.
\n

\n

\n\n

\n

\n\n

\n

\n", "dimensions": { "concept": "ifrs-full:DescriptionOfAccountingPolicyForFinancialLiabilitiesExplanatory", "language": "it", "entity": "scheme:WOCMU6HCI0OJWNPRZS33", "period": "2022-01-01T00:00:00/2023-01-01T00:00:00" } }, "Tag938": { "value": "\n

\n\n
Passivit\u00e0 finanziarie al costo ammortizzato
\n
Tale categoria comprende principalmente finanziamenti, de-
\n
biti commerciali, passivit\u00e0 del leasing e strumenti di debito.
\n

\n\n

\n\n

\n\n
Le passivit\u00e0 finanziarie diverse dagli strumenti derivati
\n
sono rilevate quando il Gruppo diviene parte delle clausole
\n
contrattuali dello strumento e sono valutate inizialmente al
\n
fair value rettificato dei costi di transazione direttamente
\n
attribuibili. Successivamente, le passivit\u00e0 finanziarie sono
\n
valutate con il criterio del costo ammortizzato, utilizzando
\n
il metodo del tasso di interesse effettivo. Il tasso di interes-
\n
se effettivo \u00e8 il tasso che attualizza esattamente i paga-
\n
menti o incassi futuri stimati lungo la vita attesa dello stru-
\n
mento finanziario, od, ove opportuno un periodo pi\u00f9 breve,
\n
al valore contabile netto dell\u2019attivit\u00e0 o passivit\u00e0 finanziaria.
\n

\n\n

\n", "dimensions": { "concept": "ifrs-full:DescriptionOfAccountingPolicyForBorrowingsExplanatory", "language": "it", "entity": "scheme:WOCMU6HCI0OJWNPRZS33", "period": "2022-01-01T00:00:00/2023-01-01T00:00:00" } }, "Tag946": { "value": "\n
Passivit\u00e0 finanziarie al costo ammortizzato
\n
Tale categoria comprende principalmente finanziamenti, de-
\n
biti commerciali, passivit\u00e0 del leasing e strumenti di debito.
\n

\n\n
Le passivit\u00e0 finanziarie diverse dagli strumenti derivati
\n
sono rilevate quando il Gruppo diviene parte delle clausole
\n
contrattuali dello strumento e sono valutate inizialmente al
\n
fair value rettificato dei costi di transazione direttamente
\n
attribuibili. Successivamente, le passivit\u00e0 finanziarie sono
\n
valutate con il criterio del costo ammortizzato, utilizzando
\n
il metodo del tasso di interesse effettivo. Il tasso di interes-
\n
se effettivo \u00e8 il tasso che attualizza esattamente i paga-
\n
menti o incassi futuri stimati lungo la vita attesa dello stru-
\n
mento finanziario, od, ove opportuno un periodo pi\u00f9 breve,
\n
al valore contabile netto dell\u2019attivit\u00e0 o passivit\u00e0 finanziaria.
\n

\n", "dimensions": { "concept": "ifrs-full:DescriptionOfAccountingPolicyForTradeAndOtherPayablesExplanatory", "language": "it", "entity": "scheme:WOCMU6HCI0OJWNPRZS33", "period": "2022-01-01T00:00:00/2023-01-01T00:00:00" } }, "Tag942": { "value": "\n
Derecognition delle attivit\u00e0 e passivit\u00e0 finanziarie
\n
Le attivit\u00e0 finanziarie sono eliminate contabilmente ogni
\n
qualvolta si verifichi una delle seguenti condizioni:
\n
\u2022 il diritto contrattuale a ricevere i flussi di cassa connessi
\n
all\u2019attivit\u00e0 \u00e8 scaduto;
\n
\u2022 il Gruppo ha sostanzialmente trasferito tutti i rischi e
\n
benef\u00edci connessi all\u2019attivit\u00e0, trasferendo i suoi diritti a
\n
ricevere flussi di cassa dall\u2019attivit\u00e0 oppure assumendo
\n
un\u2019obbligazione contrattuale a riversare i flussi di cas-
\n
sa ricevuti a uno o pi\u00f9 eventuali beneficiari in virt\u00f9 di un
\n
contratto che rispetta 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-
\n
mente tutti i rischi e benef\u00edci connessi all\u2019attivit\u00e0 finan-
\n
ziaria ma ne ha trasferito il controllo.
\n
Le passivit\u00e0 finanziarie sono eliminate contabilmente
\n
quando sono estinte, ossia quando l\u2019obbligazione contrat-
\n
tuale \u00e8 adempiuta, cancellata o prescritta.
\n
Quando una passivit\u00e0 finanziaria esistente viene sostituita
\n
da un\u2019altra verso lo stesso creditore a condizioni sostan-
\n
zialmente diverse, o le condizioni di una passivit\u00e0 esistente
\n
sono sostanzialmente modificate, tale sostituzione o mo-
\n
difica viene trattata come un\u2019eliminazione contabile della
\n
passivit\u00e0 originaria e la rilevazione di una nuova passivit\u00e0.
\n
La differenza tra i rispettivi valori contabili \u00e8 rilevata a Conto
\n
economico.
\n

\n

\n", "dimensions": { "concept": "ifrs-full:DescriptionOfAccountingPolicyForDerecognitionOfFinancialInstrumentsExplanatory", "language": "it", "entity": "scheme:WOCMU6HCI0OJWNPRZS33", "period": "2022-01-01T00:00:00/2023-01-01T00:00:00" } }, "Tag939": { "value": "\n

\n\n

\n\n
Strumenti finanziari derivati
\n
Un derivato \u00e8 uno strumento finanziario o un altro contratto:
\n
\u2022 il cui valore cambia in relazione alle variazioni in un pa-
\n
rametro definito \u201csottostante\u201d, quale tasso di interesse,
\n
prezzo di un titolo o di una merce, tasso di cambio in va-
\n
luta estera, indice di prezzi o di tassi, rating di un credito
\n
o altra variabile;
\n
\u2022 che richiede un investimento netto iniziale pari a zero,
\n
o minore di quello che sarebbe richiesto per contratti
\n
con una risposta simile ai cambiamenti delle condizioni
\n
di mercato;
\n
\u2022 che \u00e8 regolato a una data futura.
\n
Gli strumenti derivati sono classificati come attivit\u00e0 o pas-
\n
sivit\u00e0 finanziarie a seconda del fair value positivo o negati-
\n
vo e sono classificati come \u201cdetenuti per la negoziazione\u201d
\n
all\u2019interno di \u201cAltri modelli di business\u201d e valutati al fair value
\n
rilevato a Conto economico, a eccezione di quelli designati
\n
come efficaci strumenti di copertura.
\n
Tutti i derivati detenuti per la negoziazione sono classificati
\n
come attivit\u00e0 e passivit\u00e0 correnti.
\n
I derivati non detenuti per la negoziazione, ma valutati al
\n
fair value rilevato a Conto economico in quanto non si qua-
\n
lificano per l\u2019hedge accounting, e i derivati designati come
\n
efficaci strumenti di copertura sono classificati come cor-
\n
renti o non correnti in base alla loro data di scadenza e
\n
all\u2019intenzione del Gruppo di detenere o meno tali strumenti
\n
fino alla scadenza.
\n
Per maggiori dettagli sui derivati e sull\u2019hedge accounting,
\n
si rinvia alla nota 51 \u201cDerivati ed hedge accounting\u201d.
\n

\n\n

\n\n

\n\n
Derivati impliciti
\n
Un derivato implicito (embedded derivative) \u00e8 un deriva-
\n
to incluso in un contratto \u201ccombinato\u201d (il c.d. \u201cstrumento
\n
ibrido\u201d) che contiene un altro contratto non derivato (il c.d.
\n
\u201ccontratto ospite\u201d) e origina tutti o parte dei flussi di cassa
\n
del contratto combinato.
\n

\n\n
I principali contratti del Gruppo che possono contenere de-
\n
rivati impliciti sono i contratti di acquisto e vendita di ele-
\n
menti non finanziari con clausole od opzioni che influenzano
\n
il prezzo contrattuale, il volume o la scadenza.
\n
Un derivato implicito in un contratto ibrido contenente
\n
un\u2019attivit\u00e0 finanziaria ospite non viene rilevato separatamen-
\n
te in quanto l\u2019attivit\u00e0 finanziaria ospite con derivato implicito
\n
deve essere classificata nella sua interezza come un\u2019attivit\u00e0
\n
finanziaria al fair value rilevato a Conto economico.
\n
I contratti che non rappresentano strumenti finanziari da
\n
valutare al fair value sono analizzati al fine di identificare l\u2019e-
\n
sistenza di derivati impliciti, che sono da scorporare e va-
\n
lutare al fair value. Le suddette analisi sono effettuate sia al
\n
momento in cui si entra a far parte del contratto, sia quando
\n
avviene una rinegoziazione dello stesso che comporti una
\n
modifica significativa dei flussi finanziari originari connessi.
\n
I derivati impliciti sono scorporati dal contratto ospite e rile-
\n
vati come un derivato quando:
\n
\u2022 il contratto ospite non \u00e8 uno strumento finanziario valuta-
\n
to al fair value rilevato a Conto economico;
\n
\u2022 i rischi economici e le caratteristiche del derivato implici-
\n
to non sono strettamente correlati a quelli del contratto
\n
ospite;
\n
\u2022 un contratto separato con le stesse condizioni del deriva-
\n
to implicito soddisferebbe la definizione di derivato.
\n
I derivati impliciti che sono scorporati dal contratto ospite
\n
sono rilevati nel Bilancio consolidato al fair value rilevato a
\n
Conto economico (a eccezione del caso in cui il derivato im-
\n
plicito \u00e8 designato come parte di una relazione di copertura).
\n

\n", "dimensions": { "concept": "ifrs-full:DescriptionOfAccountingPolicyForDerivativeFinancialInstrumentsExplanatory", "language": "it", "entity": "scheme:WOCMU6HCI0OJWNPRZS33", "period": "2022-01-01T00:00:00/2023-01-01T00:00:00" } }, "Tag935": { "value": "\n
Strumenti finanziari derivati
\n
Un derivato \u00e8 uno strumento finanziario o un altro contratto:
\n
\u2022 il cui valore cambia in relazione alle variazioni in un pa-
\n
rametro definito \u201csottostante\u201d, quale tasso di interesse,
\n
prezzo di un titolo o di una merce, tasso di cambio in va-
\n
luta estera, indice di prezzi o di tassi, rating di un credito
\n
o altra variabile;
\n
\u2022 che richiede un investimento netto iniziale pari a zero,
\n
o minore di quello che sarebbe richiesto per contratti
\n
con una risposta simile ai cambiamenti delle condizioni
\n
di mercato;
\n
\u2022 che \u00e8 regolato a una data futura.
\n
Gli strumenti derivati sono classificati come attivit\u00e0 o pas-
\n
sivit\u00e0 finanziarie a seconda del fair value positivo o negati-
\n
vo e sono classificati come \u201cdetenuti per la negoziazione\u201d
\n
all\u2019interno di \u201cAltri modelli di business\u201d e valutati al fair value
\n
rilevato a Conto economico, a eccezione di quelli designati
\n
come efficaci strumenti di copertura.
\n
Tutti i derivati detenuti per la negoziazione sono classificati
\n
come attivit\u00e0 e passivit\u00e0 correnti.
\n
I derivati non detenuti per la negoziazione, ma valutati al
\n
fair value rilevato a Conto economico in quanto non si qua-
\n
lificano per l\u2019hedge accounting, e i derivati designati come
\n
efficaci strumenti di copertura sono classificati come cor-
\n
renti o non correnti in base alla loro data di scadenza e
\n
all\u2019intenzione del Gruppo di detenere o meno tali strumenti
\n
fino alla scadenza.
\n
Per maggiori dettagli sui derivati e sull\u2019hedge accounting,
\n
si rinvia alla nota 51 \u201cDerivati ed hedge accounting\u201d.
\n

\n", "dimensions": { "concept": "ifrs-full:DescriptionOfAccountingPolicyForDerivativeFinancialInstrumentsAndHedgingExplanatory", "language": "it", "entity": "scheme:WOCMU6HCI0OJWNPRZS33", "period": "2022-01-01T00:00:00/2023-01-01T00:00:00" } }, "Tag936": { "value": "\n
Compensazione di attivit\u00e0 e passivit\u00e0 finanziarie
\n
Il Gruppo compensa attivit\u00e0 e passivit\u00e0 finanziarie quando:
\n
\u2022 esiste un diritto legalmente esercitabile di compensare i
\n
valori rilevati in bilancio; e
\n
\u2022 vi \u00e8 l\u2019intenzione di compensare su base netta o di rea-
\n
lizzare l\u2019attivit\u00e0 e regolare la passivit\u00e0 simultaneamente.
\n

\n", "dimensions": { "concept": "ifrs-full:DescriptionOfAccountingPolicyForOffsettingOfFinancialInstrumentsExplanatory", "language": "it", "entity": "scheme:WOCMU6HCI0OJWNPRZS33", "period": "2022-01-01T00:00:00/2023-01-01T00:00:00" } }, "Tag937": { "value": "\n

\n

\n
Attivit\u00e0 non correnti (o gruppi in dismissione)
\n
classificate come possedute per la vendita e
\n
discontinued operation
\n\n
Le attivit\u00e0 non correnti (o gruppi in dismissione) sono clas-
\n
sificate come possedute per la vendita se il loro valore con-
\n
tabile sar\u00e0 recuperato principalmente con un\u2019operazione
\n
di vendita anzich\u00e9 con il loro uso continuativo.
\n
Tale criterio di classificazione \u00e8 applicabile solo se le atti-
\n
vit\u00e0 non correnti (o gruppi in dismissione) sono disponibili
\n
per la vendita immediata nelle loro condizioni attuali e la
\n
vendita \u00e8 altamente probabile.
\n
Quando il Gruppo \u00e8 coinvolto in un piano di vendita che
\n
comporta la perdita del controllo in una partecipata e sono
\n
soddisfatti i requisiti previsti dall\u2019IFRS 5, tutte le attivit\u00e0 e
\n
le passivit\u00e0 della controllata sono classificate come posse-
\n
dute per la vendita indipendentemente se il Gruppo man-
\n
terr\u00e0, dopo la vendita, una partecipazione non di controllo
\n
nella societ\u00e0 stessa.
\n
Il Gruppo applica alle partecipazioni, o quote di partecipa-
\n
zioni, in societ\u00e0 collegate o joint venture tali criteri di classi-
\n
ficazione previsti dall\u2019IFRS 5. La parte residua della parteci-
\n
pazione in societ\u00e0 collegate o joint venture che non \u00e8 stata
\n
classificata come posseduta per la vendita \u00e8 contabilizzata
\n
con il metodo del patrimonio netto fino alla dismissione del-
\n
la parte classificata come posseduta per la vendita.
\n
Le attivit\u00e0 non correnti (o gruppi in dismissione) e le passi-
\n
vit\u00e0 incluse in gruppi in dismissione classificate come pos-
\n
sedute per la vendita sono presentate separatamente dalle
\n
altre attivit\u00e0 e passivit\u00e0 dello Stato patrimoniale.
\n
Gli importi presentati per le attivit\u00e0 non correnti o per le
\n
attivit\u00e0 e passivit\u00e0 di un gruppo in dismissione classificati
\n
come posseduti per la vendita non sono riclassificati o ri-
\n
presentati per i periodi a raffronto.
\n
Immediatamente prima della classificazione iniziale delle
\n
attivit\u00e0 non correnti (o gruppi in dismissione) come pos-
\n
sedute per la vendita, i valori contabili dell\u2019attivit\u00e0 (o del
\n
gruppo) sono valutati in conformit\u00e0 allo specifico principio
\n
contabile di riferimento applicabile a tali attivit\u00e0 o passivit\u00e0.
\n
Le attivit\u00e0 non correnti (o gruppi in dismissione) classificate
\n
come possedute per la vendita sono valutate al minore tra
\n
il valore contabile e il relativo fair value, al netto dei costi di
\n
vendita. Le perdite di valore per qualsiasi iniziale o succes-
\n
sivo impairment dell\u2019attivit\u00e0 (o gruppo in dismissione) al fair
\n
value al netto dei costi di vendita e i ripristini di impairment
\n
sono rilevati a Conto economico nell\u2019ambito delle continu-
\n
ing operation.
\n
Le attivit\u00e0 non correnti non sono ammortizzate finch\u00e9 sono
\n
classificate come possedute per la vendita o finch\u00e9 sono
\n
inserite in un gruppo in dismissione classificato come pos-
\n
seduto per la vendita.
\n
Se i criteri di classificazione non sono pi\u00f9 soddisfatti, il
\n
Gruppo non classifica pi\u00f9 le attivit\u00e0 (o il gruppo in dismis-
\n
sione) come possedute per la vendita. In questo caso tali
\n
attivit\u00e0 sono valutate al minore tra:
\n
\u2022 il valore contabile prima che l\u2019attivit\u00e0 (o gruppo in dismis-
\n
sione) fosse classificata come posseduta per la vendita,
\n
rettificato per tutti gli ammortamenti o ripristini di valo-
\n
re che sarebbero stati altrimenti rilevati se l\u2019attivit\u00e0 (o il
\n
gruppo in dismissione) non fosse stata classificata come
\n
posseduta per la vendita; e
\n
\u2022 il suo valore recuperabile calcolato alla data della suc-
\n
cessiva decisione di non vendere, che \u00e8 pari al maggiore
\n
tra il suo fair value al netto dei costi di dismissione e il
\n
suo valore d\u2019uso.
\n
Ogni rettifica al valore contabile dell\u2019attivit\u00e0 non corrente
\n
che cessa di essere classificata come posseduta per la
\n
vendita \u00e8 rilevata nell\u2019ambito del risultato delle continuing
\n
operation.
\n

\n

\n\n\n
Una discontinued operation \u00e8 una componente del Grup-
\n
po che \u00e8 stata dismessa, o classificata come posseduta
\n
per la vendita, e:
\n
\u2022 rappresenta un importante ramo autonomo di attivit\u00e0 o
\n
area geografica di attivit\u00e0;
\n
\u2022 fa parte di un unico programma coordinato di dismissio-
\n
ne di un importante ramo autonomo di attivit\u00e0 o un\u2019area
\n
geografica di attivit\u00e0; o
\n
\u2022 \u00e8 una societ\u00e0 controllata acquisita esclusivamente al fine
\n
della sua vendita.
\n
Il Gruppo espone, in una voce separata del Conto econo-
\n
mico, un unico importo rappresentato dal totale:
\n
\u2022 degli utili o delle perdite delle discontinued operation al
\n
netto degli effetti fiscali; e
\n
\u2022 della plusvalenza o minusvalenza, al netto degli effetti fi-
\n
scali, rilevata a seguito della valutazione al fair value al
\n
netto dei costi di vendita o della dismissione delle attivit\u00e0
\n
(o gruppo in dismissione) che costituiscono la disconti-
\n
nued operation.
\n
I corrispondenti ammontari sono ripresentati nel Conto
\n
economico per i periodi a confronto, cosicch\u00e9 l\u2019informativa
\n
si riferisca a tutte le discontinued operation entro la data
\n
di riferimento dell\u2019ultimo bilancio presentato. Se il Gruppo
\n
cessa di classificare un componente come posseduto per
\n
la vendita, i risultati del componente precedentemente
\n
esposto in bilancio tra le discontinued operation sono ri-
\n
classificati e inclusi nell\u2019ambito del risultato delle continu-
\n
ing operation per tutti gli esercizi presentati in bilancio.
\n

\n\n

\n

\n", "dimensions": { "concept": "ifrs-full:DescriptionOfAccountingPolicyForNoncurrentAssetsOrDisposalGroupsClassifiedAsHeldForSaleAndDiscontinuedOperationsExplanatory", "language": "it", "entity": "scheme:WOCMU6HCI0OJWNPRZS33", "period": "2022-01-01T00:00:00/2023-01-01T00:00:00" } }, "Tag951": { "value": "\n
Le attivit\u00e0 non correnti (o gruppi in dismissione) sono clas-
\n
sificate come possedute per la vendita se il loro valore con-
\n
tabile sar\u00e0 recuperato principalmente con un\u2019operazione
\n
di vendita anzich\u00e9 con il loro uso continuativo.
\n
Tale criterio di classificazione \u00e8 applicabile solo se le atti-
\n
vit\u00e0 non correnti (o gruppi in dismissione) sono disponibili
\n
per la vendita immediata nelle loro condizioni attuali e la
\n
vendita \u00e8 altamente probabile.
\n
Quando il Gruppo \u00e8 coinvolto in un piano di vendita che
\n
comporta la perdita del controllo in una partecipata e sono
\n
soddisfatti i requisiti previsti dall\u2019IFRS 5, tutte le attivit\u00e0 e
\n
le passivit\u00e0 della controllata sono classificate come posse-
\n
dute per la vendita indipendentemente se il Gruppo man-
\n
terr\u00e0, dopo la vendita, una partecipazione non di controllo
\n
nella societ\u00e0 stessa.
\n
Il Gruppo applica alle partecipazioni, o quote di partecipa-
\n
zioni, in societ\u00e0 collegate o joint venture tali criteri di classi-
\n
ficazione previsti dall\u2019IFRS 5. La parte residua della parteci-
\n
pazione in societ\u00e0 collegate o joint venture che non \u00e8 stata
\n
classificata come posseduta per la vendita \u00e8 contabilizzata
\n
con il metodo del patrimonio netto fino alla dismissione del-
\n
la parte classificata come posseduta per la vendita.
\n
Le attivit\u00e0 non correnti (o gruppi in dismissione) e le passi-
\n
vit\u00e0 incluse in gruppi in dismissione classificate come pos-
\n
sedute per la vendita sono presentate separatamente dalle
\n
altre attivit\u00e0 e passivit\u00e0 dello Stato patrimoniale.
\n
Gli importi presentati per le attivit\u00e0 non correnti o per le
\n
attivit\u00e0 e passivit\u00e0 di un gruppo in dismissione classificati
\n
come posseduti per la vendita non sono riclassificati o ri-
\n
presentati per i periodi a raffronto.
\n
Immediatamente prima della classificazione iniziale delle
\n
attivit\u00e0 non correnti (o gruppi in dismissione) come pos-
\n
sedute per la vendita, i valori contabili dell\u2019attivit\u00e0 (o del
\n
gruppo) sono valutati in conformit\u00e0 allo specifico principio
\n
contabile di riferimento applicabile a tali attivit\u00e0 o passivit\u00e0.
\n
Le attivit\u00e0 non correnti (o gruppi in dismissione) classificate
\n
come possedute per la vendita sono valutate al minore tra
\n
il valore contabile e il relativo fair value, al netto dei costi di
\n
vendita. Le perdite di valore per qualsiasi iniziale o succes-
\n
sivo impairment dell\u2019attivit\u00e0 (o gruppo in dismissione) al fair
\n
value al netto dei costi di vendita e i ripristini di impairment
\n
sono rilevati a Conto economico nell\u2019ambito delle continu-
\n
ing operation.
\n
Le attivit\u00e0 non correnti non sono ammortizzate finch\u00e9 sono
\n
classificate come possedute per la vendita o finch\u00e9 sono
\n
inserite in un gruppo in dismissione classificato come pos-
\n
seduto per la vendita.
\n
Se i criteri di classificazione non sono pi\u00f9 soddisfatti, il
\n
Gruppo non classifica pi\u00f9 le attivit\u00e0 (o il gruppo in dismis-
\n
sione) come possedute per la vendita. In questo caso tali
\n
attivit\u00e0 sono valutate al minore tra:
\n
\u2022 il valore contabile prima che l\u2019attivit\u00e0 (o gruppo in dismis-
\n
sione) fosse classificata come posseduta per la vendita,
\n
rettificato per tutti gli ammortamenti o ripristini di valo-
\n
re che sarebbero stati altrimenti rilevati se l\u2019attivit\u00e0 (o il
\n
gruppo in dismissione) non fosse stata classificata come
\n
posseduta per la vendita; e
\n
\u2022 il suo valore recuperabile calcolato alla data della suc-
\n
cessiva decisione di non vendere, che \u00e8 pari al maggiore
\n
tra il suo fair value al netto dei costi di dismissione e il
\n
suo valore d\u2019uso.
\n
Ogni rettifica al valore contabile dell\u2019attivit\u00e0 non corrente
\n
che cessa di essere classificata come posseduta per la
\n
vendita \u00e8 rilevata nell\u2019ambito del risultato delle continuing
\n
operation.
\n

\n

\n", "dimensions": { "concept": "ifrs-full:DescriptionOfAccountingPolicyForNoncurrentAssetsOrDisposalGroupsClassifiedAsHeldForSaleExplanatory", "language": "it", "entity": "scheme:WOCMU6HCI0OJWNPRZS33", "period": "2022-01-01T00:00:00/2023-01-01T00:00:00" } }, "Tag952": { "value": "\n
Una discontinued operation \u00e8 una componente del Grup-
\n
po che \u00e8 stata dismessa, o classificata come posseduta
\n
per la vendita, e:
\n
\u2022 rappresenta un importante ramo autonomo di attivit\u00e0 o
\n
area geografica di attivit\u00e0;
\n
\u2022 fa parte di un unico programma coordinato di dismissio-
\n
ne di un importante ramo autonomo di attivit\u00e0 o un\u2019area
\n
geografica di attivit\u00e0; o
\n
\u2022 \u00e8 una societ\u00e0 controllata acquisita esclusivamente al fine
\n
della sua vendita.
\n
Il Gruppo espone, in una voce separata del Conto econo-
\n
mico, un unico importo rappresentato dal totale:
\n
\u2022 degli utili o delle perdite delle discontinued operation al
\n
netto degli effetti fiscali; e
\n
\u2022 della plusvalenza o minusvalenza, al netto degli effetti fi-
\n
scali, rilevata a seguito della valutazione al fair value al
\n
netto dei costi di vendita o della dismissione delle attivit\u00e0
\n
(o gruppo in dismissione) che costituiscono la disconti-
\n
nued operation.
\n
I corrispondenti ammontari sono ripresentati nel Conto
\n
economico per i periodi a confronto, cosicch\u00e9 l\u2019informativa
\n
si riferisca a tutte le discontinued operation entro la data
\n
di riferimento dell\u2019ultimo bilancio presentato. Se il Gruppo
\n
cessa di classificare un componente come posseduto per
\n
la vendita, i risultati del componente precedentemente
\n
esposto in bilancio tra le discontinued operation sono ri-
\n
classificati e inclusi nell\u2019ambito del risultato delle continu-
\n
ing operation per tutti gli esercizi presentati in bilancio.
\n

\n", "dimensions": { "concept": "ifrs-full:DescriptionOfAccountingPolicyForDiscontinuedOperationsExplanatory", "language": "it", "entity": "scheme:WOCMU6HCI0OJWNPRZS33", "period": "2022-01-01T00:00:00/2023-01-01T00:00:00" } }, "Tag950": { "value": "\n
Certificati ambientali
\n
Alcune societ\u00e0 del Gruppo sono interessate dalle norma-
\n
tive nazionali relative ai certificati verdi, alle garanzie di ori-
\n
gine, ai certificati di efficienza energetica (c.d. \u201ccertificati
\n
bianchi\u201d), nonch\u00e9 dall\u2019\u201cEmission Trading System\u201d istituito a
\n
livello europeo.
\n
I certificati verdi e le garanzie di origine, maturati in rela-
\n
zione alla produzione di energia effettuata con impianti
\n
che utilizzano risorse rinnovabili e i certificati di efficien-
\n
za energetica maturati in relazione ai risparmi energetici
\n
conseguiti, che hanno ottenuto la certificazione dalla com-
\n
petente autorit\u00e0, sono assimilati a contributi non monetari
\n
in conto esercizio e rilevati al fair value, nell\u2019ambito degli
\n

\n\n
altri proventi operativi, con contropartita le altre attivit\u00e0 di
\n
natura non finanziaria, qualora i certificati non fossero an-
\n
cora accreditati sul conto propriet\u00e0, ovvero le rimanenze,
\n
qualora i certificati fossero gi\u00e0 accreditati.
\n
Nel momento in cui i predetti certificati sono accreditati sul
\n
conto propriet\u00e0, il relativo valore \u00e8 riclassificato dalle altre
\n
attivit\u00e0 alle rimanenze.
\n
I ricavi per la vendita di tali certificati sono rilevati nell\u2019am-
\n
bito dei ricavi, con conseguente decremento delle relative
\n
rimanenze.
\n
Ai fini della rilevazione contabile degli oneri derivanti da tali
\n
obblighi normativi, il Gruppo applica il cosiddetto \u201cnet lia-
\n
bility approach\u201d.
\n
Tale trattamento contabile prevede che i certificati ambien-
\n
tali eventualmente ricevuti gratuitamente e quelli autopro-
\n
dotti nell\u2019ambito dello svolgimento dell\u2019attivit\u00e0 aziendale,
\n
destinati all\u2019adempimento della compliance, siano rilevati
\n
al valore nominale (valore nullo). Inoltre, gli oneri sostenuti
\n
per acquistare sul mercato (o comunque ottenere a titolo
\n
oneroso) gli eventuali certificati mancanti per adempiere
\n
all\u2019obbligo del periodo di riferimento sono rilevati a Conto
\n
economico, per competenza, nell\u2019ambito degli \u201cAltri costi
\n
operativi\u201d, in quanto rappresentano \u201coneri di sistema\u201d con-
\n
seguenti all\u2019adempimento di un obbligo normativo.
\n

\n", "dimensions": { "concept": "ifrs-full:DescriptionOfAccountingPolicyForEnvironmentRelatedExpenseExplanatory", "language": "it", "entity": "scheme:WOCMU6HCI0OJWNPRZS33", "period": "2022-01-01T00:00:00/2023-01-01T00:00:00" } }, "Tag944": { "value": "\n
Benef\u00edci ai dipendenti
\n
La passivit\u00e0 relativa ai benef\u00edci riconosciuti ai dipendenti
\n
ed erogati in coincidenza o successivamente alla cessa-
\n
zione del rapporto di lavoro per piani a benef\u00edci definiti o
\n
per altri benef\u00edci a lungo termine erogati nel corso dell\u2019at-
\n
tivit\u00e0 lavorativa \u00e8 determinata, separatamente per ciascun
\n
piano, sulla base di ipotesi attuariali stimando l\u2019ammonta-
\n
re dei benef\u00edci futuri che i dipendenti hanno maturato alla
\n
data di riferimento del bilancio (attraverso il \u201cmetodo di
\n
proiezione unitaria del credito\u201d).
\n
In maggior dettaglio, il valore attuale dei piani a benef\u00edci
\n
definiti \u00e8 calcolato utilizzando un tasso determinato in
\n
base ai rendimenti di mercato, alla data di riferimento di
\n
bilancio, di titoli obbligazionari di aziende primarie. Se
\n
non esiste un mercato profondo di titoli obbligazionari di
\n
aziende primarie nella valuta in cui l\u2019obbligazione \u00e8 espres-
\n
sa, viene utilizzato il corrispondente tasso di rendimento
\n
dei titoli pubblici.
\n
La passivit\u00e0, al netto delle eventuali attivit\u00e0 a servizio del
\n
piano, \u00e8 rilevata per competenza lungo il periodo di matu-
\n
razione del diritto. La valutazione della passivit\u00e0 \u00e8 effettua-
\n
ta da attuari indipendenti.
\n
Se le attivit\u00e0 a servizio del piano eccedono il valore attua-
\n
le della relativa passivit\u00e0 a benef\u00edci definiti, il surplus viene
\n
rilevato come attivit\u00e0 (nei limiti dell\u2019eventuale massimale).
\n
Con riferimento alle passivit\u00e0 (attivit\u00e0) per i piani a benef\u00edci
\n
definiti, gli utili e le perdite attuariali derivanti dalla valuta-
\n
zione attuariale delle passivit\u00e0, il rendimento delle attivit\u00e0
\n
a servizio del piano (al netto degli associati interessi atti-
\n
vi) e l\u2019effetto del massimale di attivit\u00e0 \u2013 asset ceiling \u2013 (al
\n
netto dei relativi interessi) sono rilevati nell\u2019ambito delle al-
\n
tre componenti del Conto economico complessivo (OCI),
\n
quando si verificano. Per gli altri benef\u00edci a lungo termine,
\n
i relativi utili e perdite attuariali sono rilevati a Conto eco-
\n
nomico.
\n
In caso di modifica di un piano a benef\u00edci definiti o di intro-
\n
duzione di un nuovo piano, l\u2019eventuale costo previdenziale
\n
relativo alle prestazioni di lavoro passate (past service cost)
\n
\u00e8 rilevato immediatamente a Conto economico.
\n
Inoltre, il Gruppo \u00e8 impegnato in piani a contribuzione de-
\n
finita per effetto dei quali paga contributi fissi a una entit\u00e0
\n
distinta (un fondo) e non avr\u00e0 un\u2019obbligazione legale o im-
\n
plicita a pagare ulteriori contributi se il fondo non dispo-
\n
nesse di risorse sufficienti a pagare tutti i benef\u00edci ai dipen-
\n
denti relativamente all\u2019attivit\u00e0 lavorativa svolta nell\u2019esercizio
\n
corrente e in quelli precedenti. Tali piani sono generalmen-
\n
te istituiti con lo scopo di integrare le prestazioni pensio-
\n
nistiche successivamente alla fine del rapporto di lavoro.
\n
I costi relativi a tali piani sono rilevati a Conto economico
\n
sulla base della contribuzione effettuata nel periodo.
\n

\n

\n", "dimensions": { "concept": "ifrs-full:DescriptionOfAccountingPolicyForEmployeeBenefitsExplanatory", "language": "it", "entity": "scheme:WOCMU6HCI0OJWNPRZS33", "period": "2022-01-01T00:00:00/2023-01-01T00:00:00" } }, "Tag943": { "value": "\n
Termination benefit
\n
Le passivit\u00e0 per benef\u00edci dovuti ai dipendenti per la ces-
\n
sazione anticipata del rapporto di lavoro derivano dalla
\n
decisione da parte del Gruppo di concludere il rapporto
\n
di lavoro con un dipendente prima della normale data di
\n
pensionamento oppure dalla scelta volontaria di un dipen-
\n
dente di accettare un\u2019offerta, da parte del Gruppo, di tali
\n
benef\u00edci in cambio della cessazione del rapporto di lavoro.
\n
L\u2019evento che d\u00e0 origine a tale obbligazione \u00e8 la cessazio-
\n
ne del rapporto di lavoro piuttosto che l\u2019esistenza di tale
\n
rapporto. I benef\u00edci dovuti ai dipendenti per la cessazione
\n
anticipata del rapporto di lavoro sono rilevati nella data pi\u00f9
\n
immediata tra le seguenti:
\n
\u2022 il momento in cui il Gruppo non pu\u00f2 pi\u00f9 ritirare l\u2019offerta
\n
di tali benef\u00edci; e
\n
\u2022 il momento in cui il Gruppo rileva i costi di una ristruttu-
\n
razione che rientra nell\u2019ambito di applicazione dello IAS
\n
37 e implica il pagamento di benef\u00edci dovuti per la cessa-
\n
zione del rapporto di lavoro.
\n
Tali passivit\u00e0 sono valutate sulla base della natura del be-
\n
neficio concesso. In particolare, quando i benef\u00edci concessi
\n
rappresentano un miglioramento di altri benef\u00edci succes-
\n
sivi alla conclusione del rapporto di lavoro riconosciuti ai
\n
dipendenti, la relativa passivit\u00e0 \u00e8 valutata secondo le di-
\n
sposizioni previste per tale tipologia di benef\u00edci. Altrimen-
\n
ti, se si prevede che i benef\u00edci dovuti ai dipendenti per la
\n
cessazione del rapporto di lavoro saranno liquidati intera-
\n
mente entro 12 mesi dalla chiusura dell\u2019esercizio in cui tali
\n
benef\u00edci sono rilevati, la relativa passivit\u00e0 \u00e8 valutata secon-
\n
do le disposizioni previste per i benef\u00edci a breve termine;
\n
se si prevede che non saranno liquidati interamente entro
\n
12 mesi dalla chiusura dell\u2019esercizio in cui sono rilevati, la
\n
relativa passivit\u00e0 \u00e8 valutata secondo le disposizioni previste
\n
per gli altri benef\u00edci a lungo termine.
\n

\n", "dimensions": { "concept": "ifrs-full:DescriptionOfAccountingPolicyForTerminationBenefits", "language": "it", "entity": "scheme:WOCMU6HCI0OJWNPRZS33", "period": "2022-01-01T00:00:00/2023-01-01T00:00:00" } }, "Tag949": { "value": "\n
Pagamenti basati su azioni
\n
Il Gruppo attua operazioni con pagamento basato su azioni
\n
regolate con strumenti rappresentativi di capitale nell\u2019am-
\n
bito della politica in materia di remunerazione adottata per
\n
l\u2019Amministratore Delegato/Direttore Generale e per i diri-
\n
genti con responsabilit\u00e0 strategiche.
\n
I pi\u00f9 recenti piani di incentivazione di lungo termine preve-
\n
dono l\u2019assegnazione ai destinatari di un incentivo, rappre-
\n
sentato da una componente di natura azionaria (regolata
\n
con strumenti rappresentativi di capitale) e da una com-
\n
ponente monetaria (pagata per cassa), che maturer\u00e0 qua-
\n
lora si verifichino specifiche condizioni. La componente
\n
monetaria \u00e8 classificata come un\u2019operazione regolata per
\n
cassa se \u00e8 basata sul prezzo (o valore) degli strumenti rap-
\n
presentativi di capitale della societ\u00e0 che ha emesso il piano
\n
o, negli altri casi, come un altro beneficio ai dipendenti a
\n
lungo termine. Al fine di regolare la componente azionaria
\n
mediante l\u2019assegnazione gratuita di azioni, sono stati ap-
\n
provati programmi di acquisto di azioni proprie a servizio
\n
di tali piani. Per ulteriori dettagli sui piani di incentivazione
\n
basati su azioni, si rinvia alla nota 53 \u201cPagamenti basati su
\n
azioni\u201d.
\n
Per la componente azionaria, il Gruppo rileva i servizi resi
\n
dai dipendenti come costo del personale lungo il periodo
\n
in cui le condizioni di permanenza in servizio e di conse-
\n
guimento di determinati risultati devono essere soddisfat-
\n
te (periodo di maturazione) e stima indirettamente il loro
\n
valore, e il corrispondente incremento di una specifica
\n
voce del patrimonio netto, sulla base del fair value degli
\n
strumenti rappresentativi di capitale (ossia, azioni della so-
\n
ciet\u00e0 emittente) alla data di assegnazione. Tale fair value si
\n
basa sul prezzo di mercato osservabile delle azioni, tenen-
\n
do conto dei termini e delle condizioni in base ai quali le
\n
azioni sono state assegnate (a eccezione delle condizioni
\n
di maturazione escluse dalla misurazione del fair value).
\n
Il costo complessivamente rilevato \u00e8 rettificato a ogni data
\n
di riferimento del bilancio fino alla data di maturazione per
\n
riflettere la migliore stima disponibile al Gruppo del nume-
\n
ro di strumenti rappresentativi di capitale per i quali ci si
\n
attende che le condizioni di permanenza in servizio e quel-
\n
le di conseguimento di determinati risultati diverse dalle
\n
condizioni di mercato saranno soddisfatte, cosicch\u00e9 l\u2019im-
\n
porto rilevato al termine del periodo di maturazione si basa
\n
sul numero effettivo di strumenti rappresentativi di capitale
\n
che soddisfanno tali condizioni alla data di maturazione.
\n
Non \u00e8 rilevato alcun costo per i premi che alla fine non ma-
\n
turano perch\u00e9 non sono state soddisfatte le condizioni di
\n
conseguimento di determinati risultati diverse da quelle
\n
di mercato e/o le condizioni di permanenza in servizio. Di
\n
contro, le operazioni sono considerate maturate indipen-
\n
dentemente dal fatto che siano soddisfatte o meno le con-
\n
dizioni di mercato o di non maturazione, purch\u00e9 siano sod-
\n
disfatte tutte le altre condizioni di maturazione.
\n
Se l\u2019incentivo basato su strumenti rappresentativi di capi-
\n
tale \u00e8 pagato per cassa, il Gruppo rileva i servizi resi dai
\n
dipendenti come costo del personale lungo il periodo di
\n
maturazione e una corrispondente passivit\u00e0 misurata al
\n
fair value della passivit\u00e0 sostenuta. Successivamente, e
\n
fino al momento della sua estinzione, la passivit\u00e0 viene ri-
\n
misurata al fair value a ogni data di riferimento del bilancio,
\n
considerando la migliore stima possibile dell\u2019incentivo che
\n
maturer\u00e0, con le variazioni di fair value rilevate tra i costi del
\n
personale. Se il diritto a ricevere l\u2019incentivo monetario non
\n
matura perch\u00e9 una o pi\u00f9 condizioni non sono soddisfatte,
\n
la relativa passivit\u00e0 sar\u00e0 stornata.
\n

\n

\n", "dimensions": { "concept": "ifrs-full:DescriptionOfAccountingPolicyForSharebasedPaymentTransactionsExplanatory", "language": "it", "entity": "scheme:WOCMU6HCI0OJWNPRZS33", "period": "2022-01-01T00:00:00/2023-01-01T00:00:00" } }, "Tag941": { "value": "\n

\n
Fondi rischi e oneri
\n
I fondi per rischi e oneri sono rilevati quando, alla data di
\n
riferimento, in presenza di un\u2019obbligazione legale o implicita
\n
derivante da un evento passato, \u00e8 probabile che per sod-
\n
disfare l\u2019obbligazione si render\u00e0 necessario un esborso di
\n
risorse il cui ammontare \u00e8 stimabile in modo attendibile. Se
\n
l\u2019effetto \u00e8 significativo, gli accantonamenti sono determina-
\n
ti attualizzando i flussi finanziari futuri attesi a un tasso di
\n
sconto al lordo delle imposte che riflette la valutazione cor-
\n
rente del mercato del costo del denaro in relazione al tempo
\n
e, se applicabile, il rischio specifico attribuibile all\u2019obbligazio-
\n
ne. Quando l\u2019accantonamento \u00e8 attualizzato, l\u2019adeguamen-
\n
to periodico del valore attuale dovuto al fattore temporale \u00e8
\n
riflesso nel Conto economico come onere finanziario.
\n
Laddove si supponga che tutte le spese, o una parte di esse,
\n
richieste per estinguere un\u2019obbligazione vengano rimbor-
\n
sate da terzi, l\u2019indennizzo, se virtualmente certo, \u00e8 rilevato
\n
come un\u2019attivit\u00e0 distinta.
\n\n
Se la passivit\u00e0 \u00e8 connessa allo smantellamento degli impian-
\n
ti e/o ripristino del sito in cui gli stessi insistono, il fondo \u00e8
\n
rilevato in contropartita all\u2019attivit\u00e0 cui si riferisce e la rileva-
\n
zione dell\u2019onere a Conto economico avviene attraverso il
\n
processo di ammortamento della predetta attivit\u00e0 materiale.
\n
Se la passivit\u00e0 \u00e8 connessa allo smaltimento e allo stoccaggio
\n
delle scorie e di altri scarti di materiali radioattivi, il fondo \u00e8
\n
rilevato in contropartita ai relativi costi operativi.
\n

\n\n
Una passivit\u00e0 per ristrutturazione si riferisce a un program-
\n
ma pianificato e controllato dalla direzione aziendale che
\n
modifica in maniera significativa l\u2019ambito di un business in-
\n
trapreso dal Gruppo oppure il modo in cui il business \u00e8 ge-
\n
stito. Tale passivit\u00e0 \u00e8 rilevata quando sorge un\u2019obbligazione
\n
implicita, ossia quando il Gruppo ha approvato un dettaglia-
\n
to programma formale per la ristrutturazione e ne ha inizia-
\n
to la realizzazione oppure ne ha gi\u00e0 comunicato gli aspetti
\n
principali ai terzi interessati.
\n
I fondi non comprendono le passivit\u00e0 relative a trattamenti
\n
incerti ai fini dell\u2019imposta sul reddito che vengono rilevate
\n
come passivit\u00e0 fiscali.
\n
Il Gruppo potrebbe fornire una garanzia connessa alla ven-
\n
dita di un prodotto (sia esso bene o servizio) nell\u2019ambito di
\n
contratti con i clienti rientranti nel dominio di applicazione
\n
dell\u2019IFRS 15, ai sensi del contratto, delle norme di legge o
\n

\n\n
conformemente alla sua abituale pratica commerciale. In
\n
questo caso, il Gruppo valuta se la garanzia fornisca al clien-
\n
te l\u2019assicurazione che il prodotto, oggetto di garanzia, fun-
\n
zioner\u00e0 come previsto dalle parti, perch\u00e9 \u00e8 conforme alle
\n
specifiche concordate, oppure se la garanzia fornisca an-
\n
che un servizio in aggiunta alla conformit\u00e0 del prodotto alle
\n
specifiche concordate.
\n
A seguito della valutazione effettuata, se il Gruppo deter-
\n
mina che \u00e8 fornita una garanzia assicurativa, quando tra-
\n
sferisce il prodotto al cliente il Gruppo rileva separatamente
\n
una passivit\u00e0 e un corrispondente onere, che rappresenta
\n
un costo addizionale per la fornitura dei beni o servizi, senza
\n
attribuire alcuna parte del prezzo dell\u2019operazione (e, quindi,
\n
dei ricavi) alla garanzia. La passivit\u00e0 \u00e8 misurata e presentata
\n
come un fondo per rischi e oneri.
\n
In caso contrario, se il Gruppo determina che la garanzia
\n
fornisce un servizio aggiuntivo, il Gruppo contabilizza la
\n
garanzia promessa come un\u2019obbligazione di fare confor-
\n
memente alle previsioni dell\u2019IFRS 15, rilevando la passivit\u00e0
\n
derivante dal contratto come ricavo, lungo il periodo in cui
\n
\u00e8 fornito il servizio, e i relativi costi quando sono sostenuti.
\n
Infine, qualora la garanzia includa sia un elemento di assicu-
\n
razione sia uno di servizio e il Gruppo non pu\u00f2 ragionevol-
\n
mente contabilizzarli separatamente, il Gruppo contabilizza
\n
entrambe le garanzie insieme come un\u2019unica obbligazione
\n
di fare.
\n
Per i contratti i cui costi non discrezionali necessari per
\n
adempiere alle obbligazioni assunte sono superiori ai be-
\n
nef\u00edci economici che si suppone siano ottenibili dal contrat-
\n
to (\u201ccontratti onerosi\u201d), il Gruppo rileva un accantonamento
\n
pari al minore tra l\u2019eccedenza del costo necessario all\u2019a-
\n
dempimento (ossia, costi che si riferiscono direttamente al
\n
contratto, sia incrementali sia derivanti da una ripartizione di
\n
altri costi) rispetto ai benef\u00edci economici che si suppone de-
\n
riveranno dal contratto e qualsiasi risarcimento o sanzione
\n
derivante dall\u2019inadempienza del contratto stesso.
\n
Le variazioni di stima degli accantonamenti ai fondi in esa-
\n
me sono riflesse nel Conto economico dell\u2019esercizio in cui
\n
avviene la variazione, a eccezione di quelle relative ai costi
\n
previsti per smantellamento e/o ripristino che risultino da
\n
cambiamenti nei tempi e negli impieghi di risorse economi-
\n
che necessarie per estinguere l\u2019obbligazione o che risultino
\n
da variazioni del tasso di sconto. Tali variazioni sono portate
\n
a incremento o a riduzione del valore contabile delle relative
\n
attivit\u00e0 e imputate a Conto economico tramite il processo
\n
di ammortamento. Quando sono rilevate a incremento del
\n
valore contabile dell\u2019attivit\u00e0, viene inoltre valutato se il nuovo
\n
valore contabile dell\u2019attivit\u00e0 stessa possa essere interamen-
\n
te recuperato. Qualora non lo fosse, si rileva una perdita a
\n
Conto economico pari all\u2019ammontare ritenuto non recu-
\n
perabile. Le variazioni di stima in diminuzione sono rilevate
\n
in contropartita all\u2019attivit\u00e0 fino a concorrenza del suo valo-
\n
re contabile e, per la parte eccedente, immediatamente a
\n
Conto economico.
\n
Per maggiori dettagli sui criteri di stima adottati nella de-
\n
terminazione della passivit\u00e0 relativa allo smantellamento e
\n
ripristino dei siti, e in particolare per lo smantellamento degli
\n
impianti nucleari e per lo stoccaggio delle scorie o di altri
\n
scarti di materiali radioattivi, si rinvia alla nota 2.1 \u201cUso di sti-
\n
me e giudizi del management\u201d.
\n

\n

\n", "dimensions": { "concept": "ifrs-full:DescriptionOfAccountingPolicyForProvisionsExplanatory", "language": "it", "entity": "scheme:WOCMU6HCI0OJWNPRZS33", "period": "2022-01-01T00:00:00/2023-01-01T00:00:00" } }, "Tag966": { "value": "\n

\n

\n

\n
Ricavi provenienti da contratti con i clienti
\n
Il Gruppo rileva i ricavi derivanti da contratti con i clien-
\n
ti per un ammontare che riflette il corrispettivo al quale
\n
il Gruppo si aspetta di avere diritto in cambio dei beni e
\n
dei servizi forniti, in accordo con il modello a cinque step
\n
previsto dall\u2019IFRS 15:
\n
\u2022 individuazione del contratto con il cliente (step 1) a par-
\n
tire da quando il contratto stesso risulta legalmente effi-
\n
cace. In mancanza dei criteri dello step 1, ogni eventua-
\n
le corrispettivo ricevuto dai clienti viene rilevato come
\n
anticipo;
\n
\u2022 individuazione delle obbligazioni di fare (step 2), ovve-
\n
ro le promesse, nel contratto con il cliente, di trasferire
\n
beni o servizi, che sono contabilizzate distintamente se
\n
effettivamente distinguibili per natura e nell\u2019ambito del
\n
contratto, oppure, in via eccezionale, come unica ob-
\n
bligazione di fare, in caso si tratti di una serie di beni
\n
o servizi distinti che sono sostanzialmente uguali e che
\n
presentano le stesse modalit\u00e0 di trasferimento al cliente
\n
nel corso del tempo.
\n\n
Per ciascun bene o servizio distinto, il Gruppo deter-
\n
mina se agisce in qualit\u00e0 di \u201cprincipal\u201d o \u201cagent\u201d. In tale
\n
ultimo caso, i ricavi (ovvero onorari o commissioni) sono
\n
rilevati su base netta;
\n

\n\n
\u2022 determinazione del prezzo dell\u2019operazione, all\u2019inizio del
\n
contratto (step 3), come:
\n
\u2013 corrispettivo al quale si ritiene di avere diritto in cam-
\n
bio del trasferimento al cliente dei beni o servizi pro-
\n
messi, esclusi gli importi riscossi per conto terzi (per
\n
es., alcune imposte sulle vendite e l\u2019imposta sul valore
\n
aggiunto);
\n\n
\u2013 corrispettivi variabili, corrispettivi non monetari rice-
\n
vuti dal cliente e quelli da pagare a esso, componenti
\n

\n\n
di finanziamento significative. Il prezzo dell\u2019operazio-
\n
ne viene rettificato in ciascun esercizio per tenere
\n
conto di eventuali cambiamenti delle circostanze;
\n
\u2022 ripartizione del prezzo dell\u2019operazione (step 4), all\u2019inizio
\n
del contratto, alle diverse obbligazioni di fare, incluse
\n
eventuali opzioni per l\u2019acquisto di beni o servizi aggiun-
\n
tivi che rappresentano un diritto significativo (differendo
\n
i relativi ricavi al momento in cui ha luogo il trasferimen-
\n
to di tali beni o servizi futuri o alla scadenza dell\u2019opzio-
\n
ne), generalmente sulla base del prezzo di vendita a s\u00e9
\n
stante di ciascun bene o servizio promesso;
\n\n
\u2022 rilevazione dei ricavi (step 5), quando (o man mano che)
\n
ciascuna obbligazione di fare \u00e8 soddisfatta trasferendo
\n
il bene o servizio promesso al cliente.
\n

\n\n

\n\n
Se l\u2019obbligazione di fare rientra in un contratto esistente la
\n
cui durata iniziale prevista non \u00e8 superiore a un anno o se
\n
il Gruppo rileva i ricavi generati dall\u2019adempimento dell\u2019ob-
\n
bligazione di fare per l\u2019importo che ha diritto a fatturare al
\n
cliente, le informazioni relative alle rimanenti obbligazioni di
\n
fare non vengono fornite.
\n
Maggiori dettagli riguardo all\u2019applicazione di tale modello di
\n
rilevazione dei ricavi sono forniti nella nota 2.1 \u201cUso di sti-
\n
me e giudizi del management\u201d e nella nota 11.a \u201cRicavi delle
\n
vendite e delle prestazioni\u201d.
\n

\n", "dimensions": { "concept": "ifrs-full:DescriptionOfAccountingPolicyForRecognitionOfRevenue", "language": "it", "entity": "scheme:WOCMU6HCI0OJWNPRZS33", "period": "2022-01-01T00:00:00/2023-01-01T00:00:00" } }, "Tag961": { "value": "\n
Per ciascun bene o servizio distinto, il Gruppo deter-
\n
mina se agisce in qualit\u00e0 di \u201cprincipal\u201d o \u201cagent\u201d. In tale
\n
ultimo caso, i ricavi (ovvero onorari o commissioni) sono
\n
rilevati su base netta;
\n

\n", "dimensions": { "concept": "ifrs-full:DescriptionOfAccountingPolicyForFeeAndCommissionIncomeAndExpenseExplanatory", "language": "it", "entity": "scheme:WOCMU6HCI0OJWNPRZS33", "period": "2022-01-01T00:00:00/2023-01-01T00:00:00" } }, "Tag965": { "value": "\n
\u2013 corrispettivi variabili, corrispettivi non monetari rice-
\n
vuti dal cliente e quelli da pagare a esso, componenti
\n

\ndi finanziamento significative.", "dimensions": { "concept": "ifrs-full:DescriptionOfAccountingPolicyForDiscountsAndRebatesExplanatory", "language": "it", "entity": "scheme:WOCMU6HCI0OJWNPRZS33", "period": "2022-01-01T00:00:00/2023-01-01T00:00:00" } }, "Tag969": { "value": "\n
\u2022 rilevazione dei ricavi (step 5), quando (o man mano che)
\n
ciascuna obbligazione di fare \u00e8 soddisfatta trasferendo
\n
il bene o servizio promesso al cliente.
\n

\n", "dimensions": { "concept": "ifrs-full:DescriptionOfAccountingPolicyForConstructionInProgressExplanatory", "language": "it", "entity": "scheme:WOCMU6HCI0OJWNPRZS33", "period": "2022-01-01T00:00:00/2023-01-01T00:00:00" } }, "Tag960": { "value": "\n
\u2022 ricavi derivanti dalla vendita di commodity energetiche
\n
basati su contratti con consegna fisica, che non si quali-
\n
ficano per la \u201cown use exemption\u201d e sono quindi rilevati al
\n
fair value ai sensi dell\u2019IFRS 9;
\n

\n\n
\u2022 proventi e oneri da derivati valutati al fair value rilevato a
\n
Conto economico sul rischio di tasso di interesse e tasso
\n
di cambio;
\n

\n", "dimensions": { "concept": "ifrs-full:DescriptionOfAccountingPolicyForTradingIncomeAndExpenseExplanatory", "language": "it", "entity": "scheme:WOCMU6HCI0OJWNPRZS33", "period": "2022-01-01T00:00:00/2023-01-01T00:00:00" } }, "Tag964": { "value": "\n
Altri proventi operativi
\n
Gli altri proventi operativi riguardano principalmente le plu-
\n
svalenze da alienazione di beni non derivanti dall\u2019attivit\u00e0 ca-
\n
ratteristica del Gruppo e i contributi pubblici.
\n
I contributi pubblici, inclusi i contributi non monetari valu-
\n
tati al fair value, sono rilevati quando esiste una ragionevo-
\n
le certezza che saranno ricevuti e che il Gruppo rispetter\u00e0
\n
tutte le condizioni previste dal Governo, da enti governativi
\n
e analoghi enti locali, nazionali o internazionali per la loro
\n
erogazione.
\n
Il beneficio di un finanziamento pubblico a un tasso di in-
\n
teresse inferiore a quello di mercato \u00e8 trattato come un
\n
contributo pubblico. Il finanziamento \u00e8 inizialmente rilevato
\n
al fair value e il contributo pubblico \u00e8 misurato come diffe-
\n
renza tra il valore contabile iniziale e il corrispettivo ricevu-
\n
to. Il finanziamento \u00e8 successivamente valutato conforme-
\n
mente alle disposizioni previste per le passivit\u00e0 finanziarie.
\n
I contributi pubblici sono rilevati a Conto economico, con
\n
un criterio sistematico, negli esercizi in cui il Gruppo rile-
\n
va come costi le relative spese che i contributi intendono
\n
compensare.
\n
Quando il Gruppo riceve contributi pubblici sotto forma di
\n
trasferimenti di attivit\u00e0 non monetarie destinate all\u2019utiliz-
\n
zo aziendale, rileva sia il contributo sia il bene al fair value
\n
dell\u2019attivit\u00e0 non monetaria alla data del trasferimento.
\n
I contributi pubblici in conto impianti, inclusi quelli sotto
\n
forma di trasferimenti di attivit\u00e0 non monetarie, ricevu-
\n
ti per l\u2019acquisto, la costruzione o l\u2019acquisizione di attivit\u00e0
\n
immobilizzate (per es., immobili, impianti e macchinari
\n
o attivit\u00e0 immateriali), sono portati a riduzione del valore
\n
contabile del bene e rilevati a Conto economico durante
\n
la vita ammortizzabile del bene come riduzione del costo
\n
dell\u2019ammortamento. Nel caso non ci siano elementi per
\n
consentirne un\u2019adeguata attribuzione alle relative attivit\u00e0
\n
immobilizzate cui si riferiscono, i contributi pubblici in con-
\n
to impianti sono rilevati come risconti passivi, tra le altre
\n
passivit\u00e0, e accreditati a Conto economico su base siste-
\n
matica lungo la vita utile del bene.
\n

\n

\n", "dimensions": { "concept": "ifrs-full:DescriptionOfAccountingPolicyForGovernmentGrants", "language": "it", "entity": "scheme:WOCMU6HCI0OJWNPRZS33", "period": "2022-01-01T00:00:00/2023-01-01T00:00:00" } }, "Tag958": { "value": "\n

\n\n

\n

\n
Proventi e oneri finanziari da derivati
\n
I proventi e oneri finanziari da derivati includono:
\n\n
\u2022 proventi e oneri da derivati valutati al fair value rilevato a
\n
Conto economico sul rischio di tasso di interesse e tasso
\n
di cambio;
\n

\n\n\n
\u2022 proventi e oneri da derivati di fair value hedge sul rischio
\n
di tasso di interesse;
\n
\u2022 proventi e oneri da derivati di cash flow hedge sul rischio
\n
di tasso di interesse e tasso di cambio.
\n

\n\n
Altri proventi e oneri finanziari
\n
Per tutte le attivit\u00e0 e passivit\u00e0 finanziarie valutate al costo
\n
ammortizzato e le attivit\u00e0 finanziarie che maturano interes-
\n
si classificate come al fair value rilevato a Conto econo-
\n
mico complessivo, gli interessi attivi e passivi sono rilevati
\n
utilizzando il metodo del tasso di interesse effettivo.
\n
Gli interessi attivi sono rilevati nella misura in cui \u00e8 proba-
\n
bile che i benef\u00edci economici affluiranno al Gruppo e il loro
\n
ammontare possa essere attendibilmente valutato.
\n
Gli altri proventi e oneri finanziari includono anche le varia-
\n
zioni di fair value di strumenti finanziari diversi dai derivati.
\n

\n\n

\n", "dimensions": { "concept": "ifrs-full:DescriptionOfAccountingPolicyForFinanceIncomeAndCostsExplanatory", "language": "it", "entity": "scheme:WOCMU6HCI0OJWNPRZS33", "period": "2022-01-01T00:00:00/2023-01-01T00:00:00" } }, "Tag967": { "value": "\n

\n

\n
Proventi e oneri finanziari da derivati
\n
I proventi e oneri finanziari da derivati includono:
\n\n
\u2022 proventi e oneri da derivati valutati al fair value rilevato a
\n
Conto economico sul rischio di tasso di interesse e tasso
\n
di cambio;
\n

\n\n\n
\u2022 proventi e oneri da derivati di fair value hedge sul rischio
\n
di tasso di interesse;
\n
\u2022 proventi e oneri da derivati di cash flow hedge sul rischio
\n
di tasso di interesse e tasso di cambio.
\n

\n\n
Altri proventi e oneri finanziari
\n
Per tutte le attivit\u00e0 e passivit\u00e0 finanziarie valutate al costo
\n
ammortizzato e le attivit\u00e0 finanziarie che maturano interes-
\n
si classificate come al fair value rilevato a Conto econo-
\n
mico complessivo, gli interessi attivi e passivi sono rilevati
\n
utilizzando il metodo del tasso di interesse effettivo.
\n
Gli interessi attivi sono rilevati nella misura in cui \u00e8 proba-
\n
bile che i benef\u00edci economici affluiranno al Gruppo e il loro
\n
ammontare possa essere attendibilmente valutato.
\n
Gli altri proventi e oneri finanziari includono anche le varia-
\n
zioni di fair value di strumenti finanziari diversi dai derivati.
\n

\n", "dimensions": { "concept": "ifrs-full:DescriptionOfAccountingPolicyForFinanceCostsExplanatory", "language": "it", "entity": "scheme:WOCMU6HCI0OJWNPRZS33", "period": "2022-01-01T00:00:00/2023-01-01T00:00:00" } }, "Tag959": { "value": "\n
\u2022 proventi e oneri da derivati di fair value hedge sul rischio
\n
di tasso di interesse;
\n
\u2022 proventi e oneri da derivati di cash flow hedge sul rischio
\n
di tasso di interesse e tasso di cambio.
\n

\n\n
51.1 Derivati designati come strumenti di
\n
copertura
\n
I contratti derivati sono rilevati inizialmente al fair value,
\n
alla data di negoziazione del contratto, e successivamen-
\n
te sono rimisurati al loro fair value. Il metodo di rilevazione
\n
degli utili e delle perdite relativi a un derivato \u00e8 dipendente
\n
dalla designazione dello stesso quale strumento di coper-
\n
tura, e in tal caso dalla natura dell\u2019elemento coperto.
\n
L\u2019hedge accounting \u00e8 applicato ai contratti derivati stipu-
\n
lati al fine di ridurre i rischi di tasso di interesse, rischio di
\n
cambio e rischio di prezzo delle commodity (ivi inclusi i Vir-
\n
tual PPA), e agli investimenti netti in gestioni estere quando
\n
sono rispettati tutti i criteri previsti dall\u2019IFRS 9.
\n
All\u2019inception della transazione, il Gruppo deve documen-
\n
tare la relazione di copertura distinguendo tra strumenti
\n
di copertura ed elementi coperti, nonch\u00e9 tra strategia e
\n
obiettivi di risk management. Inoltre, la Societ\u00e0 documen-
\n
ta, all\u2019inception e successivamente su base sistematica, la
\n
propria valutazione in base alla quale gli strumenti di co-
\n
pertura risultano altamente efficaci a compensare le varia-
\n
zioni di fair value e dei flussi di cassa degli elementi coperti.
\n
Per le transazioni altamente probabili designate come ele-
\n
menti coperti di una relazione di cash flow hedge, il Gruppo
\n
valuta e documenta il fatto che tali operazioni sono alta-
\n
mente probabili e presentano un rischio di variazione dei
\n
flussi finanziari che impatta sul Conto economico.
\n
In relazione alla natura dei rischi cui \u00e8 esposto, il Gruppo
\n
designa i derivati come strumenti di copertura in una delle
\n
seguenti relazioni di copertura:
\n
\u2022 fair value hedge; o
\n
\u2022 cash flow hedge.
\n
Per maggiori dettagli sulla natura e l\u2019entit\u00e0 dei rischi deri-
\n
vanti dagli strumenti finanziari cui il Gruppo \u00e8 esposto si
\n
rimanda alla nota 49 \u201cRisk management\u201d.
\n
Affinch\u00e9 una relazione di copertura risulti efficace deve
\n
soddisfare i seguenti criteri:
\n
\u2022 esistenza di una relazione economica tra lo strumento di
\n
copertura e l\u2019elemento coperto;
\n
\u2022 l\u2019effetto del rischio di credito non prevale sulle variazioni
\n
di valore risultanti dalla relazione economica;
\n
\u2022 l\u2019hedge ratio definito al momento della designazione ini-
\n
ziale risulta pari a quello utilizzato a fini di gestione del
\n
rischio (ossia, stessa quantit\u00e0 dell\u2019elemento coperto che
\n
l\u2019entit\u00e0 effettivamente copre e stessa quantit\u00e0 dello stru-
\n
mento di copertura che l\u2019entit\u00e0 effettivamente utilizza
\n
per coprire l\u2019elemento coperto).
\n
In base ai requisiti dell\u2019IFRS 9, l\u2019esistenza di una relazione
\n
economica \u00e8 verificata dal Gruppo mediante un\u2019analisi
\n
qualitativa o un calcolo quantitativo, in base alle circostan-
\n
ze seguenti:
\n

\n\n
\u2022 se il rischio sottostante dello strumento di copertura e
\n
dell\u2019elemento coperto \u00e8 lo stesso, l\u2019esistenza di una re-
\n
lazione economica sar\u00e0 dimostrata mediante un\u2019analisi
\n
qualitativa;
\n
\u2022 diversamente, se il rischio sottostante dello strumento
\n
di copertura e dell\u2019elemento coperto non \u00e8 lo stesso,
\n
l\u2019esistenza di una relazione economica sar\u00e0 dimostrata
\n
attraverso un metodo quantitativo oltre all\u2019analisi quali-
\n
tativa sulla natura della relazione economica (ossia, re-
\n
gressione lineare).
\n
Per dimostrare che l\u2019andamento dello strumento di coper-
\n
tura \u00e8 in linea con quello dell\u2019elemento coperto, saranno
\n
analizzati diversi scenari.
\n
Per la copertura del rischio di prezzo delle commodity,
\n
l\u2019esistenza di una relazione economica si desume da una
\n
matrice di ranking che definisce, per ciascuna possibile
\n
componente di rischio, un set di tutti i derivati standard
\n
disponibili sul mercato classificati in base alla loro efficacia
\n
nella copertura del rischio considerato.
\n
Al fine di valutare gli effetti del rischio di credito, il Gruppo
\n
valuta l\u2019esistenza di misure di mitigazione del rischio (costi-
\n
tuzione di garanzie, break up clause, master netting agre-
\n
ements ecc.).
\n
Il Gruppo ha stabilito un hedge ratio di 1:1 per tutte le rela-
\n
zioni di copertura (inclusa la copertura del rischio di prezzo
\n
su commodity) per cui il rischio sottostante il derivato di
\n
copertura \u00e8 identico al rischio coperto, al fine di ridurre al
\n
minimo l\u2019inefficacia della copertura.
\n
L\u2019inefficacia della copertura \u00e8 valutata mediante un\u2019analisi
\n
qualitativa o un calcolo quantitativo, a seconda delle cir-
\n
costanze:
\n
\u2022 se i critical term dell\u2019elemento coperto e dello strumen-
\n
to di copertura corrispondono e non si rilevano ulteriori
\n
fonti di inefficacia incluso il credit risk adjustment sul de-
\n
rivato di copertura, la relazione di copertura \u00e8 considera-
\n
ta pienamente efficace sulla base di un\u2019analisi qualitativa;
\n
\u2022 se i critical term dell\u2019elemento coperto e dello strumen-
\n
to di copertura non corrispondono o si rileva almeno
\n
una fonte di inefficacia, l\u2019inefficacia della copertura sar\u00e0
\n
quantificata applicando il metodo del \u201cdollar offset\u201d cu-
\n
mulativo usando il derivato ipotetico. Tale metodo con-
\n
fronta le variazioni di fair value dello strumento di coper-
\n
tura e del derivato ipotetico tra la data di riferimento del
\n
bilancio e la data di inizio della copertura.
\n
Le principali cause di inefficacia delle coperture possono
\n
essere le seguenti:
\n
\u2022 basis difference (ossia, i fair value o flussi finanziari dell\u2019e-
\n
lemento coperto dipendono da una variabile diversa dal-
\n
la variabile che causa la variazione del fair value o dei
\n
flussi finanziari nello strumento di copertura);
\n
\u2022 differenze di timing (ossia, l\u2019elemento coperto e lo strumen-
\n
to di copertura si verificano o sono regolati a date diverse);
\n
\u2022 differenze di quantit\u00e0 o di importo nozionale (ossia, l\u2019ele-
\n
mento coperto e lo strumento di copertura si basano su
\n
quantit\u00e0 o importi nozionali diversi);
\n
\u2022 altri rischi (ossia, le variazioni del fair value o dei flussi
\n
finanziari di uno strumento di copertura o elemento co-
\n
perto sono collegate a rischi diversi dal rischio specifico
\n
oggetto di copertura);
\n
\u2022 rischio di credito (ossia, il rischio di credito di contropar-
\n
te impatta diversamente sulle variazioni del fair value de-
\n
gli strumenti di copertura e dell\u2019elemento coperto).
\n
Nel corso del 2022 il conflitto tra Russia e Ucraina ha reso
\n
il contesto macroeconomico particolarmente instabile, im-
\n
pattando sulle catene di approvvigionamento delle materie
\n
prime e causando un\u2019elevata volatilit\u00e0 dei prezzi, soprattut-
\n
to nel comparto delle commodity energetiche. In questo
\n
contesto, la gestione del rischio commodity si \u00e8 dimostrata
\n
solida e non ha evidenziato conseguenze significative sulla
\n
tenuta delle relazioni di copertura anche grazie alla solidit\u00e0
\n
dei modelli di portafoglio integrato in uso nelle principali
\n
realt\u00e0 europee in cui opera il Gruppo e alla diversificazio-
\n
ne geografica delle fonti di approvvigionamento. Anche il
\n
rischio di credito non \u00e8 stato particolarmente impattante
\n
in quanto il Gruppo si interfaccia principalmente con con-
\n
troparti di Borsa o con un elevato merito creditizio oppure
\n
con controparti adeguatamente garantite da fideiussioni
\n
bancarie o assicurative.
\n
Relativamente alla gestione del rischio di tasso di interes-
\n
se e di cambio, gli impatti del conflitto russo-ucraino e del
\n
delicato contesto macroeconomico sono stati limitati e
\n
comunque non tali da influenzare direttamente e in misura
\n
significativa la valutazione degli strumenti derivati e l\u2019esito
\n
delle verifiche di efficacia sulle coperture; la volatilit\u00e0 che
\n
ha caratterizzato i mercati finanziari \u00e8 stata compensata
\n
da azioni di mitigazione del rischio tramite strumenti finan-
\n
ziari derivati.
\n
Fair value hedge
\n
Il fair value hedge \u00e8 utilizzato dal Gruppo per la copertura
\n
delle variazioni del fair value di attivit\u00e0, passivit\u00e0 o impe-
\n
gni irrevocabili, che sono attribuibili a un rischio specifico e
\n
potrebbero impattare il Conto economico.
\n
Le variazioni di fair value di derivati che si qualificano e sono
\n
designati come strumenti di copertura sono rilevate a Con-
\n
to economico, coerentemente con le variazioni di fair value
\n
dell\u2019elemento coperto che sono attribuibili al rischio coperto.
\n
Se la copertura non soddisfa pi\u00f9 i criteri per l\u2019applicazione
\n
dell\u2019hedge accounting, l\u2019adeguamento del valore contabile
\n
dell\u2019elemento coperto, per il quale viene utilizzato il meto-
\n
do del tasso di interesse effettivo, \u00e8 ammortizzato a Conto
\n
economico lungo la vita residua dell\u2019elemento coperto.
\n

\n\n

\n
Cash flow hedge
\n
Il cash flow hedge \u00e8 applicato con l\u2019intento di coprire il
\n
Gruppo dall\u2019esposizione al rischio di variazioni dei flussi di
\n
cassa attesi attribuibili a un rischio specifico associato a
\n
un\u2019attivit\u00e0, una passivit\u00e0 o una transazione prevista alta-
\n
mente probabile che potrebbe impattare il Conto econo-
\n
mico.
\n
La quota efficace delle variazioni del fair value dei derivati,
\n
che sono designati e si qualificano di cash flow hedge, \u00e8 ri-
\n
levata a patrimonio netto tra le \u201caltre componenti di Conto
\n
economico complessivo (OCI)\u201d. L\u2019utile o la perdita relativa
\n
alla quota di inefficacia \u00e8 rilevata immediatamente a Conto
\n
economico.
\n
Gli importi rilevati a patrimonio netto sono rilasciati a Conto
\n
economico nel periodo in cui l\u2019elemento coperto impatta
\n
il Conto economico (per es., quando si verifica la vendita
\n
attesa oggetto di copertura).
\n
Se l\u2019elemento coperto comporta l\u2019iscrizione di un\u2019attivit\u00e0
\n
non finanziaria (ossia, terreni, impianti e macchinari o ma-
\n
gazzino ecc.) o di una passivit\u00e0 non finanziaria, o di una
\n
transazione prevista altamente probabile oggetto di co-
\n
pertura relativa a una attivit\u00e0 o passivit\u00e0 non finanziaria
\n
diventa un impegno irrevocabile cui si applica il fair value
\n
hedge, l\u2019importo cumulato a patrimonio netto (ossia, ri-
\n
serva cash flow) sar\u00e0 stornato e incluso nel valore iniziale
\n
(ossia, costo o altro valore contabile) dell\u2019attivit\u00e0 o passivit\u00e0
\n
coperte (ossia, \u201cbasis adjustment\u201d).
\n
Quando uno strumento di copertura giunge a scadenza o
\n
\u00e8 venduto, oppure quando la copertura non soddisfa pi\u00f9 i
\n
criteri per l\u2019applicazione dell\u2019hedge accounting, gli utili e le
\n
perdite cumulati rilevati a patrimonio netto fino a tale mo-
\n
mento rimangono sospesi a patrimonio netto e saranno
\n
rilevati a Conto economico quando la transazione futura
\n
sar\u00e0 definitivamente rilevata a Conto economico. Quando
\n
una transazione prevista non \u00e8 pi\u00f9 ritenuta probabile, gli
\n
utili o perdite rilevati a patrimonio netto sono rilasciati im-
\n
mediatamente a Conto economico.
\n
Per le relazioni di copertura che utilizzano i forward come
\n
strumento di copertura, in cui solo la variazione di valore
\n
dell\u2019elemento spot \u00e8 designata come strumento di coper-
\n
tura, la contabilizzazione dei punti forward (a Conto eco-
\n
nomico piuttosto che OCI) viene definita caso per caso.
\n
Tale approccio \u00e8 applicato dal Gruppo per la copertura del
\n
rischio di cambio sugli investimenti delle societ\u00e0 operanti
\n
nel business delle rinnovabili.
\n
Diversamente, nei rapporti di copertura che utilizzano il
\n
cross currency interest rate swap come strumento di co-
\n
pertura, il Gruppo separa i basis spread della valuta estera,
\n
nella designazione del derivato di copertura, e li rileva nel
\n
Conto economico complessivo (OCI) come costi di hed-
\n
ging.
\n
Con specifico riferimento alle coperture di cash flow hed-
\n
ge del rischio di prezzo delle commodity, allo scopo di mi-
\n
gliorare la coerenza delle stesse alla strategia di risk mana-
\n
gement, il Gruppo Enel applica un approccio dinamico di
\n
hedge accounting basato su specifici requisiti di liquidit\u00e0
\n
(c.d. \u201cLiquidity Based Approach\u201d).
\n
Tale approccio richiede di designare le coperture mediante
\n
l\u2019utilizzo dei derivati pi\u00f9 liquidi disponibili sul mercato e di
\n
sostituirli con altri, pi\u00f9 efficaci nella copertura del rischio
\n
in oggetto.
\n
Coerentemente con la strategia di risk management, il Li-
\n
quidity Based Approach consente il roll-over di un derivato
\n
attraverso la sostituzione dello stesso con un nuovo de-
\n
rivato, non solo in caso di scadenza, ma anche nel corso
\n
della relazione di copertura, se e solo se il nuovo derivato
\n
soddisfa entrambi i seguenti requisiti:
\n
\u2022 rappresenta una best proxy rispetto al vecchio derivato,
\n
in termini di ranking; e
\n
\u2022 soddisfa specifici requisiti di liquidit\u00e0.
\n
Il soddisfacimento dei predetti requisiti \u00e8 verificato trime-
\n
stralmente.
\n
Alla data del roll-over, la relazione di copertura non viene
\n
discontinuata. Pertanto, a partire da tale data, le variazioni
\n
di fair value efficaci del nuovo derivato dovranno essere ri-
\n
levate in contropartita al patrimonio netto (ossia, riserva di
\n
cash flow hedge), mentre le variazioni di fair value del vec-
\n
chio derivato dovranno essere rilevate a Conto economico.
\n\n
Riforma degli indici di riferimento per la determinazione
\n
dei tassi di interesse - \u201criforma IBOR\u201d
\n
Overview
\n
Gli indici di riferimento basati sui mercati interbancari (In-
\n
terbank Offered Rates, \u201cIBOR\u201d) rappresentano tassi di ri-
\n
ferimento ai quali le banche possono prendere in prestito
\n
fondi nel mercato interbancario su base non garantita, per
\n
un dato periodo che va dall\u2019overnight ai 12 mesi, in una de-
\n
terminata divisa.
\n
Negli anni recenti ci sono stati vari casi di manipolazione di
\n
tali tassi da parte delle banche che contribuiscono al loro
\n
calcolo, e per questa ragione gli enti regolatori nel mon-
\n
do hanno iniziato una fondamentale riforma degli indici
\n
di riferimento per la determinazione dei tassi di interesse,
\n
che include la sostituzione di alcuni indici di riferimento
\n
con tassi di riferimento alternativi privi di rischio (\u201criforma
\n
IBOR\u201d).
\n
La principale esposizione del Gruppo agli IBOR \u00e8 basata su
\n
Euribor e USD LIBOR.
\n
L\u2019Euribor \u00e8 ancora considerato in linea con l\u2019European
\n
Benchmarks Regulation (BMR) e questo consente ai parte-
\n
cipanti al mercato di continuare a utilizzarlo sia per i con-
\n
tratti esistenti sia per quelli nuovi.
\n
In linea con le pi\u00f9 recenti pubblicazioni su questo tema da
\n
parte dei maggiori enti regolatori:
\n
\u2022 gli indici USD LIBOR 1 mese, 3 mesi e 6 mesi divente-
\n
ranno non rappresentativi dopo il 30 giugno 2023 e il
\n
tasso di riferimento alternativo sar\u00e0 il Secured Overnight
\n
Financing Rate (SOFR);
\n

\n\n

\n\n

\n

\n\n
\u2022 gli indici GBP LIBOR 1 mese, 3 mesi e 6 mesi divente-
\n
ranno non rappresentativi dopo il 31 dicembre 2021 e il
\n
tasso di riferimento alternativo sar\u00e0 lo Sterling Overnight
\n
Index Average (SONIA).
\n
In conseguenza della riforma IBOR sono state previste
\n
alcune deroghe temporanee alle regole sulle relazioni di
\n
copertura in attuazione delle modifiche all\u2019IFRS 9 emesse
\n
a settembre 2019 (fase 1) e ad agosto 2020 (fase 2) per
\n
indirizzare, rispettivamente:
\n
\u2022 tematiche ante sostituzione che impattano l\u2019informativa
\n
finanziaria nel periodo che precede la sostituzione di un
\n
indice di riferimento per la determinazione dei tassi di
\n
interesse esistente con un tasso alternativo pressoch\u00e9
\n
privo di rischio (fase 1); e
\n
\u2022 tematiche post-sostituzione che potrebbero impattare
\n
l\u2019informativa finanziaria quando un indice di riferimento
\n
per la determinazione dei tassi di interesse esistente \u00e8
\n
riformato o sostituito e dunque quando non c\u2019\u00e8 pi\u00f9 l\u2019in-
\n
certezza iniziale, ma i contratti e le relazioni di copertura
\n
devono ancora essere aggiornate per riflettere i nuovi
\n
tassi di riferimento (fase 2).
\n
Impatto della riforma IBOR sul Gruppo
\n
In un contesto di incertezza che riguarda la transizio-
\n
ne IBOR nei vari Paesi, il Gruppo ha definito il perimetro
\n
globale, in termini di numerosit\u00e0 e di valore nominale, dei
\n
contratti impattati dalla riforma. Inoltre, alcune modifiche
\n
contrattuali sono gi\u00e0 state effettuate nei contratti prece-
\n
dentemente indicizzati al GBP LIBOR nel corso del 2021 e
\n
altre lo saranno durante il 2023 sulla base dell\u2019evoluzione
\n
della riforma IBOR e delle prassi di mercato.
\n

\n\n
Debiti e derivati
\n
Il Gruppo detiene debito a tasso variabile principalmente
\n
indicizzato all\u2019Euribor e all\u2019USD LIBOR che \u00e8 quasi intera-
\n
mente coperto attraverso strumenti finanziari derivati per
\n
scopi di gestione del rischio.
\n
Alla data di riferimento del bilancio non ci sono azioni pianifi-
\n
cate dal Gruppo con riguardo all\u2019Euribor poich\u00e9, come sopra
\n
esposto, questo indice \u00e8 stato interamente riformato per es-
\n
sere in linea con la European Union Benchmarks Regulation.
\n
Nonostante la continuit\u00e0 sull\u2019Euribor, clausole di sostituzione
\n
potrebbero essere richieste e dunque potrebbero essere im-
\n
plementate dal Gruppo all\u2019interno dei nuovi contratti in ac-
\n
cordo con l\u2019evoluzione delle migliori pratiche di mercato.
\n
Durante il 2022 il Gruppo ha stipulato nuovi prestiti in dol-
\n
lari statunitensi indicizzati al SOFR. Il principale obiettivo
\n
dei prossimi mesi sar\u00e0 come modificare le esposizioni esi-
\n
stenti da USD LIBOR a USD SOFR e come utilizzare i nuovi
\n
tassi alternativi pressoch\u00e9 privi di rischio per le nuove tran-
\n
sazioni finanziarie.
\n
Gli strumenti derivati del Gruppo sono gestiti tramite
\n
contratti principalmente basati su accordi quadro definiti
\n
dall\u2019ISDA (International Swaps and Derivatives Association).
\n
L\u2019ISDA ha rivisto i suoi contratti standardizzati alla luce
\n
della riforma IBOR e modificato le scelte relative ai tas-
\n
si variabili all\u2019interno delle definizioni ISDA del 2006 per
\n
includere clausole di sostituzione applicabili alla dismis-
\n
sione permanente di specifici indici di riferimento chiave;
\n
questi cambiamenti sono divenuti efficaci il 25 gennaio
\n
2021. Le transazioni incorporate nelle definizioni ISDA del
\n
2006 effettuate il 25 gennaio 2021, o successivamente,
\n
includono le scelte sui tassi variabili rettificate (per es., la
\n
scelta sul tasso variabile con la clausola di sostituzione),
\n
mentre le altre transazioni concluse ante tale data (c.d.
\n
\u201ccontratti derivati precedenti\u201d) continuano a essere basa-
\n
te sulle definizioni ISDA del 2006.
\n
Per questo motivo l\u2019ISDA ha pubblicato un protocollo
\n
IBOR di sostituzione per facilitare le modifiche multilate-
\n
rali cos\u00ec da includere le definizioni rettificate.
\n
Il Gruppo sta valutando se: (i) aderire o meno al suddet-
\n
to protocollo, in base alla sua esposizione e all\u2019evoluzione
\n
della riforma IBOR, oppure (ii) rettificare in anticipo i con-
\n
tratti impattati bilateralmente dalla riforma.
\n
Relazioni di copertura
\n
Alla data di riferimento del bilancio gli elementi coperti e
\n
gli strumenti di copertura sono principalmente indicizzati
\n
a Euribor, USD LIBOR e SONIA.
\n
Il Gruppo ha valutato l\u2019impatto dell\u2019incertezza dovuta alla
\n
riforma IBOR sulle relazioni di copertura al 31 dicembre
\n
2022 con riferimento sia agli strumenti di copertura sia
\n
agli elementi coperti. Sia gli elementi coperti che gli stru-
\n
menti di copertura cambieranno parametrizzazione pas-
\n
sando da indici di riferimento basati su mercati interban-
\n
cari (IBOR) a tassi sostitutivi di riferimento pressoch\u00e9 privi
\n
di rischio (RFR) come risultato delle modifiche contrattuali
\n
che saranno efficaci nei prossimi anni.
\n
In particolare, c\u2019\u00e8 ancora incertezza su come potr\u00e0 avve-
\n
nire la sostituzione che riguarda sia gli strumenti di co-
\n
pertura sia gli elementi coperti indicizzati all\u2019USD LIBOR.
\n
Il Gruppo gestisce l\u2019incertezza relativa a tali relazioni di
\n
copertura continuando ad applicare le deroghe tempo-
\n
ranee previste dalle modifiche all\u2019IFRS 9 emesse a set-
\n
tembre 2019 (fase 1). Si \u00e8 quindi ritenuto che gli indici di
\n
riferimento per la determinazione dei tassi di interesse su
\n
cui sono basati i flussi di cassa degli elementi coperti o
\n
degli strumenti di copertura non si modificassero come
\n
conseguenza della riforma IBOR. La deroga \u00e8 stata ap-
\n
plicata relativamente ai seguenti requisiti delle relazioni
\n
di copertura:
\n
\u2022 determinare se una transazione attesa \u00e8 altamente pro-
\n
babile;
\n
\u2022 stabilire se i flussi di cassa futuri coperti si verificheranno
\n
in una relazione cessata di copertura di tipo cash flow
\n
hedge;
\n
\u2022 valutare la relazione economica tra l\u2019elemento coperto e
\n
lo strumento di copertura.
\n

\n\n

\n

\n
Le relazioni di copertura impattate potrebbero incorrere
\n
in un\u2019inefficacia attribuibile a differenti sostituzioni di indi-
\n
ci di riferimento esistenti con tassi di riferimento alternativi
\n
pressoch\u00e9 privi di rischio. In ogni caso il Gruppo lavorer\u00e0
\n
per implementare le sostituzioni nello stesso momento.
\n
Inoltre, il Gruppo ha modificato il riferimento al GBP LI-
\n
BOR nei suoi strumenti di copertura su tasso di interesse
\n
utilizzati nelle relazioni di copertura di tipo cash flow he-
\n
dge con il nuovo, economicamente equivalente, indice di
\n
riferimento SONIA alla fine del 2021. Conseguentemente
\n
il Gruppo non applica pi\u00f9 a queste relazioni di copertura
\n
le modifiche all\u2019IFRS 9 emesse a settembre 2019 (fase 1)
\n
e, di conseguenza, sta applicando le modifiche all\u2019IFRS 9
\n
emesse ad agosto 2020 (fase 2), modificando la designa-
\n
zione formale della relazione di copertura come richiesto
\n
dalla riforma IBOR e senza considerare tale evento come
\n
una cessazione della relazione di copertura.
\n
Inoltre, per le relazioni di copertura di tipo cash flow he-
\n
dge, nel modificare la descrizione dell\u2019elemento coperto
\n
nella relazione di copertura, gli importi accumulati nella
\n
riserva di cash flow hedge sono stati considerati basati
\n
sull\u2019indice di riferimento alternativo su cui sono determi-
\n
nati i futuri flussi di cassa coperti.
\n
La seguente tabella fornisce il dettaglio dei valori nozio-
\n
nali degli strumenti di copertura per i quali le modifiche
\n
all\u2019IFRS 9, sia di fase 1 sia di fase 2, sono state applicate
\n
al 31 dicembre 2022, suddivisi per indice di riferimento
\n
alternativo per la determinazione del tasso di interesse.
\n
Milioni di euro Valore nozionale
\n
al 31.12.2022
\n
Strumenti di copertura Fase 1 Fase 2
\n
USD LIBOR/SOFR 977 -
\n
GBP LIBOR/SONIA - 1.240
\n
Totale 977
\n
1.240
\n
Contratti non ancora modificati inclusi quelli con
\n
clausole di sostituzione specifiche
\n
Il Gruppo monitora l\u2019evoluzione della transizione dai vec-
\n
chi indici di riferimento per la determinazione dei tassi di
\n
interesse ai nuovi, rivedendo gli importi totali dei contratti
\n
ancora non indicizzati ai nuovi tassi di riferimento e gli im-
\n
porti dei contratti, tra questi, che gi\u00e0 includono specifiche
\n
clausole di sostituzione. Il Gruppo considera un contratto
\n
non ancora transitato a un tasso di riferimento alternativo
\n
quando il tasso di interesse del contratto \u00e8 indicizzato a un
\n
indice di riferimento per la determinazione dei tassi di in-
\n
teresse ancora soggetto a riforma IBOR e dunque quando
\n
esistono ancora le incertezze sul come e quando avverr\u00e0 la
\n
sostituzione con il nuovo tasso di riferimento.
\n
51.1.1 Relazione di copertura per tipologia di rischio
\n
coperto
\n
Rischio di tasso di interesse
\n
La tabella seguente espone il valore nozionale e il tasso di
\n
interesse medio degli strumenti di copertura sul rischio di
\n
tasso di interesse delle transazioni in essere al 31 dicembre
\n
2022 e al 31 dicembre 2021 distinti per scadenza.
\n
Milioni di euro Maturity
\n
2023 2024 2025 2026 2027 Oltre Totale
\n
Al 31.12.2022
\n
Interest rate swap
\n
Totale valore nozionale 159 722 573 902 2.017 3.382 7.755
\n
Valore nozionale relativo a IRS in EUR 159 623 573 682 1.558 2.724 6.319
\n
Tasso di interesse medio IRS in EUR 4,41 2,24 1,91 2,20 1,84 1,61
\n
Valore nozionale relativo a IRS in USD - 47 - - 459 237 743
\n
Tasso di interesse medio IRS in USD 0,70 3,23 3,84
\n

\n\n

\n
La tabella seguente espone il valore nozionale e il fair value
\n
degli strumenti di copertura sul rischio di tasso di interesse,
\n
delle transazioni in essere al 31 dicembre 2022 e al 31 di-
\n
cembre 2021, suddivisi per tipologia di elemento coperto.
\n
Milioni di euro Fair value Nozionale Fair value Nozionale
\n
Strumento di copertura
\n
Elemento coperto
\n
Attivit\u00e0 Passivit\u00e0 Attivit\u00e0 Passivit\u00e0
\n
al 31.12.2022
\n
al 31.12.2021
\n
Fair value hedge
\n
Interest rate swap Finanziamenti/Obbligazioni a tasso variabile 20 (2) 518 13 (1) 241
\n
Interest rate swap Finanziamenti/Obbligazioni a tasso fisso 2 (90) 1.239 6 (4)
\n
558
\n
Cash flow hedge
\n
Interest rate swap Obbligazioni a tasso variabile 29 (44)
\n
1.190 - (167) 1.190
\n
Interest rate swap Crediti finanziari a tasso variabile - (9) 162 13 (1) 164
\n
Interest rate swap Finanziamenti a tasso variabile 307 (7) 4.646 6 (461)
\n
6.510
\n
Totale 358 (152) 7.755 38 (634) 8.663
\n
La tabella seguente espone il valore nozionale e il fair value
\n
dei derivati di copertura del rischio di tasso di interesse al
\n
31 dicembre 2022 e al 31 dicembre 2021 suddivisi per ti-
\n
pologia di relazione di copertura.
\n
Milioni di euro Nozionale Fair value attivit\u00e0 Nozionale Fair value passivit\u00e0
\n
Derivati
\n
al 31.12.2022 al 31.12.2021 al 31.12.2022 al 31.12.2021 al 31.12.2022 al 31.12.2021 al 31.12.2022 al 31.12.2021
\n
Fair value hedge
\n
Interest rate swap 154 139 22 19 1.603 660 (92) (5)
\n
Totale 154 139 22 19 1.603 660 (92) (5)
\n
Cash flow hedge
\n
Interest rate swap 4.958 404 336 19 1.040 7.460 (60) (629)
\n
Totale 4.958 404 336 19 1.040 7.460 (60) (629)
\n
TOTALE DERIVATI
\n
SUL TASSO DI INTERESSE
\n
5.112 543 358 38 2.643 8.120 (152) (634)
\n
Il valore nozionale complessivo dei contratti derivati clas-
\n
sificati come strumenti di copertura, risulta al 31 dicembre
\n
2022 pari a 7.755 milioni di euro e il corrispondente fair va-
\n
lue positivo \u00e8 pari a 206 milioni di euro.
\n
Rispetto al 31 dicembre 2021 il valore nozionale evidenzia
\n
un decremento di 908 milioni di euro, conseguente prin-
\n
cipalmente:
\n
\u2022 alla naturale scadenza di interest rate swap per 481 mi-
\n
lioni di euro;
\n
\u2022 alla classificazione come attivit\u00e0 possedute per la ven-
\n
dita di alcune societ\u00e0 australiane detenenti strumenti fi-
\n
nanziari derivati su tasso di interesse per un ammontare
\n
pari a 340 milioni di euro;
\n
\u2022 a nuovi interest rate swap per 1.174 milioni di euro;
\n
\u2022 alla riduzione del nozionale degli Interest Rate Swap di
\n
tipo amortizing per un ammontare pari a 211 milioni di
\n
euro.
\n
Si rileva inoltre la chiusura anticipata di Interest Rate Swap
\n
per un ammontare pari a 1.050 milioni di euro. Il migliora-
\n
mento del fair value, pari a 802 milioni di euro, \u00e8 dovuto prin-
\n
cipalmente all\u2019andamento della curva dei tassi di interesse.
\n
Derivati di fair value hedge
\n
La tabella seguente espone gli utili e le perdite nette rilevati
\n
a Conto economico, relativi ai derivati di fair value hedge e
\n
all\u2019elemento coperto attribuibili al rischio di tasso di inte-
\n
resse sia per il 2022 sia per l\u2019anno precedente.
\n
Milioni di euro 2022 2021
\n
Utili/(Perdite) netti Utili/(Perdite) netti
\n
Strumenti di copertura su tassi di interesse (84) (10)
\n
Elemento coperto 75 3
\n
Inefficacia (9) (7)
\n

\n\n

\n
La tabella seguente espone l\u2019impatto dei derivati di fair va-
\n
lue hedge su tasso di interesse nello Stato patrimoniale al
\n
31 dicembre 2022 e al 31 dicembre 2021.
\n
Milioni di euro al 31.12.2022 al 31.12.2021
\n
Valore
\n
nozionale
\n
Valore
\n
contabile
\n
Fair value utilizzato
\n
per la misurazione
\n
dell\u2019inefficacia del
\n
periodo
\n
Valore
\n
nozionale
\n
Valore
\n
contabile
\n
Fair value utilizzato
\n
per la misurazione
\n
dell\u2019inefficacia del
\n
periodo
\n
Interest rate swap 1.757 (70) (70) 799 14 14
\n
La tabella successiva espone l\u2019impatto dell\u2019elemento co-
\n
perto delle relazioni di fair value hedge nello Stato patri-
\n
moniale al 31 dicembre 2022 e al 31 dicembre 2021.
\n
Milioni di euro al 31.12.2022 al 31.12.2021
\n
Valore
\n
contabile
\n
Adeguamento
\n
cumulato
\n
del fair value
\n
dell\u2019elemento
\n
coperto
\n
Fair value
\n
utilizzato per
\n
la misurazione
\n
dell\u2019inefficacia
\n
del periodo
\n
Valore
\n
contabile
\n
Adeguamento
\n
cumulato
\n
del fair value
\n
dell\u2019elemento
\n
coperto
\n
Fair value
\n
utilizzato per
\n
la misurazione
\n
dell\u2019inefficacia
\n
del periodo
\n
Finanziamenti/Obbligazioni a tasso fisso 1.152 (87) (81) 562 4 (8)
\n
Finanziamenti/Obbligazioni a tasso variabile 576 (16) (18) 262 (9) 12
\n
Totale 1.728 (103) (99) 824 (5) 4
\n
Derivati di cash flow hedge
\n
Nella tabella seguente sono indicati i flussi di cassa attesi
\n
negli esercizi futuri relativi ai derivati di cash flow hedge sul
\n
rischio di tasso di interesse.
\n
Milioni di euro Fair value Distribuzione dei flussi di cassa attesi
\n
al 31.12.2022 2023 2024 2025 2026 2027 Oltre
\n
Derivati di cash flow hedge
\n
su tasso di interesse
\n
Derivati attivi (fair value positivo) 336 80 98 60 48 64 -
\n
Derivati passivi (fair value negativo) (60) (15) (10) (10) (8) (24) -
\n
La tabella seguente espone l\u2019impatto dei derivati di cash
\n
flow hedge su tasso di interesse nello Stato patrimoniale al
\n
31 dicembre 2022 e al 31 dicembre 2021.
\n
Milioni di euro al 31.12.2022 al 31.12.2021
\n
Valore
\n
nozionale
\n
Valore
\n
contabile
\n
Fair value utilizzato
\n
per la misurazione
\n
dell\u2019inefficacia del
\n
periodo
\n
Valore
\n
nozionale
\n
Valore
\n
contabile
\n
Fair value utilizzato
\n
per la misurazione
\n
dell\u2019inefficacia del
\n
periodo
\n
Interest rate swap 5.998 276 276 7.864 (610)
\n
(610)
\n

\n\n
\n

\n

\n
La tabella successiva espone l\u2019impatto dell\u2019elemento co-
\n
perto delle relazioni di cash flow hedge nello Stato patri-
\n
moniale al 31 dicembre 2022 e al 31 dicembre 2021.
\n
Milioni di euro al 31.12.2022 al 31.12.2021
\n
Fair value
\n
dell\u2019elemento
\n
coperto
\n
utilizzato per
\n
la misurazione
\n
dell\u2019inefficacia
\n
del periodo
\n
Fair value a
\n
P&L di derivati
\n
designati in CFH
\n
successivamente
\n
alla rilevazione
\n
iniziale
\n
Riserva
\n
cash
\n
flow
\n
hedge
\n
Riserva
\n
costi di
\n
hedging
\n
Quota
\n
inefficace
\n
del valore
\n
contabile dei
\n
derivati di
\n
CFH
\n
Fair value
\n
dell\u2019elemento
\n
coperto
\n
utilizzato per
\n
la misurazione
\n
dell\u2019inefficacia
\n
del periodo
\n
Fair value a
\n
P&L di derivati
\n
designati in CFH
\n
successivamente
\n
alla rilevazione
\n
iniziale
\n
Riserva
\n
cash
\n
flow
\n
hedge
\n
Riserva
\n
costi di
\n
hedging
\n
Quota
\n
inefficace
\n
del valore
\n
contabile dei
\n
derivati di
\n
CFH
\n
Obbligazioni
\n
a tasso variabile
\n
15 - (15) - - 167 - (167) - -
\n
Crediti finanziari
\n
a tasso variabile
\n
9 - (9) - - (12) - 12 - -
\n
Finanziamenti
\n
a tasso variabile
\n
(327) (28) 326 - 2 417 (32) (417) - (6)
\n
Totale (303) (28) 302 - 2 572 (32) (572) - (6)
\n\n
Rischio tasso di cambio
\n
La tabella seguente mostra il profilo di scadenza del valo-
\n
re nozionale e relativo tasso di cambio medio contrattuale
\n
degli strumenti di copertura sul rischio di tasso di cambio
\n
delle transazioni in essere al 31 dicembre 2022 e al 31 di-
\n
cembre 2021.
\n
Milioni di euro Maturity
\n
2023 2024 2025 2026 2027 Oltre Totale
\n
Al 31.12.2022
\n
Cross currency interest rate swap
\n
Totale valore nozionale CCIRS 1.908 4.831 2.648 1.265 2.380 15.701 28.733
\n
Valore nozionale CCIRS EUR/USD 1.171 2.290 2.107 1.171 1.615 11.529 19.883
\n
Tasso di cambio contrattuale medio EUR/USD 1,33 1,13 1,07 1,18 1,10 1,15
\n
Valore nozionale CCIRS EUR/GBP - 958 - - 564 3.721 5.243
\n
Tasso di cambio contrattuale medio EUR/GBP 0,88 0,90 0,81
\n
Valore nozionale CCIRS EUR/CHF - 228 - - 132 - 360
\n
Tasso di cambio contrattuale medio EUR/CHF 1,06 1,21
\n
Valore nozionale CCIRS USD/BRL 140 288 239 94 - - 761
\n
Tasso di cambio contrattuale medio USD/BRL 5,22 5,50 5,22 5,29
\n
Valore nozionale CCIRS EUR/BRL 597 438 181 - 70 - 1.286
\n
Tasso di cambio contrattuale medio EUR/BRL 6,09 6,25 6,16 3,92
\n
Currency forward
\n
Totale valore nozionale forward 6.127 2.374 625 - - - 9.126
\n
Valore nozionale - currency forward EUR/USD 4.713 2.345 625 - - - 7.683
\n
Tasso di cambio contrattuale medio forward - EUR/USD 1,09 1,10 1,11
\n
Valore nozionale - currency forward USD/BRL 333 -----333
\n
Tasso di cambio contrattuale medio forward - USD/BRL 5,61
\n
Valore nozionale - currency forward EUR/CNH 311 -----311
\n
Tasso di cambio contrattuale medio forward - EUR/CNH 7,41
\n
Valore nozionale - currency forward USD/CLP 199 20----219
\n
Tasso di cambio contrattuale medio forward - USD/CLP 906,90 921,05
\n
Valore nozionale - currency forward USD/COP 156 2----158
\n
Tasso di cambio contrattuale medio forward - USD/COP 4.720,74 4.444,96
\n
\n\n

\n\n

\n\n
Milioni di euro Maturity
\n
2022 2023 2024 2025 2026 Oltre Totale
\n
Al 31.12.2021
\n
Cross currency interest rate swap
\n
Totale valore nozionale CCIRS 258 1.574 4.638 1.002 1.153 12.814 21.439
\n
Valore nozionale CCIRS EUR/USD - 1.104 2.158 661 1.104 8.632 13.659
\n
Tasso di cambio contrattuale medio EUR/USD 1,33 1,13 1,17 1,18 1,21
\n
Valore nozionale CCIRS EUR/GBP - - 1.012 - - 3.678 4.690
\n
Tasso di cambio contrattuale medio EUR/GBP 0,88 0,82
\n
Valore nozionale CCIRS EUR/CHF - - 218 - - 126 344
\n
Tasso di cambio contrattuale medio EUR/CHF 1,06 1,21
\n
Valore nozionale CCIRS USD/BRL 98 132 295 155 49 244 973
\n
Tasso di cambio contrattuale medio USD/BRL 4,81 5,22 5,55 5,29 5,39 3,57
\n
Valore nozionale CCIRS EUR/BRL 160 339 402 79 - 77 1.057
\n
Tasso di cambio contrattuale medio EUR/BRL 6,41 6,44 6,25 6,71 3,92
\n
Currency forward
\n
Totale valore nozionale forward 4.324 1.320 371 4 - - 6.019
\n
Valore nozionale - currency forward EUR/USD 3.064 1.268 371 4 - - 4.707
\n
Tasso di cambio contrattuale medio forward - EUR/USD 1,16 1,19 1,18 1,18
\n
Valore nozionale - currency forward USD/BRL 311 -----311
\n
Tasso di cambio contrattuale medio forward - USD/BRL 5,65
\n
Valore nozionale - currency forward USD/COP 284 -----284
\n
Tasso di cambio contrattuale medio forward - USD/COP 3.963,93
\n
Valore nozionale - currency forward USD/CLP 145-----145
\n
Tasso di cambio contrattuale medio forward - USD/CLP 818,94
\n
Valore nozionale - currency forward USD/CAD 107 -----107
\n
Tasso di cambio contrattuale medio forward - USD/CAD 1,24
\n

\n\n

\n\n

\n\n
La tabella seguente espone il valore nozionale e il fair value
\n
degli strumenti di copertura sul rischio di tasso di cambio
\n
delle transazioni in essere al 31 dicembre 2022 e al 31 di-
\n
cembre 2021 suddivisi per tipologia di elemento coperto.
\n
Milioni di euro Fair value Nozionale Fair value Nozionale
\n
Strumento di copertura Elemento coperto Attivit\u00e0 Passivit\u00e0 Attivit\u00e0 Passivit\u00e0
\n
al 31.12.2022 al 31.12.2021
\n
Fair value hedge
\n
Cross currency interest rate swap
\n
(CCIRS)
\n
Finanziamenti/Obbligazioni in valuta
\n
estera a tasso fisso
\n
15 (99) 1.097 12 - 595
\n
Cross currency interest rate swap
\n
(CCIRS)
\n
Finanziamenti in valuta estera a tasso
\n
variabile
\n
-- -30-77
\n
Cash flow hedge
\n
Cross currency interest rate swap
\n
(CCIRS)
\n
Finanziamenti/Crediti in valuta estera
\n
a tasso variabile
\n
95 (76) 1.061 88 (19) 953
\n
Cross currency interest rate swap
\n
(CCIRS)
\n
Finanziament/Crediti in valuta estera
\n
a tasso fisso
\n
4 (233) 2.445 43 (58) 2.553
\n
Cross currency interest rate swap
\n
(CCIRS)
\n
Obbligazioni in valuta estera a tasso
\n
variabile
\n
60 - 414 37 - 344
\n
Cross currency interest rate swap
\n
(CCIRS)
\n
Obbligazioni in valuta estera a tasso
\n
fisso
\n
1.864 (1.293) 23.381 1.159 (1.095) 16.601
\n
Cross currency interest rate swap
\n
(CCIRS)
\n
Flussi di cassa futuri in valuta - (50) 335 - (75) 316
\n
Currency forward Flussi di cassa futuri in valuta 9 (6) 326 7 (3) 378
\n
Currency forward Acquisti futuri di commodity in valuta 192 (135) 7.508 106 (36) 4.802
\n
Currency forward
\n
Acquisti di beni di investimento e
\n
altro in valuta
\n
19 (23) 1.292 20 (7) 839
\n
Totale 2.258 (1.915) 37.859 1.502 (1.293) 27.458
\n
Per le relazioni di copertura in cash flow hedge e fair value
\n
hedge si evidenziano:
\n
\u2022 contratti CCIRS con un ammontare nozionale di 26.923
\n
milioni di euro volti alla copertura del rischio cambio col-
\n
legato all\u2019indebitamento a tasso fisso contratto in valuta
\n
diversa dall\u2019euro e un fair value positivo pari a 258 milioni
\n
di euro;
\n
\u2022 contratti CCIRS con un ammontare nozionale di 1.810
\n
milioni di euro volti alla copertura del rischio cambio col-
\n
legato all\u2019indebitamento a tasso variabile contratto in va-
\n
luta e un fair value positivo pari a 29 milioni di euro;
\n
\u2022 contratti currency forward con un ammontare nozionale
\n
complessivo di 7.834 milioni di euro utilizzati per coprire
\n
il rischio cambio connesso alle attivit\u00e0 di acquisto di gas
\n
naturale, all\u2019acquisto di combustibili e ai flussi attesi in
\n
valute diverse dall\u2019euro con un fair value positivo com-
\n
plessivo pari a 60 milioni di euro;
\n
\u2022 contratti currency forward con un ammontare nozionale
\n
di 1.292 milioni di euro e un fair value negativo pari a 4
\n
milioni di euro, relativi a operazioni in derivati OTC posti
\n
in essere al fine di mitigare il rischio di cambio relativo
\n
ai flussi attesi in valute diverse dalla moneta di conto,
\n
connessi all\u2019acquisizione di beni d\u2019investimento nel set-
\n
tore delle energie rinnovabili e delle infrastrutture e reti
\n
(contatori digitali di ultima generazione), ai costi opera-
\n
tivi della fornitura di servizi cloud e a ricavi derivanti dalla
\n
vendita di energia rinnovabile.
\n
La tabella seguente espone il valore nozionale e il fair value
\n
dei derivati di copertura del rischio di cambio al 31 dicem-
\n
bre 2022 e al 31 dicembre 2021 suddivisi per tipologia di
\n
relazione di copertura.
\n
Milioni di euro Nozionale Fair value attivit\u00e0 Nozionale Fair value passivit\u00e0
\n
Derivati
\n
al 31.12.2022 al 31.12.2021 al 31.12.2022 al 31.12.2021 al 31.12.2022 al 31.12.2021 al 31.12.2022 al 31.12.2021
\n
Fair value hedge
\n
CCIRS 99 672 15 42 998 - (99) -
\n
Totale 99 672 15 42 998 - (99) -
\n
Cash flow hedge
\n
Currency forward 4.313 4.117 220 133 4.813 1.902 (164) (46)
\n
CCIRS 16.695 13.553 2.023 1.327 10.941 7.214 (1.652) (1.247)
\n
Totale 21.008 17.670 2.243 1.460 15.754 9.116 (1.816) (1.293)
\n
TOTALE DERIVATI
\n
SUL TASSO DI CAMBIO
\n
21.107 18.342 2.258 1.502 16.752 9.116 (1.915) (1.293)
\n

\n\n

\n\n

\n\n
Il valore nozionale dei CCIRS al 31 dicembre 2022, pari
\n
a 28.733 milioni di euro (21.439 milioni di euro al 31 di-
\n
cembre 2021), evidenzia un incremento di 7.294 milioni di
\n
euro. In particolare, si rileva che sono scaduti cross cur-
\n
rency interest rate swap per un valore complessivo di 258
\n
milioni di euro a fronte di nuovi derivati per un contro-
\n
valore complessivo di 7.500 milioni di euro, di cui 6.936
\n
milioni di euro a fronte delle emissioni obbligazionarie
\n
in sterline e dollari statunitensi intervenute nel corso
\n
del 2022. Inoltre, a seguito della novazione di un presti-
\n
to obbligazionario in dollari statunitensi da Enel Finance
\n
International a Enel Finance America, si rileva la chiusura
\n
anticipata del relativo cross currency interest rate swap
\n
per un ammontare pari a 662 milioni di euro. Il valore ri-
\n
sente infine dell\u2019andamento del cambio dell\u2019euro rispetto
\n
alle principali divise e dell\u2019effetto delle quote di ammorta-
\n
mento che hanno determinato un incremento del valore
\n
nozionale per 714 milioni di euro.
\n
Il valore nozionale dei currency forward al 31 dicembre
\n
2022, pari a 9.126 milioni di euro (6.019 milioni di euro al
\n
31 dicembre 2021), evidenzia un incremento di 3.107 mi-
\n
lioni di euro. L\u2019esposizione al rischio cambio, in particolare
\n
al dollaro statunitense, deriva principalmente dalle attivit\u00e0
\n
di acquisto di gas naturale, dall\u2019acquisto di combustibili e
\n
da flussi di cassa relativi a investimenti. Le variazioni del
\n
valore nozionale risentono di una maggiore esposizione al
\n
rischio cambio, in particolare verso il dollaro statunitense,
\n
conseguente all\u2019aumento dei prezzi del gas naturale, e del-
\n
la ripresa della produzione di energia elettrica da carbone.
\n

\n

\n\n
Derivati di fair value hedge
\n
La tabella seguente espone gli utili e le perdite netti rilevati
\n
a Conto economico, relativi alle variazioni di fair value dei
\n
derivati di fair value hedge e all\u2019elemento coperto attribui-
\n
bili al rischio di tasso di cambio sia per il 2022 sia per l\u2019anno
\n
precedente.
\n
Milioni di euro 2022 2021
\n
Utili/(Perdite) netti Utili/(Perdite) netti
\n
Strumenti di copertura su tassi di cambio (119) 9
\n
Elemento coperto 129 (8)
\n
Inefficacia 10 1
\n
La tabella seguente espone l\u2019impatto dei derivati di fair va-
\n
lue hedge su tasso di cambio nello Stato patrimoniale al 31
\n
dicembre 2022 e al 31 dicembre 2021.
\n
Milioni di euro al 31.12. 2022 al 31.12.2021
\n
Valore
\n
nozionale
\n
Valore
\n
contabile
\n
Fair value
\n
utilizzato per
\n
la misurazione
\n
dell\u2019inefficacia
\n
del periodo
\n
Valore
\n
nozionale
\n
Valore
\n
contabile
\n
Fair value
\n
utilizzato per
\n
la misurazione
\n
dell\u2019inefficacia
\n
del periodo
\n
Cross currency interest rate swap (CCIRS) 1.097 (84) (87) 672 42 37
\n
La tabella successiva espone l\u2019impatto dell\u2019elemento co-
\n
perto delle relazioni di fair value hedge nello Stato patri-
\n
moniale al 31 dicembre 2022 e al 31 dicembre 2021.
\n
Milioni di euro al 31.12. 2022 al 31.12.2021
\n
Valore
\n
contabile
\n
Adeguamento
\n
cumulato
\n
del fair value
\n
dell\u2019elemento
\n
coperto
\n
Fair value
\n
utilizzato per
\n
la misurazione
\n
dell\u2019inefficacia
\n
del periodo
\n
Valore
\n
contabile
\n
Adeguamento
\n
cumulato
\n
del fair value
\n
dell\u2019elemento
\n
coperto
\n
Fair value
\n
utilizzato per
\n
la misurazione
\n
dell\u2019inefficacia
\n
del periodo
\n
Finanziamenti/Obbligazioni in valuta estera
\n
a tasso fisso
\n
525 (109) 70 639 35
\n
(40)
\n
Finanziamenti/Obbligazioni in valuta estera
\n
a tasso variabile
\n
449 (10) 13 - -
\n
-
\n
Totale 974 (119) 83 639 35 (40)
\n

\n\n
Derivati di cash flow hedge
\n
Nella tabella seguente sono indicati i flussi di cassa attesi
\n
negli esercizi futuri relativi ai derivati di cash flow hedge sul
\n
rischio di tasso di cambio.
\n
Milioni di euro Fair value Distribuzione dei flussi di cassa attesi
\n
al 31.12.2022 2023 2024 2025 2026 2027 Oltre
\n
Derivati di cash flow hedge su tasso di cambio
\n
Derivati attivi (fair value positivo) 2.243 1.256 889 320 299 2.197
\n
-
\n
Derivati passivi (fair value negativo) (1.816) (58) (53) (97) 7 (361) -
\n
La tabella seguente espone l\u2019impatto dei derivati di cash
\n
flow hedge su tasso di cambio nello Stato patrimoniale al
\n
31 dicembre 2022 e al 31 dicembre 2021.
\n
Milioni di euro al 31.12. 2022 al 31.12.2021
\n
Valore
\n
nozionale
\n
Valore
\n
contabile
\n
Fair value
\n
utilizzato per
\n
la misurazione
\n
dell\u2019inefficacia
\n
del periodo
\n
Valore
\n
nozionale
\n
Valore
\n
contabile
\n
Fair value
\n
utilizzato per
\n
la misurazione
\n
dell\u2019inefficacia
\n
del periodo
\n
Cross currency interest rate swap (CCIRS) 27.636 371 433 20.767 80 82
\n
Currency forward 9.126 56 56 6.019 87 89
\n
Totale 36.762 427 489 26.786 167 171
\n
La tabella successiva espone l\u2019impatto dell\u2019elemento co-
\n
perto delle relazioni di cash flow hedge nello Stato patri-
\n
moniale al 31 dicembre 2022 e al 31 dicembre 2021.
\n
Milioni di euro al 31.12. 2022 al 31.12.2021
\n
Fair value
\n
dell\u2019elemento
\n
coperto
\n
utilizzato per
\n
la misurazione
\n
dell\u2019inefficacia
\n
del periodo
\n
Riserva
\n
cash flow
\n
hedge
\n
Riserva
\n
costi di
\n
hedging
\n
Quota
\n
inefficace
\n
del valore
\n
contabile dei
\n
derivati di
\n
CFH
\n
Altri effetti
\n
a Conto
\n
economico
\n
(1)
\n
Fair value
\n
dell\u2019elemento
\n
coperto
\n
utilizzato per
\n
la misurazione
\n
dell\u2019inefficacia
\n
del periodo
\n
Riserva
\n
cash flow
\n
hedge
\n
Riserva
\n
costi di
\n
hedging
\n
Quota
\n
inefficace
\n
del valore
\n
contabile dei
\n
derivati di
\n
CFH
\n
Finanziamenti in
\n
valuta estera a tasso
\n
variabile
\n
(30) 30 - (11) - (69) 69 - -
\n
Finanziamenti in
\n
valuta estera a tasso
\n
fisso
\n
225 (225) (4) - - 15 (15) - -
\n
Obbligazioni in
\n
valuta estera a tasso
\n
variabile
\n
(60) 60 - - - (37) 37 - -
\n
Obbligazioni in
\n
valuta estera a tasso
\n
fisso
\n
(628) 509 (56) - 118 (66) 66 (2) -
\n
Flussi di cassa futuri
\n
in valuta (coperti con
\n
CCIRS)
\n
50 (50) - - - 75 (75) - -
\n
Flussi di cassa futuri
\n
in valuta (coperti con
\n
forward)
\n
(3) 3 - - - (2) 2 1 -
\n
Acquisti futuri di
\n
commodity in valuta
\n
(60) 59 (1) (1) - (72) 72 - -
\n
Acquisti di beni di
\n
investimento e altro
\n
in valuta
\n
7 (7) 1 2 - (15) 15 (3) -
\n
Totale (499) 379 (60) (10) 118 (171) 171 (4) -
\n
(1) L'impatto \u00e8 connesso al movimento dei cambi spot tra la data di stipula dei CCIRS a copertura di obbligazioni in valuta estera e l'effettiva erogazione del
\n
prestito.
\n

\n\n
Rischio di prezzo su commodity
\n
Milioni di euro Maturity
\n
2023 2024 2025 2026 2027 Oltre Totale
\n
Al 31.12.2022
\n
Commodity swap
\n
Valore nozionale su energia 653 164 143 139 132 333 1.564
\n
Prezzo medio - commodity swap su energia (\u20ac/MWh) 162,5 77,9 48,9 47,2 45,8 29,0
\n
Valore nozionale su carbone/shipping 1.037 - - - - - 1.037
\n
Prezzo medio - commodity swap su carbone/shipping ($/t) 293,7-----
\n
Valore nozionale su gas 1.183 1.184 1.205 23 20 65 3.680
\n
Prezzo medio - commodity swap su gas (\u20ac/MWh) 60,1 47,9 52,0 21,0 8,3 7,2
\n
Valore nozionale su petrolio 1.076 227 48---1.351
\n
Prezzo medio - commodity swap su petrolio ($/bbl) 105,0 93,0 82,0---
\n
Commodity forward/future
\n
Valore nozionale su energia 2.906 509 388 294 249 720 5.066
\n
Prezzo medio - commodity forward/future su energia (\u20ac/MWh) 148,1 35,2 17,4 17,8 15,8 15,6
\n
Valore nozionale su carbone/shipping -------
\n
Prezzo medio - commodity forward/future su gas carbone/shipping ($/t) - -----
\n
Valore nozionale su gas 7.171 4.099 229 - - - 11.499
\n
Prezzo medio - commodity forward/future su gas (\u20ac/MWh) 72,9 92,1 56,6---
\n
Valore nozionale su CO
\n
2
\n
1.63522650---1.911
\n
Prezzo medio - commodity forward/future su CO
\n
2
\n
(\u20ac/t) 81,3 94,9 94,0 - - -
\n
Valore nozionale su petrolio 1.263 58----1.321
\n
Prezzo medio - commodity forward/future su petrolio ($/bbl) 81,7 73,9 - - - -
\n
Commodity option
\n
Valore nozionale su energia 16 16 16 16 16 117 197
\n
Prezzo medio - commodity option su energia (\u20ac/MWh) 35,0 35,0 35,0 35,0 35,0 33,0
\n
Valore nozionale su gas - - -----
\n
Prezzo medio - commodity option su gas (\u20ac/MWh) ------
\n
Valore nozionale su petrolio 70 - ----70
\n
Prezzo medio - commodity option su petrolio ($/bbl) 133-----
\n
Milioni di euro Maturity
\n
2022 2023 2024 2025 2026
\n
Oltre Totale
\n
Al 31.12.2021
\n
Commodity swap
\n
Valore nozionale su energia 124 164 168 149 146
\n
472 1.223
\n
Prezzo medio - commodity swap su energia (\u20ac/MWh) 51,8 53,7 47,5 46,6 46,0
\n
33,2
\n
Valore nozionale su gas 131 372 129 11 17 93 753
\n
Prezzo medio - commodity swap su gas (\u20ac/MWh) 63,8 13,7 12,1 9,4 12,0
\n
9,6
\n
Valore nozionale su petrolio 669 244 99 - - - 1.012
\n
Prezzo medio - commodity swap su petrolio ($/bbl) 86,4 92,9 79,4 - -
\n
-
\n
Commodity forward/future
\n
Valore nozionale su energia 319 637 302 288 248
\n
856 2.650
\n
Prezzo medio - commodity forward/future su energia (\u20ac/MWh) 29,7 43,3 20,0 19,7 18,7 16,6
\n
Valore nozionale su carbone/shipping 14 - - - -
\n
- 14
\n
Prezzo medio - commodity forward/future su gas carbone/shipping ($/t) 90,8----
\n
-
\n
Valore nozionale su gas 3.315 1.048 5 - - - 4.368
\n
Prezzo medio - commodity forward/future su gas (\u20ac/MWh) 15,1 18,9 18,0---
\n
Valore nozionale su CO
\n
2
\n
47661----537
\n
Prezzo medio - commodity forward/future su CO
\n
2
\n
(\u20ac/t) 46,1 38,4 - - - -
\n
Valore nozionale su petrolio 600 57---- 657
\n
Prezzo medio - commodity forward/future su petrolio ($/bbl) 37,7 51,6 - - -
\n
-
\n
Commodity option
\n
Valore nozionale su energia 10 21 21 21 21
\n
134 228
\n
Prezzo medio - commodity option su energia (\u20ac/MWh) 26,3 29,3 29,9 29,8 29,8
\n
32,6
\n
Valore nozionale su gas 99----- 99
\n
Prezzo medio - commodity option su gas (\u20ac/MWh) 50,5----
\n

\n\n
La tabella seguente espone il valore nozionale e il fair value
\n
degli strumenti di copertura sul rischio di prezzo su com-
\n
modity delle transazioni in essere al 31 dicembre 2022 e
\n
al 31 dicembre 2021 suddivisi per tipologia di commodity.
\n
Milioni di euro Nozionale Fair value attivit\u00e0 Nozionale Fair value passivit\u00e0
\n
al 31.12.2022 al 31.12.2021 al 31.12.2022 al 31.12.2021 al 31.12.2022 al 31.12.2021 al 31.12.2022 al 31.12.2021
\n
Derivati
\n
Cash flow hedge
\n
Derivati su energia:
\n
- swap 1.213 820 982 640 352 401 (498) (263)
\n
- forward/future 1.535 769 89 1.073 3.510 1.881 (898) (598)
\n
- opzioni 218 229 36 49 - - (12) (18)
\n
Totale derivati su energia 2.966 1.818 1.107 1.762 3.862 2.282 (1.408) (879)
\n
Derivati su carbone/shipping:
\n
- swap 9 - 2 - 1.028 - (373) -
\n
- forward/future - 14 - 3 - - - -
\n
- opzioni - - - -----
\n
Totale derivati su carbone/shipping 9 14 2 3 1.028 - (373) -
\n
Derivati su gas e petrolio:
\n
- swap 2.302 669 666 69 2.729 1.095 (765) (99)
\n
- forward/future 4.734 3.094 1.714 2.557 8.085 1.932 (5.182) (5.150)
\n
- opzioni 22 30 4 3 48 70 (4) (26)
\n
Totale derivati su gas e petrolio 7.058 3.793 2.384 2.629 10.862 3.097 (5.951) (5.275)
\n
Derivati su CO
\n
2
\n
:
\n
- swap --------
\n
- forward/future 1.704 537 143 410 207 - (7) -
\n
- opzioni --------
\n
Totale derivati su CO
\n
2
\n
1.704 537 143 410 207 - (7) -
\n
TOTALE DERIVATI SU COMMODITY 11.737 6.162 3.636 4.804 15.959 5.379 (7.739) (6.154)
\n
La tabella espone il valore nozionale e il fair value dei deri-
\n
vati di copertura del rischio di prezzo su commodity al 31
\n
dicembre 2022 e al 31 dicembre 2021, suddivisi per tipolo-
\n
gia di relazione di copertura.
\n
Il fair value attivo degli strumenti finanziari derivati su com-
\n
modity di cash flow hedge \u00e8 riferito a operazioni in derivati
\n
su gas e commodity petrolifere per 2.384 milioni di euro,
\n
a transazioni in derivati su CO
\n
2
\n
per 143 milioni di euro, a
\n
transazioni in derivati su energia per 1.107 milioni di euro e,
\n
in minor misura, a coperture su acquisti di carbone richie-
\n
ste dalle societ\u00e0 di generazione (2 milioni di euro).
\n
Nella prima categoria rientrano principalmente operazioni
\n
di copertura del rischio oscillazione prezzo del gas natu-
\n
rale sia in approvvigionamento sia in vendita, effettuate su
\n
commodity petrolifere e su prodotti gas.
\n
Nella categoria CO
\n
2
\n
rientrano principalmente operazioni di
\n
copertura per la compliance del Gruppo Enel.
\n
Nella categoria energia rientrano principalmente opera-
\n
zioni di hedging di medio-lungo termine, in particolare sul
\n
perimetro Spagna e Nord America.
\n
I derivati su commodity di cash flow hedge inclusi nel pas-
\n
sivo sono relativi a operazioni in derivati su gas e commo-
\n
dity petrolifere per 5.951 milioni di euro (principalmente
\n
per contratti di vendita in hedging), a contratti derivati su
\n
energia per 1.408 milioni di euro e, in minor misura, a tran-
\n
sazioni in derivati su carbone e CO
\n
2
\n
per rispettivamente
\n
373 milioni di euro e 7 milioni di euro.
\n
Derivati di cash flow hedge
\n
Nella tabella seguente sono indicati i flussi di cassa attesi
\n
negli esercizi futuri relativi ai derivati di cash flow hedge sul
\n
rischio di prezzo su commodity.
\n
Milioni di euro Fair value Distribuzione dei flussi di cassa attesi
\n
al 31.12.2022 2023 2024 2025 2026 2027 Oltre
\n
Derivati di cash flow hedge su commodity
\n
Derivati attivi (fair value positivo) 3.838 2.438 829 160 101 93 217
\n
Derivati passivi (fair value negativo) (7.941) (4.598) (2.116) (619) (180) (153) (275)
\n

\n\n
La tabella seguente espone l\u2019impatto dei derivati di cash
\n
flow hedge su prezzo commodity nello Stato patrimoniale
\n
al 31 dicembre 2022 e al 31 dicembre 2021.
\n
Milioni di euro al 31.12. 2022 al 31.12.2021
\n
Valore
\n
nozionale
\n
Valore
\n
contabile
\n
Fair value
\n
utilizzato per
\n
la misurazione
\n
dell\u2019inefficacia
\n
del periodo
\n
Valore
\n
nozionale
\n
Valore
\n
contabile
\n
Fair value
\n
utilizzato per
\n
la misurazione
\n
dell\u2019inefficacia
\n
del periodo
\n
Swap su energia 1.564 485 469 1.221 377 377
\n
Swap su carbone/shipping 1.037 (371) (371) - - -
\n
Swap su gas e petriolio 5.031 (99) (98) 1.764 (30)
\n
(30)
\n
Forward/future su energia 5.045 (809) (938) 2.675 (223) (223)
\n
Forward/future su carbone/shipping - - - 14 3 3
\n
Forward/future su gas e petrolio 12.820 (3.469) (3.673) 5.027 (2.592) (2.592)
\n
Forward/future su CO
\n
2
\n
1.911 136 138 537 410 410
\n
Option su energia 218 24 24 204 7 7
\n
Option su gas e petrolio 70 - - 99 (24)
\n
(24)
\n
Totale 27.696 (4.103) (4.449) 11.541 (2.072) (2.072)
\n
La tabella successiva espone l\u2019impatto dell\u2019elemento co-
\n
perto delle relazioni di cash flow hedge nello Stato patri-
\n
moniale al 31 dicembre 2022 e al 31 dicembre 2021.
\n
Milioni di euro al 31.12. 2022 al 31.12.2021
\n
Fair value
\n
dell\u2019elemento
\n
coperto
\n
utilizzato per
\n
la misurazione
\n
dell\u2019inefficacia
\n
del periodo
\n
Riserva
\n
cash
\n
flow
\n
hedge
\n
Riserva
\n
costi di
\n
hedging
\n
Quota
\n
inefficace
\n
del valore
\n
contabile
\n
dei derivati
\n
di CFH
\n
Fair value
\n
dell\u2019elemento
\n
coperto
\n
utilizzato per
\n
la misurazione
\n
dell\u2019inefficacia
\n
del periodo
\n
Riserva
\n
cash
\n
flow
\n
hedge
\n
Riserva
\n
costi di
\n
hedging
\n
Quota
\n
inefficace
\n
del valore
\n
contabile
\n
dei derivati
\n
di CFH
\n
Transazioni future su energia 602 (602) 15 (32) (297) 297 -
\n
(29)
\n
Transazioni future di carbone/shipping 371 (371) - - (3) 3 - -
\n
Transazioni future di gas e petrolio 3.360 (3.360) - (232) 2.751 (2.751) - (2)
\n
Transazioni future di CO
\n
2
\n
(133) 133 - - (410) 410 - -
\n
Totale 4.200 (4.200) 15 (264) 2.041 (2.041) - (31)
\n
Relativamente ai derivati di cash flow hedge su prezzo
\n
commodity, si segnala che anche nel corso del 2022 l\u2019in-
\n
tero comparto commodity \u00e8 stato oggetto di importanti
\n
oscillazioni di prezzo. In particolare, l\u2019impatto pi\u00f9 rilevante
\n
in termini di variazione di riserva di cash flow hedge \u00e8 at-
\n
tribuibile a transazioni future di gas che, tra tutte, \u00e8 stata la
\n
commodity che ha maggiormente risentito di questa alta
\n
volatilit\u00e0.
\n
Infine, si segnala che l\u2019inefficacia rilevata a Conto econo-
\n
mico nel 2022 sulle transazioni future di gas \u00e8 afferente
\n
principalmente a operazioni di proxy hedging sul perime-
\n
tro Spagna.
\n

\n", "dimensions": { "concept": "ifrs-full:DescriptionOfAccountingPolicyForHedgingExplanatory", "language": "it", "entity": "scheme:WOCMU6HCI0OJWNPRZS33", "period": "2022-01-01T00:00:00/2023-01-01T00:00:00" } }, "Tag963": { "value": "gli interessi attivi e passivi sono rilevatiutilizzando il metodo del tasso di interesse effettivo.", "dimensions": { "concept": "ifrs-full:DescriptionOfAccountingPolicyForInterestIncomeAndExpenseExplanatory", "language": "it", "entity": "scheme:WOCMU6HCI0OJWNPRZS33", "period": "2022-01-01T00:00:00/2023-01-01T00:00:00" } }, "Tag956": { "value": "\n
Dividendi
\n
I dividendi sono rilevati quando \u00e8 stabilito il diritto incondi-
\n
zionato a riceverne il pagamento.
\n
I dividendi e gli acconti sui dividendi pagabili agli azionisti
\n
della Capogruppo e alle partecipazioni di minoranza sono
\n
rappresentati come movimento del patrimonio netto alla
\n
data in cui sono approvati, rispettivamente, dall\u2019Assemblea
\n
degli azionisti e dal Consiglio di Amministrazione.
\n

\n", "dimensions": { "concept": "ifrs-full:DescriptionOfAccountingPolicyForDividendsExplanatory", "language": "it", "entity": "scheme:WOCMU6HCI0OJWNPRZS33", "period": "2022-01-01T00:00:00/2023-01-01T00:00:00" } }, "Tag962": { "value": "\n
Imposte sul reddito
\n
Imposte correnti sul reddito
\n
Le imposte correnti sul reddito dell\u2019esercizio, iscritte tra i
\n
\u201cdebiti per imposte sul reddito\u201d al netto degli acconti ver-
\n
sati, ovvero nella voce \u201ccrediti per imposte sul reddito\u201d
\n
qualora il saldo netto risulti a credito, sono determinate in
\n
base alla stima del reddito imponibile e in conformit\u00e0 alle
\n
disposizioni in vigore.
\n
Tali debiti e crediti sono determinati applicando le aliquo-
\n
te fiscali previste da provvedimenti promulgati o sostan-
\n
zialmente promulgati alla data di riferimento del bilancio.
\n

\n\n

\n\n

\n
Le imposte correnti sono rilevate nel Conto economico,
\n
a eccezione di quelle relative a voci rilevate al di fuori del
\n
Conto economico che sono riconosciute direttamente a
\n
patrimonio netto.
\n\n
Imposte sul reddito differite e anticipate
\n
Le passivit\u00e0 fiscali differite e le attivit\u00e0 per imposte antici-
\n
pate sono calcolate sulle differenze temporanee tra i valori
\n
contabili delle passivit\u00e0 e delle attivit\u00e0 iscritte in bilancio e i
\n
corrispondenti valori riconosciuti ai fini fiscali applicando l\u2019a-
\n
liquota fiscale in vigore alla data in cui la differenza tempora-
\n
nea si riverser\u00e0, determinata sulla base delle aliquote fiscali
\n
previste da provvedimenti promulgati o sostanzialmente
\n
promulgati alla data di riferimento del bilancio.
\n
Le passivit\u00e0 fiscali differite sono rilevate in relazione alle dif-
\n
ferenze temporanee imponibili, salvo che tali passivit\u00e0 deri-
\n
vino dalla rilevazione iniziale dell\u2019avviamento o in riferimento
\n
a differenze temporanee imponibili riferibili a partecipazioni
\n
in societ\u00e0 controllate, collegate e joint venture, quando il
\n
Gruppo \u00e8 in grado di controllare i tempi dell\u2019annullamento
\n
delle differenze temporanee ed \u00e8 probabile che, nel preve-
\n
dibile futuro, la differenza temporanea non si annuller\u00e0.
\n
Le attivit\u00e0 per imposte anticipate si riferiscono a tutte le dif-
\n
ferenze temporanee deducibili, nonch\u00e9 al riporto a nuovo di
\n
perdite fiscali e di crediti d\u2019imposta non utilizzati. Per i det-
\n
tagli riguardo alla recuperabilit\u00e0 di tali attivit\u00e0, si rimanda allo
\n
specifico paragrafo nell\u2019ambito delle stime.
\n
Le imposte sul reddito differite e anticipate sono rilevate nel
\n
Conto economico, a eccezione di quelle relative a voci rile-
\n
vate al di fuori del Conto economico che sono riconosciute
\n
direttamente a patrimonio netto.
\n
Le attivit\u00e0 per imposte anticipate e le passivit\u00e0 fiscali diffe-
\n
rite sono compensate solo se esiste un diritto legalmente
\n
esercitabile di compensare le attivit\u00e0 fiscali correnti con
\n
le passivit\u00e0 fiscali correnti e se sono relative a imposte
\n
sul reddito applicate dalla medesima Autorit\u00e0 Fiscale sul-
\n
lo stesso soggetto passivo d\u2019imposta oppure su soggetti
\n
passivi d\u2019imposta diversi che intendono regolare le passi-
\n
vit\u00e0 e le attivit\u00e0 fiscali correnti su base netta, o realizzare
\n
le attivit\u00e0 e regolare le passivit\u00e0 contemporaneamente, in
\n
ciascun esercizio successivo nel quale si prevede che sia-
\n
no regolati o recuperati ammontari significativi di passivit\u00e0
\n
o di attivit\u00e0 fiscali differite.
\n

\n

\n\n
Incertezza sui trattamenti ai fini dell\u2019imposta sul reddito
\n
Nella definizione di incertezza, andr\u00e0 considerato se un
\n
dato trattamento fiscale risulter\u00e0 accettabile per l\u2019Autorit\u00e0
\n
Fiscale. Se si ritiene probabile che l\u2019Autorit\u00e0 Fiscale accet-
\n
ti il trattamento fiscale (con il termine \u201cprobabile\u201d inteso
\n
come \u201cpi\u00f9 verosimile che non\u201d), allora il Gruppo rileva e va-
\n
luta le proprie imposte correnti o differite attive e passive
\n
applicando le disposizioni dello IAS 12.
\n
Di converso, se il Gruppo ritiene che non sia probabile che
\n
l\u2019Autorit\u00e0 Fiscale accetti il trattamento fiscale ai fini dell\u2019im-
\n
posta sul reddito, il Gruppo riflette l\u2019effetto di tale incertezza
\n
avvalendosi del metodo che meglio prevede la risoluzione
\n
del trattamento fiscale incerto. Il Gruppo decide se pren-
\n
dere in considerazione ciascun trattamento fiscale incerto
\n
separatamente o congiuntamente a uno o pi\u00f9 trattamenti
\n
fiscali incerti, scegliendo l\u2019approccio che meglio prevede
\n
la soluzione dell\u2019incertezza. Nel valutare se e in che modo
\n
l\u2019incertezza incide sul trattamento fiscale, il Gruppo ipotiz-
\n
za che l\u2019Autorit\u00e0 Fiscale accetti o meno un trattamento fi-
\n
scale incerto presumendo che la stessa, in fase di verifica,
\n
controller\u00e0 gli importi che ha il diritto di esaminare e che
\n
sar\u00e0 a completa conoscenza di tutte le relative informazio-
\n
ni. Il Gruppo riflette l\u2019effetto dell\u2019incertezza nel determinare
\n
le imposte correnti e differite, usando il metodo del valore
\n
atteso o dell\u2019importo pi\u00f9 probabile, a seconda di quale me-
\n
todo meglio prevede la soluzione dell\u2019incertezza.
\n
Poich\u00e9 le posizioni fiscali incerte si riferiscono alla defini-
\n
zione di imposte sul reddito, il Gruppo espone le attivit\u00e0/
\n
passivit\u00e0 fiscali incerte come imposte correnti o imposte
\n
differite.
\n

\n

\n\n

\n

\n", "dimensions": { "concept": "ifrs-full:DescriptionOfAccountingPolicyForIncomeTaxExplanatory", "language": "it", "entity": "scheme:WOCMU6HCI0OJWNPRZS33", "period": "2022-01-01T00:00:00/2023-01-01T00:00:00" } }, "Tag968": { "value": "\n
Imposte sul reddito differite e anticipate
\n
Le passivit\u00e0 fiscali differite e le attivit\u00e0 per imposte antici-
\n
pate sono calcolate sulle differenze temporanee tra i valori
\n
contabili delle passivit\u00e0 e delle attivit\u00e0 iscritte in bilancio e i
\n
corrispondenti valori riconosciuti ai fini fiscali applicando l\u2019a-
\n
liquota fiscale in vigore alla data in cui la differenza tempora-
\n
nea si riverser\u00e0, determinata sulla base delle aliquote fiscali
\n
previste da provvedimenti promulgati o sostanzialmente
\n
promulgati alla data di riferimento del bilancio.
\n
Le passivit\u00e0 fiscali differite sono rilevate in relazione alle dif-
\n
ferenze temporanee imponibili, salvo che tali passivit\u00e0 deri-
\n
vino dalla rilevazione iniziale dell\u2019avviamento o in riferimento
\n
a differenze temporanee imponibili riferibili a partecipazioni
\n
in societ\u00e0 controllate, collegate e joint venture, quando il
\n
Gruppo \u00e8 in grado di controllare i tempi dell\u2019annullamento
\n
delle differenze temporanee ed \u00e8 probabile che, nel preve-
\n
dibile futuro, la differenza temporanea non si annuller\u00e0.
\n
Le attivit\u00e0 per imposte anticipate si riferiscono a tutte le dif-
\n
ferenze temporanee deducibili, nonch\u00e9 al riporto a nuovo di
\n
perdite fiscali e di crediti d\u2019imposta non utilizzati. Per i det-
\n
tagli riguardo alla recuperabilit\u00e0 di tali attivit\u00e0, si rimanda allo
\n
specifico paragrafo nell\u2019ambito delle stime.
\n
Le imposte sul reddito differite e anticipate sono rilevate nel
\n
Conto economico, a eccezione di quelle relative a voci rile-
\n
vate al di fuori del Conto economico che sono riconosciute
\n
direttamente a patrimonio netto.
\n
Le attivit\u00e0 per imposte anticipate e le passivit\u00e0 fiscali diffe-
\n
rite sono compensate solo se esiste un diritto legalmente
\n
esercitabile di compensare le attivit\u00e0 fiscali correnti con
\n
le passivit\u00e0 fiscali correnti e se sono relative a imposte
\n
sul reddito applicate dalla medesima Autorit\u00e0 Fiscale sul-
\n
lo stesso soggetto passivo d\u2019imposta oppure su soggetti
\n
passivi d\u2019imposta diversi che intendono regolare le passi-
\n
vit\u00e0 e le attivit\u00e0 fiscali correnti su base netta, o realizzare
\n
le attivit\u00e0 e regolare le passivit\u00e0 contemporaneamente, in
\n
ciascun esercizio successivo nel quale si prevede che sia-
\n
no regolati o recuperati ammontari significativi di passivit\u00e0
\n
o di attivit\u00e0 fiscali differite.
\n

\n

\n", "dimensions": { "concept": "ifrs-full:DescriptionOfAccountingPolicyForDeferredIncomeTaxExplanatory", "language": "it", "entity": "scheme:WOCMU6HCI0OJWNPRZS33", "period": "2022-01-01T00:00:00/2023-01-01T00:00:00" } }, "Tag957": { "value": "\n
3. Nuovi princ\u00edpi contabili, modifiche e interpretazioni
\n
Il Gruppo ha adottato le seguenti modifiche ai princ\u00edpi esi-
\n
stenti con data di efficacia dal 1\u00b0 gennaio 2022.
\n
\u2022 \u201cAmendments to IFRS 3 - Reference to the Conceptual
\n
Framework\u201d, emesso a maggio 2020. Le modifiche inten-
\n
dono sostituire un riferimento alle definizioni di attivit\u00e0 e
\n
passivit\u00e0 fornite dal Revised Conceptual Framework for
\n
Financial Reporting emesso a marzo 2018 (Conceptual
\n
Framework) senza modificare in modo significativo le
\n
sue disposizioni.
\n
Le modifiche hanno anche aggiunto all\u2019IFRS 3 una di-
\n
sposizione in base alla quale, relativamente alle opera-
\n
zioni e altri eventi che rientrano nell\u2019ambito di applica-
\n
zione dello \u201cIAS 37 - Accantonamenti, passivit\u00e0 e attivit\u00e0
\n
potenziali\u201d o \u201cIFRIC 21 - Tributi\u201d, un acquirente applica i
\n
suddetti princ\u00edpi, invece del Conceptual Framework, per
\n
identificare le passivit\u00e0 che ha assunto in un\u2019aggregazio-
\n
ne aziendale.
\n
Infine, le modifiche chiariscono le linee guida esistenti
\n
nell\u2019IFRS 3 per le attivit\u00e0 potenziali acquisite in un\u2019aggre-
\n
gazione aziendale, specificando che, se non \u00e8 sicuro che
\n
un\u2019attivit\u00e0 esista alla data di acquisizione, la possibile at-
\n
tivit\u00e0 non si qualifica per la rilevazione contabile.
\n
\u2022 \u201cAmendments to IAS 16 - Property, Plant and Equipment:
\n
Proceeds before Intended Use\u201d, emesso a maggio 2020.
\n
Le modifiche vietano alle societ\u00e0 di dedurre dal costo di
\n
un elemento di immobili, impianti e macchinari qualsiasi
\n

\n\n
provento derivante dalla vendita degli elementi prodot-
\n
ti mentre si porta tale bene nel luogo e nelle condizioni
\n
necessarie al funzionamento nel modo inteso dalla di-
\n
rezione aziendale. Al contrario, una societ\u00e0 deve rilevare
\n
i proventi derivanti dalla vendita di tali elementi e i costi
\n
relativi alla loro produzione a Conto economico.
\n
\u2022 \u201cAmendments to IAS 37 - Onerous Contracts - Costs of
\n
Fulfilling a Contract\u201d, emesso a maggio 2020. Le modifi-
\n
che specificano quali costi una societ\u00e0 include nella de-
\n
terminazione del costo necessario all\u2019adempimento di un
\n
contratto al fine di valutare se il contratto \u00e8 oneroso. A tal
\n
fine, il \u201ccosto necessario all\u2019adempimento\u201d di un contratto
\n
comprende i costi che si riferiscono direttamente al con-
\n
tratto; questi ultimi possono essere o costi incrementali
\n
necessari per l\u2019adempimento di tale contratto oppure una
\n
ripartizione di altri costi direttamente correlati all\u2019adempi-
\n
mento del contratto.
\n
\u2022 \u201cAnnual improvements to IFRS Standards 2018-2020\u201d,
\n
emesso a maggio 2020. Il documento apporta principal-
\n
mente modifiche ai seguenti princ\u00edpi:
\n
\u2013 \u201cIFRS 1 - Prima Adozione degli International Finan-
\n
cial Reporting Standards\u201d; la modifica semplifica
\n
l\u2019applicazione dell\u2019IFRS 1 per una societ\u00e0 partecipa-
\n
ta (controllata, collegata e joint venture) che diventa
\n
neo-utilizzatrice degli IFRS dopo la sua controllante/
\n
partecipante. In particolare, se la societ\u00e0 partecipata
\n
adotta gli IFRS dopo la sua controllante/partecipante
\n
e applica l\u2019IFRS 1.D16 (a), allora tale societ\u00e0 partecipa-
\n
ta pu\u00f2 scegliere di misurare le differenze cumulative
\n
di conversione per tutte le gestioni estere agli importi
\n
inclusi nel bilancio consolidato della controllante/par-
\n
tecipante, basato sulla data di transizione di quest\u2019ul-
\n
tima agli IFRS;
\n
\u2013 \u201cIFRS 9 - Strumenti Finanziari\u201d; con riferimento alle
\n
commissioni incluse nel test del \u201c10 per cento\u201d per la
\n
derecognition delle passivit\u00e0 finanziarie, la modifica
\n
chiarisce quali sono le commissioni da includere nel
\n
valutare se i termini di una passivit\u00e0 finanziaria (nuova
\n
o modificata) siano sostanzialmente diversi dai termi-
\n
ni della passivit\u00e0 finanziaria originaria. Nel determina-
\n
re tali commissioni pagate al netto delle commissioni
\n
ricevute, il debitore include soltanto le commissioni
\n
pagate o ricevute tra il debitore e il creditore, com-
\n
prese le commissioni pagate o ricevute dal debitore o
\n
dal creditore per conto dell\u2019altra parte;
\n
\u2013 \u201cIFRS 16 - Leasing\u201d; l\u2019International Accounting Stan-
\n
dards Board ha modificato l\u2019Esempio illustrativo 13
\n
che accompagna l\u2019\u201cIFRS 16 - Leasing\u201d. In particolare,
\n
la modifica elimina la probabile confusione nell\u2019appli-
\n
cazione dell\u2019IFRS 16 rispetto a quanto rappresentato
\n
nell\u2019Esempio illustrativo 13 in merito ai requisiti per gli
\n
incentivi al leasing. In effetti, l\u2019esempio includeva un
\n
rimborso per migliorie su beni di terzi senza fornire
\n
una spiegazione sul fatto che il rimborso soddisfa-
\n
cesse la definizione di incentivo al leasing. La modi-
\n
fica rimuove dall\u2019esempio l\u2019illustrazione del rimborso
\n
relativa a migliorie su beni di terzi;
\n
\u2013 \u201cIAS 41 - Agricoltura\u201d; la modifica rimuove la dispo-
\n
sizione di escludere i flussi di cassa dalla tassazione
\n
quando si valuta il fair value. Pertanto, la societ\u00e0 deve
\n
utilizzare flussi finanziari al netto delle imposte e un\u2019a-
\n
liquota al netto delle imposte per attualizzare tali flussi
\n
finanziari.
\n
L\u2019applicazione di queste modifiche non ha comportato im-
\n
patti significativi nel presente Bilancio consolidato.
\n

\n

\n", "dimensions": { "concept": "ifrs-full:DisclosureOfChangesInAccountingPoliciesExplanatory", "language": "it", "entity": "scheme:WOCMU6HCI0OJWNPRZS33", "period": "2022-01-01T00:00:00/2023-01-01T00:00:00" } }, "Tag976": { "value": "\n
4. Argentina - Economia iperinflazionata:
\n
impatti per l\u2019applicazione dello IAS 29
\n
A partire dal 1\u00b0 luglio 2018 l\u2019economia argentina \u00e8 considerata
\n
iperinflazionata in base ai criteri stabiliti dallo \u201cIAS 29 - Ren-
\n
dicontazione contabile in economie iperinflazionate\u201d. Ci\u00f2 a
\n
seguito della valutazione di una serie di elementi qualitativi e
\n
quantitativi, tra i quali la presenza di un tasso di inflazione cu-
\n
mulato maggiore del 100% nell\u2019arco dei tre anni precedenti.
\n
Ai fini della predisposizione del presente Bilancio consolidato
\n
al 31 dicembre 2022 e in accordo con quanto disposto dallo
\n
IAS 29, talune voci delle situazioni patrimoniali delle societ\u00e0
\n
partecipate in Argentina sono state rimisurate applicando l\u2019in-
\n
dice generale dei prezzi al consumo ai dati storici, al fine di
\n
riflettere le modifiche al potere di acquisto del peso argentino
\n
alla data di chiusura dei bilanci delle stesse.
\n
Tenendo presente che il Gruppo Enel ha acquisito il controllo
\n
delle societ\u00e0 argentine il 25 giugno 2009, la rimisurazione dei
\n
dati patrimoniali non monetari dei bilanci di tali societ\u00e0 \u00e8 sta-
\n
ta effettuata applicando gli indici di inflazione a partire da tale
\n
data. Gli effetti contabili di tale adeguamento, oltre a essere
\n
gi\u00e0 riflessi nella situazione patrimoniale di apertura, recepi-
\n
scono le variazioni del periodo. In particolare, l\u2019effetto relativo
\n
alla rimisurazione delle attivit\u00e0 e passivit\u00e0 non monetarie, delle
\n
poste di patrimonio netto, nonch\u00e9 delle componenti di Conto
\n
economico rilevate nel 2022 \u00e8 stato rilevato in contropartita di
\n
una apposita voce di Conto economico tra i proventi e oneri
\n
finanziari. Il relativo effetto fiscale \u00e8 stato rilevato tra le imposte
\n
del periodo.
\n
Per tener poi conto dell\u2019impatto dell\u2019iperinflazione anche sul
\n
corso monetario della valuta locale, i saldi dei Conti economi-
\n
ci espressi in valuta iperinflazionata sono stati convertiti nella
\n
valuta di presentazione del Gruppo applicando, come prevede
\n
lo IAS 21, il tasso di cambio finale anzich\u00e9 quello medio del pe-
\n
riodo con la finalit\u00e0 di riportare tali ammontari ai valori correnti.
\n

\n\n
Di seguito si riportano i livelli cumulati degli indici generali dei
\n
prezzi al consumo alla data del 31 dicembre 2018 fino al 31
\n
dicembre 2022:
\n
Periodi
\n
Indici generali dei prezzi
\n
al consumo cumulati
\n
Dal 1\u00b0 luglio 2009 al 31 dicembre 2018 346,30%
\n
Dal 1\u00b0 gennaio 2019 al 31 dicembre 2019 54,46%
\n
Dal 1\u00b0 gennaio 2020 al 31 dicembre 2020 35,41%
\n
Dal 1\u00b0 gennaio 2021 al 31 dicembre 2021 49,73%
\n
Dal 1\u00b0 gennaio 2022 al 31 dicembre 2022 97,08%
\n
Nel 2022 l\u2019applicazione dello IAS 29 ha comportato la rile-
\n
vazione di un provento finanziario netto (al lordo delle im-
\n
poste) pari a 290 milioni di euro.
\n
Di seguito si riportano gli effetti dello IAS 29 sullo Stato pa-
\n
trimoniale al 31 dicembre 2022 e gli impatti dell\u2019iperinfla-
\n
zione sulle principali voci di Conto economico del 2022,
\n
differenziando quanto afferente alla rivalutazione in base
\n
agli indici generali dei prezzi al consumo e quanto afferen-
\n
te all\u2019applicazione del tasso di cambio finale anzich\u00e9 del
\n
tasso di cambio medio del periodo, per quanto previsto
\n
dallo IAS 21 per economie iperinflazionate.
\n
Milioni di euro
\n
Effetto iperinflazione
\n
cumulato al 31.12.2021
\n
Effetto iperinflazione del
\n
periodo Differenza cambio
\n
Effetto iperinflazione
\n
cumulato al 31.12.2022
\n
Totale attivit\u00e0 1.366 1.183 (560) 1.989
\n
Totale passivit\u00e0 346 359 (150) 555
\n
Patrimonio netto 1.020 824
\n
(1)
\n
(410) 1.434
\n
(1) Il dato include il risultato netto positivo dell\u2019esercizio pari a 98 milioni di euro.
\n
Milioni di euro
\n
Effetto IAS 29 Effetto IAS 21 Totale effetto al 31.12.2022
\n
Ricavi 254 (356) (102)
\n
Costi 280
\n
(1)
\n
(449)
\n
(2)
\n
(169)
\n
Risultato operativo (26) 93 67
\n
Proventi/(Oneri) finanziari netti (46) (1) (47)
\n
Proventi/(Oneri) netti da iperinflazione 290 - 290
\n
Risultato prima delle imposte 218 92 310
\n
Imposte 120 (3) 117
\n
Risultato netto dell\u2019esercizio (Gruppo e terzi) 98 95 193
\n
Quota di interessenza del Gruppo 73 51 124
\n
Quota di interessenza di terzi 25 44 69
\n
(1) Il dato include l\u2019effetto su ammortamenti e impairment per 42 milioni di euro.
\n
(2) Il dato include l\u2019effetto su ammortamenti e impairment per (169) milioni di euro.
\n

\n", "dimensions": { "concept": "ifrs-full:DisclosureOfHyperinflationaryReportingExplanatory", "language": "it", "entity": "scheme:WOCMU6HCI0OJWNPRZS33", "period": "2022-01-01T00:00:00/2023-01-01T00:00:00" } }, "Tag977": { "value": "\n
5. Informativa relativa al cambiamento climatico
\n
Il cammino verso Net-Zero \u00e8 in corso a livello mondiale e i
\n
processi di decarbonizzazione e di elettrificazione dell\u2019eco-
\n
nomia globale sono cruciali per evitare le gravi conseguenze
\n
di un aumento delle temperature superiore a 1,5 \u00b0C.
\n
In tale prospettiva il Gruppo ha fissato come segue le pro-
\n
prie linee guida strategiche:
\n
\u2022 allocare capitale a supporto di una fornitura di elettricit\u00e0
\n
decarbonizzata;
\n
\u2022 abilitare l\u2019elettrificazione della domanda di energia dei
\n
clienti;
\n
\u2022 fare leva sulla creazione di valore lungo tutta la value chain;
\n
\u2022 anticipare gli obiettivi di Net-Zero sostenibile al 2040.
\n
Considerati i rischi relativi al cambiamento climatico e
\n
quanto stabilito dagli accordi di Parigi, il Gruppo ha deciso
\n
di raggiungere in anticipo gli obiettivi di carbon neutrality e
\n
rifletterne gli effetti nelle attivit\u00e0, passivit\u00e0 e Conto econo-
\n
mico evidenziando gli impatti significativi e prevedibili come
\n
richiesto dal framework dei princ\u00edpi contabili internazionali.
\n
A tal proposito, in accordo, con quanto previsto dal docu-
\n
mento pubblicato dall\u2019IFRS Foundation il 20 novembre 2020,
\n
il Gruppo fornisce informazioni esplicite nelle Note di com-
\n
mento al presente Bilancio consolidato con riguardo a come
\n
il cambiamento climatico viene riflesso nei nostri conti.
\n
Per una comunicazione pi\u00f9 efficace e organica in relazio-
\n
ne all\u2019informativa sul cambiamento climatico predisposta
\n
nell\u2019ambito delle Note di commento al presente Bilancio
\n
consolidato, si espone di seguito una mappatura di tale in-
\n
formativa con il rimando ai diversi paragrafi dove si affronta-
\n
no tematiche relative al cambiamento climatico.
\n

\n\n
Argomento Nota Contenuto
\n
Stime e giudizi
\n
relative al
\n
cambiamento
\n
climatico
\n
Nota 2.1 \u201cUso di stime e giudizi del
\n
management\u201d
\n
\u2022 Riferimento all\u2019uso da parte del management delle principali stime e giudi-
\n
zi relative al cambiamento climatico (tenendo conto della loro significativit\u00e0
\n
nell\u2019ambito dell\u2019informativa finanziaria).
\n
\u2022 Focus sulla stima dei flussi di cassa attesi in relazione a specifiche attivit\u00e0/
\n
CGU (paragrafo \u201cImpairment delle attivit\u00e0 non finanziarie\u201d).
\n
\u2022 Focus sugli effetti derivanti dagli impegni presi dal Gruppo in base agli accor-
\n
di di Parigi e sui loro riflessi sulla stima delle vite utili delle attivit\u00e0 coinvolte
\n
(paragrafo \u201cDeterminazione della vita utile di attivit\u00e0 non finanziarie\u201d).
\n
Investimenti
\n
sostenibili
\n
Nota 19 \u201cImmobili, impianti e macchinari\u201d
\n
Nota 23 \u201cAttivit\u00e0 immateriali\u201d
\n
\u2022 Focus sulle attivit\u00e0 relative alla generazione rinnovabile, alle infrastrutture
\n
connesse allo sviluppo delle reti e agli investimenti per lo sviluppo di e-Mobi-
\n
lity, e-City, e-Industries, e del business e-Home.
\n
\u2022 Focus sullo sviluppo di propriet\u00e0 intellettuali funzionali al raggiungimento di
\n
obiettivi strategici quali la decarbonizzazione, l\u2019elettrificazione e lo sviluppo
\n
di modelli di piattaforma.
\n
Valutazione
\n
di attivit\u00e0
\n
non finanziarie
\n
Nota 12.e \u201cAmmortamenti e altri
\n
impairment\u201d
\n
Nota 19 \u201cImmobili, impianti e macchinari\u201d
\n
Nota 24 \u201cAvviamento\u201d
\n
\u2022 Focus sugli effetti connessi agli impegni assunti dal Gruppo in linea con gli
\n
accordi di Parigi nell\u2019ambito delle valutazioni delle attivit\u00e0 non finanziarie con
\n
particolare riferimento alla residua vita utile di talune attivit\u00e0 e agli impairment
\n
test.
\n
Fondi rischi Nota 40 \u201cFondi rischi e oneri\u201d
\n
\u2022 Focus sui fondi rischi e oneri per gli impatti del cambiamento climatico, in
\n
particolare per gli impianti di generazione, incluso lo smantellamento e il
\n
ripristino dei siti, e gli eventuali accantonamenti a piani di ristrutturazione
\n
legati alla transizione energetica (che includono la decarbonizzazione e la
\n
digitalizzazione).
\n
Finanza sostenibile
\n
Nota 48.3 \u201cFinanziamenti\u201d
\n
Nota 59 \u201cFatti di rilievo intervenuti dopo
\n
la chiusura dell\u2019esercizio\u201d
\n
Focus su:
\n
\u2022 emissioni di sustainability-linked bond collegati al raggiungimento di obiettivi
\n
sostenibili in linea con gli SDG emanati dall\u2019ONU;
\n
\u2022 green bond utilizzati per finanziare specifici progetti e iniziative sostenibili
\n
del Gruppo;
\n
\u2022 sustainable loan collegati al raggiungimento di Obiettivi di Sviluppo Soste-
\n
nibile (SDG).
\n
Pagamenti basati
\n
su azioni
\n
Nota 53 \u201cPagamenti basati su azioni\u201d
\n
\u2022 Descrizione dei Piani di incentivazione di lungo termine (LTI) ancorati al rag-
\n
giungimento di specifici obiettivi relativi al clima.
\n
Compliance
\n
ambientale
\n
Nota 12.f \u201cAltri costi operativi\u201d
\n
\u2022 Descrizione dei costi relativi alla compliance ambientale previsti dalle norma-
\n
tive nazionali e internazionali (in particolare per le quote di emissione di gas
\n
serra, i certificati verdi e i titoli di efficienza energetica).
\n
Nota 40 \u201cFondi rischi e oneri\u201d
\n
\u2022 Descrizione degli oneri legati al deficit di certificati ambientali rispetto a
\n
quanto previsto dalla normativa per la compliance ambientale.
\n
Nota 2.2 \u201cPrinc\u00edpi contabili significativi\u201d
\n
\u2022 Descrizione del trattamento contabile applicato ai certificati ambientali (pa-
\n
ragrafi \u201cCertificati ambientali\u201d e \u201cRimanenze\u201d).
\n

\n", "dimensions": { "concept": "enel:DisclosureOfClimateChangeExplanatory", "language": "it", "entity": "scheme:WOCMU6HCI0OJWNPRZS33", "period": "2022-01-01T00:00:00/2023-01-01T00:00:00" } }, "Tag979": { "value": "\n

\n\n
6. Discontinued operation
\n
Nell\u2019ambito dell\u2019area geografica europea il Gruppo Enel ha
\n
deciso di dismettere importanti rami autonomi di attivit\u00e0, in
\n
particolare in Russia, Romania e Grecia; ci\u00f2 ha comportato
\n
la classificazione delle loro attivit\u00e0 tra le discontinued ope-
\n
ration ai fini dell\u2019\u201cIFRS 5 - Attivit\u00e0 non correnti possedute
\n
per la vendita e attivit\u00e0 operative cessate\u201d.
\n
In particolare, nel prospetto di Conto economico conso-
\n
lidato il risultato netto derivante da tali attivit\u00e0 cessate \u00e8
\n
stato riportato in una linea separata del Conto economico
\n
denominata \u201cRisultato netto delle discontinued operation\u201d.
\n
Secondo quanto previsto dall\u2019IFRS 5, che disciplina la mo-
\n
dalit\u00e0 di esposizione in bilancio del risultato economico
\n
e delle informazioni da fornire nella nota integrativa del-
\n
le attivit\u00e0 non correnti possedute per la vendita e attivit\u00e0
\n
operative cessate, le voci economiche per gli esercizi 2022
\n
e 2021 derivanti dalle discontinued operation sono state
\n
esposte nel seguente prospetto di Conto economico.
\n
Le voci sono esposte al netto dei rapporti infragruppo che
\n
sono stati completamente eliminati.
\n
Si precisa che i dati del 2021, ai soli fini comparativi se-
\n
condo quanto previsto dall\u2019\u201cIFRS 5 - Attivit\u00e0 non correnti
\n
possedute per la vendita e attivit\u00e0 operative cessate\u201d, sono
\n
stati oggetto di rideterminazione per renderli omogenei e
\n
confrontabili con quelli del 2022.
\n
Milioni di euro
\n
2022 2021 2022-2021
\n
Ricavi 3.562 2.288 1.274
\n
Costi 4.858 2.166 2.692
\n
Risultato prima delle imposte delle discontinued operation (1.296) 122 (1.418)
\n
Imposte (52) 23 (75)
\n
Plusvalenze/(Minisvalenze) da alienazione attivit\u00e0 operative cessate (1.054) - (1.054)
\n
Risultato netto delle discontinued operation (2.298) 99 (2.397)
\n

\n\n

\n\n

\n\n
In accordo con le disposizioni dell\u2019IFRS 5 si riporta di seguito
\n
la descrizione dei fatti e delle circostanze che hanno deter-
\n
minato la riclassifica.
\n
Russia
\n
In data 16 giugno 2022 Enel SpA ha firmato due distinti ac-
\n
cordi, rispettivamente con PJSC Lukoil e con il Closed Com-
\n
bined Mutual Investment Fund \u201cGazprombank-Frezia\u201d, per
\n
la cessione dell\u2019intera partecipazione detenuta in PJSC Enel
\n
Russia, pari al 56,43% del capitale sociale di quest\u2019ultima.
\n
Facendo seguito agli accordi del 16 giugno 2022, Enel SpA
\n
ha perfezionato in data 12 ottobre 2022 la cessione dell\u2019inte-
\n
ra partecipazione da essa detenuta in PJSC Enel Russia, pari
\n
al 56,43% del capitale sociale di quest\u2019ultima, a PJSC Lukoil
\n
e al Closed Combined Mutual Investment Fund \u201cGazprom-
\n
bank-Frezia\u201d, per un corrispettivo totale pari a circa 137 mi-
\n
lioni di euro. L\u2019operazione si \u00e8 perfezionata in seguito all\u2019av-
\n
veramento di tutte le condizioni sospensive previste dai due
\n
distinti accordi sottoscritti con le citate controparti, inclusa
\n
l\u2019approvazione dell\u2019operazione da parte del Presidente del-
\n
la Federazione russa ai sensi del paragrafo 5 del Decreto n.
\n
520 del 5 agosto 2022.
\n
Con il completamento dell\u2019operazione, Enel ha ceduto tutti
\n
gli asset di generazione elettrica in Russia, che includono
\n
circa 5,6 GW di capacit\u00e0 convenzionale e circa 300 MW di
\n
capacit\u00e0 eolica in diverse fasi di sviluppo, garantendo conti-
\n
nuit\u00e0 ai propri dipendenti e clienti.
\n
Dalla cessione \u00e8 emerso un impatto negativo complessivo
\n
a Conto economico di circa 1.551 milioni di euro, principal-
\n
mente dovuto al rilascio della riserva di conversione cambi
\n
per circa 1.054 milioni di euro e all\u2019adeguamento di valore
\n
per circa 497 milioni di euro.
\n
Per approfondimenti si rimanda al commento riportato nel
\n
paragrafo\u201cAggregazioni aziendali\u201d.
\n
Romania
\n
In data 14 dicembre 2022 Enel SpA ha stipulato un accor-
\n
do di esclusiva con la societ\u00e0 greca Public Power Corpora-
\n
tion SA (PPC) in relazione alla potenziale cessione di tutte le
\n
partecipazioni detenute dal Gruppo Enel in Romania. A tale
\n
proposito, il valore delle attivit\u00e0 nette riferite a Enel Romania
\n
\u00e8 stato allineato al previsto prezzo di cessione con la rileva-
\n
zione di un adeguamento di valore pari a 696 milioni di euro.
\n
In data 4 febbraio 2023 Enel SpA, facendo seguito a quanto
\n
annunciato in data 14 dicembre 2022, ha informato che \u00e8
\n
stato esteso il periodo di esclusiva per le trattative con PPC
\n
in relazione alla potenziale cessione di tutte le partecipazioni
\n
detenute dal Gruppo Enel in Romania.
\n
Grecia
\n
Enel Green Power ha avviato un processo finalizzato alla ri-
\n
cerca di un potenziale investitore interessato a una partner-
\n
ship per la gestione e lo sviluppo di Enel Green Power Hellas
\n
nell\u2019ambito del modello di business di Stewardship.
\n
Le negoziazioni in corso fanno ritenere la vendita altamente
\n
probabile e pertanto, sono stati soddisfatti i requisiti previsti
\n
dall\u2019\u201cIFRS - Attivit\u00e0 non correnti possedute per la vendita e
\n
attivit\u00e0 operative cessate\u201d per la classificazione delle attivit\u00e0
\n
riferite alla Grecia come discontinued operation.
\n
Per i dettagli relativi ai dati patrimoniali per Linea di Business
\n
e Area Geografica, riferiti al perimetro delle discontinued
\n
operation, si rimanda al paragrafo \u201cDati economici e patri-
\n
moniali per Settore primario (Linea di Business) e seconda-
\n
rio (Area Geografica)\u201d.
\n
Di seguito si fornisce il dettaglio dei flussi di cassa afferenti
\n
alle discontinued operation, come gi\u00e0 separatamente evi-
\n
denziati nello schema di rendiconto finanziario.
\n
Milioni di euro
\n
2022 2021 2022-2021
\n
Cash flow da attivit\u00e0 operativa riferite alle \u201cdiscontinued operation\u201d (391) 280 (671)
\n
Cash flow da attivit\u00e0 di investimento/disinvestimento riferite alle
\n
\u201cdiscontinued operation\u201d
\n
(351) (453) 102
\n
Cash flow da attivit\u00e0 di finanziamento riferite alle \u201cdiscontinued operation\u201d 656 118 538
\n
Cash flow netto riferito alle \u201cdiscontinued operation\u201d (86) (55) (31)
\n

\n\n

\n\n
Il Conto economico consolidato e il Conto economico
\n
consolidato complessivo relativi al Bilancio del 2021 sono
\n
stati rideterminati per tener conto della presentazione
\n
delle attivit\u00e0 operative cessate previsto dall\u2019\u201cIFRS 5 - Atti-
\n
vit\u00e0 non correnti possedute per la vendita e attivit\u00e0 ope-
\n
rative cessate\u201d.
\n
Per maggiori dettagli si rimanda al paragrafo relativo alle
\n
\u201cDiscontinued operation\u201d.
\n

\n

\n\n
Impatti sul Conto economico consolidato
\n
Milioni di euro
\n
2021 IFRS 5 2021 restated
\n
Ricavi 88.006 (2.287) 85.719
\n
Costi 82.848 (2.157) 80.691
\n
Risultati netti da contratti su commodity 2.522 1 2.523
\n
Risultato operativo 7.680 (129) 7.551
\n
Proventi finanziari da contratti derivati 2.718 (1) 2.717
\n
Altri proventi finanziari 1.882 (20) 1.862
\n
Oneri finanziari da contratti derivati 1.257 (1) 1.256
\n
Altri oneri finanziari 6.114 (27) 6.087
\n
Proventi/(Oneri) netti da iperinflazione 20 - 20
\n
Quota dei proventi/(oneri) derivanti da partecipazioni valutate con il metodo
\n
del patrimonio netto
\n
571 - 571
\n
Risultato prima delle imposte 5.500 (122) 5.378
\n
Imposte 1.643 (23) 1.620
\n
Risultato netto delle continuing operation 3.857 (99) 3.758
\n
Quota di interessenza del Gruppo 3.857 (760) 3.097
\n
Quota di interessenza di terzi - 661 661
\n
Risultato netto delle discontinued operation - 99 99
\n
Quota di interessenza del Gruppo - 92 92
\n
Quota di interessenza di terzi - 7 7
\n
Risultato netto dell\u2019esercizio (Gruppo e terzi) 3.857 - 3.857
\n
Impatti sul Conto economico consolidato complessivo
\n
Milioni di euro
\n
2021 IFRS 5 2021 restated
\n
Risultato netto dell\u2019esercizio 3.857 3.857
\n
Altre componenti di Conto economico complessivo riclassificabili a Conto
\n
economico (al netto delle imposte)
\n
Quota efficace delle variazioni di fair value della copertura di flussi finanziari (725) (10) (735)
\n
Variazione del fair value dei costi di hedging 195 (1) 194
\n
Quota di risultato rilevata a patrimonio netto da societ\u00e0 valutate con il
\n
metodo del patrimonio netto
\n
(645) - (645)
\n
Variazione di fair value delle attivit\u00e0 finanziarie FVOCI 11 - 11
\n
Variazione della riserva di traduzione (90) 5 (85)
\n
Altre componenti di Conto economico complessivo cumulate, riclassificabili
\n
a Conto economico, relative ad attivit\u00e0 non correnti e gruppi di attivit\u00e0 in
\n
dismissione classificate come possedute per la vendita/attivit\u00e0 operative
\n
cessate
\n
66
\n
Altre componenti di Conto economico complessivo non riclassificabili a
\n
Conto economico (al netto delle imposte)
\n
Rimisurazione delle passivit\u00e0/(attivit\u00e0) nette per piani a benef\u00edci definiti 30 (1) 29
\n
Variazione di fair value di partecipazioni in altre imprese - - -
\n
Altre componenti di Conto economico complessivo cumulate, non
\n
riclassificabili a Conto economico, relative ad attivit\u00e0 non correnti e gruppi
\n
di attivit\u00e0 in dismissione classificate come possedute per la vendita/attivit\u00e0
\n
operative cessate
\n
11
\n
Utili/(Perdite) rilevati direttamente a patrimonio netto (1.224) - (1.224)
\n
Utili/(Perdite) complessivi rilevati nell\u2019esercizio 2.633 - 2.633
\n
Quota di interessenza:
\n
- del Gruppo 2.562 2.562
\n
- di terzi 71 71
\n

\n", "dimensions": { "concept": "ifrs-full:DisclosureOfDiscontinuedOperationsExplanatory", "language": "it", "entity": "scheme:WOCMU6HCI0OJWNPRZS33", "period": "2022-01-01T00:00:00/2023-01-01T00:00:00" } }, "Tag978": { "value": "\n
6. Discontinued operation
\n
Nell\u2019ambito dell\u2019area geografica europea il Gruppo Enel ha
\n
deciso di dismettere importanti rami autonomi di attivit\u00e0, in
\n
particolare in Russia, Romania e Grecia; ci\u00f2 ha comportato
\n
la classificazione delle loro attivit\u00e0 tra le discontinued ope-
\n
ration ai fini dell\u2019\u201cIFRS 5 - Attivit\u00e0 non correnti possedute
\n
per la vendita e attivit\u00e0 operative cessate\u201d.
\n
In particolare, nel prospetto di Conto economico conso-
\n
lidato il risultato netto derivante da tali attivit\u00e0 cessate \u00e8
\n
stato riportato in una linea separata del Conto economico
\n
denominata \u201cRisultato netto delle discontinued operation\u201d.
\n
Secondo quanto previsto dall\u2019IFRS 5, che disciplina la mo-
\n
dalit\u00e0 di esposizione in bilancio del risultato economico
\n
e delle informazioni da fornire nella nota integrativa del-
\n
le attivit\u00e0 non correnti possedute per la vendita e attivit\u00e0
\n
operative cessate, le voci economiche per gli esercizi 2022
\n
e 2021 derivanti dalle discontinued operation sono state
\n
esposte nel seguente prospetto di Conto economico.
\n
Le voci sono esposte al netto dei rapporti infragruppo che
\n
sono stati completamente eliminati.
\n
Si precisa che i dati del 2021, ai soli fini comparativi se-
\n
condo quanto previsto dall\u2019\u201cIFRS 5 - Attivit\u00e0 non correnti
\n
possedute per la vendita e attivit\u00e0 operative cessate\u201d, sono
\n
stati oggetto di rideterminazione per renderli omogenei e
\n
confrontabili con quelli del 2022.
\n
Milioni di euro
\n
2022 2021 2022-2021
\n
Ricavi 3.562 2.288 1.274
\n
Costi 4.858 2.166 2.692
\n
Risultato prima delle imposte delle discontinued operation (1.296) 122 (1.418)
\n
Imposte (52) 23 (75)
\n
Plusvalenze/(Minisvalenze) da alienazione attivit\u00e0 operative cessate (1.054) - (1.054)
\n
Risultato netto delle discontinued operation (2.298) 99 (2.397)
\n

\n\n
In accordo con le disposizioni dell\u2019IFRS 5 si riporta di seguito
\n
la descrizione dei fatti e delle circostanze che hanno deter-
\n
minato la riclassifica.
\n
Russia
\n
In data 16 giugno 2022 Enel SpA ha firmato due distinti ac-
\n
cordi, rispettivamente con PJSC Lukoil e con il Closed Com-
\n
bined Mutual Investment Fund \u201cGazprombank-Frezia\u201d, per
\n
la cessione dell\u2019intera partecipazione detenuta in PJSC Enel
\n
Russia, pari al 56,43% del capitale sociale di quest\u2019ultima.
\n
Facendo seguito agli accordi del 16 giugno 2022, Enel SpA
\n
ha perfezionato in data 12 ottobre 2022 la cessione dell\u2019inte-
\n
ra partecipazione da essa detenuta in PJSC Enel Russia, pari
\n
al 56,43% del capitale sociale di quest\u2019ultima, a PJSC Lukoil
\n
e al Closed Combined Mutual Investment Fund \u201cGazprom-
\n
bank-Frezia\u201d, per un corrispettivo totale pari a circa 137 mi-
\n
lioni di euro. L\u2019operazione si \u00e8 perfezionata in seguito all\u2019av-
\n
veramento di tutte le condizioni sospensive previste dai due
\n
distinti accordi sottoscritti con le citate controparti, inclusa
\n
l\u2019approvazione dell\u2019operazione da parte del Presidente del-
\n
la Federazione russa ai sensi del paragrafo 5 del Decreto n.
\n
520 del 5 agosto 2022.
\n
Con il completamento dell\u2019operazione, Enel ha ceduto tutti
\n
gli asset di generazione elettrica in Russia, che includono
\n
circa 5,6 GW di capacit\u00e0 convenzionale e circa 300 MW di
\n
capacit\u00e0 eolica in diverse fasi di sviluppo, garantendo conti-
\n
nuit\u00e0 ai propri dipendenti e clienti.
\n
Dalla cessione \u00e8 emerso un impatto negativo complessivo
\n
a Conto economico di circa 1.551 milioni di euro, principal-
\n
mente dovuto al rilascio della riserva di conversione cambi
\n
per circa 1.054 milioni di euro e all\u2019adeguamento di valore
\n
per circa 497 milioni di euro.
\n
Per approfondimenti si rimanda al commento riportato nel
\n
paragrafo\u201cAggregazioni aziendali\u201d.
\n
Romania
\n
In data 14 dicembre 2022 Enel SpA ha stipulato un accor-
\n
do di esclusiva con la societ\u00e0 greca Public Power Corpora-
\n
tion SA (PPC) in relazione alla potenziale cessione di tutte le
\n
partecipazioni detenute dal Gruppo Enel in Romania. A tale
\n
proposito, il valore delle attivit\u00e0 nette riferite a Enel Romania
\n
\u00e8 stato allineato al previsto prezzo di cessione con la rileva-
\n
zione di un adeguamento di valore pari a 696 milioni di euro.
\n
In data 4 febbraio 2023 Enel SpA, facendo seguito a quanto
\n
annunciato in data 14 dicembre 2022, ha informato che \u00e8
\n
stato esteso il periodo di esclusiva per le trattative con PPC
\n
in relazione alla potenziale cessione di tutte le partecipazioni
\n
detenute dal Gruppo Enel in Romania.
\n
Grecia
\n
Enel Green Power ha avviato un processo finalizzato alla ri-
\n
cerca di un potenziale investitore interessato a una partner-
\n
ship per la gestione e lo sviluppo di Enel Green Power Hellas
\n
nell\u2019ambito del modello di business di Stewardship.
\n
Le negoziazioni in corso fanno ritenere la vendita altamente
\n
probabile e pertanto, sono stati soddisfatti i requisiti previsti
\n
dall\u2019\u201cIFRS - Attivit\u00e0 non correnti possedute per la vendita e
\n
attivit\u00e0 operative cessate\u201d per la classificazione delle attivit\u00e0
\n
riferite alla Grecia come discontinued operation.
\n
Per i dettagli relativi ai dati patrimoniali per Linea di Business
\n
e Area Geografica, riferiti al perimetro delle discontinued
\n
operation, si rimanda al paragrafo \u201cDati economici e patri-
\n
moniali per Settore primario (Linea di Business) e seconda-
\n
rio (Area Geografica)\u201d.
\n
Di seguito si fornisce il dettaglio dei flussi di cassa afferenti
\n
alle discontinued operation, come gi\u00e0 separatamente evi-
\n
denziati nello schema di rendiconto finanziario.
\n
Milioni di euro
\n
2022 2021 2022-2021
\n
Cash flow da attivit\u00e0 operativa riferite alle \u201cdiscontinued operation\u201d (391) 280 (671)
\n
Cash flow da attivit\u00e0 di investimento/disinvestimento riferite alle
\n
\u201cdiscontinued operation\u201d
\n
(351) (453) 102
\n
Cash flow da attivit\u00e0 di finanziamento riferite alle \u201cdiscontinued operation\u201d 656 118 538
\n
Cash flow netto riferito alle \u201cdiscontinued operation\u201d (86) (55) (31)
\n

\n\n

\n\n
36. Attivit\u00e0 e passivit\u00e0 incluse in gruppi in dismissione classificate come possedute per la
\n
vendita - Euro 6.149 milioni ed euro 3.360 milioni
\n
La movimentazione delle attivit\u00e0 possedute per la vendita
\n
nell\u2019esercizio 2022 \u00e8 di seguito dettagliata.
\n
Milioni di euro
\n
Riclassifica
\n
da/ad
\n
attivit\u00e0
\n
correnti e
\n
non
\n
Dismissioni
\n
e variaz.
\n
perimetro
\n
di consolid. Impairment Diff. cambi Investimenti
\n
Altri
\n
movimenti
\n
al 31.12.2021
\n
al 31.12.2022
\n
Immobili, impianti e macchinari 899 5.231 (1.848) (1.102) 18 47 59 3.304
\n
Attivit\u00e0 immateriali 144 1.985 (1.136) (797) 23 17 98 334
\n
Avviamento 1 550 (62) (488) (42) - 41 -
\n
Attivit\u00e0 per imposte anticipate 16 578 (408) - - - 25 211
\n
Partecipazioni valutate con il
\n
metodo del patrimonio netto
\n
4 27 (2) (1) - - (1) 27
\n
Attivit\u00e0 derivanti da contratti con
\n
i clienti non correnti
\n
- 227 (233) - (2) 84 (76) -
\n
Altre attivit\u00e0 non correnti 40 750 (639) - - - (26) 125
\n
Attivit\u00e0 finanziarie non correnti - 208 (144) - (12) - 86 138
\n
Crediti finanziari correnti e titoli - 113 (65) - - - (5) 43
\n
Altre attivit\u00e0 finanziarie correnti - 75 - - 8 - (74) 9
\n
Disponibilita liquide e mezzi
\n
equivalenti
\n
44 587 (287) - (4) - 85 425
\n
Rimanenze, crediti commerciali
\n
e altre attivit\u00e0 correnti
\n
94 2.353 (1.054) - (8) - 148 1.533
\n
Totale 1.242 12.684 (5.878) (2.388) (19) 148 360 6.149
\n
Le passivit\u00e0, invece, si movimentano nell\u2019esercizio 2022 nel
\n
seguente modo.
\n
Milioni di euro
\n
Riclassifica da/ad
\n
passivit\u00e0 correnti
\n
e non
\n
Dismissioni e
\n
variaz. perimetro
\n
di consolid. Diff. cambi Altri movimenti
\n
al 31.12.2021
\n
al 31.12.2022
\n
Finanziamenti a lungo termine 782 1.160 (1.259) 33 59 775
\n
Fondi rischi e oneri quota non
\n
corrente
\n
10 272 (242) 1 (8) 33
\n
Passivit\u00e0 per imposte differite 46 441 (207) - (40) 240
\n
TFR e altri benef\u00edci definiti
\n
relativi al personale
\n
-65(42)--23
\n
Passivit\u00e0 finanziarie non correnti 40 123 (5) (10) (79) 69
\n
Passivit\u00e0 derivanti da contratti
\n
con i clienti non correnti
\n
- 447 (5) (2) 2 442
\n
Altre passivit\u00e0 non correnti 5 649 (597) (3) 125 179
\n
Finanziamenti a breve termine 2 651 (17) (9) 15 642
\n
Quote correnti dei finanziamenti
\n
a lungo termine
\n
- 137 (1.328) (29) 1.238 18
\n
Fondi rischi e oneri quota
\n
corrente
\n
-47(14) - -33
\n
Altre passivit\u00e0 finanziarie
\n
correnti
\n
6 28 (57) (1) 36 12
\n
Debiti commerciali e altre
\n
passivit\u00e0 correnti
\n
71 1.663 (828) 4 (16) 894
\n
Totale 962 5.683 (4.601) (16) 1.332 3.360
\n

\n\n

\n\n

\n\n
La voce in esame include sostanzialmente le attivit\u00e0 valu-
\n
tate sulla base del minore tra il costo, inteso come valore
\n
netto contabile, e il presumibile valore di realizzo, che in
\n
ragione delle decisioni assunte dal management rispon-
\n
dono ai requisiti previsti dall\u2019\u201cIFRS 5 - Attivit\u00e0 non correnti
\n
possedute per la vendita e attivit\u00e0 operative cessate\u201d per la
\n
loro classificazione in tale voce.
\n
I saldi delle attivit\u00e0 e le passivit\u00e0 possedute per la vendita e
\n
le discontinued operation al 31 dicembre 2022 ammonta-
\n
no, rispettivamente, a 6.149 milioni di euro e 3.360 milioni
\n
di euro e fanno riferimento principalmente a:
\n
\u2022 Romania: in data 14 dicembre 2022 Enel SpA ha annun-
\n
ciato di aver stipulato un accordo di esclusiva con la so-
\n
ciet\u00e0 greca Public Power Corporation SA (PPC) in rela-
\n
zione alla potenziale cessione di tutte le partecipazioni
\n
detenute dal Gruppo Enel in Romania. A tale proposito,
\n
il valore delle attivit\u00e0 nette detenute in Romania \u00e8 stato
\n
adeguato al previsto prezzo di cessione con la rileva-
\n
zione di un adeguamento di valore pari a 696 milioni di
\n
euro, e le stesse sono state classificate come \u201cdisconti-
\n
nued operation\u201d;
\n
\u2022 Enel Green Power Hellas: la controllante Enel Green
\n
Power ha avviato un processo finalizzato alla ricerca di
\n
un investitore interessato a una partnership per la ge-
\n
stione e lo sviluppo del business delle rinnovabili in Gre-
\n
cia. Lo status delle negoziazioni fa ritenere la vendita al-
\n
tamente probabile al 31 dicembre 2022 e pertanto sono
\n
stati soddisfatti i requisiti previsti dall\u2019\u201cIFRS 5 - Attivit\u00e0
\n
non correnti possedute per la vendita e attivit\u00e0 operati-
\n
ve cessate\u201d per la classificazione delle attivit\u00e0 riferite alla
\n
Grecia come \u201cdiscontinued operation\u201d;
\n
\u2022 Enel Green Power Australia: sono state riclassificate, in
\n
considerazione dello status delle negoziazioni, tra le
\n
\"Attivit\u00e0 non correnti possedute per la vendita e atti-
\n
vit\u00e0 operative cessate\u201d, in accordo con l'IFRS 5, le due
\n
subholding detenute in Australia e le rispettive control-
\n
late, con l\u2019obiettivo di pervenire nei prossimi 12 mesi alla
\n
definizione di un accordo con terzi nell\u2019ambito del mo-
\n
dello di business della Stewardship;
\n
\u2022 Central Dock Sud ed Enel Generaci\u00f3n Costanera in Ar-
\n
gentina: il Gruppo Enel, tramite la controllata Enel Argen-
\n
tina, ha avviato le negoziazioni per la vendita del 75,7%
\n
detenuto dal Gruppo nella societ\u00e0 di generazione ter-
\n
moelettrica Enel Generaci\u00f3n Costanera. Le negoziazioni
\n
hanno riguardato anche la cessione del 41,2% detenuto
\n
nella societ\u00e0 di generazione termoelettrica Central Dock
\n
Sud. A tale proposito, il valore delle attivit\u00e0 nette riferite
\n
alle due partecipazioni \u00e8 stato riclassificato nelle attivit\u00e0
\n
disponibili per la vendita ed \u00e8 stato adeguato al previsto
\n
prezzo di cessione che ammonta a 97 milioni di euro, con
\n
la conseguente rilevazione di un adeguamento di valore
\n
totale pari a 290 milioni di euro. Il perfezionamento della
\n
cessione \u00e8 avvenuto nel corso del primo trimestre 2023;
\n
\u2022 Avikiran Solar India Private Limited in India: in seguito agli
\n
accordi firmati per la vendita parziale che prevede l\u2019ingres-
\n
so del nuovo socio, soddisfa i requisiti previsti dall\u2019\u201cIFRS 5
\n
- Attivit\u00e0 non correnti possedute per la vendita e attivit\u00e0
\n
operative cessate\u201d per la classificazione delle attivit\u00e0 nette
\n
come disponibili per la vendita. Il perfezionamento della
\n
cessione \u00e8 previsto nel corso del primo semestre 2023;
\n
\u2022 3SUN in Italia: sulla base del processo di negoziazione fi-
\n
nalizzato alla cessione di una quota pari al 50% del capi-
\n
tale sociale di 3SUN Srl, le attivit\u00e0 nette della stessa sono
\n
state riclassificate al 31 dicembre 2022 tra le \u201cAttivit\u00e0
\n
non correnti possedute per la vendita e attivit\u00e0 operative
\n
cessate\u201d, in accordo con l'IFRS 5.
\n
Nel corso del 2022 sono state realizzate alcune cessioni
\n
precedentemente classificate come disponibili per la ven-
\n
dita. In particolare:
\n
\u2022 nel corso del primo semestre 2022 sono state cedute
\n
alcune societ\u00e0 rinnovabili in Sudafrica;
\n
\u2022 nel corso del terzo trimestre si \u00e8 conclusa la vendita della
\n
societ\u00e0 CGT Fortaleza in Brasile e di alcune societ\u00e0 affe-
\n
renti al comparto finanziario di Enel X in Italia;
\n
\u2022 nel mese di ottobre 2022 si \u00e8 conclusa la cessione del-
\n
la partecipazione detenuta da Enel SpA in Enel Russia,
\n
completando cos\u00ec la dismissione di tutti gli asset di ge-
\n
nerazione elettrica in Russia. Per maggiori approfondi-
\n
menti relativi agli effetti economici dell\u2019operazione si ri-
\n
manda alla nota 6 \u201cDiscontinued operation\u201d;
\n
\u2022 nel mese di dicembre 2022 la controllata Enel Chile SA ha
\n
perfezionato la cessione dell\u2019intera partecipazione, pari
\n
al 99,09% del capitale sociale, detenuta in Enel Transmi-
\n
si\u00f3n Chile SA societ\u00e0 cilena di trasmissione di energia
\n
elettrica; e infine la controllata Enel Brasil SA ha concluso
\n
la cessione dell\u2019intera partecipazione detenuta nella so-
\n
ciet\u00e0 brasiliana di distribuzione di energia elettrica Celg
\n
Distribui\u00e7\u00e3o SA - Celg-D.
\n
Per maggiori approfondimenti relativi agli effetti economici
\n
delle operazioni di cessione sopra riportate si rimanda al
\n
paragrafo \u201cAggregazioni aziendali\u201d.
\n

\n\n

\n", "dimensions": { "concept": "ifrs-full:DisclosureOfNoncurrentAssetsHeldForSaleAndDiscontinuedOperationsExplanatory", "language": "it", "entity": "scheme:WOCMU6HCI0OJWNPRZS33", "period": "2022-01-01T00:00:00/2023-01-01T00:00:00" } }, "Tag980": { "value": "\n

\n
7. Rideterminazione dei dati comparativi
\n
Discontinued operation
\n\n
Il Conto economico consolidato e il Conto economico
\n
consolidato complessivo relativi al Bilancio del 2021 sono
\n
stati rideterminati per tener conto della presentazione
\n
delle attivit\u00e0 operative cessate previsto dall\u2019\u201cIFRS 5 - Atti-
\n
vit\u00e0 non correnti possedute per la vendita e attivit\u00e0 ope-
\n
rative cessate\u201d.
\n
Per maggiori dettagli si rimanda al paragrafo relativo alle
\n
\u201cDiscontinued operation\u201d.
\n

\n

\n\n

\n\n

\n\n
Impatti sul Conto economico consolidato
\n
Milioni di euro
\n
2021 IFRS 5 2021 restated
\n
Ricavi 88.006 (2.287) 85.719
\n
Costi 82.848 (2.157) 80.691
\n
Risultati netti da contratti su commodity 2.522 1 2.523
\n
Risultato operativo 7.680 (129) 7.551
\n
Proventi finanziari da contratti derivati 2.718 (1) 2.717
\n
Altri proventi finanziari 1.882 (20) 1.862
\n
Oneri finanziari da contratti derivati 1.257 (1) 1.256
\n
Altri oneri finanziari 6.114 (27) 6.087
\n
Proventi/(Oneri) netti da iperinflazione 20 - 20
\n
Quota dei proventi/(oneri) derivanti da partecipazioni valutate con il metodo
\n
del patrimonio netto
\n
571 - 571
\n
Risultato prima delle imposte 5.500 (122) 5.378
\n
Imposte 1.643 (23) 1.620
\n
Risultato netto delle continuing operation 3.857 (99) 3.758
\n
Quota di interessenza del Gruppo 3.857 (760) 3.097
\n
Quota di interessenza di terzi - 661 661
\n
Risultato netto delle discontinued operation - 99 99
\n
Quota di interessenza del Gruppo - 92 92
\n
Quota di interessenza di terzi - 7 7
\n
Risultato netto dell\u2019esercizio (Gruppo e terzi) 3.857 - 3.857
\n
Impatti sul Conto economico consolidato complessivo
\n
Milioni di euro
\n
2021 IFRS 5 2021 restated
\n
Risultato netto dell\u2019esercizio 3.857 3.857
\n
Altre componenti di Conto economico complessivo riclassificabili a Conto
\n
economico (al netto delle imposte)
\n
Quota efficace delle variazioni di fair value della copertura di flussi finanziari (725) (10) (735)
\n
Variazione del fair value dei costi di hedging 195 (1) 194
\n
Quota di risultato rilevata a patrimonio netto da societ\u00e0 valutate con il
\n
metodo del patrimonio netto
\n
(645) - (645)
\n
Variazione di fair value delle attivit\u00e0 finanziarie FVOCI 11 - 11
\n
Variazione della riserva di traduzione (90) 5 (85)
\n
Altre componenti di Conto economico complessivo cumulate, riclassificabili
\n
a Conto economico, relative ad attivit\u00e0 non correnti e gruppi di attivit\u00e0 in
\n
dismissione classificate come possedute per la vendita/attivit\u00e0 operative
\n
cessate
\n
66
\n
Altre componenti di Conto economico complessivo non riclassificabili a
\n
Conto economico (al netto delle imposte)
\n
Rimisurazione delle passivit\u00e0/(attivit\u00e0) nette per piani a benef\u00edci definiti 30 (1) 29
\n
Variazione di fair value di partecipazioni in altre imprese - - -
\n
Altre componenti di Conto economico complessivo cumulate, non
\n
riclassificabili a Conto economico, relative ad attivit\u00e0 non correnti e gruppi
\n
di attivit\u00e0 in dismissione classificate come possedute per la vendita/attivit\u00e0
\n
operative cessate
\n
11
\n
Utili/(Perdite) rilevati direttamente a patrimonio netto (1.224) - (1.224)
\n
Utili/(Perdite) complessivi rilevati nell\u2019esercizio 2.633 - 2.633
\n
Quota di interessenza:
\n
- del Gruppo 2.562 2.562
\n
- di terzi 71 71
\n

\n\n

\n\n
I dati presentati nei commenti e nelle tabelle delle note al
\n
presente Bilancio consolidato al 31 dicembre 2022 sono
\n
omogenei e confrontabili tra di loro.
\n
Informativa di settore
\n
Nell corso dell\u2019anno corrente, sono stati rideterminati i
\n
dati al 31 dicembre 2021 relativi alla Linea di Business Enel
\n
X per tener conto del trasferimento di talune attivit\u00e0 nette
\n
e dei relativi Conti economici nella nuova Linea di Busi-
\n
ness Enel X Way che viene esposta nel settore \u201cHolding,
\n
Servizi e Altro\u201d. Tale modifica ha interessato l\u2019informativa
\n
settoriale ma non ha prodotto alcuna variazione dei dati
\n
complessivi riferiti al Gruppo, sebbene all\u2019interno delle
\n
diverse Linee di Business siano state effettuate alcune ri-
\n
classifiche di valori.
\n
I dati presentati nei commenti e nelle tabelle delle note al
\n
presente Bilancio consolidato al 31 dicembre 2022 sono
\n
omogenei e confrontabili tra di loro.
\n

\n

\n", "dimensions": { "concept": "ifrs-full:DisclosureOfReclassificationsOrChangesInPresentationExplanatory", "language": "it", "entity": "scheme:WOCMU6HCI0OJWNPRZS33", "period": "2022-01-01T00:00:00/2023-01-01T00:00:00" } }, "Tag987": { "value": "\n
8. Principali acquisizioni e cessioni
\n
dell\u2019esercizio
\n
Nei due esercizi in analisi l\u2019area di consolidamento ha
\n
sub\u00edto alcune modifiche a seguito delle seguenti principali
\n
operazioni.
\n
2021
\n
\u2022 In data 8 gennaio 2021 \u00e8 stata finalizzata la cessione del
\n
100% di Tynemouth Energy Storage per un corrispettivo
\n
pari a 1 milione di euro. Dalla cessione non sono emersi
\n
impatti contabili significativi nel Conto economico.
\n
\u2022 In data 20 gennaio 2021 \u00e8 stata finalizzata la cessione del
\n
100% di Enel Green Power Bulgaria per un corrispettivo
\n
pari a 35 milioni di euro. Dalla cessione non sono emersi
\n
impatti contabili significativi nel Conto economico.
\n
\u2022 In data 10 marzo 2021 Enel Green Power Italia ha acquisi-
\n
to il 100% della societ\u00e0 e-Solar Srl, titolare di un progetto
\n
fotovoltaico con una potenza autorizzata di 170,11 MW,
\n
per un corrispettivo pari a 2,7 milioni di euro.
\n
\u2022 In data 29 marzo 2021 Enel X Srl ha acquisito il 100%
\n
di CityPoste Payment SpA, societ\u00e0 italiana che offre ai
\n
consumatori un accesso diffuso ai servizi di pagamento,
\n
su canale sia fisico sia digitale, e consente di effettuare
\n
numerose tipologie di transazioni verso i privati e le pub-
\n
bliche amministrazioni.
\n
\u2022 Nel primo trimestre 2021 si registra la variazione di pe-
\n
rimetro per il consolidamento globale delle societ\u00e0 rin-
\n
novabili australiane precedentemente valutate con il
\n
metodo del patrimonio netto per effetto della modifica
\n
della governance nelle societ\u00e0 e senza l\u2019acquisizione di
\n
ulteriori quote. Il processo di Purchase Price Allocation si
\n
\u00e8 completato a dicembre 2021 e sostanzialmente con-
\n
ferma il valore contabile delle attivit\u00e0 nette acquisite,
\n
successivamente a un adeguamento di valore di circa 9
\n
milioni di euro.
\n
\u2022 In data 13 maggio 2021 \u00e8 stata finalizzata la cessione di
\n
EGP Solar 1 LLC per un corrispettivo pari a circa 4 milioni
\n
di euro.
\n
\u2022 Nei primi nove mesi del 2021 Enel Green Power Espa\u00f1a
\n
ha acquisito il 100% di 30 societ\u00e0 rinnovabili per un valo-
\n
re complessivo di 86 milioni di euro.
\n
\u2022 In data 8 settembre 2021 \u00e8 stata finalizzata da parte di
\n
Enel X North America la cessione di Genability per un
\n
corrispettivo di circa 6 milioni di euro.
\n
\u2022 Nel mese di settembre \u00e8 stato completato il processo di
\n
Purchase Price Allocation della societ\u00e0 Viva Labs AS, ac-
\n
quisita in data 17 settembre 2020 da Enel X International,
\n
a seguito del quale sono stati confermati i valori contabili
\n
rilevati alla data di acquisizione.
\n
Altre variazioni
\n
In aggiunta alle suddette variazioni nell\u2019area di consolida-
\n
mento si segnalano anche le seguenti operazioni che, pur
\n
non caratterizzandosi come operazioni che hanno deter-
\n
minato l\u2019acquisizione o la perdita di controllo, hanno co-
\n
munque comportato una variazione nell\u2019interessenza de-
\n
tenuta dal Gruppo nelle relative partecipate o collegate:
\n
\u2022 Enel SpA il 15 marzo ha lanciato un\u2019offerta pubblica di
\n
acquisto volontaria parziale sulle azioni di Enel Am\u00e9ric-
\n
as, fino a un massimo di 7.608.631.104 azioni, pari al 10%
\n
del capitale sociale a quella data. Il periodo d\u2019offerta ha
\n
avuto inizio il 15 marzo e si \u00e8 concluso il 13 aprile 2021.
\n
L\u2019OPA era condizionata all\u2019efficacia della fusione per in-
\n
corporazione di EGP Am\u00e9ricas SpA in Enel Am\u00e9ricas SA,
\n
che si \u00e8 realizzata il 1\u00b0 aprile 2021. Il corrispettivo com-
\n
plessivo \u00e8 stato pari a 1.271 milioni di euro. A seguito del
\n
completamento dell\u2019offerta pubblica di acquisto parziale
\n
volontaria e del perfezionamento della fusione di EGP
\n

\n

\n\n
Am\u00e9ricas, Enel possiede circa l\u201982,3% del capitale sociale
\n
attualmente 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 partecipazioni dete-
\n
nute nelle societ\u00e0 Oyster Bay Wind Farm, Garob Wind
\n
Farm, Aced Renewables Hidden Valley e Soetwater Wind
\n
Farm per un corrispettivo totale di 340 milioni di ZAR
\n
corrispondenti a circa 19 milioni di euro. A seguito dell\u2019o-
\n
perazione l\u2019interessenza del Gruppo nelle suddette so-
\n
ciet\u00e0 \u00e8 passata dal 60% al 55%;
\n
\u2022 in data 3 dicembre Enel SpA ha perfezionato la cessione
\n
dell\u2019intera partecipazione detenuta in Open Fiber SpA,
\n
pari al 50% del capitale sociale, in favore di Macquarie
\n
Asset Management e di CDP Equity SpA, per un corri-
\n
spettivo complessivo di circa 2.733 milioni di euro. La
\n
plusvalenza su base consolidata realizzata dal Gruppo \u00e8
\n
stata di circa 1.763 milioni di euro.
\n
2022
\n
\u2022 In data 3 gennaio 2022 Enel Produzione SpA ha acqui-
\n
sito il 100% di ERG Hydro Srl (successivamente rideno-
\n
minata Enel Hydro Appennino Centrale Srl e fusa in Enel
\n
Produzione SpA in data 1\u00b0 dicembre 2022), titolare di im-
\n
pianti di produzione con una capacit\u00e0 installata di circa
\n
527 MW e una produzione annua di circa 1,5 TWh, per un
\n
corrispettivo pari a circa 1.267 milioni di euro; a dicem-
\n
bre 2022 \u00e8 stata completata l\u2019attivit\u00e0 di identificazione
\n
del fair value delle attivit\u00e0 acquisite e delle passivit\u00e0 a se-
\n
guito della quale si \u00e8 rilevato un avviamento di circa 349
\n
milioni di euro.
\n
\u2022 In data 17 febbraio 2022 Enel Green Power Espa\u00f1a ha
\n
acquisito il 100% di Stonewood Desarrollos SLU per un
\n
corrispettivo di circa 14 milioni di euro corrisponden-
\n
ti alle licenze acquisite per lo sviluppo e la costruzione
\n
di progetti in impianti fotovoltaici; l\u2019acquisizione non ha
\n
avuto impatti a Conto economico.
\n
\u2022 In data 3 marzo 2022 Enel X Germany ha ceduto l\u2019intera
\n
quota detenuta nelle societ\u00e0 Cremzow KG e Cremzow
\n
Verwaltungs per un corrispettivo di circa 12 milioni di
\n
euro.
\n
\u2022 In data 30 giugno 2022 Enel Green Power SpA ha ceduto
\n
alla societ\u00e0 Al Rayyan Holding LLC (controllata da Qatar
\n
Investment Authority) il 50% della partecipazione dete-
\n
nuta nella societ\u00e0 EGP Matimba NewCo 1 Srl, titolare in-
\n
direttamente di sei societ\u00e0 in Sudafrica, con una potenza
\n
installata di circa 740 MW, per un corrispettivo di circa
\n
108 milioni di euro interamente incassato.
\n
\u2022 In data 25 luglio 2022 Enel X Srl ha ceduto a Mooney SpA,
\n
per un corrispettivo di circa 140 milioni di euro, regolato
\n
sotto forma di crediti finanziari, le intere partecipazioni di
\n
Enel X Financial Services, CityPoste Payment, PayTipper
\n
e Junia Insurance e loro controllate.
\n
\u2022 In data 24 agosto 2022 Enel Brasil SA, controllata di Enel
\n
Am\u00e9ricas, ha ceduto l\u2019intera quota detenuta in CGTF -
\n
Central Geradora Termel\u00e9trica Fortaleza SA a ENEVA SA
\n
per un corrispettivo di circa 89 milioni di euro. L\u2019opera-
\n
zione ha comportato sul Conto economico un impatto
\n
negativo di circa 210 milioni di euro, di cui 73 milioni di
\n
euro per adeguamento del valore degli asset, 135 milioni
\n
di euro a titolo di minusvalenza e 2 milioni di euro di oneri
\n
accessori alla cessione.
\n
\u2022 Nei primi nove mesi del 2022 Enel Green Power Romania
\n
ha acquisito il 100% di Prowind Windfarm Bogdanesti,
\n
Prowind Windfarm Deleni, Prowind Windfarm Ivesti e
\n
Prowind Windfarm Viisoara per un corrispettivo totale di
\n
circa 35 milioni di euro.
\n
\u2022 In data 12 ottobre 2022 \u00e8 stata finalizzata la cessione
\n
dell\u2019intera partecipazione detenuta in PJSC Enel Russia,
\n
pari al 56,43% del capitale sociale di quest\u2019ultima, a PJSC
\n
Lukoil e al Closed Combined Mutual Investment Fund
\n
\u201cGazprombank-Frezia\u201d, per un corrispettivo totale pari a
\n
circa 137 milioni di euro. L\u2019operazione ha comportato sul
\n
Conto economico un impatto negativo complessivo di
\n
circa 1,5 miliardi di euro, principalmente dovuto al rila-
\n
scio della riserva di conversione cambi.
\n
\u2022 In data 9 dicembre 2022 Enel Chile SA ha perfeziona-
\n
to la cessione dell\u2019intera partecipazione, pari al 99,09%
\n
del capitale sociale, detenuta in Enel Transmisi\u00f3n Chile
\n
SA, societ\u00e0 cilena di trasmissione di energia elettrica, a
\n
Sociedad Transmisora Metropolitana SpA, controllata
\n
da Inversiones Grupo Saesa Ltda, per un corrispettivo
\n
complessivo di circa 1,3 miliardi di euro. L\u2019operazione ha
\n
comportato a Conto economico una plusvalenza di circa
\n
1,1 miliardi di euro.
\n
\u2022 In data 22 dicembre 2022 \u00e8 stata finalizzata la cessione
\n
del 50% della controllata Gridspertise Srl, interamente
\n
detenuta da Enel, al fondo di private equity internazio-
\n
nale CVC Capital Partners Fund VIII, per un corrispettivo
\n
complessivo di circa 300 milioni di euro. L\u2019operazione ha
\n
comportato sul Conto economico un impatto positivo di
\n
circa 520 milioni di euro.
\n
\u2022 In data 23 dicembre 2022 Enel Green Power India Private
\n
Limited ha perfezionato l\u2019accordo con Norfund a segui-
\n
to del quale quest\u2019ultima ha effettuato un investimento
\n
nella societ\u00e0 Avikiran Surya India Private Limited sotto-
\n
scrivendo un ammontare di azioni emesse dalla societ\u00e0
\n
complessivamente pari al 49% del capitale sociale versa-
\n
to. L\u2019operazione ha comportato sul Conto economico un
\n
impatto negativo di circa 4 milioni di euro, di cui 2 milioni
\n
di euro relativi alla rimisurazione al fair value della quota
\n
residua e 2 milioni di euro di minusvalenza.
\n
\u2022 In data 29 dicembre 2022 Enel Brasil SA, controllata di
\n
Enel Am\u00e9ricas SA, ha perfezionato la cessione dell\u2019intera
\n
partecipazione detenuta nella societ\u00e0 brasiliana di distri-
\n
buzione di energia elettrica Celg Distribui\u00e7\u00e3o SA - Celg-D
\n
(Enel Goi\u00e1s), pari a circa il 99,9% del capitale sociale di
\n
quest\u2019ultima, a Equatorial Participa\u00e7\u00f5es e Investimentos
\n
SA, societ\u00e0 controllata da Equatorial Energia SA, per un
\n

\n\n

\n
corrispettivo complessivo di circa 1,5 miliardi di euro (di
\n
cui circa 269 milioni di euro versati per la parte di equity
\n
e circa 1,2 miliardi di euro a rimborso dei finanziamenti
\n
infragruppo). L\u2019operazione ha comportato sul Conto eco-
\n
nomico un impatto negativo di circa 1 miliardo di euro.
\n
Altre variazioni
\n
In aggiunta alle suddette variazioni nell\u2019area di consolida-
\n
mento si segnalano anche le seguenti operazioni che, pur
\n
non caratterizzandosi come operazioni che hanno deter-
\n
minato l\u2019acquisizione o la perdita di controllo, hanno co-
\n
munque comportato una variazione nell\u2019interessenza de-
\n
tenuta dal Gruppo nelle relative partecipate o collegate:
\n
\u2022 in data 1\u00b0 marzo 2022 \u00e8 stata perfezionata la fusione
\n
per incorporazione tra le societ\u00e0 Emgesa SA ESP (incor-
\n
porante), Codensa SA ESP, Enel Green Power Colombia
\n
SAS ESP ed ESSA 2 (incorporate). La nuova ragione so-
\n
ciale delle societ\u00e0 incorporate \u00e8 Enel Colombia SA ESP.
\n
A seguito dell\u2019operazione la percentuale di possesso del
\n
Gruppo in Emgesa SA ESP (ora Enel Colombia SA ESP) \u00e8
\n
passata dal 39,89% al 47,18% circa;
\n
\u2022 in data 24 marzo 2022 Enel X International Srl ha fina-
\n
lizzato l\u2019accordo con una holding controllata da Sixth
\n
Cinven Fund e con una holding controllata da Seventh
\n
Cinven Fund tramite cui ha acquisito in via indiretta il
\n
79,4% circa del capitale sociale di Ufinet Latam SLU (per
\n
un corrispettivo pari a 1.320 milioni di euro) e ha con-
\n
testualmente venduto l\u201980,5% del capitale sociale della
\n
stessa societ\u00e0 a Seventh Cinven Fund (per un importo
\n
pari a 1.186 milioni di euro). Enel X International ha inol-
\n
tre ricevuto da Ufinet circa 207 milioni di euro a titolo di
\n
distribuzione di riserve disponibili.
\n
Di conseguenza, Enel X International detiene ora una
\n
partecipazione indiretta del 19,5% nel capitale di Ufinet,
\n
che in precedenza deteneva per il 20,6%. L\u2019operazione
\n
ha generato un flusso netto di cassa positivo di circa 73
\n
milioni di euro e un impatto positivo sui risultati operativi
\n
di circa 220 milioni di euro;
\n
\u2022 in data 15 giugno 2022 la societ\u00e0 Enel Kansas LLC ha ce-
\n
duto il 50% della partecipazione detenuta nella societ\u00e0
\n
Rocky Caney Holdings LLC per un corrispettivo di circa
\n
34 milioni di euro; a seguito dell\u2019operazione la percen-
\n
tuale di possesso di Enel Kansas LLC in Rocky Caney
\n
Holdings LLC \u00e8 passata dal 20% al 10%; l\u2019operazione ha
\n
comportato a Conto economico una plusvalenza di circa
\n
7 milioni di euro;
\n
\u2022 in data 16 giugno 2022 la societ\u00e0 EGPNA REP Holdings
\n
LLC ha ceduto il 50% della partecipazione detenuta nella
\n
societ\u00e0 EGPNA Renewable Energy Partners LLC per un
\n
corrispettivo di circa 60 milioni di euro; a seguito dell\u2019o-
\n
perazione EGPNA REP Holdings LLC detiene ora il 10%
\n
della partecipazione in EGPNA Renewable Energy Part-
\n
ners LLC; l\u2019operazione ha comportato a Conto economi-
\n
co una minusvalenza di circa 7 milioni di euro;
\n
\u2022 in data 14 luglio 2022 Enel, attraverso la societ\u00e0 intera-
\n
mente controllata Enel X, ha acquisito il 50% del capita-
\n
le di Mooney SpA. Sulla base di un enterprise value del
\n
100% di Mooney di 1.385 milioni di euro, Enel X ha pa-
\n
gato un corrispettivo complessivo di circa 225 milioni di
\n
euro (inclusivo dell\u2019aggiustamento prezzo) per la parte di
\n
equity e di circa 125 milioni di euro per l\u2019acquisto di un
\n
preesistente credito vantato da Schumann Investments
\n
SA nei confronti di Mooney;
\n
\u2022 nel mese di dicembre 2022 Enel Green Power Hellas SA
\n
ha ceduto l\u2019intera partecipazione detenuta nelle societ\u00e0
\n
collegate delle Cicladi. L\u2019operazione non ha generato un
\n
impatto significativo a Conto economico;
\n
\u2022 in data 6 dicembre 2022 Enel X Chile SpA ha ceduto l\u2019in-
\n
tera partecipazione detenuta nelle societ\u00e0 collegate So-
\n
ciedad de Inversiones K Cuatro SpA, Suministradora de
\n
buses K Cuatro SpA ed Enel X AMPCI Ebus Chile SpA per
\n
un corrispettivo di circa 35 milioni di euro (non ancora
\n
incassato al 31 dicembre 2022). L\u2019operazione non ha ge-
\n
nerato un impatto significativo a Conto economico;
\n
\u2022 in data 30 dicembre 2022 Enel Green Power Canada Inc.
\n
ha ceduto il 49% della partecipazione detenuta nelle so-
\n
ciet\u00e0 Pincher Creek LP e Riverview LP per un corrispetti-
\n
vo di circa 56 milioni di euro. L\u2019operazione non ha com-
\n
portato la perdita del controllo nelle societ\u00e0.
\n\n
Acquisizione di ERG Hydro Srl
\n
In data 3 gennaio 2022 Enel Produzione SpA ha acquisito
\n
il 100% di ERG Hydro Srl (successivamente ridenominata
\n
Enel Hydro Appennino Centrale Srl e fusa in Enel Produ-
\n
zione SpA in data 1\u00b0 dicembre 2022), titolare di impianti di
\n
produzione con una capacit\u00e0 installata di circa 527 MW e
\n
una produzione annua di circa 1,5 TWh, per un corrispetti-
\n
vo pari a 1.267 milioni di euro.
\n
A dicembre 2022 \u00e8 stata completata l\u2019attivit\u00e0 di identifica-
\n
zione del fair value delle attivit\u00e0 acquisite e delle passivit\u00e0
\n
a seguito della quale si \u00e8 rilevato un avviamento di 349 mi-
\n
lioni di euro.
\n

\n

\n\n

\n\n

\n\n
Milioni di euro
\n
Valori contabili ante
\n
3 gennaio 2022
\n
Rettifiche per
\n
allocazione prezzo
\n
acquisto
\n
Valori rilevati al 3
\n
gennaio 2022
\n
Immobili, impianti e macchinari 605 167 772
\n
Attivit\u00e0 immateriali 1 170 171
\n
Altre attivit\u00e0 non correnti 15 10 25
\n
Disponibilit\u00e0 liquide e mezzi equivalenti 69 - 69
\n
Altre attivit\u00e0 correnti 94 - 94
\n
Passivit\u00e0 per imposte differite (4) (102) (106)
\n
Fondi rischi e oneri e benef\u00edci ai dipendenti (35) (7) (42)
\n
Passivit\u00e0 correnti (65) - (65)
\n
Attivit\u00e0 nette acquisite 680 238 918
\n
Costo dell\u2019acquisizione 1.267 - 1.267
\n
(di cui versati per cassa) 1.265 - 1.265
\n
Avviamento 587 (238) 349
\n

\n\n
Cessione di Ufinet
\n
In data 24 marzo 2022 Enel X International Srl ha ceduto
\n
una quota pari all\u20191,1% della partecipazione in Ufinet.
\n
Di seguito gli effetti economici e finanziari dell\u2019operazione.
\n
Milioni di euro
\n
Corrispettivo acquisto 79,4% per esercizio della call option a Sixth Cinven Fund (1.320)
\n
Distribuzione riserve da Ufinet 207
\n
Prezzo cessione 80,5% a Seventh Cinven Fund 1.186
\n
Flusso netto di cassa dell\u2019operazione 73
\n
Valore contabile della quota ceduta (1,1%) (6)
\n
Rilascio della riserva OCI (24)
\n
Plusvalenza netta relativa alla cessione 43
\n
Rivalutazione al fair value della partecipazione gi\u00e0 detenuta (19,5%) 177
\n
Impatto economico complessivo 220
\n
A seguito dell\u2019operazione, la partecipazione residua in Ufi-
\n
net \u00e8 stata classificata tra le altre partecipazioni valutate al
\n
fair value through OCI, mentre in precedenza era valutata
\n
con il metodo del patrimonio netto.
\n
Cessione di EGP Matimba NewCo 1
\n
In data 30 giugno 2022 Enel Green Power SpA ha ceduto
\n
alla societ\u00e0 Al Rayyan Holding LLC (controllata da Qatar In-
\n
vestment Authority) il 50% della partecipazione detenuta
\n
nella societ\u00e0 EGP Matimba NewCo 1 Srl, titolare indiretta-
\n
mente di sei societ\u00e0 in Sudafrica, per un corrispettivo di
\n
108 milioni di euro interamente incassato.
\n
Milioni di euro
\n
Totale attivit\u00e0 nette oggetto di cessione con perdita di controllo 220
\n
Quota ceduta (50%) 110
\n
Prezzo di cessione 108
\n
Minusvalenza da cessione (2)
\n
Rimisurazione al fair value partecipazione residua (2)
\n
Impatto economico complessivo (4)
\n

\n\n
A seguito dell\u2019operazione, la partecipazione residua in EGP
\n
Matimba NewCo 1 e nelle sue controllate \u00e8 stata classifica-
\n
ta tra le partecipazioni valutate con il metodo del patrimo-
\n
nio netto e il suo valore \u00e8 stato rimisurato al fair value con
\n
un impatto negativo a Conto economico di circa 2 milioni
\n
di euro. A valle di tale rimisurazione il valore della partecipa-
\n
zione residua \u00e8 pari a 108 milioni di euro.
\n
Cessione di Enel X Financial Services, CityPoste
\n
Payment, PayTipper e Junia Insurance
\n
In data 25 luglio 2022 Enel X Srl ha ceduto a Mooney SpA,
\n
per un corrispettivo di circa 140 milioni di euro, regolato
\n
sotto forma di crediti finanziari, le intere partecipazioni di
\n
Enel X Financial Services, CityPoste Payment, PayTipper e
\n
Junia Insurance e loro controllate.
\n
Milioni di euro
\n
Valore dell\u2019operazione 140
\n
Attivit\u00e0 nette cedute (73)
\n
Plusvalenza da cessione 67
\n
L\u2019operazione ha comportato la rilevazione di una plusvalen-
\n
za di 67 milioni di euro.
\n
Cessione di Central Geradora Termel\u00e9trica Fortaleza SA
\n
In data 24 agosto 2022 Enel Brasil SA, controllata di Enel
\n
Am\u00e9ricas, ha ceduto l\u2019intera quota detenuta in CGTF -
\n
Central Geradora Termel\u00e9trica Fortaleza SA a ENEVA SA
\n
per un corrispettivo di 89 milioni di euro.
\n
Nel corso del 2022, in linea con le disposizioni dell\u2019\u201cIFRS
\n
5 - Attivit\u00e0 non correnti possedute per la vendita e attivit\u00e0
\n
operative cessate\u201d, le attivit\u00e0 nette riferite a CGTF - Central
\n
Geradora Termel\u00e9trica Fortaleza SA sono state classificate
\n
come possedute per la vendita e il loro valore \u00e8 stato ade-
\n
guato al previsto prezzo di cessione per circa 73 milioni di
\n
euro.
\n
Milioni di euro
\n
Prezzo di cessione 89
\n
Totale attivit\u00e0 nette cedute 125
\n
Rilascio della riserva OCI (99)
\n
Minusvalenza da cessione (135)
\n
Adeguamento di valore impianti ante cessione (73)
\n
Impatto economico (208)
\n
Al perfezionamento dell\u2019operazione di cessione, \u00e8 stata ri-
\n
levata una minusvalenza di 135 milioni di euro, principal-
\n
mente dovuta al rilascio della riserva di conversione cambi,
\n
cui si aggiungono 2 milioni di euro di oneri accessori alla
\n
cessione e il relativo effetto fiscale pari a 37 milioni di euro.
\n
Cessione di PJSC Enel Russia
\n
In data 12 ottobre 2022 \u00e8 stata finalizzata la cessione dell\u2019in-
\n
tera partecipazione detenuta in PJSC Enel Russia, pari al
\n
56,43% del capitale sociale di quest\u2019ultima, a PJSC Lukoil
\n
e al Closed Combined Mutual Investment Fund \u201cGazprom-
\n
bank-Frezia\u201d, per un corrispettivo totale pari a circa 137 mi-
\n
lioni di euro. Dalla cessione \u00e8 emerso un impatto negativo
\n
complessivo a Conto economico di circa 1.551 milioni di
\n
euro, principalmente dovuto al rilascio della riserva di con-
\n
versione cambi, per circa 1.054 milioni di euro. Di seguito si
\n
riportano gli effetti economici dell\u2019operazione.
\n

\n\n
Milioni di euro
\n
Prezzo di cessione 137
\n
Totale attivit\u00e0 nette cedute 137
\n
Rilascio della riserva OCI (1.054)
\n
Minusvalenza da cessione (1.054)
\n
Adeguamento di valore impianti ante cessione (497)
\n
Impatto economico (1.551)
\n
Per maggiori dettagli sull\u2019operazione, si rimanda al com-
\n
mento riportato nel paragrafo \u201cDiscontinued operation\u201d.
\n
Cessione di Enel Transmisi\u00f3n Chile SA
\n
In data 9 dicembre 2022 Enel Chile SA ha perfezionato la
\n
cessione dell\u2019intera partecipazione, pari al 99,09% del ca-
\n
pitale sociale, detenuta in Enel Transmisi\u00f3n Chile SA, so-
\n
ciet\u00e0 cilena di trasmissione di energia elettrica, a Sociedad
\n
Transmisora Metropolitana SpA, controllata da Inversiones
\n
Grupo Saesa Ltda, per un corrispettivo complessivo di cir-
\n
ca 1.342 milioni di euro. Di seguito si riportano gli effetti
\n
economici dell\u2019operazione.
\n
Milioni di euro
\n
Prezzo di cessione 1.342
\n
Totale attivit\u00e0 nette cedute 230
\n
Avviamento 61
\n
Plusvalenza da cessione 1.051
\n
L\u2019operazione ha comportato un effetto fiscale di 347 milioni
\n
di euro.
\n
Cessione di Gridspertise Srl
\n
In data 22 dicembre 2022 Enel SpA, tramite Enel Grids Srl,
\n
ha finalizzato la cessione del 50% della controllata Grid-
\n
spertise Srl, interamente detenuta da Enel, al fondo di pri-
\n
vate equity internazionale CVC Capital Partners Fund VIII,
\n
per un corrispettivo complessivo di circa 300 milioni di
\n
euro. Di seguito si riportano gli effetti economici dell\u2019ope-
\n
razione.
\n
Milioni di euro
\n
Totale attivit\u00e0 nette oggetto di cessione con perdita di controllo 80
\n
Quota ceduta (50%) 40
\n
Prezzo di cessione 299
\n
Riversamento riserva OCI 2
\n
Plusvalenza da cessione 261
\n
Rimisurazione al fair value partecipazione residua 259
\n
Impatto economico complessivo 520
\n
A seguito dell\u2019operazione, la partecipazione residua in
\n
Gridspertise Srl e nelle sue controllate \u00e8 stata classificata
\n
tra le partecipazioni valutate con il metodo del patrimonio
\n
netto. A valle della rimisurazione al fair value, il valore della
\n
partecipazione residua \u00e8 pari a 259 milioni di euro.
\n
L\u2019operazione ha comportato un effetto fiscale di 8 milioni
\n
di euro.
\n

\n\n
Cessione di Celg Distribui\u00e7\u00e3o SA
\n
In data 29 dicembre 2022 Enel Brasil SA, controllata di Enel
\n
Am\u00e9ricas SA, ha perfezionato la cessione dell\u2019intera parte-
\n
cipazione detenuta nella societ\u00e0 brasiliana di distribuzio-
\n
ne di energia elettrica Celg Distribui\u00e7\u00e3o SA - Celg-D (Enel
\n
Goi\u00e1s), pari a circa il 99,9% del capitale sociale di quest\u2019ulti-
\n
ma, a Equatorial Participa\u00e7\u00f5es e Investimentos SA, societ\u00e0
\n
controllata da Equatorial Energia SA, per un corrispettivo
\n
complessivo di circa 1.548 milioni di euro, di cui 269 milioni
\n
di euro per la parte di equity e 1.279 milioni di euro a rim-
\n
borso dei finanziamenti infragruppo. Di seguito si riportano
\n
gli effetti economici dell\u2019operazione.
\n
Milioni di euro
\n
Prezzo di cessione 269
\n
Totale attivit\u00e0 nette cedute 269
\n
Rilascio della riserva OCI (208)
\n
Minusvalenza da cessione (208)
\n
Adeguamento di valore ante cessione (827)
\n
Impatto economico (1.035)
\n
Dalla cessione \u00e8 emerso un impatto negativo a Conto eco-
\n
nomico di circa 1.035 milioni di euro, di cui circa 208 mi-
\n
lioni di euro relativi prevalentemente al rilascio della riserva
\n
OCI e 827 milioni di euro relativi all\u2019adeguamento di valore
\n
(di cui 85 milioni di euro riferiti ad avviamento).
\n
L\u2019operazione ha comportato anche oneri accessori alla vendi-
\n
ta di 4 milioni di euro e un impatto fiscale di 8 milioni di euro.
\n

\n", "dimensions": { "concept": "enel:DisclosureOfChangeInOwnershipInterestsInSubsidiariesExplanatory", "language": "it", "entity": "scheme:WOCMU6HCI0OJWNPRZS33", "period": "2022-01-01T00:00:00/2023-01-01T00:00:00" } }, "Tag986": { "value": "\n
Acquisizione di ERG Hydro Srl
\n
In data 3 gennaio 2022 Enel Produzione SpA ha acquisito
\n
il 100% di ERG Hydro Srl (successivamente ridenominata
\n
Enel Hydro Appennino Centrale Srl e fusa in Enel Produ-
\n
zione SpA in data 1\u00b0 dicembre 2022), titolare di impianti di
\n
produzione con una capacit\u00e0 installata di circa 527 MW e
\n
una produzione annua di circa 1,5 TWh, per un corrispetti-
\n
vo pari a 1.267 milioni di euro.
\n
A dicembre 2022 \u00e8 stata completata l\u2019attivit\u00e0 di identifica-
\n
zione del fair value delle attivit\u00e0 acquisite e delle passivit\u00e0
\n
a seguito della quale si \u00e8 rilevato un avviamento di 349 mi-
\n
lioni di euro.
\n

\n

\n\n
Milioni di euro
\n
Valori contabili ante
\n
3 gennaio 2022
\n
Rettifiche per
\n
allocazione prezzo
\n
acquisto
\n
Valori rilevati al 3
\n
gennaio 2022
\n
Immobili, impianti e macchinari 605 167 772
\n
Attivit\u00e0 immateriali 1 170 171
\n
Altre attivit\u00e0 non correnti 15 10 25
\n
Disponibilit\u00e0 liquide e mezzi equivalenti 69 - 69
\n
Altre attivit\u00e0 correnti 94 - 94
\n
Passivit\u00e0 per imposte differite (4) (102) (106)
\n
Fondi rischi e oneri e benef\u00edci ai dipendenti (35) (7) (42)
\n
Passivit\u00e0 correnti (65) - (65)
\n
Attivit\u00e0 nette acquisite 680 238 918
\n
Costo dell\u2019acquisizione 1.267 - 1.267
\n
(di cui versati per cassa) 1.265 - 1.265
\n
Avviamento 587 (238) 349
\n

\n", "dimensions": { "concept": "ifrs-full:DisclosureOfBusinessCombinationsExplanatory", "language": "it", "entity": "scheme:WOCMU6HCI0OJWNPRZS33", "period": "2022-01-01T00:00:00/2023-01-01T00:00:00" } }, "Tag988": { "value": "\n

\n
10. Dati economici e patrimoniali per Settore primario (Linea di Business)
\n
e secondario (Area Geografica)
\n\n
La rappresentazione dei risultati economici e patrimoniali
\n
per Linea di Business e per Area Geografica di attivit\u00e0 \u00e8
\n
effettuata in base all\u2019approccio utilizzato dal management
\n
per monitorare le performance del Gruppo nei due esercizi
\n
messi a confronto.
\n

\n

\n\n
Dati economici per Settore primario (Linea di Business)
\n
Risultati 2022
\n
(1)
\n
Milioni di euro
\n
Generazione
\n
Termoelettrica
\n
e Trading
\n
Enel
\n
Green
\n
Power
\n
Enel
\n
Grids
\n
Mercati
\n
finali Enel X
\n
Holding,
\n
Servizi e
\n
Altro
\n
Totale
\n
reporting
\n
segment
\n
Elisioni e
\n
rettifiche Totale
\n
Ricavi e altri proventi verso terzi 53.239 6.669 19.806 58.478 2.143 182 140.517 - 140.517
\n
Ricavi e altri proventi intersettoriali 23.096 2.498 3.226 3.674 66 2.053 34.613 (34.613) -
\n
Totale ricavi 76.335 9.167 23.032 62.152 2.209 2.235 175.130 (34.613) 140.517
\n
Totale costi 71.189 5.873 13.918 62.517 1.544 2.503 157.544 (34.580) 122.964
\n
Risultati netti da contratti su commodity 551 183 - 1.608 (13) (5) 2.324 41 2.365
\n
Ammortamenti 802 1.456 2.852 498 223 255 6.086 - 6.086
\n
Impairment 562 53 1.047 1.177 102 17 2.958 - 2.958
\n
Ripristini di valore (52) (2) (117) (132) (17) 1 (319) - (319)
\n
Risultato operativo 4.385 1.970 5.332 (300) 344 (546) 11.185 8 11.193
\n
Investimenti 990
\n
(2)
\n
6.386
\n
(3)
\n
5.547
\n
(4)
\n
721 371
\n
(5)
\n
332 14.347 - 14.347
\n
(1) I ricavi di settore comprendono sia i ricavi verso terzi sia i ricavi intersettoriali realizzati da ciascun settore nei confronti degli altri.
\n
(2) Il dato non include 2 milioni di euro riferiti al perimetro classificato come \u201cposseduto per la vendita\u201d o \u201cdiscontinued operation\u201d.
\n
(3) Il dato non include 42 milioni di euro riferiti al perimetro classificato come \u201cposseduto per la vendita\u201d o \u201cdiscontinued operation\u201d.
\n
(4) Il dato non include 110 milioni di euro riferiti al perimetro classificato come \u201cposseduto per la vendita\u201d o \u201cdiscontinued operation\u201d.
\n
(5) Il dato non include 2 milioni di euro riferiti al perimetro classificato come \u201cposseduto per la vendita\u201d o \u201cdiscontinued operation\u201d.
\n

\n\n
Risultati 2021
\n
(1) (2) (3)
\n
Milioni di euro
\n
Generazione
\n
\n
\n
\n
\nermoelettrica
\n
e Trading
\n
Enel
\n
Green
\n
Power
\n
Enel
\n
Grids
\n
Mercati
\n
finali Enel X
\n
Holding,
\n
Servizi e
\n
Altro
\n
Totale
\n
reporting
\n
segment
\n
Elisioni e
\n
rettifiche Totale
\n
Ricavi e altri proventi verso terzi 22.334 7.011 16.994 36.097 1.372 1.911 85.719 - 85.719
\n
Ricavi e altri proventi intersettoriali 10.269 2.161 3.248 1.302 56 2.101 19.137 (19.137) -
\n
Totale ricavi 32.603 9.172 20.242 37.399 1.428 4.012 104.856 (19.137) 85.719
\n
Totale costi 32.327 4.547 13.142 36.372 1.102 2.649 90.139 (19.130) 71.009
\n
Risultati netti da contratti su commodity 537 (55) - 2.006 - (3) 2.485 38 2.523
\n
Ammortamenti 902 1.237 2.612 399 202 240 5.592 - 5.592
\n
Impairment 2.561 387 192 1.067 36 52 4.295 - 4.295
\n
Ripristini di valore (8) (5) (30) (156) (6) - (205) - (205)
\n
Risultato operativo (2.642) 2.951 4.326 1.723 94 1.068 7.520 31 7.551
\n
Investimenti 822 5.662
\n
(4)
\n
5.296 643 285 289 12.997 - 12.997
\n
(1) I ricavi di settore comprendono sia i ricavi verso terzi sia i ricavi intersettoriali realizzati da ciascun settore nei confronti degli altri.
\n
(2) I dati relativi all\u2019esercizio 2021 sono stati rideterminati, ai soli fini comparativi, per tenere conto della classificazione nella voce \u201cRisultato netto delle discon-
\n
tinued operation\u201d dei risultati afferenti alle attivit\u00e0 detenute in Russia (cedute nel corso del quarto trimestre 2022), Romania e Grecia in quanto sono stati
\n
soddisfatti i requisiti previsti dal principio contabile internazionale IFRS 5 per la loro classificazione come \u201cdiscontinued operation\u201d.
\n
(3) I dati relativi alla Linea di Business Enel X sono stati rideterminati per tener conto del trasferimento di talune attivit\u00e0 nette e dei relativi Conti economici nella
\n
nuova Linea di Business Enel X Way che viene esposta nel settore \u201cHolding, Servizi e Altro\u201d.
\n
(4) Il dato non include 111 milioni di euro riferiti al perimetro classificato come \u201cposseduto per la vendita\u201d o \u201cdiscontinued operation\u201d.
\n
Dati economici per Settore secondario (Area Geografica)
\n
Risultati 2022
\n
(1)
\n
Milioni di euro Italia Iberia
\n
America
\n
Latina Europa
\n
Nord
\n
America
\n
Africa, Asia e
\n
Oceania
\n
Altro, elisioni
\n
e rettifiche Totale
\n
Ricavi e altri proventi verso terzi 83.337 32.725 20.949 77 2.183 266 980 140.517
\n
Ricavi e altri proventi intersettoriali 171 108 385 10 31 - (705) -
\n
Totale ricavi 83.508 32.833 21.334 87 2.214 266 275 140.517
\n
Totale costi 81.880 25.388 14.811 66 1.126 174 (481) 122.964
\n
Risultati netti da contratti su commodity 4.679 (2.215) 56 6 (148) (9) (4) 2.365
\n
Ammortamenti 2.209 1.784 1.393 2 430 75 193 6.086
\n
Impairment 886 478 1.553 1 18 5 17 2.958
\n
Ripristini di valore (39) (271) (7) - - - (2) (319)
\n
Risultato operativo 3.251 3.239 3.640 24 492 3 544 11.193
\n
Investimenti 4.640 2.316 4.289
\n
(2)
\n
224
\n
(3)
\n
2.491 164
\n
(4)
\n
223
\n
(5)
\n
14.347
\n
(1) I ricavi di settore comprendono sia i ricavi verso terzi sia i ricavi intersettoriali realizzati da ciascun settore nei confronti degli altri.
\n
(2) Il dato non include 94 milioni di euro riferiti al perimetro classificato come \u201cposseduto per la vendita\u201d o \u201cdiscontinued operation\u201d.
\n
(3) Il dato non include 4 milioni di euro riferiti al perimetro classificato come \u201cposseduto per la vendita\u201d o \u201cdiscontinued operation\u201d.
\n
(4) Il dato non include 40 milioni di euro riferiti al perimetro classificato come \u201cposseduto per la vendita\u201d o \u201cdiscontinued operation\u201d.
\n
(5) Il dato non include 18 milioni di euro riferiti al perimetro classificato come \u201cposseduto per la vendita\u201d o \u201cdiscontinued operation\u201d.
\n
Risultati 2021
\n
(1) (2)
\n
Milioni di euro Italia Iberia
\n
America
\n
Latina Europa
\n
Nord
\n
America
\n
Africa, Asia e
\n
Oceania
\n
Altro, elisioni
\n
e rettifiche
\n
Totale
\n
Ricavi e altri proventi verso terzi 44.282 20.800 16.956 49 1.479 240 1.913 85.719
\n
Ricavi e altri proventi intersettoriali 1.135 252 1 (35) 34 1 (1.388) -
\n
Totale ricavi 45.417 21.052 16.957 14 1.513 241 525 85.719
\n
Totale costi 40.751 17.412 12.867 59 748 135 (963) 71.009
\n
Risultati netti da contratti su commodity 1.967 543 53 40 (81) 4 (3) 2.523
\n
Ammortamenti 2.107 1.754 1.177 4 356 65 129 5.592
\n
Impairment 1.747 1.797 536 1 161 32 21 4.295
\n
Ripristini di valore (22) (170) (9) (2) - - (2) (205)
\n
Risultato operativo 2.801 802 2.439 (8) 167 13 1.337 7.551
\n
Investimenti 3.842 2.202 3.722 456 2.293 217
\n
(3)
\n
265 12.997
\n
(1) I ricavi di settore comprendono sia i ricavi verso terzi sia i ricavi intersettoriali realizzati da ciascun settore nei confronti degli altri.
\n
(2) I dati relativi all\u2019esercizio 2021 sono stati rideterminati, ai soli fini comparativi, per tenere conto della classificazione nella voce \u201cRisultato netto delle discon-
\n
tinued operation\u201d dei risultati afferenti alle attivit\u00e0 detenute in Russia (cedute nel corso del quarto trimestre 2022), Romania e Grecia in quanto sono stati
\n
soddisfatti i requisiti previsti dal principio contabile internazionale IFRS 5 per la loro classificazione come \u201cdiscontinued operation\u201d.
\n
(3) Il dato non include 111 milioni di euro riferiti al perimetro classificato come \u201cposseduto per la vendita\u201d o \u201cdiscontinued operation\u201d.
\n

\n\n
Dati patrimoniali per Settore primario (Linea di Business)
\n
Al 31 dicembre 2022
\n
Milioni di euro
\n
Generazione
\n
Termoelettrica
\n
e Trading
\n
Enel
\n
Green
\n
Power
\n
Enel
\n
Grids
\n
Mercati
\n
finali Enel X
\n
Holding,
\n
Servizi e
\n
Altro
\n
Totale
\n
reporting
\n
segment
\n
Elisioni e
\n
rettifiche Totale
\n
Immobili, impianti e macchinari 8.530 41.519 40.377 44 553 805 91.828 (3) 91.825
\n
Attivit\u00e0 immateriali 397 5.723 20.035 4.172 647 623 31.597 - 31.597
\n
Attivit\u00e0 da contratti con i clienti
\n
non correnti e correnti
\n
- 50 500 - 72 53 675 (11) 664
\n
Crediti commerciali 7.667 3.730 5.706 8.426 618 1.304 27.451 (9.715) 17.736
\n
Altro 7.928 540 2.551 2.716 480 2.535 16.750 (7.897) 8.853
\n
Attivit\u00e0 operative 24.522
\n
(1)
\n
51.562
\n
(2)
\n
69.169
\n
(3)
\n
15.358
\n
(4)
\n
2.370
\n
(5)
\n
5.320 168.301 (17.626) 150.675
\n
Debiti commerciali 8.034 4.173 4.297 8.647 705 1.394 27.250 (9.187) 18.063
\n
Passivit\u00e0 da contratti con i
\n
clienti non correnti e correnti
\n
95 323 7.527 76 10 22 8.053 (89) 7.964
\n
Fondi diversi 3.979 921 3.263 380 101 1.095 9.739 (68) 9.671
\n
Altro 3.475 1.802 6.691 6.740 300 4.454 23.462 (7.908) 15.554
\n
Passivit\u00e0 operative 15.583
\n
(6)
\n
7. 21 9
\n
(7)
\n
21.778
\n
(8)
\n
15.843
\n
(9)
\n
1.116
\n
(10)
\n
6.965
\n
(11)
\n
68.504 (17.252) 51.252
\n
(1) Di cui 190 milioni di euro riferiti al perimetro classificato come \u201cposseduto per la vendita\u201d o \u201cdiscontinued operation\u201d.
\n
(2) Di cui 1.951 milioni di euro riferiti al perimetro classificato come \u201cposseduto per la vendita\u201d o \u201cdiscontinued operation\u201d.
\n
(3) Di cui 1.855 milioni di euro riferiti al perimetro classificato come \u201cposseduto per la vendita\u201d o \u201cdiscontinued operation\u201d.
\n
(4) Di cui 1.160 milioni di euro riferiti al perimetro classificato come \u201cposseduto per la vendita\u201d o \u201cdiscontinued operation\u201d.
\n
(5) Di cui 80 milioni di euro riferiti al perimetro classificato come \u201cposseduto per la vendita\u201d o \u201cdiscontinued operation\u201d.
\n
(6) Di cui 87 milioni di euro riferiti al perimetro classificato come \u201cposseduto per la vendita\u201d o \u201cdiscontinued operation\u201d.
\n
(7) Di cui 185 milioni di euro riferiti al perimetro classificato come \u201cposseduto per la vendita\u201d o \u201cdiscontinued operation\u201d.
\n
(8) Di cui 390 milioni di euro riferiti al perimetro classificato come \u201cposseduto per la vendita\u201d o \u201cdiscontinued operation\u201d.
\n
(9) Di cui 476 milioni di euro riferiti al perimetro classificato come \u201cposseduto per la vendita\u201d o \u201cdiscontinued operation\u201d.
\n
(10) Di cui 11 milioni di euro riferiti al perimetro classificato come \u201cposseduto per la vendita\u201d o \u201cdiscontinued operation\u201d.
\n
(11) Di cui 4 milioni di euro riferiti al perimetro classificato come \u201cposseduto per la vendita\u201d o \u201cdiscontinued operation\u201d.
\n
Al 31 dicembre 2021
\n
(1)
\n
Milioni di euro
\n
Generazione
\n
Termoelettrica
\n
e Trading
\n
Enel
\n
Green
\n
Power
\n
Enel
\n
Grids
\n
Mercati
\n
finali Enel X
\n
Holding,
\n
Servizi e
\n
Altro
\n
Totale
\n
reporting
\n
segment
\n
Elisioni e
\n
rettifiche Totale
\n
Immobili, impianti e macchinari 9.384 36.205 38.635 49 486 713 85.472 - 85.472
\n
Attivit\u00e0 immateriali 216 5.016 21.473 4.030 670 631 32.036 - 32.036
\n
Attivit\u00e0 da contratti con i clienti
\n
non correnti e correnti
\n
1 1 525 - 60 21 608 43 651
\n
Crediti commerciali 4.814 2.601 6.731 6.533 559 1.347 22.585 (6.493) 16.092
\n
Altro 4.319 826 2.614 3.812 345 2.287 14.203 (6.107) 8.096
\n
Attivit\u00e0 operative 18.734
\n
(2)
\n
44.649
\n
(3)
\n
69.978 14.424 2.120
\n
(4)
\n
4.999 154.904 (12.557) 142.347
\n
Debiti commerciali 5.730 3.701 4.390 7.129 695 1.259 22.904 (5.920) 16.984
\n
Passivit\u00e0 da contratti con i
\n
clienti non correnti e correnti
\n
102 216 7.316 62 13 13 7.722 (75) 7.647
\n
Fondi diversi 4.586 936 3.810 466 52 1.297 11.147 (89) 11.058
\n
Altro 4.125 1.901 8.104 4.575 141 3.659 22.505 (6.245) 16.260
\n
Passivit\u00e0 operative 14.543 6.754
\n
(5)
\n
23.620 12.232 901
\n
(6)
\n
6.228 64.278 (12.329) 51.949
\n
(1) I dati relativi alla Linea di Business Enel X sono stati rideterminati per tener conto del trasferimento di talune attivit\u00e0 nette e dei relativi Conti economici nella
\n
nuova Linea di Business e-Mobility che viene esposta nel settore \u201cHolding, Servizi e Altro\u201d.
\n
(2) Di cui 2 milioni di euro riferiti al perimetro classificato come \u201cposseduto per la vendita\u201d o \u201cdiscontinued operation\u201d.
\n
(3) Di cui 999 milioni di euro riferiti al perimetro classificato come \u201cposseduto per la vendita\u201d o \u201cdiscontinued operation\u201d.
\n
(4) Di cui 136 milioni di euro riferiti al perimetro classificato come \u201cposseduto per la vendita\u201d o \u201cdiscontinued operation\u201d.
\n
(5) Di cui 28 milioni di euro riferiti al perimetro classificato come \u201cposseduto per la vendita\u201d o \u201cdiscontinued operation\u201d.
\n
(6) Di cui 57 milioni di euro riferiti al perimetro classificato come \u201cposseduto per la vendita\u201d o \u201cdiscontinued operation\u201d.
\n

\n\n
Dati patrimoniali per Settore secondario (Area Geografica)
\n
Al 31 dicembre 2022
\n
Milioni di euro Italia Iberia
\n
America
\n
Latina Europa
\n
Nord
\n
America
\n
Africa, Asia e
\n
Oceania
\n
Altro, elisioni
\n
e rettifiche Totale
\n
Immobili, impianti e macchinari 30.327 23.167 21.099 2.397 13.722 1.002 111 91.825
\n
Attivit\u00e0 immateriali 3.200 16.173 10.534 331 602 129 628 31.597
\n
Attivit\u00e0 da contratti con i clienti non
\n
correnti e correnti
\n
73 9 493 48 19 16 6 664
\n
Crediti commerciali 7.086 4.369 5.037 1.127 268 66 (217) 17.736
\n
Altro 4.947 2.929 1.498 294 250 63 (1.128) 8.853
\n
Attivit\u00e0 operative 45.633
\n
(1)
\n
46.647 38.661
\n
(2)
\n
4.197
\n
(3)
\n
14.861 1.276
\n
(4)
\n
(600) 150.675
\n
Debiti commerciali 9.595 3.220 4.813 483 1.261 119 (1.428) 18.063
\n
Passivit\u00e0 da contratti con i clienti non
\n
correnti e correnti
\n
4.188 3.351 35 443 - 1 (54) 7.964
\n
Fondi diversi 3.008 3.458 2.378 69 97 32 629 9.671
\n
Altro 4.323 3.144 4.480 637 1.893 66 1.011 15.554
\n
Passivit\u00e0 operative 21.114
\n
(5)
\n
13.173 11.706
\n
(6)
\n
1.632
\n
(7)
\n
3.251 218
\n
(8)
\n
158 51.252
\n
(1) Di cui 251 milioni di euro riferiti al perimetro classificato come \u201cposseduto per la vendita\u201d o \u201cdiscontinued operation\u201d.
\n
(2) Di cui 307 milioni di euro riferiti al perimetro classificato come \u201cposseduto per la vendita\u201d o \u201cdiscontinued operation\u201d.
\n
(3) Di cui 4.125 milioni di euro riferiti al perimetro classificato come \u201cposseduto per la vendita\u201d o \u201cdiscontinued operation\u201d.
\n
(4) Di cui 553 milioni di euro riferiti al perimetro classificato come \u201cposseduto per la vendita\u201d o \u201cdiscontinued operation\u201d.
\n
(5) Di cui 64 milioni di euro riferiti al perimetro classificato come \u201cposseduto per la vendita\u201d o \u201cdiscontinued operation\u201d.
\n
(6) Di cui 76 milioni di euro riferiti al perimetro classificato come \u201cposseduto per la vendita\u201d o \u201cdiscontinued operation\u201d.
\n
(7) Di cui 961 milioni di euro riferiti al perimetro classificato come \u201cposseduto per la vendita\u201d o \u201cdiscontinued operation\u201d.
\n
(8) Di cui 52 milioni di euro riferiti al perimetro classificato come \u201cposseduto per la vendita\u201d o \u201cdiscontinued operation\u201d.
\n
Al 31 dicembre 2021
\n
Milioni di euro Italia Iberia
\n
America
\n
Latina Europa
\n
Nord
\n
America
\n
Africa, Asia e
\n
Oceania
\n
Altro, elisioni
\n
e rettifiche Totale
\n
Immobili, impianti e macchinari 27.335 23.075 18.671 3.440 10.853 1.948 150 85.472
\n
Attivit\u00e0 immateriali 2.313 16.071 11.414 772 557 179 730 32.036
\n
Attivit\u00e0 da contratti con i clienti non
\n
correnti e correnti
\n
94 5 517 - 18 13 4 651
\n
Crediti commerciali 7.372 3.886 4.414 583 215 51 (429) 16.092
\n
Altro 4.555 2.474 1.398 217 259 140 (947) 8.096
\n
Attivit\u00e0 operative 41.669
\n
(1)
\n
45.511 36.414 5.012 11.902 2.331
\n
(2)
\n
(492)
\n
(3)
\n
142.347
\n
Debiti commerciali 9.684 2.509 4.333 481 1.208 136 (1.367) 16.984
\n
Passivit\u00e0 da contratti con i clienti non
\n
correnti e correnti
\n
4.109 3.109 30 438 - - (39) 7.647
\n
Fondi diversi 3.395 4.211 2.426 130 120 32 744 11.058
\n
Altro 5.749 3.945 4.509 328 1.482 64 183 16.260
\n
Passivit\u00e0 operative 22.937
\n
(4)
\n
13.774 11.298 1.377 2.810 232
\n
(5)
\n
(479)
\n
(6)
\n
51.949
\n
(1) Di cui 2 milioni di euro riferiti al perimetro classificato come \u201cposseduto per la vendita\u201d o \u201cdiscontinued operation\u201d.
\n
(2) Di cui 999 milioni di euro riferiti al perimetro classificato come \u201cposseduto per la vendita\u201d o \u201cdiscontinued operation\u201d.
\n
(3) Di cui 136 milioni di euro riferiti al perimetro classificato come \u201cposseduto per la vendita\u201d o \u201cdiscontinued operation\u201d.
\n
(4) Di cui 6 milioni di euro riferiti al perimetro classificato come \u201cposseduto per la vendita\u201d o \u201cdiscontinued operation\u201d.
\n
(5) Di cui 22 milioni di euro riferiti al perimetro classificato come \u201cposseduto per la vendita\u201d o \u201cdiscontinued operation\u201d.
\n
(6) Di cui 57 milioni di euro riferiti al perimetro classificato come \u201cposseduto per la vendita\u201d o \u201cdiscontinued operation\u201d.
\n

\n\n
La seguente tabella presenta la riconciliazione tra le attivit\u00e0
\n
e passivit\u00e0 di settore e quelle consolidate.
\n
Milioni di euro
\n
al 31.12.2022 al 31.12.2021
\n
Totale attivit\u00e0 219.618 206.940
\n
Partecipazioni valutate con il metodo del patrimonio netto 1.281 704
\n
Derivati finanziari attivi non correnti 3.970 2.772
\n
Altre attivit\u00e0 finanziarie non correnti 8.359 5.704
\n
Crediti tributari a lungo inclusi in \u201cAltre attivit\u00e0 non correnti\u201d 1.674 2.286
\n
Altre attivit\u00e0 finanziarie correnti 13.753 8.645
\n
Derivati finanziari attivi correnti 14.830 22.791
\n
Disponibilit\u00e0 liquide e mezzi equivalenti 11.041 8.858
\n
Attivit\u00e0 per imposte anticipate 10.925 11.034
\n
Crediti tributari 2.159 1.694
\n
Attivit\u00e0 finanziarie e fiscali di \u201cAttivit\u00e0 possedute per la vendita\u201d 951 105
\n
Attivit\u00e0 di settore 150.675 142.347
\n
Totale passivit\u00e0 177.536 164.598
\n
Finanziamenti a lungo termine 68.191 54.500
\n
Derivati finanziari passivi non correnti 5.895 3.339
\n
Altre passivit\u00e0 finanziarie non correnti -120
\n
Finanziamenti a breve termine 18.392 13.306
\n
Quote correnti dei finanziamenti a lungo termine 2.835 4.031
\n
Altre passivit\u00e0 finanziarie correnti 853 625
\n
Derivati finanziari passivi correnti 16.141 24.607
\n
Passivit\u00e0 di imposte differite 9.542 9.259
\n
Debiti per imposte sul reddito 1.623 712
\n
Debiti tributari diversi 1.047 1.274
\n
Passivit\u00e0 finanziarie e fiscali di \u201cPassivit\u00e0 possedute per la vendita\u201d 1.765 876
\n
Passivit\u00e0 di settore 51.252 51.949
\n

\n", "dimensions": { "concept": "ifrs-full:DisclosureOfEntitysReportableSegmentsExplanatory", "language": "it", "entity": "scheme:WOCMU6HCI0OJWNPRZS33", "period": "2022-01-01T00:00:00/2023-01-01T00:00:00" } }, "Tag989": { "value": "\n
La rappresentazione dei risultati economici e patrimoniali
\n
per Linea di Business e per Area Geografica di attivit\u00e0 \u00e8
\n
effettuata in base all\u2019approccio utilizzato dal management
\n
per monitorare le performance del Gruppo nei due esercizi
\n
messi a confronto.
\n

\n

\n", "dimensions": { "concept": "ifrs-full:DescriptionOfAccountingPolicyForSegmentReportingExplanatory", "language": "it", "entity": "scheme:WOCMU6HCI0OJWNPRZS33", "period": "2022-01-01T00:00:00/2023-01-01T00:00:00" } }, "Tag931": { "value": "\n

\n
Ricavi
\n\n
11.a Ricavi delle vendite e delle prestazioni - Euro 135.653 milioni
\n
Milioni di euro
\n
2022 2021
\n
(1)
\n
2022-2021
\n
Vendite energia elettrica 69.340 45.053 24.287 53,9%
\n
Trasporto energia elettrica 11.096 10.606 490 4,6%
\n
Corrispettivi da gestori di rete 979 800 179 22,4%
\n
Contributi da operatori istituzionali di mercato 1.667 833 834 -
\n
Vendite gas 8.970 4.744 4.226 89,1%
\n
Trasporto gas 80 599 (519) -86,6%
\n
Vendite di combustibili 5.605 1.791 3.814 -
\n
Contributi di allacciamento alle reti elettriche e del gas 826 769 57 7,4%
\n
Ricavi per lavori e servizi su ordinazione 1.672 1.268 404 31,9%
\n
Vendite certificati ambientali 111 107 4 3,7%
\n
Vendite relative al business dei servizi a valore aggiunto 1.384 1.092 292 26,7%
\n
Altre vendite e prestazioni 918 785 133 16,9%
\n
Totale ricavi IFRS 15 102.648 68.447 34.201 50,0%
\n
Vendite di commodity da contratti con consegna fisica 37.247 24.314 12.933 53,2%
\n
Risultati da valutazione dei contratti di vendita di commodity con consegna
\n
fisica chiusi nel periodo
\n
(4.260) (10.893) 6.633 60,9%
\n
Altri ricavi diversi 18 32 (14) -43,8%
\n
Totale ricavi delle vendite e delle prestazioni 135.653 81.900 53.753 65,6%
\n
(1) I dati relativi all\u2019esercizio 2021 sono stati rideterminati, ai soli fini comparativi, per tenere conto della classificazione nella voce \u201cRisultato netto delle discon-
\n
tinued operation\u201d dei risultati afferenti alle attivit\u00e0 detenute in Russia (cedute nel corso del quarto trimestre 2022), Romania e Grecia in quanto sono stati
\n
soddisfatti i requisiti previsti dal principio contabile internazionale IFRS 5 per la loro classificazione come \u201cdiscontinued operation\u201d.
\n
I ricavi da \u201cVendite di energia elettrica\u201d si attestano a
\n
69.340 milioni di euro, in aumento di 24.287 milioni di euro
\n
rispetto all\u2019esercizio precedente (+53,9%). Tale incremento
\n
\u00e8 dovuto sostanzialmente ai maggiori volumi venduti e al
\n
rialzo dei prezzi di vendita dell\u2019energia elettrica soprattutto
\n
in Italia (14.852 milioni di euro) e in Spagna (8.076 milioni di
\n
euro).
\n
I \u201cContributi da operatori istituzionali di mercato\u201d sono in
\n
aumento di 834 milioni di euro rispetto all\u2019esercizio prece-
\n
dente prevalentemente in Iberia per i maggiori costi so-
\n
stenuti per l\u2019acquisto di commodity utilizzate negli impian-
\n
ti termoelettrici delle Canarie, tenuto conto del rialzo dei
\n
prezzi sui mercati internazionali.
\n
I ricavi per \u201cVendite di gas\u201d nel 2022 sono pari a 8.970 mi-
\n
lioni di euro (4.744 milioni di euro nel 2021) con un incre-
\n
mento di 4.226 milioni di euro rispetto all\u2019esercizio prece-
\n
dente. Tale incremento \u00e8 riconducibile prevalentemente ai
\n
maggiori volumi di vendita a prezzi medi crescenti princi-
\n
palmente in Spagna (2.253 milioni di euro) e in Italia (1.781
\n
milioni di euro).
\n
I ricavi per \u201cVendite di combustibili\u201d si incrementano di
\n
3.814 milioni di euro soprattutto in Enel Global Trading per
\n
le maggiori vendite di gas registrate.
\n
La variazione positiva delle \u201cVendite di commodity da con-
\n
tratti con consegna fisica\u201d (12.933 milioni di euro) e dei risul-
\n
tati delle valutazioni dei contratti chiusi nel 2022 (6.633 mi-
\n
lioni di euro) \u00e8 riferita prevalentemente alla commodity gas.
\n
I ricavi da contratti con clienti (IFRS 15) sono ripartiti tra
\n
\u201cpoint in time\u201d e \u201cover time\u201d cos\u00ec come esposto nella ta-
\n
bella seguente.
\n

\n\n

\n\n

\n\n
Milioni di euro 2022
\n
Italia Iberia America Latina Europa
\n
Nord
\n
America
\n
Africa, Asia e
\n
Oceania
\n
Altro, elisioni e
\n
rettifiche Totale
\n
Over
\n
time
\n
Point in
\n
time
\n
Over
\n
time
\n
Point in
\n
time
\n
Over
\n
time
\n
Point in
\n
time
\n
Over
\n
time
\n
Point in
\n
time
\n
Over
\n
time
\n
Point in
\n
time
\n
Over
\n
time
\n
Point in
\n
time
\n
Over
\n
time
\n
Point in
\n
time
\n
Over
\n
time
\n
Point in
\n
time
\n
Totale ricavi IFRS 15 47.650 2.068 30.984 1.425 17.686 1.227 52 4 1.109 33 214 43 10 143 97.705 4.943
\n
2021
\n
Italia Iberia America Latina Europa
\n
Nord
\n
America
\n
Africa, Asia e
\n
Oceania
\n
Altro, elisioni e
\n
rettifiche Totale
\n
Over
\n
time
\n
Point in
\n
time
\n
Over
\n
time
\n
Point in
\n
time
\n
Over
\n
time
\n
Point in
\n
time
\n
Over
\n
time
\n
Point in
\n
time
\n
Over
\n
time
\n
Point in
\n
time
\n
Over
\n
time
\n
Point in
\n
time
\n
Over
\n
time
\n
Point in
\n
time
\n
Over
\n
time
\n
Point in
\n
time
\n
Totale ricavi IFRS 15
\n
(1)
\n
29.187 1.178 19.707 402 16.525 245 46 2 805 17 194 26 - 113 66.464 1.983
\n
(1) I dati relativi all\u2019esercizio 2021 sono stati rideterminati, ai soli fini comparativi, per tenere conto della classificazione nella voce \u201cRisultato netto delle discon-
\n
tinued operation\u201d dei risultati afferenti alle attivit\u00e0 detenute in Russia (cedute nel corso del quarto trimestre 2022), Romania e Grecia in quanto sono stati
\n
soddisfatti i requisiti previsti dal principio contabile internazionale IFRS 5 per la loro classificazione come \u201cdiscontinued operation\u201d.
\n
La tabella seguente espone i risultati netti relativi ai con-
\n
tratti di vendita e acquisto di commodity con consegna
\n
fisica misurati al fair value nello scope dell\u2019IFRS 9.
\n

\n\n

\n\n

\n\n
Milioni di euro
\n
2022 2021 2022-2021
\n
Risultati di contratti di commodity energetiche con consegna fisica (IFRS 9)
\n
chiusi nel periodo
\n
Contratti di vendita
\n
Vendite di energia elettrica 5.436 4.368 1.068 24,5%
\n
Risultati da valutazione dei contratti chiusi (795) (1.705) 910 53,4%
\n
Totale energia 4.641 2.663 1.978 74,3%
\n
Vendite di gas 30.924 19.576 11.348 58,0%
\n
Risultati da valutazione dei contratti chiusi (3.600) (9.335) 5.735 61,4%
\n
Totale gas 27.324 10.241 17.083 -
\n
Vendite di quote di emissioni inquinanti 875 366 509 -
\n
Risultati da valutazione dei contratti chiusi 131 146 (15) -10,3%
\n
Totale quote di emissioni inquinanti 1.006 512 494 96,5%
\n
Vendita di garanzie di origine 12 4 8 -
\n
Risultati da valutazione dei contratti chiusi 4 1 3 -
\n
Totale garanzie di origine 16 5 11 -
\n
Totale ricavi 32.987 13.421 19.566 -
\n
Contratti di acquisto
\n
Acquisti di energia elettrica 6.161 3.677 2.484 67,6%
\n
Risultati da valutazione dei contratti chiusi (200) (1.220) 1.020 83,6%
\n
Totale energia 5.961 2.457 3.504 -
\n
Acquisti di gas 33.092 19.951 13.141 65,9%
\n
Risultati da valutazione dei contratti chiusi (1.940) (8.057) 6.117 75,9%
\n
Totale gas 31.152 11.894 19.258 -
\n
Acquisti di quote di emissioni inquinanti 843 806 37 4,6%
\n
Risultati da valutazione dei contratti chiusi 132 144 (12) -8,3%
\n
Totale quote di emissioni inquinanti 975 950 25 2,6%
\n
Acquisti di garanzie di origine 25 4 21 -
\n
Risultati da valutazione dei contratti chiusi 3 1 2 -
\n
Totale garanzie di origine 28 5 23 -
\n
Totale costi 38.116 15.306 22.810 -
\n
Ricavi/(Costi) netti di contratti di commodity energetiche con consegna
\n
fisica chiusi nel periodo
\n
(5.129) (1.885) (3.244) -
\n
Risultati da valutazione di contratti outstanding di commodity energetiche
\n
con consegna fisica (IFRS 9)
\n
Contratti di vendita
\n
Energia (134) (1.606) 1.472 91,7%
\n
Gas 4.841 (16.285) 21.126 -
\n
Quote di emissioni inquinanti 490 (487) 977 -
\n
Garanzie d\u2019origine (15) (8) (7) -87,5%
\n
Totale 5.182 (18.386) 23.568 -
\n
Contratti di acquisto
\n
Energia (124) (2.169) 2.045 94,3%
\n
Gas 3.879 (13.801) 17.680 -
\n
Quote di emissioni inquinanti 627 (520) 1.147 -
\n
Garanzie d\u2019origine (72) 12 (84) -
\n
Totale 4.310 (16.478) 20.788 -
\n
Risultati netti da valutazione di contratti outstanding di commodity energetiche
\n
con consegna fisica (IFRS 9)
\n
872 (1.908) 2.780 -
\n
Totale ricavi/(costi) netti da contratti di commodity con consegna fisica (IFRS 9) (4.257) (3.793) (464) -12,2%
\n

\n\n

\n\n

\n\n
Nella seguente tabella \u00e8 evidenziata la composizione dei
\n
ricavi delle vendite e delle prestazioni per area geografica.
\n
Milioni di euro
\n
2022 2021
\n
(1)
\n
Italia 57.859 33.304
\n
Europa
\n
Iberia 30.535 18.896
\n
Francia 3.086 970
\n
Svizzera 6.791 2.918
\n
Germania 1.676 1.085
\n
Austria 189 245
\n
Slovenia 146 195
\n
Romania 3-
\n
Grecia 15 -
\n
Bulgaria --
\n
Belgio 834 522
\n
Repubblica Ceca 321 435
\n
Ungheria 712
\n
Russia -3
\n
Olanda 38 96
\n
Regno Unito 11.841 3.736
\n
Altri Paesi europei 1.551 1.160
\n
America
\n
Stati Uniti 779 601
\n
Canada 53 33
\n
Messico 313 202
\n
Brasile 9.064 9.381
\n
Cile 4.434 3.151
\n
Per\u00f9 1.449 1.111
\n
Colombia 2.725 2.188
\n
Argentina 966 887
\n
Panama 177 150
\n
Costa Rica 17 14
\n
Guatemala 83 67
\n
Altri
\n
Africa 132 114
\n
Asia 521 371
\n
Oceania 48 53
\n
Totale 135.653 81.900
\n
(1) I dati relativi all\u2019esercizio 2021 sono stati rideterminati, ai soli fini comparativi, per tenere conto della classificazione nella voce \u201cRisultato netto delle discon-
\n
tinued operation\u201d dei risultati afferenti alle attivit\u00e0 detenute in Russia (cedute nel corso del quarto trimestre 2022), Romania e Grecia in quanto sono stati
\n
soddisfatti i requisiti previsti dal principio contabile internazionale IFRS 5 per la loro classificazione come \u201cdiscontinued operation\u201d.
\n

\n\n

\n\n

\n\n
Obbligazioni di fare
\n
La seguente tabella fornisce informazioni circa le obbliga-
\n
zioni di fare del Gruppo relativamente alle principali tipolo-
\n
gie di ricavo, riassumendo i giudizi professionali espressi e
\n
i connessi princ\u00edpi contabili di rilevazione dei ricavi.
\n
Per informazioni sull\u2019utilizzo di stime sui ricavi derivanti da
\n
contratti con i clienti si rimanda alla nota 2.1 \u201cUso di stime
\n
e giudizi del management\u201d.
\n
Tipo di prodotto/
\n
servizio
\n
Natura e tempistica della soddisfazione
\n
dell\u2019obbligazione di fare
\n
Princ\u00edpi
\n
contabili
\n
Vendita di
\n
energia elettrica
\n
prodotta dal
\n
Gruppo
\n
Al fine di determinare la natura della promessa contenuta in tali contratti
\n
con i clienti per la vendita di energia elettrica, il Gruppo analizza con
\n
attenzione i fatti e le circostanze applicabili a ciascun contratto.
\n
Per le vendite di energia sulle Borse elettriche, tali fatti e circostanze
\n
(inclusi le caratteristiche intrinseche della commodity, i termini
\n
contrattuali, le informazioni inerenti alle infrastrutture e agli altri
\n
meccanismi di consegna) generalmente indicano che l\u2019obbligazione
\n
di fare \u00e8 un servizio per la consegna della commodity da cui il cliente
\n
riceve e consuma simultaneamente i benef\u00edci. Di conseguenza, il
\n
Gruppo identifica un\u2019obbligazione di fare adempiuta nel corso del tempo
\n
quale parte di una serie di beni/servizi distinti (ossia, ciascuna unit\u00e0
\n
di commodity) che sono sostanzialmente gli stessi e hanno la stessa
\n
modalit\u00e0 di trasferimento al cliente.
\n
Per i ricavi derivanti dalla vendita di energia sulle
\n
Borse elettriche, rilevati nel corso del tempo, il
\n
Gruppo applica un metodo di valutazione basato
\n
sugli output, cos\u00ec da rilevare ricavi per un importo
\n
pari a quello che ha il diritto di fatturare al cliente
\n
se tale importo corrisponde esattamente al
\n
valore, per il cliente, dell\u2019obbligazione completata
\n
alla data di rilevazione, ossia al prezzo definito nel
\n
mercato (senza elementi variabili).
\n
Servizi di
\n
connessione alla
\n
rete
\n
I contributi ricevuti da clienti per la connessione alla rete di distribuzione
\n
di energia elettrica o gas richiedono una valutazione specifica da parte
\n
del Gruppo che prenda in considerazione tutti i termini e le condizioni
\n
del contratto.
\n
Tale valutazione \u00e8 finalizzata a valutare se il contratto include altri beni o
\n
servizi distinti, quali per esempio il diritto a ottenere l\u2019accesso continuato
\n
all\u2019infrastruttura per la fornitura della commodity o, in presenza di
\n
un contributo di connessione con \u201cpagamento anticipato e non
\n
rimborsabile\u201d corrisposto all\u2019inizio del contratto o a una data vicina, un
\n
diritto significativo che dia origine a un\u2019obbligazione di fare.
\n
In particolare, in alcuni Paesi in cui opera, il Gruppo valuta che la natura
\n
del corrispettivo ricevuto rappresenta un \u201cpagamento anticipato e non
\n
rimborsabile\u201d il cui esborso riconosce al cliente un diritto significativo.
\n
Al fine di determinare se il periodo sul quale rilevare tale diritto
\n
significativo debba essere esteso oltre la durata contrattuale iniziale,
\n
il Gruppo prende in considerazione il quadro legale e regolamentare
\n
locale, comunque applicabile al contratto e che interessa le parti. In tali
\n
casi, laddove esistano un\u2019attribuzione implicita del diritto significativo
\n
al cliente e un\u2019obbligazione che si trasferisce dal cliente iniziale a
\n
un nuovo cliente, il Gruppo rileva il contributo di connessione lungo
\n
un periodo di tempo che si estende oltre la relazione con il cliente
\n
iniziale, considerando la durata della concessione come il periodo
\n
durante il quale il cliente iniziale e qualsiasi altro cliente futuro possano
\n
beneficiare dell\u2019accesso continuativo al servizio senza corrispondere
\n
ulteriori contributi di connessione aggiuntivi. Conseguentemente,
\n
il contributo \u00e8 rilevato lungo il periodo in cui il pagamento crea per
\n
il Gruppo un\u2019obbligazione di fare a prezzi inferiori rispetto a quelli
\n
disponibili ai futuri clienti (ovvero il periodo in cui si prevede che il cliente
\n
possa beneficiare dell\u2019accesso continuativo al servizio senza dover
\n
corrispondere al rinnovo un ulteriore pagamento anticipato).
\n
I ricavi per contributi di connessione alla rete
\n
di distribuzione di energia elettrica e del gas,
\n
sia monetari sia in natura, sono rilevati in base
\n
all\u2019adempimento delle obbligazioni di fare
\n
previste dal contratto. L\u2019identificazione di beni
\n
o servizi distinti richiede un\u2019attenta analisi dei
\n
termini e condizioni dei contratti di connessione
\n
che possono variare da Paese a Paese, in base al
\n
contesto, alla normativa e alle regolamentazioni
\n
locali. Per finalizzare tale valutazione, il Gruppo
\n
considera non solo le caratteristiche dei beni/
\n
servizi stessi (ossia il bene o servizio \u00e8 per sua
\n
natura tale da poter essere distinto), ma anche
\n
le promesse implicite per le quali il cliente ha
\n
una valida aspettativa poich\u00e9 le considera parte
\n
integrante dell\u2019accordo contrattuale, ossia i beni/
\n
servizi che il cliente si aspetta di ricevere e per i
\n
quali ha pagato (ovvero la promessa di trasferire
\n
al cliente il bene o servizio pu\u00f2 essere distinta da
\n
altre promesse contenute nel contratto).
\n
Inoltre, il Gruppo agisce in qualit\u00e0 di \u201cagent\u201d in
\n
taluni contratti relativi a servizi di connessione
\n
alla rete dell\u2019energia elettrica/gas e altre attivit\u00e0
\n
collegate, in funzione dell\u2019assetto regolamentare
\n
o normativo locale; in questi casi, i ricavi sono
\n
rilevati su base netta, corrispondenti agli onorari o
\n
alle commissioni cui si aspetta di avere diritto.
\n
Vendita/trasporto
\n
di energia
\n
elettrica/gas ai
\n
clienti finali
\n
Un contratto di fornitura di energia elettrica/gas stipulato con un cliente
\n
finale prevede un\u2019unica obbligazione di fare (vendita e trasporto della
\n
commodity) in quanto il Gruppo ha valutato che il contratto non fornisce
\n
beni/servizi distinti e che la promessa \u00e8 soddisfatta con il trasferimento
\n
del controllo della commodity al cliente nel momento in cui la stessa
\n
\u00e8 erogata al punto di consegna. Al fine di determinare la natura della
\n
promessa contenuta in tali contratti, il Gruppo analizza con attenzione i
\n
fatti e le circostanze applicabili a ciascun contratto e commodity.
\n
In ogni caso, il Gruppo considera che l\u2019obbligazione di fare prevista da
\n
un contratto di servizio continuativo, quale un contratto di fornitura
\n
o trasporto di energia elettrica/gas a clienti finali, sia tipicamente
\n
adempiuta nel corso del tempo (perch\u00e9 il cliente riceve e consuma
\n
simultaneamente i benef\u00edci della commodity man mano che quest\u2019ultima
\n
gli \u00e8 consegnata) quale parte di una serie di beni/servizi distinti (ossia,
\n
ciascuna unit\u00e0 di commodity) che sono sostanzialmente gli stessi e
\n
hanno la stessa modalit\u00e0 di trasferimento al cliente.
\n
Per i ricavi da trasporto e vendita di energia
\n
elettrica/gas ai clienti finali il Gruppo applica
\n
un metodo di valutazione basato sugli output,
\n
cos\u00ec da rilevare ricavi per un importo pari a
\n
quello che ha il diritto di fatturare al cliente se
\n
tale importo corrisponde esattamente al valore,
\n
per il cliente, dell\u2019obbligazione completata alla
\n
data di rilevazione, ossia ai quantitativi forniti
\n
nell\u2019esercizio, ancorch\u00e9 non fatturati; tali ricavi
\n
sono determinati utilizzando opportune stime
\n
oltre che letture periodiche dei consumi. Ove
\n
applicabile, tali ricavi si basano sulle tariffe e
\n
relativi vincoli fissati per legge o dall\u2019Autorit\u00e0 di
\n
Regolazione per Energia Reti e Ambiente o da
\n
analoghi organismi esteri, in vigore nel periodo di
\n
riferimento.
\n

\n\n

\n\n

\n

\n\n
Lavori su
\n
ordinazione
\n
I lavori su ordinazione di norma comprendono un\u2019obbligazione di fare
\n
che viene adempiuta nel corso del tempo; per tali contratti, il Gruppo
\n
generalmente considera adeguato l\u2019uso di un metodo di valutazione
\n
dei progressi nell\u2019adempimento dell\u2019obbligazione di fare basato sugli
\n
input, a meno che un\u2019analisi specifica del contratto suggerisca l\u2019uso di
\n
un metodo diverso, che meglio rappresenti l\u2019obbligazione di fare del
\n
Gruppo soddisfatta alla data di riferimento del bilancio.
\n
Per i lavori su ordinazione che includono
\n
un\u2019obbligazione di fare soddisfatta nel corso
\n
del tempo, il Gruppo rileva i ricavi nel corso del
\n
tempo misurando il progresso verso il completo
\n
adempimento di tale obbligazione.
\n
Si ritiene che il metodo del costo sostenuto (cost-
\n
to-cost method) sia generalmente considerato
\n
il miglior metodo per misurare i progressi verso
\n
l\u2019adempimento dell\u2019obbligazione di fare del
\n
Gruppo alla data di riferimento del bilancio.
\n
L\u2019ammontare dovuto dai committenti per lavori
\n
su ordinazione \u00e8 presentato come un\u2019attivit\u00e0
\n
derivante da contratti con i clienti; l\u2019ammontare
\n
dovuto ai committenti per lavori su ordinazione
\n
\u00e8 presentato come una passivit\u00e0 derivante da
\n
contratti con i clienti.
\n
Servizi in
\n
concessione
\n
(in ambito di
\n
applicazione
\n
IFRIC 12)
\n
Il Gruppo, in qualit\u00e0 di concessionario, fornisce servizi per la
\n
realizzazione/il miglioramento dell\u2019infrastruttura utilizzata per la
\n
fornitura del servizio di carattere pubblico e/o servizi per la gestione e il
\n
mantenimento dell\u2019infrastruttura stessa per il periodo della concessione.
\n
Per le obbligazioni di fare connesse ai servizi di realizzazione e di
\n
miglioramento dell\u2019infrastruttura, si rimanda a quanto detto per i \u201cLavori
\n
su ordinazione\u201d.
\n
Per quanto riguarda i ricavi da servizi operativi, si rimanda a quanto detto
\n
per la \u201cVendita di energia elettrica prodotta dal Gruppo\u201d e la \u201cVendita/
\n
trasporto di energia elettrica/gas ai clienti finali\u201d.
\n
Quando il Gruppo fornisce servizi per la
\n
realizzazione/il miglioramento rileva attivit\u00e0
\n
immateriali e/o attivit\u00e0 finanziarie, secondo
\n
le caratteristiche dell\u2019accordo per servizi in
\n
concessione.
\n
I corrispettivi ricevuti o da ricevere relativi a
\n
entrambe le componenti sono rilevati inizialmente
\n
come ricavi da contratti con i clienti. Per
\n
maggiori dettagli riguardo alla rilevazione di tali
\n
ricavi, si rimanda a quanto detto per i \u201cLavori su
\n
ordinazione\u201d.
\n
Inoltre, \u00e8 classificata come ricavo anche la
\n
componente rilevata a Conto economico
\n
derivante dalla rimisurazione al fair value delle
\n
attivit\u00e0 finanziarie connesse ad accordi per servizi
\n
in concessione relativi all\u2019attivit\u00e0 di distribuzione
\n
in Brasile, al fine di riflettere adeguatamente il
\n
modello di business coerentemente con il relativo
\n
contratto di concessione.
\n
I ricavi relativi alle attivit\u00e0 di gestione e di
\n
mantenimento sono rilevati come ricavi della
\n
vendita di energia elettrica sul mercato o ai clienti
\n
finali (si rimanda, rispettivamente, a quanto detto
\n
per la \u201cVendita di energia elettrica prodotta
\n
dal Gruppo\u201d e la \u201cVendita/trasporto di energia
\n
elettrica/gas ai clienti finali\u201d).
\n

\n\n\n

\n\n
11.b Altri proventi - Euro 4.864 milioni
\n
Milioni di euro
\n
2022 2021
\n
(1)
\n
2022-2021
\n
Contributi in conto esercizio 28 33 (5) -15,2%
\n
Contributi per certificati ambientali 220 249 (29) -11,6%
\n
Contributi in conto impianti (business elettrico e gas) 28 26 2 7,7%
\n
Rimborsi vari 314 300 14 4,7%
\n
Plusvalenze da alienazione di controllate, collegate, joint venture, joint
\n
operation e attivit\u00e0 non correnti possedute per la vendita
\n
1.876 1.781 95 5,3%
\n
Plusvalenze da alienazione di attivit\u00e0 materiali e immateriali 64 59 5 8,5%
\n
Premi per continuit\u00e0 del servizio 31 48 (17) -35,4%
\n
Altri proventi 2.303 1.323 980 74,1%
\n
Totale 4.864 3.819 1.045 27,4%
\n
(1) I dati relativi all\u2019esercizio 2021 sono stati rideterminati, ai soli fini comparativi, per tenere conto della classificazione nella voce \u201cRisultato netto delle discon-
\n
tinued operation\u201d dei risultati afferenti alle attivit\u00e0 detenute in Russia (cedute nel corso del quarto trimestre 2022), Romania e Grecia in quanto sono stati
\n
soddisfatti i requisiti previsti dal principio contabile internazionale IFRS 5 per la loro classificazione come \u201cdiscontinued operation\u201d.
\n
I \u201cContributi per certificati ambientali\u201d, pari a 220 milioni di
\n
euro, si riducono di 29 milioni di euro rispetto all\u2019esercizio
\n
precedente essenzialmente per la riduzione dei contributi
\n
su Titoli di Efficienza Energetica ottenuti dalla distribuzione
\n
in Italia. Tale effetto viene in parte compensato dai pi\u00f9 alti
\n
contributi per garanzie di origine registrate in Spagna.
\n

\n\n

\n\n

\n\n

\n\n

\n\n
La voce relativa alle plusvalenze da alienazione di societ\u00e0
\n
ammonta a 1.876 milioni di euro nel 2022 e accoglie princi-
\n
palmente la rilevazione dei proventi derivanti dalla cessione
\n
da parte di Enel X International dell\u20191,1% della partecipazio-
\n
ne in Ufinet (220 milioni di euro), dalla cessione da parte di
\n
Enel X Srl delle societ\u00e0 del comparto finanziario a Mooney
\n
(67 milioni di euro), dalla cessione del 50% della partecipa-
\n
zione detenuta da Enel Grids in Gridspertise (520 milioni di
\n
euro) e dalla cessione da parte di Enel Chile della partecipa-
\n
zione detenuta in Enel Transmisi\u00f3n Chile.
\n
Nel 2021 tale voce accoglieva la plusvalenza legata alla
\n
cessione della partecipazione detenuta da Enel SpA in
\n
Open Fiber (1.763 milioni di euro).
\n
Negli \u201cAltri proventi\u201d si registra un incremento di 980 milio-
\n
ni di euro dovuto prevalentemente all\u2019aumento dei proventi
\n
registrati in Cile per 503 milioni di euro a seguito di una
\n
modifica dell\u2019accordo contrattuale in essere con Shell, in
\n
termini di volumi impegnati dal fornitore, nonch\u00e9 all\u2019incre-
\n
mento in Enel Green Power North America dei proventi per
\n
tax partnership (319 milioni di euro).
\n
Nelle tabelle seguenti \u00e8 rappresentata una disaggregazio-
\n
ne del totale \u201cRicavi\u201d per Linea di Business in base all\u2019ap-
\n
proccio utilizzato dal management per monitorare le per-
\n
formance del Gruppo nei due esercizi a confronto.
\n
Milioni di euro 2022
\n
Generazione
\n
Termoelettrica e
\n
Trading
\n
Enel
\n
Green
\n
Power Enel Grids
\n
Mercati
\n
finali Enel X
\n
Holding,
\n
Servizi e
\n
Altro
\n
Totale
\n
reporting
\n
segment
\n
Elisioni e
\n
rettifiche Totale
\n
Totale ricavi IFRS 15 37.154 7.863 20.854 61.711 1.782 2.167 131.531 (28.883) 102.648
\n
Vendite di commodity da
\n
contratti con consegna
\n
fisica
\n
42.667 - - 26 - - 42.693 (5.446) 37.247
\n
Risultati da valutazione
\n
dei contratti di vendita
\n
di commodity con
\n
consegna fisica chiusi
\n
nel periodo
\n
(4.240) - - (20) - - (4.260) - (4.260)
\n
Altri ricavi diversi - 6 13 - 1 21 41 (23) 18
\n
Totale ricavi delle
\n
vendite e delle
\n
prestazioni
\n
75.581 7.869 20.867 61.717 1.783 2.188 170.005 (34.352) 135.653
\n
Altri proventi 754 1.298 2.165 435 426 47 5.125 (261) 4.864
\n
TOTALE RICAVI 76.335 9.167 23.032 62.152 2.209 2.235 175.130 (34.613) 140.517
\n
Milioni di euro 2021
\n
(1)
\n
Generazione
\n
Termoelettrica e
\n
Trading
\n
Enel
\n
Green
\n
Power Enel Grids
\n
Mercati
\n
finali Enel X
\n
Holding,
\n
Servizi e
\n
Altro
\n
Totale
\n
reporting
\n
segment
\n
Elisioni e
\n
rettifiche Totale
\n
Totale ricavi IFRS 15 16.673 8.533 19.681 36.933 1.277 2.189 85.286 (16.839) 68.447
\n
Vendite di commodity da
\n
contratti con consegna
\n
fisica
\n
26.691 - - 14 - - 26.705 (2.391) 24.314
\n
Risultati da valutazione
\n
dei contratti di vendita
\n
di commodity con
\n
consegna fisica chiusi
\n
nel periodo
\n
(10.895) - - 1 - - (10.894) 1 (10.893)
\n
Altri ricavi diversi 5 6 15 - 3 31 60 (28) 32
\n
Totale ricavi delle
\n
vendite e delle
\n
prestazioni
\n
32.474 8.539 19.696 36.948 1.280 2.220 101.157 (19.257) 81.900
\n
Altri proventi 129 633 546 451 148 1.792 3.699 120 3.819
\n
TOTALE RICAVI 32.603 9.172 20.242 37.399 1.428 4.012 104.856 (19.137) 85.719
\n
(1) I dati relativi all\u2019esercizio 2021 sono stati rideterminati, ai soli fini comparativi, per tenere conto della classificazione nella voce \u201cRisultato netto delle discon-
\n
tinued operation\u201d dei risultati afferenti alle attivit\u00e0 detenute in Russia (cedute nel corso del quarto trimestre 2022), Romania e Grecia in quanto sono stati
\n
soddisfatti i requisiti previsti dal principio contabile internazionale IFRS 5 per la loro classificazione come \u201cdiscontinued operation\u201d.
\n

\n\n

\n\n

\n", "dimensions": { "concept": "ifrs-full:DisclosureOfRevenueExplanatory", "language": "it", "entity": "scheme:WOCMU6HCI0OJWNPRZS33", "period": "2022-01-01T00:00:00/2023-01-01T00:00:00" } }, "Tag933": { "value": "\n
11.a Ricavi delle vendite e delle prestazioni - Euro 135.653 milioni
\n
Milioni di euro
\n
2022 2021
\n
(1)
\n
2022-2021
\n
Vendite energia elettrica 69.340 45.053 24.287 53,9%
\n
Trasporto energia elettrica 11.096 10.606 490 4,6%
\n
Corrispettivi da gestori di rete 979 800 179 22,4%
\n
Contributi da operatori istituzionali di mercato 1.667 833 834 -
\n
Vendite gas 8.970 4.744 4.226 89,1%
\n
Trasporto gas 80 599 (519) -86,6%
\n
Vendite di combustibili 5.605 1.791 3.814 -
\n
Contributi di allacciamento alle reti elettriche e del gas 826 769 57 7,4%
\n
Ricavi per lavori e servizi su ordinazione 1.672 1.268 404 31,9%
\n
Vendite certificati ambientali 111 107 4 3,7%
\n
Vendite relative al business dei servizi a valore aggiunto 1.384 1.092 292 26,7%
\n
Altre vendite e prestazioni 918 785 133 16,9%
\n
Totale ricavi IFRS 15 102.648 68.447 34.201 50,0%
\n
Vendite di commodity da contratti con consegna fisica 37.247 24.314 12.933 53,2%
\n
Risultati da valutazione dei contratti di vendita di commodity con consegna
\n
fisica chiusi nel periodo
\n
(4.260) (10.893) 6.633 60,9%
\n
Altri ricavi diversi 18 32 (14) -43,8%
\n
Totale ricavi delle vendite e delle prestazioni 135.653 81.900 53.753 65,6%
\n
(1) I dati relativi all\u2019esercizio 2021 sono stati rideterminati, ai soli fini comparativi, per tenere conto della classificazione nella voce \u201cRisultato netto delle discon-
\n
tinued operation\u201d dei risultati afferenti alle attivit\u00e0 detenute in Russia (cedute nel corso del quarto trimestre 2022), Romania e Grecia in quanto sono stati
\n
soddisfatti i requisiti previsti dal principio contabile internazionale IFRS 5 per la loro classificazione come \u201cdiscontinued operation\u201d.
\n
I ricavi da \u201cVendite di energia elettrica\u201d si attestano a
\n
69.340 milioni di euro, in aumento di 24.287 milioni di euro
\n
rispetto all\u2019esercizio precedente (+53,9%). Tale incremento
\n
\u00e8 dovuto sostanzialmente ai maggiori volumi venduti e al
\n
rialzo dei prezzi di vendita dell\u2019energia elettrica soprattutto
\n
in Italia (14.852 milioni di euro) e in Spagna (8.076 milioni di
\n
euro).
\n
I \u201cContributi da operatori istituzionali di mercato\u201d sono in
\n
aumento di 834 milioni di euro rispetto all\u2019esercizio prece-
\n
dente prevalentemente in Iberia per i maggiori costi so-
\n
stenuti per l\u2019acquisto di commodity utilizzate negli impian-
\n
ti termoelettrici delle Canarie, tenuto conto del rialzo dei
\n
prezzi sui mercati internazionali.
\n
I ricavi per \u201cVendite di gas\u201d nel 2022 sono pari a 8.970 mi-
\n
lioni di euro (4.744 milioni di euro nel 2021) con un incre-
\n
mento di 4.226 milioni di euro rispetto all\u2019esercizio prece-
\n
dente. Tale incremento \u00e8 riconducibile prevalentemente ai
\n
maggiori volumi di vendita a prezzi medi crescenti princi-
\n
palmente in Spagna (2.253 milioni di euro) e in Italia (1.781
\n
milioni di euro).
\n
I ricavi per \u201cVendite di combustibili\u201d si incrementano di
\n
3.814 milioni di euro soprattutto in Enel Global Trading per
\n
le maggiori vendite di gas registrate.
\n
La variazione positiva delle \u201cVendite di commodity da con-
\n
tratti con consegna fisica\u201d (12.933 milioni di euro) e dei risul-
\n
tati delle valutazioni dei contratti chiusi nel 2022 (6.633 mi-
\n
lioni di euro) \u00e8 riferita prevalentemente alla commodity gas.
\n
I ricavi da contratti con clienti (IFRS 15) sono ripartiti tra
\n
\u201cpoint in time\u201d e \u201cover time\u201d cos\u00ec come esposto nella ta-
\n
bella seguente.
\n

\n\n
Milioni di euro 2022
\n
Italia Iberia America Latina Europa
\n
Nord
\n
America
\n
Africa, Asia e
\n
Oceania
\n
Altro, elisioni e
\n
rettifiche Totale
\n
Over
\n
time
\n
Point in
\n
time
\n
Over
\n
time
\n
Point in
\n
time
\n
Over
\n
time
\n
Point in
\n
time
\n
Over
\n
time
\n
Point in
\n
time
\n
Over
\n
time
\n
Point in
\n
time
\n
Over
\n
time
\n
Point in
\n
time
\n
Over
\n
time
\n
Point in
\n
time
\n
Over
\n
time
\n
Point in
\n
time
\n
Totale ricavi IFRS 15 47.650 2.068 30.984 1.425 17.686 1.227 52 4 1.109 33 214 43 10 143 97.705 4.943
\n
2021
\n
Italia Iberia America Latina Europa
\n
Nord
\n
America
\n
Africa, Asia e
\n
Oceania
\n
Altro, elisioni e
\n
rettifiche Totale
\n
Over
\n
time
\n
Point in
\n
time
\n
Over
\n
time
\n
Point in
\n
time
\n
Over
\n
time
\n
Point in
\n
time
\n
Over
\n
time
\n
Point in
\n
time
\n
Over
\n
time
\n
Point in
\n
time
\n
Over
\n
time
\n
Point in
\n
time
\n
Over
\n
time
\n
Point in
\n
time
\n
Over
\n
time
\n
Point in
\n
time
\n
Totale ricavi IFRS 15
\n
(1)
\n
29.187 1.178 19.707 402 16.525 245 46 2 805 17 194 26 - 113 66.464 1.983
\n
(1) I dati relativi all\u2019esercizio 2021 sono stati rideterminati, ai soli fini comparativi, per tenere conto della classificazione nella voce \u201cRisultato netto delle discon-
\n
tinued operation\u201d dei risultati afferenti alle attivit\u00e0 detenute in Russia (cedute nel corso del quarto trimestre 2022), Romania e Grecia in quanto sono stati
\n
soddisfatti i requisiti previsti dal principio contabile internazionale IFRS 5 per la loro classificazione come \u201cdiscontinued operation\u201d.
\n
La tabella seguente espone i risultati netti relativi ai con-
\n
tratti di vendita e acquisto di commodity con consegna
\n
fisica misurati al fair value nello scope dell\u2019IFRS 9.
\n

\n\n
Milioni di euro
\n
2022 2021 2022-2021
\n
Risultati di contratti di commodity energetiche con consegna fisica (IFRS 9)
\n
chiusi nel periodo
\n
Contratti di vendita
\n
Vendite di energia elettrica 5.436 4.368 1.068 24,5%
\n
Risultati da valutazione dei contratti chiusi (795) (1.705) 910 53,4%
\n
Totale energia 4.641 2.663 1.978 74,3%
\n
Vendite di gas 30.924 19.576 11.348 58,0%
\n
Risultati da valutazione dei contratti chiusi (3.600) (9.335) 5.735 61,4%
\n
Totale gas 27.324 10.241 17.083 -
\n
Vendite di quote di emissioni inquinanti 875 366 509 -
\n
Risultati da valutazione dei contratti chiusi 131 146 (15) -10,3%
\n
Totale quote di emissioni inquinanti 1.006 512 494 96,5%
\n
Vendita di garanzie di origine 12 4 8 -
\n
Risultati da valutazione dei contratti chiusi 4 1 3 -
\n
Totale garanzie di origine 16 5 11 -
\n
Totale ricavi 32.987 13.421 19.566 -
\n
Contratti di acquisto
\n
Acquisti di energia elettrica 6.161 3.677 2.484 67,6%
\n
Risultati da valutazione dei contratti chiusi (200) (1.220) 1.020 83,6%
\n
Totale energia 5.961 2.457 3.504 -
\n
Acquisti di gas 33.092 19.951 13.141 65,9%
\n
Risultati da valutazione dei contratti chiusi (1.940) (8.057) 6.117 75,9%
\n
Totale gas 31.152 11.894 19.258 -
\n
Acquisti di quote di emissioni inquinanti 843 806 37 4,6%
\n
Risultati da valutazione dei contratti chiusi 132 144 (12) -8,3%
\n
Totale quote di emissioni inquinanti 975 950 25 2,6%
\n
Acquisti di garanzie di origine 25 4 21 -
\n
Risultati da valutazione dei contratti chiusi 3 1 2 -
\n
Totale garanzie di origine 28 5 23 -
\n
Totale costi 38.116 15.306 22.810 -
\n
Ricavi/(Costi) netti di contratti di commodity energetiche con consegna
\n
fisica chiusi nel periodo
\n
(5.129) (1.885) (3.244) -
\n
Risultati da valutazione di contratti outstanding di commodity energetiche
\n
con consegna fisica (IFRS 9)
\n
Contratti di vendita
\n
Energia (134) (1.606) 1.472 91,7%
\n
Gas 4.841 (16.285) 21.126 -
\n
Quote di emissioni inquinanti 490 (487) 977 -
\n
Garanzie d\u2019origine (15) (8) (7) -87,5%
\n
Totale 5.182 (18.386) 23.568 -
\n
Contratti di acquisto
\n
Energia (124) (2.169) 2.045 94,3%
\n
Gas 3.879 (13.801) 17.680 -
\n
Quote di emissioni inquinanti 627 (520) 1.147 -
\n
Garanzie d\u2019origine (72) 12 (84) -
\n
Totale 4.310 (16.478) 20.788 -
\n
Risultati netti da valutazione di contratti outstanding di commodity energetiche
\n
con consegna fisica (IFRS 9)
\n
872 (1.908) 2.780 -
\n
Totale ricavi/(costi) netti da contratti di commodity con consegna fisica (IFRS 9) (4.257) (3.793) (464) -12,2%
\n

\n\n
Nella seguente tabella \u00e8 evidenziata la composizione dei
\n
ricavi delle vendite e delle prestazioni per area geografica.
\n
Milioni di euro
\n
2022 2021
\n
(1)
\n
Italia 57.859 33.304
\n
Europa
\n
Iberia 30.535 18.896
\n
Francia 3.086 970
\n
Svizzera 6.791 2.918
\n
Germania 1.676 1.085
\n
Austria 189 245
\n
Slovenia 146 195
\n
Romania 3-
\n
Grecia 15 -
\n
Bulgaria --
\n
Belgio 834 522
\n
Repubblica Ceca 321 435
\n
Ungheria 712
\n
Russia -3
\n
Olanda 38 96
\n
Regno Unito 11.841 3.736
\n
Altri Paesi europei 1.551 1.160
\n
America
\n
Stati Uniti 779 601
\n
Canada 53 33
\n
Messico 313 202
\n
Brasile 9.064 9.381
\n
Cile 4.434 3.151
\n
Per\u00f9 1.449 1.111
\n
Colombia 2.725 2.188
\n
Argentina 966 887
\n
Panama 177 150
\n
Costa Rica 17 14
\n
Guatemala 83 67
\n
Altri
\n
Africa 132 114
\n
Asia 521 371
\n
Oceania 48 53
\n
Totale 135.653 81.900
\n
(1) I dati relativi all\u2019esercizio 2021 sono stati rideterminati, ai soli fini comparativi, per tenere conto della classificazione nella voce \u201cRisultato netto delle discon-
\n
tinued operation\u201d dei risultati afferenti alle attivit\u00e0 detenute in Russia (cedute nel corso del quarto trimestre 2022), Romania e Grecia in quanto sono stati
\n
soddisfatti i requisiti previsti dal principio contabile internazionale IFRS 5 per la loro classificazione come \u201cdiscontinued operation\u201d.
\n

\n\n
Obbligazioni di fare
\n
La seguente tabella fornisce informazioni circa le obbliga-
\n
zioni di fare del Gruppo relativamente alle principali tipolo-
\n
gie di ricavo, riassumendo i giudizi professionali espressi e
\n
i connessi princ\u00edpi contabili di rilevazione dei ricavi.
\n
Per informazioni sull\u2019utilizzo di stime sui ricavi derivanti da
\n
contratti con i clienti si rimanda alla nota 2.1 \u201cUso di stime
\n
e giudizi del management\u201d.
\n
Tipo di prodotto/
\n
servizio
\n
Natura e tempistica della soddisfazione
\n
dell\u2019obbligazione di fare
\n
Princ\u00edpi
\n
contabili
\n
Vendita di
\n
energia elettrica
\n
prodotta dal
\n
Gruppo
\n
Al fine di determinare la natura della promessa contenuta in tali contratti
\n
con i clienti per la vendita di energia elettrica, il Gruppo analizza con
\n
attenzione i fatti e le circostanze applicabili a ciascun contratto.
\n
Per le vendite di energia sulle Borse elettriche, tali fatti e circostanze
\n
(inclusi le caratteristiche intrinseche della commodity, i termini
\n
contrattuali, le informazioni inerenti alle infrastrutture e agli altri
\n
meccanismi di consegna) generalmente indicano che l\u2019obbligazione
\n
di fare \u00e8 un servizio per la consegna della commodity da cui il cliente
\n
riceve e consuma simultaneamente i benef\u00edci. Di conseguenza, il
\n
Gruppo identifica un\u2019obbligazione di fare adempiuta nel corso del tempo
\n
quale parte di una serie di beni/servizi distinti (ossia, ciascuna unit\u00e0
\n
di commodity) che sono sostanzialmente gli stessi e hanno la stessa
\n
modalit\u00e0 di trasferimento al cliente.
\n
Per i ricavi derivanti dalla vendita di energia sulle
\n
Borse elettriche, rilevati nel corso del tempo, il
\n
Gruppo applica un metodo di valutazione basato
\n
sugli output, cos\u00ec da rilevare ricavi per un importo
\n
pari a quello che ha il diritto di fatturare al cliente
\n
se tale importo corrisponde esattamente al
\n
valore, per il cliente, dell\u2019obbligazione completata
\n
alla data di rilevazione, ossia al prezzo definito nel
\n
mercato (senza elementi variabili).
\n
Servizi di
\n
connessione alla
\n
rete
\n
I contributi ricevuti da clienti per la connessione alla rete di distribuzione
\n
di energia elettrica o gas richiedono una valutazione specifica da parte
\n
del Gruppo che prenda in considerazione tutti i termini e le condizioni
\n
del contratto.
\n
Tale valutazione \u00e8 finalizzata a valutare se il contratto include altri beni o
\n
servizi distinti, quali per esempio il diritto a ottenere l\u2019accesso continuato
\n
all\u2019infrastruttura per la fornitura della commodity o, in presenza di
\n
un contributo di connessione con \u201cpagamento anticipato e non
\n
rimborsabile\u201d corrisposto all\u2019inizio del contratto o a una data vicina, un
\n
diritto significativo che dia origine a un\u2019obbligazione di fare.
\n
In particolare, in alcuni Paesi in cui opera, il Gruppo valuta che la natura
\n
del corrispettivo ricevuto rappresenta un \u201cpagamento anticipato e non
\n
rimborsabile\u201d il cui esborso riconosce al cliente un diritto significativo.
\n
Al fine di determinare se il periodo sul quale rilevare tale diritto
\n
significativo debba essere esteso oltre la durata contrattuale iniziale,
\n
il Gruppo prende in considerazione il quadro legale e regolamentare
\n
locale, comunque applicabile al contratto e che interessa le parti. In tali
\n
casi, laddove esistano un\u2019attribuzione implicita del diritto significativo
\n
al cliente e un\u2019obbligazione che si trasferisce dal cliente iniziale a
\n
un nuovo cliente, il Gruppo rileva il contributo di connessione lungo
\n
un periodo di tempo che si estende oltre la relazione con il cliente
\n
iniziale, considerando la durata della concessione come il periodo
\n
durante il quale il cliente iniziale e qualsiasi altro cliente futuro possano
\n
beneficiare dell\u2019accesso continuativo al servizio senza corrispondere
\n
ulteriori contributi di connessione aggiuntivi. Conseguentemente,
\n
il contributo \u00e8 rilevato lungo il periodo in cui il pagamento crea per
\n
il Gruppo un\u2019obbligazione di fare a prezzi inferiori rispetto a quelli
\n
disponibili ai futuri clienti (ovvero il periodo in cui si prevede che il cliente
\n
possa beneficiare dell\u2019accesso continuativo al servizio senza dover
\n
corrispondere al rinnovo un ulteriore pagamento anticipato).
\n
I ricavi per contributi di connessione alla rete
\n
di distribuzione di energia elettrica e del gas,
\n
sia monetari sia in natura, sono rilevati in base
\n
all\u2019adempimento delle obbligazioni di fare
\n
previste dal contratto. L\u2019identificazione di beni
\n
o servizi distinti richiede un\u2019attenta analisi dei
\n
termini e condizioni dei contratti di connessione
\n
che possono variare da Paese a Paese, in base al
\n
contesto, alla normativa e alle regolamentazioni
\n
locali. Per finalizzare tale valutazione, il Gruppo
\n
considera non solo le caratteristiche dei beni/
\n
servizi stessi (ossia il bene o servizio \u00e8 per sua
\n
natura tale da poter essere distinto), ma anche
\n
le promesse implicite per le quali il cliente ha
\n
una valida aspettativa poich\u00e9 le considera parte
\n
integrante dell\u2019accordo contrattuale, ossia i beni/
\n
servizi che il cliente si aspetta di ricevere e per i
\n
quali ha pagato (ovvero la promessa di trasferire
\n
al cliente il bene o servizio pu\u00f2 essere distinta da
\n
altre promesse contenute nel contratto).
\n
Inoltre, il Gruppo agisce in qualit\u00e0 di \u201cagent\u201d in
\n
taluni contratti relativi a servizi di connessione
\n
alla rete dell\u2019energia elettrica/gas e altre attivit\u00e0
\n
collegate, in funzione dell\u2019assetto regolamentare
\n
o normativo locale; in questi casi, i ricavi sono
\n
rilevati su base netta, corrispondenti agli onorari o
\n
alle commissioni cui si aspetta di avere diritto.
\n
Vendita/trasporto
\n
di energia
\n
elettrica/gas ai
\n
clienti finali
\n
Un contratto di fornitura di energia elettrica/gas stipulato con un cliente
\n
finale prevede un\u2019unica obbligazione di fare (vendita e trasporto della
\n
commodity) in quanto il Gruppo ha valutato che il contratto non fornisce
\n
beni/servizi distinti e che la promessa \u00e8 soddisfatta con il trasferimento
\n
del controllo della commodity al cliente nel momento in cui la stessa
\n
\u00e8 erogata al punto di consegna. Al fine di determinare la natura della
\n
promessa contenuta in tali contratti, il Gruppo analizza con attenzione i
\n
fatti e le circostanze applicabili a ciascun contratto e commodity.
\n
In ogni caso, il Gruppo considera che l\u2019obbligazione di fare prevista da
\n
un contratto di servizio continuativo, quale un contratto di fornitura
\n
o trasporto di energia elettrica/gas a clienti finali, sia tipicamente
\n
adempiuta nel corso del tempo (perch\u00e9 il cliente riceve e consuma
\n
simultaneamente i benef\u00edci della commodity man mano che quest\u2019ultima
\n
gli \u00e8 consegnata) quale parte di una serie di beni/servizi distinti (ossia,
\n
ciascuna unit\u00e0 di commodity) che sono sostanzialmente gli stessi e
\n
hanno la stessa modalit\u00e0 di trasferimento al cliente.
\n
Per i ricavi da trasporto e vendita di energia
\n
elettrica/gas ai clienti finali il Gruppo applica
\n
un metodo di valutazione basato sugli output,
\n
cos\u00ec da rilevare ricavi per un importo pari a
\n
quello che ha il diritto di fatturare al cliente se
\n
tale importo corrisponde esattamente al valore,
\n
per il cliente, dell\u2019obbligazione completata alla
\n
data di rilevazione, ossia ai quantitativi forniti
\n
nell\u2019esercizio, ancorch\u00e9 non fatturati; tali ricavi
\n
sono determinati utilizzando opportune stime
\n
oltre che letture periodiche dei consumi. Ove
\n
applicabile, tali ricavi si basano sulle tariffe e
\n
relativi vincoli fissati per legge o dall\u2019Autorit\u00e0 di
\n
Regolazione per Energia Reti e Ambiente o da
\n
analoghi organismi esteri, in vigore nel periodo di
\n
riferimento.
\n

\n\n
Lavori su
\n
ordinazione
\n
I lavori su ordinazione di norma comprendono un\u2019obbligazione di fare
\n
che viene adempiuta nel corso del tempo; per tali contratti, il Gruppo
\n
generalmente considera adeguato l\u2019uso di un metodo di valutazione
\n
dei progressi nell\u2019adempimento dell\u2019obbligazione di fare basato sugli
\n
input, a meno che un\u2019analisi specifica del contratto suggerisca l\u2019uso di
\n
un metodo diverso, che meglio rappresenti l\u2019obbligazione di fare del
\n
Gruppo soddisfatta alla data di riferimento del bilancio.
\n
Per i lavori su ordinazione che includono
\n
un\u2019obbligazione di fare soddisfatta nel corso
\n
del tempo, il Gruppo rileva i ricavi nel corso del
\n
tempo misurando il progresso verso il completo
\n
adempimento di tale obbligazione.
\n
Si ritiene che il metodo del costo sostenuto (cost-
\n
to-cost method) sia generalmente considerato
\n
il miglior metodo per misurare i progressi verso
\n
l\u2019adempimento dell\u2019obbligazione di fare del
\n
Gruppo alla data di riferimento del bilancio.
\n
L\u2019ammontare dovuto dai committenti per lavori
\n
su ordinazione \u00e8 presentato come un\u2019attivit\u00e0
\n
derivante da contratti con i clienti; l\u2019ammontare
\n
dovuto ai committenti per lavori su ordinazione
\n
\u00e8 presentato come una passivit\u00e0 derivante da
\n
contratti con i clienti.
\n
Servizi in
\n
concessione
\n
(in ambito di
\n
applicazione
\n
IFRIC 12)
\n
Il Gruppo, in qualit\u00e0 di concessionario, fornisce servizi per la
\n
realizzazione/il miglioramento dell\u2019infrastruttura utilizzata per la
\n
fornitura del servizio di carattere pubblico e/o servizi per la gestione e il
\n
mantenimento dell\u2019infrastruttura stessa per il periodo della concessione.
\n
Per le obbligazioni di fare connesse ai servizi di realizzazione e di
\n
miglioramento dell\u2019infrastruttura, si rimanda a quanto detto per i \u201cLavori
\n
su ordinazione\u201d.
\n
Per quanto riguarda i ricavi da servizi operativi, si rimanda a quanto detto
\n
per la \u201cVendita di energia elettrica prodotta dal Gruppo\u201d e la \u201cVendita/
\n
trasporto di energia elettrica/gas ai clienti finali\u201d.
\n
Quando il Gruppo fornisce servizi per la
\n
realizzazione/il miglioramento rileva attivit\u00e0
\n
immateriali e/o attivit\u00e0 finanziarie, secondo
\n
le caratteristiche dell\u2019accordo per servizi in
\n
concessione.
\n
I corrispettivi ricevuti o da ricevere relativi a
\n
entrambe le componenti sono rilevati inizialmente
\n
come ricavi da contratti con i clienti. Per
\n
maggiori dettagli riguardo alla rilevazione di tali
\n
ricavi, si rimanda a quanto detto per i \u201cLavori su
\n
ordinazione\u201d.
\n
Inoltre, \u00e8 classificata come ricavo anche la
\n
componente rilevata a Conto economico
\n
derivante dalla rimisurazione al fair value delle
\n
attivit\u00e0 finanziarie connesse ad accordi per servizi
\n
in concessione relativi all\u2019attivit\u00e0 di distribuzione
\n
in Brasile, al fine di riflettere adeguatamente il
\n
modello di business coerentemente con il relativo
\n
contratto di concessione.
\n
I ricavi relativi alle attivit\u00e0 di gestione e di
\n
mantenimento sono rilevati come ricavi della
\n
vendita di energia elettrica sul mercato o ai clienti
\n
finali (si rimanda, rispettivamente, a quanto detto
\n
per la \u201cVendita di energia elettrica prodotta
\n
dal Gruppo\u201d e la \u201cVendita/trasporto di energia
\n
elettrica/gas ai clienti finali\u201d).
\n

\n", "dimensions": { "concept": "ifrs-full:DisclosureOfRevenueFromContractsWithCustomersExplanatory", "language": "it", "entity": "scheme:WOCMU6HCI0OJWNPRZS33", "period": "2022-01-01T00:00:00/2023-01-01T00:00:00" } }, "Tag932": { "value": "\n

\n\n
11.b Altri proventi - Euro 4.864 milioni
\n
Milioni di euro
\n
2022 2021
\n
(1)
\n
2022-2021
\n
Contributi in conto esercizio 28 33 (5) -15,2%
\n
Contributi per certificati ambientali 220 249 (29) -11,6%
\n
Contributi in conto impianti (business elettrico e gas) 28 26 2 7,7%
\n
Rimborsi vari 314 300 14 4,7%
\n
Plusvalenze da alienazione di controllate, collegate, joint venture, joint
\n
operation e attivit\u00e0 non correnti possedute per la vendita
\n
1.876 1.781 95 5,3%
\n
Plusvalenze da alienazione di attivit\u00e0 materiali e immateriali 64 59 5 8,5%
\n
Premi per continuit\u00e0 del servizio 31 48 (17) -35,4%
\n
Altri proventi 2.303 1.323 980 74,1%
\n
Totale 4.864 3.819 1.045 27,4%
\n
(1) I dati relativi all\u2019esercizio 2021 sono stati rideterminati, ai soli fini comparativi, per tenere conto della classificazione nella voce \u201cRisultato netto delle discon-
\n
tinued operation\u201d dei risultati afferenti alle attivit\u00e0 detenute in Russia (cedute nel corso del quarto trimestre 2022), Romania e Grecia in quanto sono stati
\n
soddisfatti i requisiti previsti dal principio contabile internazionale IFRS 5 per la loro classificazione come \u201cdiscontinued operation\u201d.
\n
I \u201cContributi per certificati ambientali\u201d, pari a 220 milioni di
\n
euro, si riducono di 29 milioni di euro rispetto all\u2019esercizio
\n
precedente essenzialmente per la riduzione dei contributi
\n
su Titoli di Efficienza Energetica ottenuti dalla distribuzione
\n
in Italia. Tale effetto viene in parte compensato dai pi\u00f9 alti
\n
contributi per garanzie di origine registrate in Spagna.
\n

\n\n

\n\n

\n\n
La voce relativa alle plusvalenze da alienazione di societ\u00e0
\n
ammonta a 1.876 milioni di euro nel 2022 e accoglie princi-
\n
palmente la rilevazione dei proventi derivanti dalla cessione
\n
da parte di Enel X International dell\u20191,1% della partecipazio-
\n
ne in Ufinet (220 milioni di euro), dalla cessione da parte di
\n
Enel X Srl delle societ\u00e0 del comparto finanziario a Mooney
\n
(67 milioni di euro), dalla cessione del 50% della partecipa-
\n
zione detenuta da Enel Grids in Gridspertise (520 milioni di
\n
euro) e dalla cessione da parte di Enel Chile della partecipa-
\n
zione detenuta in Enel Transmisi\u00f3n Chile.
\n
Nel 2021 tale voce accoglieva la plusvalenza legata alla
\n
cessione della partecipazione detenuta da Enel SpA in
\n
Open Fiber (1.763 milioni di euro).
\n
Negli \u201cAltri proventi\u201d si registra un incremento di 980 milio-
\n
ni di euro dovuto prevalentemente all\u2019aumento dei proventi
\n
registrati in Cile per 503 milioni di euro a seguito di una
\n
modifica dell\u2019accordo contrattuale in essere con Shell, in
\n
termini di volumi impegnati dal fornitore, nonch\u00e9 all\u2019incre-
\n
mento in Enel Green Power North America dei proventi per
\n
tax partnership (319 milioni di euro).
\n
Nelle tabelle seguenti \u00e8 rappresentata una disaggregazio-
\n
ne del totale \u201cRicavi\u201d per Linea di Business in base all\u2019ap-
\n
proccio utilizzato dal management per monitorare le per-
\n
formance del Gruppo nei due esercizi a confronto.
\n
Milioni di euro 2022
\n
Generazione
\n
Termoelettrica e
\n
Trading
\n
Enel
\n
Green
\n
Power Enel Grids
\n
Mercati
\n
finali Enel X
\n
Holding,
\n
Servizi e
\n
Altro
\n
Totale
\n
reporting
\n
segment
\n
Elisioni e
\n
rettifiche Totale
\n
Totale ricavi IFRS 15 37.154 7.863 20.854 61.711 1.782 2.167 131.531 (28.883) 102.648
\n
Vendite di commodity da
\n
contratti con consegna
\n
fisica
\n
42.667 - - 26 - - 42.693 (5.446) 37.247
\n
Risultati da valutazione
\n
dei contratti di vendita
\n
di commodity con
\n
consegna fisica chiusi
\n
nel periodo
\n
(4.240) - - (20) - - (4.260) - (4.260)
\n
Altri ricavi diversi - 6 13 - 1 21 41 (23) 18
\n
Totale ricavi delle
\n
vendite e delle
\n
prestazioni
\n
75.581 7.869 20.867 61.717 1.783 2.188 170.005 (34.352) 135.653
\n
Altri proventi 754 1.298 2.165 435 426 47 5.125 (261) 4.864
\n
TOTALE RICAVI 76.335 9.167 23.032 62.152 2.209 2.235 175.130 (34.613) 140.517
\n
Milioni di euro 2021
\n
(1)
\n
Generazione
\n
Termoelettrica e
\n
Trading
\n
Enel
\n
Green
\n
Power Enel Grids
\n
Mercati
\n
finali Enel X
\n
Holding,
\n
Servizi e
\n
Altro
\n
Totale
\n
reporting
\n
segment
\n
Elisioni e
\n
rettifiche Totale
\n
Totale ricavi IFRS 15 16.673 8.533 19.681 36.933 1.277 2.189 85.286 (16.839) 68.447
\n
Vendite di commodity da
\n
contratti con consegna
\n
fisica
\n
26.691 - - 14 - - 26.705 (2.391) 24.314
\n
Risultati da valutazione
\n
dei contratti di vendita
\n
di commodity con
\n
consegna fisica chiusi
\n
nel periodo
\n
(10.895) - - 1 - - (10.894) 1 (10.893)
\n
Altri ricavi diversi 5 6 15 - 3 31 60 (28) 32
\n
Totale ricavi delle
\n
vendite e delle
\n
prestazioni
\n
32.474 8.539 19.696 36.948 1.280 2.220 101.157 (19.257) 81.900
\n
Altri proventi 129 633 546 451 148 1.792 3.699 120 3.819
\n
TOTALE RICAVI 32.603 9.172 20.242 37.399 1.428 4.012 104.856 (19.137) 85.719
\n
(1) I dati relativi all\u2019esercizio 2021 sono stati rideterminati, ai soli fini comparativi, per tenere conto della classificazione nella voce \u201cRisultato netto delle discon-
\n
tinued operation\u201d dei risultati afferenti alle attivit\u00e0 detenute in Russia (cedute nel corso del quarto trimestre 2022), Romania e Grecia in quanto sono stati
\n
soddisfatti i requisiti previsti dal principio contabile internazionale IFRS 5 per la loro classificazione come \u201cdiscontinued operation\u201d.
\n

\n\n

\n", "dimensions": { "concept": "ifrs-full:DisclosureOfOtherOperatingIncomeExplanatory", "language": "it", "entity": "scheme:WOCMU6HCI0OJWNPRZS33", "period": "2022-01-01T00:00:00/2023-01-01T00:00:00" } }, "Tag930": { "value": "\n
11.b Altri proventi - Euro 4.864 milioni
\n
Milioni di euro
\n
2022 2021
\n
(1)
\n
2022-2021
\n
Contributi in conto esercizio 28 33 (5) -15,2%
\n
Contributi per certificati ambientali 220 249 (29) -11,6%
\n
Contributi in conto impianti (business elettrico e gas) 28 26 2 7,7%
\n
Rimborsi vari 314 300 14 4,7%
\n
Plusvalenze da alienazione di controllate, collegate, joint venture, joint
\n
operation e attivit\u00e0 non correnti possedute per la vendita
\n
1.876 1.781 95 5,3%
\n
Plusvalenze da alienazione di attivit\u00e0 materiali e immateriali 64 59 5 8,5%
\n
Premi per continuit\u00e0 del servizio 31 48 (17) -35,4%
\n
Altri proventi 2.303 1.323 980 74,1%
\n
Totale 4.864 3.819 1.045 27,4%
\n
(1) I dati relativi all\u2019esercizio 2021 sono stati rideterminati, ai soli fini comparativi, per tenere conto della classificazione nella voce \u201cRisultato netto delle discon-
\n
tinued operation\u201d dei risultati afferenti alle attivit\u00e0 detenute in Russia (cedute nel corso del quarto trimestre 2022), Romania e Grecia in quanto sono stati
\n
soddisfatti i requisiti previsti dal principio contabile internazionale IFRS 5 per la loro classificazione come \u201cdiscontinued operation\u201d.
\n
I \u201cContributi per certificati ambientali\u201d, pari a 220 milioni di
\n
euro, si riducono di 29 milioni di euro rispetto all\u2019esercizio
\n
precedente essenzialmente per la riduzione dei contributi
\n
su Titoli di Efficienza Energetica ottenuti dalla distribuzione
\n
in Italia. Tale effetto viene in parte compensato dai pi\u00f9 alti
\n
contributi per garanzie di origine registrate in Spagna.
\n

\n\n
La voce relativa alle plusvalenze da alienazione di societ\u00e0
\n
ammonta a 1.876 milioni di euro nel 2022 e accoglie princi-
\n
palmente la rilevazione dei proventi derivanti dalla cessione
\n
da parte di Enel X International dell\u20191,1% della partecipazio-
\n
ne in Ufinet (220 milioni di euro), dalla cessione da parte di
\n
Enel X Srl delle societ\u00e0 del comparto finanziario a Mooney
\n
(67 milioni di euro), dalla cessione del 50% della partecipa-
\n
zione detenuta da Enel Grids in Gridspertise (520 milioni di
\n
euro) e dalla cessione da parte di Enel Chile della partecipa-
\n
zione detenuta in Enel Transmisi\u00f3n Chile.
\n
Nel 2021 tale voce accoglieva la plusvalenza legata alla
\n
cessione della partecipazione detenuta da Enel SpA in
\n
Open Fiber (1.763 milioni di euro).
\n
Negli \u201cAltri proventi\u201d si registra un incremento di 980 milio-
\n
ni di euro dovuto prevalentemente all\u2019aumento dei proventi
\n
registrati in Cile per 503 milioni di euro a seguito di una
\n
modifica dell\u2019accordo contrattuale in essere con Shell, in
\n
termini di volumi impegnati dal fornitore, nonch\u00e9 all\u2019incre-
\n
mento in Enel Green Power North America dei proventi per
\n
tax partnership (319 milioni di euro).
\n
Nelle tabelle seguenti \u00e8 rappresentata una disaggregazio-
\n
ne del totale \u201cRicavi\u201d per Linea di Business in base all\u2019ap-
\n
proccio utilizzato dal management per monitorare le per-
\n
formance del Gruppo nei due esercizi a confronto.
\n
Milioni di euro 2022
\n
Generazione
\n
Termoelettrica e
\n
Trading
\n
Enel
\n
Green
\n
Power Enel Grids
\n
Mercati
\n
finali Enel X
\n
Holding,
\n
Servizi e
\n
Altro
\n
Totale
\n
reporting
\n
segment
\n
Elisioni e
\n
rettifiche Totale
\n
Totale ricavi IFRS 15 37.154 7.863 20.854 61.711 1.782 2.167 131.531 (28.883) 102.648
\n
Vendite di commodity da
\n
contratti con consegna
\n
fisica
\n
42.667 - - 26 - - 42.693 (5.446) 37.247
\n
Risultati da valutazione
\n
dei contratti di vendita
\n
di commodity con
\n
consegna fisica chiusi
\n
nel periodo
\n
(4.240) - - (20) - - (4.260) - (4.260)
\n
Altri ricavi diversi - 6 13 - 1 21 41 (23) 18
\n
Totale ricavi delle
\n
vendite e delle
\n
prestazioni
\n
75.581 7.869 20.867 61.717 1.783 2.188 170.005 (34.352) 135.653
\n
Altri proventi 754 1.298 2.165 435 426 47 5.125 (261) 4.864
\n
TOTALE RICAVI 76.335 9.167 23.032 62.152 2.209 2.235 175.130 (34.613) 140.517
\n
Milioni di euro 2021
\n
(1)
\n
Generazione
\n
Termoelettrica e
\n
Trading
\n
Enel
\n
Green
\n
Power Enel Grids
\n
Mercati
\n
finali Enel X
\n
Holding,
\n
Servizi e
\n
Altro
\n
Totale
\n
reporting
\n
segment
\n
Elisioni e
\n
rettifiche Totale
\n
Totale ricavi IFRS 15 16.673 8.533 19.681 36.933 1.277 2.189 85.286 (16.839) 68.447
\n
Vendite di commodity da
\n
contratti con consegna
\n
fisica
\n
26.691 - - 14 - - 26.705 (2.391) 24.314
\n
Risultati da valutazione
\n
dei contratti di vendita
\n
di commodity con
\n
consegna fisica chiusi
\n
nel periodo
\n
(10.895) - - 1 - - (10.894) 1 (10.893)
\n
Altri ricavi diversi 5 6 15 - 3 31 60 (28) 32
\n
Totale ricavi delle
\n
vendite e delle
\n
prestazioni
\n
32.474 8.539 19.696 36.948 1.280 2.220 101.157 (19.257) 81.900
\n
Altri proventi 129 633 546 451 148 1.792 3.699 120 3.819
\n
TOTALE RICAVI 32.603 9.172 20.242 37.399 1.428 4.012 104.856 (19.137) 85.719
\n
(1) I dati relativi all\u2019esercizio 2021 sono stati rideterminati, ai soli fini comparativi, per tenere conto della classificazione nella voce \u201cRisultato netto delle discon-
\n
tinued operation\u201d dei risultati afferenti alle attivit\u00e0 detenute in Russia (cedute nel corso del quarto trimestre 2022), Romania e Grecia in quanto sono stati
\n
soddisfatti i requisiti previsti dal principio contabile internazionale IFRS 5 per la loro classificazione come \u201cdiscontinued operation\u201d.
\n

\n\n
12.f Altri costi operativi - Euro 4.685 milioni
\n
Milioni di euro
\n
2022 2021
\n
(1)
\n
2022-2021
\n
Oneri di sistema - Quote di emissioni inquinanti 2.216 41 2.175 -
\n
Oneri di sistema - Certificati di Efficienza Energetica 182 239 (57) -23,8%
\n
Oneri di sistema - Certificati verdi - - - -
\n
Oneri di sistema - Garanzie di origine 112 26 86 -
\n
Minusvalenze da alienazione di attivit\u00e0 materiali e immateriali 166 75 91 -
\n
Imposte e tasse 1.107 1.099 8 0,7%
\n
Altri 902 488 414 84,8%
\n
Totale 4.685 1.968 2.717 -
\n
(1) I dati relativi all\u2019esercizio 2021 sono stati rideterminati, ai soli fini comparativi, per tenere conto della classificazione nella voce \u201cRisultato netto delle di-
\n
scontinued operation\u201d dei costi afferenti alle attivit\u00e0 detenute in Russia (cedute nel corso del quarto trimestre 2022), Romania e Grecia in quanto sono stati
\n
soddisfatti i requisiti previsti dal principio contabile internazionale IFRS 5 per la loro classificazione come \u201cdiscontinued operation\u201d.
\n
Gli altri costi operativi si incrementano di 2.717 milioni di
\n
euro rispetto all\u2019esercizio precedente essenzialmente per
\n
effetto:
\n
\u2022 dei maggiori oneri di compliance ambientale in Italia e
\n
Spagna (2.178 milioni di euro) in relazione all\u2019aumento
\n
dei prezzi della commodity CO
\n
2
\n
e all\u2019incremento della
\n
produzione termoelettrica riconducibile principalmente
\n
alla necessit\u00e0 di compensare una scarsa idraulicit\u00e0 del
\n
periodo;
\n
\u2022 delle minusvalenze rilevate a seguito delle cessioni di
\n
Celg Distribui\u00e7\u00e3o SA - Celg-D (Enel Goi\u00e1s) (208 milioni di
\n
euro) e CGT Fortaleza in Brasile (135 milioni di euro).
\n

\n", "dimensions": { "concept": "ifrs-full:DisclosureOfOtherOperatingIncomeExpenseExplanatory", "language": "it", "entity": "scheme:WOCMU6HCI0OJWNPRZS33", "period": "2022-01-01T00:00:00/2023-01-01T00:00:00" } }, "Tag973": { "value": "\n

\n\n
Costi
\n
12.a Energia elettrica, gas e combustibile - Euro 96.896 milioni
\n
Milioni di euro
\n
2022 2021
\n
(1)
\n
2022-2021
\n
Energia elettrica 47.155 28.624 18.531 64,7%
\n
- di cui relativi ad acquisti da contratti con consegna fisica (IFRS 9) 6.161 3.677 2.484 67,6%
\n
Gas 47.930 26.614 21.316 80,1%
\n
- di cui relativi ad acquisti da contratti con consegna fisica (IFRS 9) 33.092 19.951 13.141 65,9%
\n
Risultati da valutazione dei contratti di acquisto di energia elettrica e gas
\n
con consegna fisica chiusi nel periodo
\n
(2.140) (9.277) 7.137 76,9%
\n
Combustibile nucleare 111 107 4 3,7%
\n
Altri combustibili 3.840 1.634 2.206 -
\n
Totale 96.896 47.702 49.194 -
\n
(1) I dati relativi all\u2019esercizio 2021 sono stati rideterminati, ai soli fini comparativi, per tenere conto della classificazione nella voce \u201cRisultato netto delle di-
\n
scontinued operation\u201d dei costi afferenti alle attivit\u00e0 detenute in Russia (cedute nel corso del quarto trimestre 2022), Romania e Grecia in quanto sono stati
\n
soddisfatti i requisiti previsti dal principio contabile internazionale IFRS 5 per la loro classificazione come \u201cdiscontinued operation\u201d.
\n
I costi per l\u2019acquisto di \u201cEnergia elettrica\u201d si incrementano
\n
prevalentemente per effetto dei maggiori volumi acquista-
\n
ti a prezzi medi crescenti rispetto al precedente esercizio,
\n
principalmente in Italia (15.396 milioni di euro) e in Spagna
\n
(3.563 milioni di euro).
\n
L\u2019incremento dei costi per l\u2019acquisto di \u201cGas\u201d
\n
riflette essen-
\n
zialmente l\u2019incremento delle quantit\u00e0 intermediate, princi-
\n
palmente per maggiori volumi di produzione, nonch\u00e9 l\u2019au-
\n
mento dei costi di acquisto del gas da terzi.
\n
I risultati da valutazione al fair value dei contratti con con-
\n
segna fisica chiusi registrano un incremento di 7.137 milioni
\n
di euro rispetto all\u2019esercizio precedente, di cui 6.117 milioni
\n
di euro riconducibili alla commodity gas e 1.020 milioni di
\n
euro riconducibili alla commodity elettricit\u00e0.
\n
L\u2019incremento nella voce \u201cAltri combustibili\u201d \u00e8 principalmen-
\n
te dovuto ai maggiori volumi di produzione e all\u2019incremen-
\n
to del prezzo delle commodity.
\n
12.b Servizi e altri materiali - Euro 20.228 milioni
\n
Milioni di euro
\n
2022 2021
\n
(1)
\n
2022-2021
\n
Vettoriamenti passivi 8.247 8.921 (674) -7,6%
\n
Manutenzioni e riparazioni 1.067 1.364 (297) -21,8%
\n
Telefonici e postali 181 177 4 2,3%
\n
Servizi di comunicazione 117 123 (6) -4,9%
\n
Servizi informatici 872 959 (87) -9,1%
\n
Godimento beni di terzi 503 126 377 -
\n
Altri servizi 5.707 4.160 1.547 37,2%
\n
Costi per certificati ambientali 963 1.256 (293) -23,3%
\n
- di cui relativi ad acquisti da contratti con consegna fisica (IFRS 9) 868 810 58 7,2%
\n
Risultati da valutazione dei contratti di acquisto di certificati ambientali con
\n
consegna fisica chiusi nel periodo
\n
135 145 (10) -6,9%
\n
Variazione rimanenze di certificati ambientali 97 32 65 -
\n
Altri materiali 2.533 2.041 492 24,1%
\n
Totale 20.228 19.240 988 5,1%
\n
(1) I dati relativi all\u2019esercizio 2021 sono stati rideterminati, ai soli fini comparativi, per tenere conto della classificazione nella voce \u201cRisultato netto delle di-
\n
scontinued operation\u201d dei costi afferenti alle attivit\u00e0 detenute in Russia (cedute nel corso del quarto trimestre 2022), Romania e Grecia in quanto sono stati
\n
soddisfatti i requisiti previsti dal principio contabile internazionale IFRS 5 per la loro classificazione come \u201cdiscontinued operation\u201d.
\n

\n\n

\n\n

\n\n

\n
I costi per servizi e altri materiali, pari a 20.228 milioni di
\n
euro nel 2022, registrano un incremento di 988 milioni di
\n
euro rispetto all\u2019esercizio 2021. Tale variazione risente es-
\n
senzialmente:
\n
\u2022 dei maggiori costi per godimento beni di terzi riferiti
\n
principalmente alla chiusura, nel precedente esercizio, di
\n
un contenzioso in Spagna che ha comportato il rilascio
\n
di quanto accantonato in precedenza per un ammontare
\n
pari a circa 300 milioni di euro;
\n
\u2022 dell\u2019incremento degli \u201cAltri servizi\u201d pari a 1.547 milioni di
\n
euro dovuto principalmente ai maggiori costi imputabili
\n
ai servizi connessi al business elettrico e del gas (720 mi-
\n
lioni di euro), ai maggiori costi per servizi in concessione
\n
in Brasile (281 milioni di euro), ai maggiori costi dei ser-
\n
vizi a valore aggiunto (119 milioni di euro) e alle maggiori
\n
spese per servizi professionali e tecnici (156 milioni di
\n
euro);
\n
\u2022 dell\u2019incremento degli \u201cAltri materiali\u201d dovuto principal-
\n
mente ai maggiori costi di approvvigionamento delle ma-
\n
terie prime e ai maggiori volumi di produzione;
\n
\u2022 dei minori costi per vettoriamenti passivi registrata princi-
\n
palmente in Italia e in Spagna, connessa al minor prezzo
\n
medio applicato, parzialmente compensata da un incre-
\n
mento degli stessi in America Latina per l\u2019aumento dei
\n
volumi intermediati;
\n
\u2022 dei minori accantonamenti effettuati per gli oneri connes-
\n
si alla riconversione degli impianti operata in Italia ai fini
\n
della transizione energetica;
\n
\u2022 dei minori costi di assistenza sistemistica, manutenzione di
\n
elaboratori e sviluppo informatico, principalmente in Italia.
\n\n
12.c Costo del personale - Euro 4.570 milioni
\n
Milioni di euro
\n
2022 2021
\n
(1)
\n
2022-2021
\n
Salari e stipendi 3.442 3.122 320 10,2%
\n
Oneri sociali 924 844 80 9,5%
\n
Trattamento di fine rapporto 107 104 3 2,9%
\n
Benef\u00edci successivi al rapporto di lavoro e altri benef\u00edci a lungo termine 73 86 (13) -15,1%
\n
Incentivi all\u2019esodo (20) 10 (30) -
\n
Incentivi all\u2019esodo derivanti da accordi di ristrutturazione (151) 795 (946) -
\n
Altri costi 195 179 16 8,9%
\n
Totale 4.570 5.140 (570) -11,1%
\n
(1) I dati relativi all\u2019esercizio 2021 sono stati rideterminati, ai soli fini comparativi, per tenere conto della classificazione nella voce \u201cRisultato netto delle di-
\n
scontinued operation\u201d dei costi afferenti alle attivit\u00e0 detenute in Russia (cedute nel corso del quarto trimestre 2022), Romania e Grecia in quanto sono stati
\n
soddisfatti i requisiti previsti dal principio contabile internazionale IFRS 5 per la loro classificazione come \u201cdiscontinued operation\u201d.
\n
Il costo del personale dell\u2019esercizio 2022, pari a 4.570 mi-
\n
lioni di euro, registra un decremento di 570 milioni di euro.
\n
L\u2019organico del Gruppo diminuisce di 1.155 risorse a seguito
\n
del saldo positivo tra le assunzioni e le cessazioni (1.998
\n
risorse), pi\u00f9 che compensato dalle variazioni di perimetro
\n
(-3.153 risorse), sostanzialmente riferite:
\n
\u2022 all\u2019acquisizione della societ\u00e0 Enel Hydro Appennino Cen-
\n
trale Srl in Italia;
\n
\u2022 all\u2019acquisizione della societ\u00e0 Melita Italia Srl in Italia;
\n
\u2022 alla vendita della societ\u00e0 PayTipper SpA in Italia;
\n
\u2022 alla vendita della societ\u00e0 CityPoste Payment SpA in Italia;
\n
\u2022 alla vendita della societ\u00e0 PayTipper Network Srl in Italia;
\n
\u2022 alla vendita della societ\u00e0 FlagPay Srl in Italia;
\n
\u2022 alla vendita della societ\u00e0 Gridspertise Srl in Italia;
\n
\u2022 alla vendita delle societ\u00e0 Central Geradora Termel\u00e9trica
\n
Fortaleza SA, Celg Distribui\u00e7\u00e3o SA - Celg-D e Gridspertise
\n
Latam SA in Brasile;
\n
\u2022 alla vendita di PJSC Enel Russia e sue controllate in Russia;
\n
\u2022 alla vendita della societ\u00e0 Enel Transmisi\u00f3n SA in Cile.
\n
L\u2019aumento dei \u201cSalari e stipendi\u201d \u00e8 principalmente dovuto
\n
al costo sostenuto per le nuove assunzioni delle societ\u00e0
\n
italiane, negli Stati Uniti, in Brasile, in Spagna e in Argentina.
\n
Il decremento dei \u201cBenef\u00edci successivi al rapporto di lavoro
\n
e altri benef\u00edci a lungo termine\u201d per 13 milioni di euro \u00e8
\n
principalmente riconducibile alla Spagna.
\n
La diminuzione degli \u201cIncentivi all\u2019esodo derivanti da ac-
\n
cordi di ristrutturazione\u201d \u00e8 prevalentemente dovuta ai
\n
maggiori costi in Italia nel 2021 per la sottoscrizione del
\n
nuovo accordo quadro in applicazione dell\u2019art 4, commi
\n
1-7 ter, legge n. 92/2012, per il quale sono stati accantona-
\n
ti 557 milioni di euro al fondo per ristrutturazione e digita-
\n
lizzazione. Nel corso del 2022 il fondo \u00e8 stato adeguato in
\n
funzione delle dinamiche del periodo e delle variazioni alla
\n
base delle ipotesi attuariali.
\n
Nel prospetto che segue \u00e8 evidenziata la consistenza me-
\n
dia dei dipendenti per categoria di appartenenza, confron-
\n
tata con quella dell\u2019esercizio precedente, nonch\u00e9 la consi-
\n
stenza effettiva al 31 dicembre 2022.
\n

\n\n

\n\n

\n\n

\n\n

\n

\n

\n\n
N. Consistenza media
\n
(1)
\n
Consistenza
\n
(1)
\n
2022 2021 al 31.12.2022
\n
Manager 1.389 1.386 1.366
\n
Middle manager 12.528 11.797 12.645
\n
White collar 35.676 35.449 34.634
\n
Blue collar 16.883 17.344 16.479
\n
Totale 66.476 65.976 65.124
\n
(1) Per le societ\u00e0 consolidate con il metodo proporzionale la consistenza corrisponde alla quota di competenza Enel.
\n

\n\n\n
12.d Impairment/(Ripristini di valore) netti di crediti commerciali e di altri crediti - Euro
\n
1.278 milioni
\n
Milioni di euro
\n
2022 2021
\n
(1)
\n
2022-2021
\n
Impairment di crediti commerciali 1.375 1.285 90 7,0%
\n
Impairment di altri crediti 169 93 76 81,7%
\n
Totale impairment di crediti commerciali e di altri crediti 1.544 1.378 166 12,0%
\n
Ripristini di valore di crediti commerciali (265) (202) (63) -31,2%
\n
Ripristini di valore di altri crediti (1) (1) - -
\n
Totale ripristini di crediti commerciali e di altri crediti (266) (203) (63) -31,0%
\n
TOTALE IMPAIRMENT/(RIPRISTINI DI VALORE) NETTI DI CREDITI
\n
COMMERCIALI E ALTRI CREDITI
\n
1.278 1.175 103 8,8%
\n
(1) I dati relativi all\u2019esercizio 2021 sono stati rideterminati, ai soli fini comparativi, per tenere conto della classificazione nella voce \u201cRisultato netto delle di-
\n
scontinued operation\u201d dei costi afferenti alle attivit\u00e0 detenute in Russia (cedute nel corso del quarto trimestre 2022), Romania e Grecia in quanto sono stati
\n
soddisfatti i requisiti previsti dal principio contabile internazionale IFRS 5 per la loro classificazione come \u201cdiscontinued operation\u201d.
\n
La voce, pari a 1.278 milioni di euro, include gli impairment
\n
e i ripristini di valore dei crediti commerciali e degli altri
\n
crediti. Le svalutazioni dei crediti commerciali al netto dei
\n
ripristini aumentano complessivamente di 90 milioni di
\n
euro, essenzialmente per effetto dell\u2019incremento dei cre-
\n
diti commerciali che ha comportato un incremento del
\n
fondo svalutazione crediti al fine di garantire l\u2019adeguata
\n
copertura del nuovo credito generatosi.
\n

\n\n\n

\n\n
12.e Ammortamenti e altri impairment - Euro 7.447 milioni
\n
Milioni di euro
\n
2022 2021
\n
(1)
\n
2022-2021
\n
Ammortamento immobili, impianti e macchinari 4.472 4.259 213 5,0%
\n
Ammortamento investimenti immobiliari 2 3 (1) -33,3%
\n
Ammortamento attivit\u00e0 immateriali 1.612 1.330 282 21,2%
\n
Impairment di attivit\u00e0 immobilizzate 1.414 2.917 (1.503) -51,5%
\n
Ripristini di valore (53) (2) (51) -
\n
Totale 7.447 8.507 (1.060) -12,5%
\n
(1) I dati relativi all\u2019esercizio 2021 sono stati rideterminati, ai soli fini comparativi, per tenere conto della classificazione nella voce \u201cRisultato netto delle di-
\n
scontinued operation\u201d dei costi afferenti alle attivit\u00e0 detenute in Russia (cedute nel corso del quarto trimestre 2022), Romania e Grecia in quanto sono stati
\n
soddisfatti i requisiti previsti dal principio contabile internazionale IFRS 5 per la loro classificazione come \u201cdiscontinued operation\u201d.
\n
Il decremento della voce \u201cAmmortamenti e altri impair-
\n
ment\u201d nel 2022 risente essenzialmente:
\n
\u2022 delle svalutazioni effettuate nel 2021 su taluni impianti
\n
specifici o talune CGU in Italia (989 milioni di euro), Spa-
\n
gna (1.488 milioni di euro), Messico (155 milioni di euro),
\n
Cile (32 milioni di euro) e Australia (30 milioni di euro);
\n
\u2022 delle svalutazioni attuate nel 2021 in Costa Rica (126 mi-
\n
lioni di euro)
\n
sull\u2019impianto idroelettrico in concessione di
\n
PH Chucas.
\n
Tali effetti sono stati in parte compensati:
\n
\u2022 dei maggiori ammortamenti rilevati in Italia per effetto
\n
di un\u2019accelerazione delle aliquote di ammortamento dei
\n

\n\n

\n\n

\n\n

\n\n

\n\n

\n

\n\n

\n\n
contatori elettronici di prima generazione, cosiddetti
\n
\u201c1G\u201d, al fine di tener conto delle tempistiche di installa-
\n
zione dei contatori 2G previste nel piano Open Meter;
\n
\u2022 degli ammortamenti di attivit\u00e0 materiali per effetto dei
\n
nuovi investimenti realizzati negli ultimi anni nel settore
\n
delle energie rinnovabili in America Latina, Nord America
\n
e Spagna;
\n
\u2022 degli adeguamenti di valore delle attivit\u00e0 nette riferite
\n
a Enel Generaci\u00f3n Costanera SA (174 milioni di euro) e
\n
Central Dock Sud SA (116 milioni di euro) in Argentina, e
\n
Celg Distribui\u00e7\u00e3o SA - Celg-D (per 827 milioni di euro) e
\n
CGT Fortaleza in Brasile (73 milioni di euro).
\n

\n

\n\n

\n

\n\n\n

\n\n
12.f Altri costi operativi - Euro 4.685 milioni
\n
Milioni di euro
\n
2022 2021
\n
(1)
\n
2022-2021
\n
Oneri di sistema - Quote di emissioni inquinanti 2.216 41 2.175 -
\n
Oneri di sistema - Certificati di Efficienza Energetica 182 239 (57) -23,8%
\n
Oneri di sistema - Certificati verdi - - - -
\n
Oneri di sistema - Garanzie di origine 112 26 86 -
\n
Minusvalenze da alienazione di attivit\u00e0 materiali e immateriali 166 75 91 -
\n
Imposte e tasse 1.107 1.099 8 0,7%
\n
Altri 902 488 414 84,8%
\n
Totale 4.685 1.968 2.717 -
\n
(1) I dati relativi all\u2019esercizio 2021 sono stati rideterminati, ai soli fini comparativi, per tenere conto della classificazione nella voce \u201cRisultato netto delle di-
\n
scontinued operation\u201d dei costi afferenti alle attivit\u00e0 detenute in Russia (cedute nel corso del quarto trimestre 2022), Romania e Grecia in quanto sono stati
\n
soddisfatti i requisiti previsti dal principio contabile internazionale IFRS 5 per la loro classificazione come \u201cdiscontinued operation\u201d.
\n
Gli altri costi operativi si incrementano di 2.717 milioni di
\n
euro rispetto all\u2019esercizio precedente essenzialmente per
\n
effetto:
\n
\u2022 dei maggiori oneri di compliance ambientale in Italia e
\n
Spagna (2.178 milioni di euro) in relazione all\u2019aumento
\n
dei prezzi della commodity CO
\n
2
\n
e all\u2019incremento della
\n
produzione termoelettrica riconducibile principalmente
\n
alla necessit\u00e0 di compensare una scarsa idraulicit\u00e0 del
\n
periodo;
\n
\u2022 delle minusvalenze rilevate a seguito delle cessioni di
\n
Celg Distribui\u00e7\u00e3o SA - Celg-D (Enel Goi\u00e1s) (208 milioni di
\n
euro) e CGT Fortaleza in Brasile (135 milioni di euro).
\n

\n\n

\n\n
12.g Costi per lavori interni capitalizzati - Euro (3.415) milioni
\n
Milioni di euro
\n
2022 2021
\n
(1)
\n
2022-2021
\n
Personale (1.184) (998) (186) -18,6%
\n
Materiali (1.258) (1.079) (179) -16,6%
\n
Altri (973) (964) (9) -0,9%
\n
Totale (3.415) (3.041) (374) -12,3%
\n
(1) I dati relativi all\u2019esercizio 2021 sono stati rideterminati, ai soli fini comparativi, per tenere conto della classificazione nella voce \u201cRisultato netto delle di-
\n
scontinued operation\u201d dei costi afferenti alle attivit\u00e0 detenute in Russia (cedute nel corso del quarto trimestre 2022), Romania e Grecia in quanto sono stati
\n
soddisfatti i requisiti previsti dal principio contabile internazionale IFRS 5 per la loro classificazione come \u201cdiscontinued operation\u201d.
\n
Gli oneri capitalizzati si incrementano di 374 milioni di euro
\n
principalmente per effetto:
\n
\u2022 dei maggiori investimenti sugli impianti rinnovabili prin-
\n
cipalmente in Italia, Spagna e Nord America;
\n
\u2022 dell\u2019incremento degli investimenti relativi alle linee di di-
\n
stribuzione in America Latina;
\n
\u2022 dell\u2019incremento degli investimenti in Italia nel settore
\n
della distribuzione, per l\u2019incremento delle nuove con-
\n
nessioni ai clienti e per il miglioramento della qualit\u00e0 del
\n
servizio (attraverso i progetti e-grid e DSO 4.0).
\n

\n\n

\n", "dimensions": { "concept": "ifrs-full:DisclosureOfExpensesExplanatory", "language": "it", "entity": "scheme:WOCMU6HCI0OJWNPRZS33", "period": "2022-01-01T00:00:00/2023-01-01T00:00:00" } }, "Tag1063": { "value": "\n
Costi
\n
12.a Energia elettrica, gas e combustibile - Euro 96.896 milioni
\n
Milioni di euro
\n
2022 2021
\n
(1)
\n
2022-2021
\n
Energia elettrica 47.155 28.624 18.531 64,7%
\n
- di cui relativi ad acquisti da contratti con consegna fisica (IFRS 9) 6.161 3.677 2.484 67,6%
\n
Gas 47.930 26.614 21.316 80,1%
\n
- di cui relativi ad acquisti da contratti con consegna fisica (IFRS 9) 33.092 19.951 13.141 65,9%
\n
Risultati da valutazione dei contratti di acquisto di energia elettrica e gas
\n
con consegna fisica chiusi nel periodo
\n
(2.140) (9.277) 7.137 76,9%
\n
Combustibile nucleare 111 107 4 3,7%
\n
Altri combustibili 3.840 1.634 2.206 -
\n
Totale 96.896 47.702 49.194 -
\n
(1) I dati relativi all\u2019esercizio 2021 sono stati rideterminati, ai soli fini comparativi, per tenere conto della classificazione nella voce \u201cRisultato netto delle di-
\n
scontinued operation\u201d dei costi afferenti alle attivit\u00e0 detenute in Russia (cedute nel corso del quarto trimestre 2022), Romania e Grecia in quanto sono stati
\n
soddisfatti i requisiti previsti dal principio contabile internazionale IFRS 5 per la loro classificazione come \u201cdiscontinued operation\u201d.
\n
I costi per l\u2019acquisto di \u201cEnergia elettrica\u201d si incrementano
\n
prevalentemente per effetto dei maggiori volumi acquista-
\n
ti a prezzi medi crescenti rispetto al precedente esercizio,
\n
principalmente in Italia (15.396 milioni di euro) e in Spagna
\n
(3.563 milioni di euro).
\n
L\u2019incremento dei costi per l\u2019acquisto di \u201cGas\u201d
\n
riflette essen-
\n
zialmente l\u2019incremento delle quantit\u00e0 intermediate, princi-
\n
palmente per maggiori volumi di produzione, nonch\u00e9 l\u2019au-
\n
mento dei costi di acquisto del gas da terzi.
\n
I risultati da valutazione al fair value dei contratti con con-
\n
segna fisica chiusi registrano un incremento di 7.137 milioni
\n
di euro rispetto all\u2019esercizio precedente, di cui 6.117 milioni
\n
di euro riconducibili alla commodity gas e 1.020 milioni di
\n
euro riconducibili alla commodity elettricit\u00e0.
\n
L\u2019incremento nella voce \u201cAltri combustibili\u201d \u00e8 principalmen-
\n
te dovuto ai maggiori volumi di produzione e all\u2019incremen-
\n
to del prezzo delle commodity.
\n
12.b Servizi e altri materiali - Euro 20.228 milioni
\n
Milioni di euro
\n
2022 2021
\n
(1)
\n
2022-2021
\n
Vettoriamenti passivi 8.247 8.921 (674) -7,6%
\n
Manutenzioni e riparazioni 1.067 1.364 (297) -21,8%
\n
Telefonici e postali 181 177 4 2,3%
\n
Servizi di comunicazione 117 123 (6) -4,9%
\n
Servizi informatici 872 959 (87) -9,1%
\n
Godimento beni di terzi 503 126 377 -
\n
Altri servizi 5.707 4.160 1.547 37,2%
\n
Costi per certificati ambientali 963 1.256 (293) -23,3%
\n
- di cui relativi ad acquisti da contratti con consegna fisica (IFRS 9) 868 810 58 7,2%
\n
Risultati da valutazione dei contratti di acquisto di certificati ambientali con
\n
consegna fisica chiusi nel periodo
\n
135 145 (10) -6,9%
\n
Variazione rimanenze di certificati ambientali 97 32 65 -
\n
Altri materiali 2.533 2.041 492 24,1%
\n
Totale 20.228 19.240 988 5,1%
\n
(1) I dati relativi all\u2019esercizio 2021 sono stati rideterminati, ai soli fini comparativi, per tenere conto della classificazione nella voce \u201cRisultato netto delle di-
\n
scontinued operation\u201d dei costi afferenti alle attivit\u00e0 detenute in Russia (cedute nel corso del quarto trimestre 2022), Romania e Grecia in quanto sono stati
\n
soddisfatti i requisiti previsti dal principio contabile internazionale IFRS 5 per la loro classificazione come \u201cdiscontinued operation\u201d.
\n

\n\n

\n
I costi per servizi e altri materiali, pari a 20.228 milioni di
\n
euro nel 2022, registrano un incremento di 988 milioni di
\n
euro rispetto all\u2019esercizio 2021. Tale variazione risente es-
\n
senzialmente:
\n
\u2022 dei maggiori costi per godimento beni di terzi riferiti
\n
principalmente alla chiusura, nel precedente esercizio, di
\n
un contenzioso in Spagna che ha comportato il rilascio
\n
di quanto accantonato in precedenza per un ammontare
\n
pari a circa 300 milioni di euro;
\n
\u2022 dell\u2019incremento degli \u201cAltri servizi\u201d pari a 1.547 milioni di
\n
euro dovuto principalmente ai maggiori costi imputabili
\n
ai servizi connessi al business elettrico e del gas (720 mi-
\n
lioni di euro), ai maggiori costi per servizi in concessione
\n
in Brasile (281 milioni di euro), ai maggiori costi dei ser-
\n
vizi a valore aggiunto (119 milioni di euro) e alle maggiori
\n
spese per servizi professionali e tecnici (156 milioni di
\n
euro);
\n
\u2022 dell\u2019incremento degli \u201cAltri materiali\u201d dovuto principal-
\n
mente ai maggiori costi di approvvigionamento delle ma-
\n
terie prime e ai maggiori volumi di produzione;
\n
\u2022 dei minori costi per vettoriamenti passivi registrata princi-
\n
palmente in Italia e in Spagna, connessa al minor prezzo
\n
medio applicato, parzialmente compensata da un incre-
\n
mento degli stessi in America Latina per l\u2019aumento dei
\n
volumi intermediati;
\n
\u2022 dei minori accantonamenti effettuati per gli oneri connes-
\n
si alla riconversione degli impianti operata in Italia ai fini
\n
della transizione energetica;
\n
\u2022 dei minori costi di assistenza sistemistica, manutenzione di
\n
elaboratori e sviluppo informatico, principalmente in Italia.
\n\n
12.c Costo del personale - Euro 4.570 milioni
\n
Milioni di euro
\n
2022 2021
\n
(1)
\n
2022-2021
\n
Salari e stipendi 3.442 3.122 320 10,2%
\n
Oneri sociali 924 844 80 9,5%
\n
Trattamento di fine rapporto 107 104 3 2,9%
\n
Benef\u00edci successivi al rapporto di lavoro e altri benef\u00edci a lungo termine 73 86 (13) -15,1%
\n
Incentivi all\u2019esodo (20) 10 (30) -
\n
Incentivi all\u2019esodo derivanti da accordi di ristrutturazione (151) 795 (946) -
\n
Altri costi 195 179 16 8,9%
\n
Totale 4.570 5.140 (570) -11,1%
\n
(1) I dati relativi all\u2019esercizio 2021 sono stati rideterminati, ai soli fini comparativi, per tenere conto della classificazione nella voce \u201cRisultato netto delle di-
\n
scontinued operation\u201d dei costi afferenti alle attivit\u00e0 detenute in Russia (cedute nel corso del quarto trimestre 2022), Romania e Grecia in quanto sono stati
\n
soddisfatti i requisiti previsti dal principio contabile internazionale IFRS 5 per la loro classificazione come \u201cdiscontinued operation\u201d.
\n
Il costo del personale dell\u2019esercizio 2022, pari a 4.570 mi-
\n
lioni di euro, registra un decremento di 570 milioni di euro.
\n
L\u2019organico del Gruppo diminuisce di 1.155 risorse a seguito
\n
del saldo positivo tra le assunzioni e le cessazioni (1.998
\n
risorse), pi\u00f9 che compensato dalle variazioni di perimetro
\n
(-3.153 risorse), sostanzialmente riferite:
\n
\u2022 all\u2019acquisizione della societ\u00e0 Enel Hydro Appennino Cen-
\n
trale Srl in Italia;
\n
\u2022 all\u2019acquisizione della societ\u00e0 Melita Italia Srl in Italia;
\n
\u2022 alla vendita della societ\u00e0 PayTipper SpA in Italia;
\n
\u2022 alla vendita della societ\u00e0 CityPoste Payment SpA in Italia;
\n
\u2022 alla vendita della societ\u00e0 PayTipper Network Srl in Italia;
\n
\u2022 alla vendita della societ\u00e0 FlagPay Srl in Italia;
\n
\u2022 alla vendita della societ\u00e0 Gridspertise Srl in Italia;
\n
\u2022 alla vendita delle societ\u00e0 Central Geradora Termel\u00e9trica
\n
Fortaleza SA, Celg Distribui\u00e7\u00e3o SA - Celg-D e Gridspertise
\n
Latam SA in Brasile;
\n
\u2022 alla vendita di PJSC Enel Russia e sue controllate in Russia;
\n
\u2022 alla vendita della societ\u00e0 Enel Transmisi\u00f3n SA in Cile.
\n
L\u2019aumento dei \u201cSalari e stipendi\u201d \u00e8 principalmente dovuto
\n
al costo sostenuto per le nuove assunzioni delle societ\u00e0
\n
italiane, negli Stati Uniti, in Brasile, in Spagna e in Argentina.
\n
Il decremento dei \u201cBenef\u00edci successivi al rapporto di lavoro
\n
e altri benef\u00edci a lungo termine\u201d per 13 milioni di euro \u00e8
\n
principalmente riconducibile alla Spagna.
\n
La diminuzione degli \u201cIncentivi all\u2019esodo derivanti da ac-
\n
cordi di ristrutturazione\u201d \u00e8 prevalentemente dovuta ai
\n
maggiori costi in Italia nel 2021 per la sottoscrizione del
\n
nuovo accordo quadro in applicazione dell\u2019art 4, commi
\n
1-7 ter, legge n. 92/2012, per il quale sono stati accantona-
\n
ti 557 milioni di euro al fondo per ristrutturazione e digita-
\n
lizzazione. Nel corso del 2022 il fondo \u00e8 stato adeguato in
\n
funzione delle dinamiche del periodo e delle variazioni alla
\n
base delle ipotesi attuariali.
\n
Nel prospetto che segue \u00e8 evidenziata la consistenza me-
\n
dia dei dipendenti per categoria di appartenenza, confron-
\n
tata con quella dell\u2019esercizio precedente, nonch\u00e9 la consi-
\n
stenza effettiva al 31 dicembre 2022.
\n

\n\n

\n\n

\n

\n

\n\n
N. Consistenza media
\n
(1)
\n
Consistenza
\n
(1)
\n
2022 2021 al 31.12.2022
\n
Manager 1.389 1.386 1.366
\n
Middle manager 12.528 11.797 12.645
\n
White collar 35.676 35.449 34.634
\n
Blue collar 16.883 17.344 16.479
\n
Totale 66.476 65.976 65.124
\n
(1) Per le societ\u00e0 consolidate con il metodo proporzionale la consistenza corrisponde alla quota di competenza Enel.
\n

\n\n\n
12.d Impairment/(Ripristini di valore) netti di crediti commerciali e di altri crediti - Euro
\n
1.278 milioni
\n
Milioni di euro
\n
2022 2021
\n
(1)
\n
2022-2021
\n
Impairment di crediti commerciali 1.375 1.285 90 7,0%
\n
Impairment di altri crediti 169 93 76 81,7%
\n
Totale impairment di crediti commerciali e di altri crediti 1.544 1.378 166 12,0%
\n
Ripristini di valore di crediti commerciali (265) (202) (63) -31,2%
\n
Ripristini di valore di altri crediti (1) (1) - -
\n
Totale ripristini di crediti commerciali e di altri crediti (266) (203) (63) -31,0%
\n
TOTALE IMPAIRMENT/(RIPRISTINI DI VALORE) NETTI DI CREDITI
\n
COMMERCIALI E ALTRI CREDITI
\n
1.278 1.175 103 8,8%
\n
(1) I dati relativi all\u2019esercizio 2021 sono stati rideterminati, ai soli fini comparativi, per tenere conto della classificazione nella voce \u201cRisultato netto delle di-
\n
scontinued operation\u201d dei costi afferenti alle attivit\u00e0 detenute in Russia (cedute nel corso del quarto trimestre 2022), Romania e Grecia in quanto sono stati
\n
soddisfatti i requisiti previsti dal principio contabile internazionale IFRS 5 per la loro classificazione come \u201cdiscontinued operation\u201d.
\n
La voce, pari a 1.278 milioni di euro, include gli impairment
\n
e i ripristini di valore dei crediti commerciali e degli altri
\n
crediti. Le svalutazioni dei crediti commerciali al netto dei
\n
ripristini aumentano complessivamente di 90 milioni di
\n
euro, essenzialmente per effetto dell\u2019incremento dei cre-
\n
diti commerciali che ha comportato un incremento del
\n
fondo svalutazione crediti al fine di garantire l\u2019adeguata
\n
copertura del nuovo credito generatosi.
\n

\n\n\n

\n\n
12.e Ammortamenti e altri impairment - Euro 7.447 milioni
\n
Milioni di euro
\n
2022 2021
\n
(1)
\n
2022-2021
\n
Ammortamento immobili, impianti e macchinari 4.472 4.259 213 5,0%
\n
Ammortamento investimenti immobiliari 2 3 (1) -33,3%
\n
Ammortamento attivit\u00e0 immateriali 1.612 1.330 282 21,2%
\n
Impairment di attivit\u00e0 immobilizzate 1.414 2.917 (1.503) -51,5%
\n
Ripristini di valore (53) (2) (51) -
\n
Totale 7.447 8.507 (1.060) -12,5%
\n
(1) I dati relativi all\u2019esercizio 2021 sono stati rideterminati, ai soli fini comparativi, per tenere conto della classificazione nella voce \u201cRisultato netto delle di-
\n
scontinued operation\u201d dei costi afferenti alle attivit\u00e0 detenute in Russia (cedute nel corso del quarto trimestre 2022), Romania e Grecia in quanto sono stati
\n
soddisfatti i requisiti previsti dal principio contabile internazionale IFRS 5 per la loro classificazione come \u201cdiscontinued operation\u201d.
\n
Il decremento della voce \u201cAmmortamenti e altri impair-
\n
ment\u201d nel 2022 risente essenzialmente:
\n
\u2022 delle svalutazioni effettuate nel 2021 su taluni impianti
\n
specifici o talune CGU in Italia (989 milioni di euro), Spa-
\n
gna (1.488 milioni di euro), Messico (155 milioni di euro),
\n
Cile (32 milioni di euro) e Australia (30 milioni di euro);
\n
\u2022 delle svalutazioni attuate nel 2021 in Costa Rica (126 mi-
\n
lioni di euro)
\n
sull\u2019impianto idroelettrico in concessione di
\n
PH Chucas.
\n
Tali effetti sono stati in parte compensati:
\n
\u2022 dei maggiori ammortamenti rilevati in Italia per effetto
\n
di un\u2019accelerazione delle aliquote di ammortamento dei
\n

\n\n

\n\n

\n\n

\n

\n\n

\n\n
contatori elettronici di prima generazione, cosiddetti
\n
\u201c1G\u201d, al fine di tener conto delle tempistiche di installa-
\n
zione dei contatori 2G previste nel piano Open Meter;
\n
\u2022 degli ammortamenti di attivit\u00e0 materiali per effetto dei
\n
nuovi investimenti realizzati negli ultimi anni nel settore
\n
delle energie rinnovabili in America Latina, Nord America
\n
e Spagna;
\n
\u2022 degli adeguamenti di valore delle attivit\u00e0 nette riferite
\n
a Enel Generaci\u00f3n Costanera SA (174 milioni di euro) e
\n
Central Dock Sud SA (116 milioni di euro) in Argentina, e
\n
Celg Distribui\u00e7\u00e3o SA - Celg-D (per 827 milioni di euro) e
\n
CGT Fortaleza in Brasile (73 milioni di euro).
\n

\n

\n\n

\n

\n\n\n

\n\n
12.f Altri costi operativi - Euro 4.685 milioni
\n
Milioni di euro
\n
2022 2021
\n
(1)
\n
2022-2021
\n
Oneri di sistema - Quote di emissioni inquinanti 2.216 41 2.175 -
\n
Oneri di sistema - Certificati di Efficienza Energetica 182 239 (57) -23,8%
\n
Oneri di sistema - Certificati verdi - - - -
\n
Oneri di sistema - Garanzie di origine 112 26 86 -
\n
Minusvalenze da alienazione di attivit\u00e0 materiali e immateriali 166 75 91 -
\n
Imposte e tasse 1.107 1.099 8 0,7%
\n
Altri 902 488 414 84,8%
\n
Totale 4.685 1.968 2.717 -
\n
(1) I dati relativi all\u2019esercizio 2021 sono stati rideterminati, ai soli fini comparativi, per tenere conto della classificazione nella voce \u201cRisultato netto delle di-
\n
scontinued operation\u201d dei costi afferenti alle attivit\u00e0 detenute in Russia (cedute nel corso del quarto trimestre 2022), Romania e Grecia in quanto sono stati
\n
soddisfatti i requisiti previsti dal principio contabile internazionale IFRS 5 per la loro classificazione come \u201cdiscontinued operation\u201d.
\n
Gli altri costi operativi si incrementano di 2.717 milioni di
\n
euro rispetto all\u2019esercizio precedente essenzialmente per
\n
effetto:
\n
\u2022 dei maggiori oneri di compliance ambientale in Italia e
\n
Spagna (2.178 milioni di euro) in relazione all\u2019aumento
\n
dei prezzi della commodity CO
\n
2
\n
e all\u2019incremento della
\n
produzione termoelettrica riconducibile principalmente
\n
alla necessit\u00e0 di compensare una scarsa idraulicit\u00e0 del
\n
periodo;
\n
\u2022 delle minusvalenze rilevate a seguito delle cessioni di
\n
Celg Distribui\u00e7\u00e3o SA - Celg-D (Enel Goi\u00e1s) (208 milioni di
\n
euro) e CGT Fortaleza in Brasile (135 milioni di euro).
\n

\n\n

\n\n
12.g Costi per lavori interni capitalizzati - Euro (3.415) milioni
\n
Milioni di euro
\n
2022 2021
\n
(1)
\n
2022-2021
\n
Personale (1.184) (998) (186) -18,6%
\n
Materiali (1.258) (1.079) (179) -16,6%
\n
Altri (973) (964) (9) -0,9%
\n
Totale (3.415) (3.041) (374) -12,3%
\n
(1) I dati relativi all\u2019esercizio 2021 sono stati rideterminati, ai soli fini comparativi, per tenere conto della classificazione nella voce \u201cRisultato netto delle di-
\n
scontinued operation\u201d dei costi afferenti alle attivit\u00e0 detenute in Russia (cedute nel corso del quarto trimestre 2022), Romania e Grecia in quanto sono stati
\n
soddisfatti i requisiti previsti dal principio contabile internazionale IFRS 5 per la loro classificazione come \u201cdiscontinued operation\u201d.
\n
Gli oneri capitalizzati si incrementano di 374 milioni di euro
\n
principalmente per effetto:
\n
\u2022 dei maggiori investimenti sugli impianti rinnovabili prin-
\n
cipalmente in Italia, Spagna e Nord America;
\n
\u2022 dell\u2019incremento degli investimenti relativi alle linee di di-
\n
stribuzione in America Latina;
\n
\u2022 dell\u2019incremento degli investimenti in Italia nel settore
\n
della distribuzione, per l\u2019incremento delle nuove con-
\n
nessioni ai clienti e per il miglioramento della qualit\u00e0 del
\n
servizio (attraverso i progetti e-grid e DSO 4.0).
\n

\n", "dimensions": { "concept": "ifrs-full:DisclosureOfExpensesByNatureExplanatory", "language": "it", "entity": "scheme:WOCMU6HCI0OJWNPRZS33", "period": "2022-01-01T00:00:00/2023-01-01T00:00:00" } }, "Tag1064": { "value": "\n
12.c Costo del personale - Euro 4.570 milioni
\n
Milioni di euro
\n
2022 2021
\n
(1)
\n
2022-2021
\n
Salari e stipendi 3.442 3.122 320 10,2%
\n
Oneri sociali 924 844 80 9,5%
\n
Trattamento di fine rapporto 107 104 3 2,9%
\n
Benef\u00edci successivi al rapporto di lavoro e altri benef\u00edci a lungo termine 73 86 (13) -15,1%
\n
Incentivi all\u2019esodo (20) 10 (30) -
\n
Incentivi all\u2019esodo derivanti da accordi di ristrutturazione (151) 795 (946) -
\n
Altri costi 195 179 16 8,9%
\n
Totale 4.570 5.140 (570) -11,1%
\n
(1) I dati relativi all\u2019esercizio 2021 sono stati rideterminati, ai soli fini comparativi, per tenere conto della classificazione nella voce \u201cRisultato netto delle di-
\n
scontinued operation\u201d dei costi afferenti alle attivit\u00e0 detenute in Russia (cedute nel corso del quarto trimestre 2022), Romania e Grecia in quanto sono stati
\n
soddisfatti i requisiti previsti dal principio contabile internazionale IFRS 5 per la loro classificazione come \u201cdiscontinued operation\u201d.
\n
Il costo del personale dell\u2019esercizio 2022, pari a 4.570 mi-
\n
lioni di euro, registra un decremento di 570 milioni di euro.
\n
L\u2019organico del Gruppo diminuisce di 1.155 risorse a seguito
\n
del saldo positivo tra le assunzioni e le cessazioni (1.998
\n
risorse), pi\u00f9 che compensato dalle variazioni di perimetro
\n
(-3.153 risorse), sostanzialmente riferite:
\n
\u2022 all\u2019acquisizione della societ\u00e0 Enel Hydro Appennino Cen-
\n
trale Srl in Italia;
\n
\u2022 all\u2019acquisizione della societ\u00e0 Melita Italia Srl in Italia;
\n
\u2022 alla vendita della societ\u00e0 PayTipper SpA in Italia;
\n
\u2022 alla vendita della societ\u00e0 CityPoste Payment SpA in Italia;
\n
\u2022 alla vendita della societ\u00e0 PayTipper Network Srl in Italia;
\n
\u2022 alla vendita della societ\u00e0 FlagPay Srl in Italia;
\n
\u2022 alla vendita della societ\u00e0 Gridspertise Srl in Italia;
\n
\u2022 alla vendita delle societ\u00e0 Central Geradora Termel\u00e9trica
\n
Fortaleza SA, Celg Distribui\u00e7\u00e3o SA - Celg-D e Gridspertise
\n
Latam SA in Brasile;
\n
\u2022 alla vendita di PJSC Enel Russia e sue controllate in Russia;
\n
\u2022 alla vendita della societ\u00e0 Enel Transmisi\u00f3n SA in Cile.
\n
L\u2019aumento dei \u201cSalari e stipendi\u201d \u00e8 principalmente dovuto
\n
al costo sostenuto per le nuove assunzioni delle societ\u00e0
\n
italiane, negli Stati Uniti, in Brasile, in Spagna e in Argentina.
\n
Il decremento dei \u201cBenef\u00edci successivi al rapporto di lavoro
\n
e altri benef\u00edci a lungo termine\u201d per 13 milioni di euro \u00e8
\n
principalmente riconducibile alla Spagna.
\n
La diminuzione degli \u201cIncentivi all\u2019esodo derivanti da ac-
\n
cordi di ristrutturazione\u201d \u00e8 prevalentemente dovuta ai
\n
maggiori costi in Italia nel 2021 per la sottoscrizione del
\n
nuovo accordo quadro in applicazione dell\u2019art 4, commi
\n
1-7 ter, legge n. 92/2012, per il quale sono stati accantona-
\n
ti 557 milioni di euro al fondo per ristrutturazione e digita-
\n
lizzazione. Nel corso del 2022 il fondo \u00e8 stato adeguato in
\n
funzione delle dinamiche del periodo e delle variazioni alla
\n
base delle ipotesi attuariali.
\n
Nel prospetto che segue \u00e8 evidenziata la consistenza me-
\n
dia dei dipendenti per categoria di appartenenza, confron-
\n
tata con quella dell\u2019esercizio precedente, nonch\u00e9 la consi-
\n
stenza effettiva al 31 dicembre 2022.
\n

\n\n
N. Consistenza media
\n
(1)
\n
Consistenza
\n
(1)
\n
2022 2021 al 31.12.2022
\n
Manager 1.389 1.386 1.366
\n
Middle manager 12.528 11.797 12.645
\n
White collar 35.676 35.449 34.634
\n
Blue collar 16.883 17.344 16.479
\n
Totale 66.476 65.976 65.124
\n
(1) Per le societ\u00e0 consolidate con il metodo proporzionale la consistenza corrisponde alla quota di competenza Enel.
\n

\n", "dimensions": { "concept": "ifrs-full:DisclosureOfInformationAboutEmployeesExplanatory", "language": "it", "entity": "scheme:WOCMU6HCI0OJWNPRZS33", "period": "2022-01-01T00:00:00/2023-01-01T00:00:00" } }, "Tag970": { "value": "\n
12.d Impairment/(Ripristini di valore) netti di crediti commerciali e di altri crediti - Euro
\n
1.278 milioni
\n
Milioni di euro
\n
2022 2021
\n
(1)
\n
2022-2021
\n
Impairment di crediti commerciali 1.375 1.285 90 7,0%
\n
Impairment di altri crediti 169 93 76 81,7%
\n
Totale impairment di crediti commerciali e di altri crediti 1.544 1.378 166 12,0%
\n
Ripristini di valore di crediti commerciali (265) (202) (63) -31,2%
\n
Ripristini di valore di altri crediti (1) (1) - -
\n
Totale ripristini di crediti commerciali e di altri crediti (266) (203) (63) -31,0%
\n
TOTALE IMPAIRMENT/(RIPRISTINI DI VALORE) NETTI DI CREDITI
\n
COMMERCIALI E ALTRI CREDITI
\n
1.278 1.175 103 8,8%
\n
(1) I dati relativi all\u2019esercizio 2021 sono stati rideterminati, ai soli fini comparativi, per tenere conto della classificazione nella voce \u201cRisultato netto delle di-
\n
scontinued operation\u201d dei costi afferenti alle attivit\u00e0 detenute in Russia (cedute nel corso del quarto trimestre 2022), Romania e Grecia in quanto sono stati
\n
soddisfatti i requisiti previsti dal principio contabile internazionale IFRS 5 per la loro classificazione come \u201cdiscontinued operation\u201d.
\n
La voce, pari a 1.278 milioni di euro, include gli impairment
\n
e i ripristini di valore dei crediti commerciali e degli altri
\n
crediti. Le svalutazioni dei crediti commerciali al netto dei
\n
ripristini aumentano complessivamente di 90 milioni di
\n
euro, essenzialmente per effetto dell\u2019incremento dei cre-
\n
diti commerciali che ha comportato un incremento del
\n
fondo svalutazione crediti al fine di garantire l\u2019adeguata
\n
copertura del nuovo credito generatosi.
\n

\n\n
12.e Ammortamenti e altri impairment - Euro 7.447 milioni
\n
Milioni di euro
\n
2022 2021
\n
(1)
\n
2022-2021
\n
Ammortamento immobili, impianti e macchinari 4.472 4.259 213 5,0%
\n
Ammortamento investimenti immobiliari 2 3 (1) -33,3%
\n
Ammortamento attivit\u00e0 immateriali 1.612 1.330 282 21,2%
\n
Impairment di attivit\u00e0 immobilizzate 1.414 2.917 (1.503) -51,5%
\n
Ripristini di valore (53) (2) (51) -
\n
Totale 7.447 8.507 (1.060) -12,5%
\n
(1) I dati relativi all\u2019esercizio 2021 sono stati rideterminati, ai soli fini comparativi, per tenere conto della classificazione nella voce \u201cRisultato netto delle di-
\n
scontinued operation\u201d dei costi afferenti alle attivit\u00e0 detenute in Russia (cedute nel corso del quarto trimestre 2022), Romania e Grecia in quanto sono stati
\n
soddisfatti i requisiti previsti dal principio contabile internazionale IFRS 5 per la loro classificazione come \u201cdiscontinued operation\u201d.
\n
Il decremento della voce \u201cAmmortamenti e altri impair-
\n
ment\u201d nel 2022 risente essenzialmente:
\n
\u2022 delle svalutazioni effettuate nel 2021 su taluni impianti
\n
specifici o talune CGU in Italia (989 milioni di euro), Spa-
\n
gna (1.488 milioni di euro), Messico (155 milioni di euro),
\n
Cile (32 milioni di euro) e Australia (30 milioni di euro);
\n
\u2022 delle svalutazioni attuate nel 2021 in Costa Rica (126 mi-
\n
lioni di euro)
\n
sull\u2019impianto idroelettrico in concessione di
\n
PH Chucas.
\n
Tali effetti sono stati in parte compensati:
\n
\u2022 dei maggiori ammortamenti rilevati in Italia per effetto
\n
di un\u2019accelerazione delle aliquote di ammortamento dei
\n

\n\n
contatori elettronici di prima generazione, cosiddetti
\n
\u201c1G\u201d, al fine di tener conto delle tempistiche di installa-
\n
zione dei contatori 2G previste nel piano Open Meter;
\n
\u2022 degli ammortamenti di attivit\u00e0 materiali per effetto dei
\n
nuovi investimenti realizzati negli ultimi anni nel settore
\n
delle energie rinnovabili in America Latina, Nord America
\n
e Spagna;
\n
\u2022 degli adeguamenti di valore delle attivit\u00e0 nette riferite
\n
a Enel Generaci\u00f3n Costanera SA (174 milioni di euro) e
\n
Central Dock Sud SA (116 milioni di euro) in Argentina, e
\n
Celg Distribui\u00e7\u00e3o SA - Celg-D (per 827 milioni di euro) e
\n
CGT Fortaleza in Brasile (73 milioni di euro).
\n

\n

\n", "dimensions": { "concept": "ifrs-full:DisclosureOfImpairmentOfAssetsExplanatory", "language": "it", "entity": "scheme:WOCMU6HCI0OJWNPRZS33", "period": "2022-01-01T00:00:00/2023-01-01T00:00:00" } }, "Tag972": { "value": "\n

\n\n
12.e Ammortamenti e altri impairment - Euro 7.447 milioni
\n
Milioni di euro
\n
2022 2021
\n
(1)
\n
2022-2021
\n
Ammortamento immobili, impianti e macchinari 4.472 4.259 213 5,0%
\n
Ammortamento investimenti immobiliari 2 3 (1) -33,3%
\n
Ammortamento attivit\u00e0 immateriali 1.612 1.330 282 21,2%
\n
Impairment di attivit\u00e0 immobilizzate 1.414 2.917 (1.503) -51,5%
\n
Ripristini di valore (53) (2) (51) -
\n
Totale 7.447 8.507 (1.060) -12,5%
\n
(1) I dati relativi all\u2019esercizio 2021 sono stati rideterminati, ai soli fini comparativi, per tenere conto della classificazione nella voce \u201cRisultato netto delle di-
\n
scontinued operation\u201d dei costi afferenti alle attivit\u00e0 detenute in Russia (cedute nel corso del quarto trimestre 2022), Romania e Grecia in quanto sono stati
\n
soddisfatti i requisiti previsti dal principio contabile internazionale IFRS 5 per la loro classificazione come \u201cdiscontinued operation\u201d.
\n
Il decremento della voce \u201cAmmortamenti e altri impair-
\n
ment\u201d nel 2022 risente essenzialmente:
\n
\u2022 delle svalutazioni effettuate nel 2021 su taluni impianti
\n
specifici o talune CGU in Italia (989 milioni di euro), Spa-
\n
gna (1.488 milioni di euro), Messico (155 milioni di euro),
\n
Cile (32 milioni di euro) e Australia (30 milioni di euro);
\n
\u2022 delle svalutazioni attuate nel 2021 in Costa Rica (126 mi-
\n
lioni di euro)
\n
sull\u2019impianto idroelettrico in concessione di
\n
PH Chucas.
\n
Tali effetti sono stati in parte compensati:
\n
\u2022 dei maggiori ammortamenti rilevati in Italia per effetto
\n
di un\u2019accelerazione delle aliquote di ammortamento dei
\n

\n\n

\n\n

\n\n
contatori elettronici di prima generazione, cosiddetti
\n
\u201c1G\u201d, al fine di tener conto delle tempistiche di installa-
\n
zione dei contatori 2G previste nel piano Open Meter;
\n
\u2022 degli ammortamenti di attivit\u00e0 materiali per effetto dei
\n
nuovi investimenti realizzati negli ultimi anni nel settore
\n
delle energie rinnovabili in America Latina, Nord America
\n
e Spagna;
\n
\u2022 degli adeguamenti di valore delle attivit\u00e0 nette riferite
\n
a Enel Generaci\u00f3n Costanera SA (174 milioni di euro) e
\n
Central Dock Sud SA (116 milioni di euro) in Argentina, e
\n
Celg Distribui\u00e7\u00e3o SA - Celg-D (per 827 milioni di euro) e
\n
CGT Fortaleza in Brasile (73 milioni di euro).
\n

\n

\n\n

\n

\n", "dimensions": { "concept": "ifrs-full:DisclosureOfDepreciationAndAmortisationExpenseExplanatory", "language": "it", "entity": "scheme:WOCMU6HCI0OJWNPRZS33", "period": "2022-01-01T00:00:00/2023-01-01T00:00:00" } }, "Tag971": { "value": "\n

\n\n
12.f Altri costi operativi - Euro 4.685 milioni
\n
Milioni di euro
\n
2022 2021
\n
(1)
\n
2022-2021
\n
Oneri di sistema - Quote di emissioni inquinanti 2.216 41 2.175 -
\n
Oneri di sistema - Certificati di Efficienza Energetica 182 239 (57) -23,8%
\n
Oneri di sistema - Certificati verdi - - - -
\n
Oneri di sistema - Garanzie di origine 112 26 86 -
\n
Minusvalenze da alienazione di attivit\u00e0 materiali e immateriali 166 75 91 -
\n
Imposte e tasse 1.107 1.099 8 0,7%
\n
Altri 902 488 414 84,8%
\n
Totale 4.685 1.968 2.717 -
\n
(1) I dati relativi all\u2019esercizio 2021 sono stati rideterminati, ai soli fini comparativi, per tenere conto della classificazione nella voce \u201cRisultato netto delle di-
\n
scontinued operation\u201d dei costi afferenti alle attivit\u00e0 detenute in Russia (cedute nel corso del quarto trimestre 2022), Romania e Grecia in quanto sono stati
\n
soddisfatti i requisiti previsti dal principio contabile internazionale IFRS 5 per la loro classificazione come \u201cdiscontinued operation\u201d.
\n
Gli altri costi operativi si incrementano di 2.717 milioni di
\n
euro rispetto all\u2019esercizio precedente essenzialmente per
\n
effetto:
\n
\u2022 dei maggiori oneri di compliance ambientale in Italia e
\n
Spagna (2.178 milioni di euro) in relazione all\u2019aumento
\n
dei prezzi della commodity CO
\n
2
\n
e all\u2019incremento della
\n
produzione termoelettrica riconducibile principalmente
\n
alla necessit\u00e0 di compensare una scarsa idraulicit\u00e0 del
\n
periodo;
\n
\u2022 delle minusvalenze rilevate a seguito delle cessioni di
\n
Celg Distribui\u00e7\u00e3o SA - Celg-D (Enel Goi\u00e1s) (208 milioni di
\n
euro) e CGT Fortaleza in Brasile (135 milioni di euro).
\n

\n\n

\n", "dimensions": { "concept": "ifrs-full:DisclosureOfOtherOperatingExpenseExplanatory", "language": "it", "entity": "scheme:WOCMU6HCI0OJWNPRZS33", "period": "2022-01-01T00:00:00/2023-01-01T00:00:00" } }, "Tag981": { "value": "\n
13. Risultati netti da contratti su commodity - Euro 2.365 milioni
\n
Milioni di euro
\n
2022 2021
\n
(1)
\n
2022-2021
\n
Derivati su commodity
\n
- proventi su derivati chiusi nel periodo 23.124 11.456 11.668 -
\n
- oneri su derivati chiusi nel periodo 18.929 9.331 9.598 -
\n
Proventi/(Oneri) netti su derivati su commodity chiusi nel periodo 4.195 2.125 2.070 97,4%
\n
- proventi su derivati outstanding (2.479) 4.572 (7.051) -
\n
- oneri su derivati outstanding 223 2.266 (2.043) -90,2%
\n
Proventi/(Oneri) netti su derivati su commodity outstanding (2.702) 2.306 (5.008) -
\n
Contratti outstanding di commodity energetiche con consegna fisica
\n
- risultati da valutazione di contratti outstanding di vendita di commodity
\n
energetiche con consegna fisica
\n
5.182 (18.386) 23.568 -
\n
- risultati da valutazione di contratti outstanding di acquisto di commodity
\n
energetiche con consegna fisica
\n
(4.310) 16.478 (20.788) -
\n
Risultati netti da valutazione di contratti outstanding di commodity
\n
energetiche con consegna fisica
\n
872 (1.908) 2.780 -
\n
RISULTATI NETTI DA CONTRATTI SU COMMODITY 2.365 2.523 (158) -6,3%
\n
(1) I dati relativi all\u2019esercizio 2021 sono stati rideterminati, ai soli fini comparativi, per tenere conto della classificazione nella voce \u201cRisultato netto delle discontinued
\n
operation\u201d dei risultati netti da contratti su commodity afferenti alle attivit\u00e0 detenute in Russia (cedute nel corso del quarto trimestre 2022), Romania e Grecia in
\n
quanto sono stati soddisfatti i requisiti previsti dal principio contabile internazionale IFRS 5 per la loro classificazione come \u201cdiscontinued operation\u201d.
\n
I risultati netti da contratti su commodity ammontano a
\n
2.365 milioni di euro nel 2022 (risultati netti positivi per
\n
2.523 milioni di euro nel 2021), e sono cos\u00ec composti:
\n
\u2022 proventi netti su derivati su commodity pari complessi-
\n
vamente a 1.493 milioni di euro (proventi netti per 4.431
\n
milioni di euro nel 2021), che si riferiscono a derivati
\n
designati di cash flow hedge e a derivati al fair value a
\n
Conto economico. In particolare, sono stati rilevati pro-
\n
venti netti su derivati chiusi nel periodo per 4.195 milioni
\n
di euro (proventi netti per 2.125 milioni di euro nel 2021)
\n
e oneri netti da valutazione su derivati outstanding per
\n
2.702 milioni di euro (proventi netti per 2.306 milioni di
\n
euro nel 2021);
\n
\u2022 risultati netti positivi da valutazione al fair value a Conto
\n
economico dei contratti di commodity energetiche con
\n
consegna fisica ancora in essere alla data di riferimento
\n
del bilancio per 872 milioni di euro (risultati netti negativi
\n
per 1.908 milioni di euro nel 2021).
\n
Per maggiori dettagli sui derivati, si prega di far riferimento
\n
alla nota 51 \u201cDerivati ed hedge accounting\u201d.
\n

\n", "dimensions": { "concept": "enel:DisclosureOfNetResultsFromCommodityContracts", "language": "it", "entity": "scheme:WOCMU6HCI0OJWNPRZS33", "period": "2022-01-01T00:00:00/2023-01-01T00:00:00" } }, "Tag984": { "value": "\n

\n\n

\n\n
14. Proventi/(Oneri) finanziari netti da contratti derivati - Euro (296) milioni
\n
Milioni di euro
\n
2022 2021
\n
(1)
\n
2022-2021
\n
Proventi:
\n
- proventi da derivati designati come strumenti di copertura 1.442 2.097 (655) -31,2%
\n
- proventi da derivati al fair value rilevato a Conto economico 1.676 620 1.056 -
\n
Totale proventi 3.118 2.717 401 14,8%
\n
Oneri:
\n
- oneri da derivati designati come strumenti di copertura (1.744) (599) (1.145) -
\n
- oneri da derivati al fair value rilevato a Conto economico (1.670) (657) (1.013) -
\n
Totale oneri (3.414) (1.256) (2.158) -
\n
PROVENTI/(ONERI) FINANZIARI DA CONTRATTI DERIVATI (296) 1.461 (1.757) -
\n
(1) I dati relativi all\u2019esercizio 2021 sono stati rideterminati, ai soli fini comparativi, per tenere conto della classificazione nella voce \u201cRisultato netto delle disconti-
\n
nued operation\u201d dei proventi/(oneri) finanziari netti da contratti derivati afferenti alle attivit\u00e0 detenute in Russia (cedute nel corso del quarto trimestre 2022),
\n
Romania e Grecia in quanto sono stati soddisfatti i requisiti previsti dal principio contabile internazionale IFRS 5 per la loro classificazione come \u201cdisconti-
\n
nued operation\u201d.
\n

\n\n

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\n\n
I contratti derivati su tassi e cambi hanno registrato oneri
\n
netti per 296 milioni di euro nel 2022 (proventi netti per
\n
1.461 milioni di euro nel 2021) e sono cos\u00ec composti:
\n
\u2022 oneri netti derivanti dalla gestione dei derivati designa-
\n
ti come strumenti di copertura per 302 milioni di euro
\n
(proventi netti per 1.498 milioni di euro nel 2021) che si
\n
riferiscono soprattutto a relazioni di copertura di cash
\n
flow hedge;
\n
\u2022 proventi netti relativi a derivati al fair value a Conto eco-
\n
nomico per 6 milioni di euro (oneri netti 37 milioni di euro
\n
nel 2021).
\n
I risultati netti, rilevati nel 2022 e nell\u2019esercizio precedente,
\n
sia su derivati di copertura sia al fair value a Conto economi-
\n
co, si riferiscono prevalentemente alla copertura del rischio
\n
di cambio. Per maggiori dettagli sui derivati, si prega di far
\n
riferimento alla nota 51 \u201cDerivati ed hedge accounting\u201d.
\n

\n

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Altri oneri finanziari
\n
Milioni di euro
\n
2022 2021
\n
(1)
\n
2022-2021
\n
Interessi su debiti finanziari (correnti e non correnti):
\n
- interessi passivi su debiti verso banche 509 322 187 58,1%
\n
- interessi passivi su prestiti obbligazionari 1.884 1.877 7 0,4%
\n
- interessi passivi su altri finanziamenti non bancari 235 134 101 75,4%
\n
Totale interessi passivi 2.628 2.333 295 12,6%
\n
Oneri finanziari su operazioni di gestione del debito - 702 (702) -
\n
Differenze negative di cambio 2.179 2.551 (372) -14,6%
\n
Attualizzazione TFR e altri benef\u00edci ai dipendenti 145 105 40 38,1%
\n
Attualizzazione altri fondi 201 126 75 59,5%
\n
Oneri da partecipazioni ----
\n
Oneri da iperinflazione 1.449 804 645 80,2%
\n
Altri oneri 727 270 457 -
\n
TOTALE ALTRI ONERI FINANZIARI 7.329 6.891 438 6,4%
\n
(1) I dati relativi all\u2019esercizio 2021 sono stati rideterminati, ai soli fini comparativi, per tenere conto della classificazione nella voce \u201cRisultato netto delle discon-
\n
tinued operation\u201d degli altri oneri finanziari afferenti alle attivit\u00e0 detenute in Russia (cedute nel corso del quarto trimestre 2022), Romania e Grecia in quanto
\n
sono stati soddisfatti i requisiti previsti dal principio contabile internazionale IFRS 5 per la loro classificazione come \u201cdiscontinued operation\u201d.
\n
Gli altri oneri finanziari, pari a 7.329 milioni di euro, evidenzia-
\n
no un incremento complessivo di 438 milioni di euro rispetto
\n
al 2021 dovuto essenzialmente ai seguenti fenomeni:
\n
\u2022 all\u2019incremento degli oneri da iperinflazione per 645 milioni
\n
di euro, rilevati nelle societ\u00e0 argentine in relazione all\u2019appli-
\n
cazione dello IAS 29, relativo alla rendicontazione in eco-
\n
nomie iperinflazionate; per maggiori approfondimenti si
\n
rimanda alla nota 4 del presente Bilancio consolidato al 31
\n
dicembre 2022;
\n
\u2022 all\u2019incremento degli interessi passivi per 295 milioni di euro,
\n
principalmente relativo all\u2019aumento dei tassi di interesse
\n
conseguente alle politiche monetarie restrittive implemen-
\n
tate per fronteggiare le crescenti pressioni inflattive;
\n
\u2022 all\u2019incremento di altri oneri, riferito per 63 milioni di euro in
\n
Argentina principalmente ai maggiori oneri finanziari verso
\n
CAMMESA, per 65 milioni di euro in Brasile soprattutto ai
\n
maggiori oneri derivanti dal contenzioso PIS/COFINS, non-
\n
ch\u00e9 per 43 milioni di euro in Enel Produzione ai maggiori
\n
oneri finanziari relativi all\u2019adeguamento di valore del credito
\n
finanziario afferente alla cessione di Slovak Power Holding.
\n
Tali effetti sono sostanzialmente compensati dalla riduzione
\n
di oneri connessi alla rilevazione, nell\u2019esercizio 2021, degli
\n
oneri su operazioni di gestione del debito (702 milioni di euro).
\n

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14. Proventi/(Oneri) finanziari netti da contratti derivati - Euro (296) milioni
\n
Milioni di euro
\n
2022 2021
\n
(1)
\n
2022-2021
\n
Proventi:
\n
- proventi da derivati designati come strumenti di copertura 1.442 2.097 (655) -31,2%
\n
- proventi da derivati al fair value rilevato a Conto economico 1.676 620 1.056 -
\n
Totale proventi 3.118 2.717 401 14,8%
\n
Oneri:
\n
- oneri da derivati designati come strumenti di copertura (1.744) (599) (1.145) -
\n
- oneri da derivati al fair value rilevato a Conto economico (1.670) (657) (1.013) -
\n
Totale oneri (3.414) (1.256) (2.158) -
\n
PROVENTI/(ONERI) FINANZIARI DA CONTRATTI DERIVATI (296) 1.461 (1.757) -
\n
(1) I dati relativi all\u2019esercizio 2021 sono stati rideterminati, ai soli fini comparativi, per tenere conto della classificazione nella voce \u201cRisultato netto delle disconti-
\n
nued operation\u201d dei proventi/(oneri) finanziari netti da contratti derivati afferenti alle attivit\u00e0 detenute in Russia (cedute nel corso del quarto trimestre 2022),
\n
Romania e Grecia in quanto sono stati soddisfatti i requisiti previsti dal principio contabile internazionale IFRS 5 per la loro classificazione come \u201cdisconti-
\n
nued operation\u201d.
\n

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I contratti derivati su tassi e cambi hanno registrato oneri
\n
netti per 296 milioni di euro nel 2022 (proventi netti per
\n
1.461 milioni di euro nel 2021) e sono cos\u00ec composti:
\n
\u2022 oneri netti derivanti dalla gestione dei derivati designa-
\n
ti come strumenti di copertura per 302 milioni di euro
\n
(proventi netti per 1.498 milioni di euro nel 2021) che si
\n
riferiscono soprattutto a relazioni di copertura di cash
\n
flow hedge;
\n
\u2022 proventi netti relativi a derivati al fair value a Conto eco-
\n
nomico per 6 milioni di euro (oneri netti 37 milioni di euro
\n
nel 2021).
\n
I risultati netti, rilevati nel 2022 e nell\u2019esercizio precedente,
\n
sia su derivati di copertura sia al fair value a Conto economi-
\n
co, si riferiscono prevalentemente alla copertura del rischio
\n
di cambio. Per maggiori dettagli sui derivati, si prega di far
\n
riferimento alla nota 51 \u201cDerivati ed hedge accounting\u201d.
\n

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Altri proventi finanziari
\n
Milioni di euro
\n
2022 2021
\n
(1)
\n
2022-2021
\n
Interessi da attivit\u00e0 finanziarie (correnti e non correnti):
\n
- interessi attivi al tasso effettivo su titoli e crediti non correnti 158 117 41 35,0%
\n
- interessi attivi al tasso effettivo su investimenti finanziari a breve 201 80 121 -
\n
Totale interessi attivi al tasso effettivo 359 197 162 82,2%
\n
Proventi finanziari su titoli non correnti designati al fair value through
\n
profit or loss
\n
--- -
\n
Differenze positive di cambio 2.289 1.212 1.077 88,9%
\n
Proventi da partecipazioni 1 6 (5) -83,3%
\n
Proventi da iperinflazione 1.739 824 915 -
\n
Altri proventi 781 447 334 74,7%
\n
TOTALE ALTRI PROVENTI FINANZIARI 5.169 2.686 2.483 92,4%
\n
(1) I dati relativi all\u2019esercizio 2021 sono stati rideterminati, ai soli fini comparativi, per tenere conto della classificazione nella voce \u201cRisultato netto delle disconti-
\n
nued operation\u201d degli altri proventi finanziari afferenti alle attivit\u00e0 detenute in Russia (cedute nel corso del quarto trimestre 2022), Romania e Grecia in quanto
\n
sono stati soddisfatti i requisiti previsti dal principio contabile internazionale IFRS 5 per la loro classificazione come \u201cdiscontinued operation\u201d.
\n
Gli altri proventi finanziari, pari a 5.169 milioni di euro, re-
\n
gistrano un incremento di 2.483 milioni di euro rispetto
\n
all\u2019esercizio precedente. Tale variazione \u00e8 prevalentemente
\n
riconducibile ai seguenti fenomeni:
\n
\u2022 all\u2019aumento dei proventi relativi alle differenze positive di
\n
cambio per 1.077 milioni di euro, che riguarda soprattut-
\n
to Enel Finance International (728 milioni di euro) ed Enel
\n
Am\u00e9ricas (222 milioni di euro);
\n
\u2022 all\u2019incremento dei proventi da iperinflazione per 915 mi-
\n
lioni di euro, rilevati nelle societ\u00e0 argentine in relazione
\n
all\u2019applicazione dello IAS 29, relativo alla rendicontazione
\n
in economie iperinflazionate; per maggiori approfondi-
\n
menti si rimanda alla nota 4 del presente Bilancio conso-
\n
lidato al 31 dicembre 2022;
\n
\u2022 all\u2019aumento degli interessi attivi al tasso effettivo, per 162
\n
milioni di euro, principalmente relativo a investimenti fi-
\n
nanziari a breve;
\n
\u2022 all\u2019aumento di altri proventi relativo principalmente all\u2019a-
\n
deguamento di valore di passivit\u00e0 oggetto di copertura
\n
in relazioni di fair value hedge, per 123 milioni di euro.
\n

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\n
Milioni di euro
\n
2022 2021
\n
(1)
\n
2022-2021
\n
Proventi:
\n
- proventi da derivati designati come strumenti di copertura 1.442 2.097 (655) -31,2%
\n
- proventi da derivati al fair value rilevato a Conto economico 1.676 620 1.056 -
\n
Totale proventi 3.118 2.717 401 14,8%
\n
Oneri:
\n
- oneri da derivati designati come strumenti di copertura (1.744) (599) (1.145) -
\n
- oneri da derivati al fair value rilevato a Conto economico (1.670) (657) (1.013) -
\n
Totale oneri (3.414) (1.256) (2.158) -
\n
PROVENTI/(ONERI) FINANZIARI DA CONTRATTI DERIVATI (296) 1.461 (1.757) -
\n
(1) I dati relativi all\u2019esercizio 2021 sono stati rideterminati, ai soli fini comparativi, per tenere conto della classificazione nella voce \u201cRisultato netto delle disconti-
\n
nued operation\u201d dei proventi/(oneri) finanziari netti da contratti derivati afferenti alle attivit\u00e0 detenute in Russia (cedute nel corso del quarto trimestre 2022),
\n
Romania e Grecia in quanto sono stati soddisfatti i requisiti previsti dal principio contabile internazionale IFRS 5 per la loro classificazione come \u201cdisconti-
\n
nued operation\u201d.
\n

\n\n
I contratti derivati su tassi e cambi hanno registrato oneri
\n
netti per 296 milioni di euro nel 2022 (proventi netti per
\n
1.461 milioni di euro nel 2021) e sono cos\u00ec composti:
\n
\u2022 oneri netti derivanti dalla gestione dei derivati designa-
\n
ti come strumenti di copertura per 302 milioni di euro
\n
(proventi netti per 1.498 milioni di euro nel 2021) che si
\n
riferiscono soprattutto a relazioni di copertura di cash
\n
flow hedge;
\n
\u2022 proventi netti relativi a derivati al fair value a Conto eco-
\n
nomico per 6 milioni di euro (oneri netti 37 milioni di euro
\n
nel 2021).
\n
I risultati netti, rilevati nel 2022 e nell\u2019esercizio precedente,
\n
sia su derivati di copertura sia al fair value a Conto economi-
\n
co, si riferiscono prevalentemente alla copertura del rischio
\n
di cambio. Per maggiori dettagli sui derivati, si prega di far
\n
riferimento alla nota 51 \u201cDerivati ed hedge accounting\u201d.
\n

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15. Altri proventi/(oneri) finanziari netti - Euro (2.160) milioni
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Altri proventi finanziari
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Milioni di euro
\n
2022 2021
\n
(1)
\n
2022-2021
\n
Interessi da attivit\u00e0 finanziarie (correnti e non correnti):
\n
- interessi attivi al tasso effettivo su titoli e crediti non correnti 158 117 41 35,0%
\n
- interessi attivi al tasso effettivo su investimenti finanziari a breve 201 80 121 -
\n
Totale interessi attivi al tasso effettivo 359 197 162 82,2%
\n
Proventi finanziari su titoli non correnti designati al fair value through
\n
profit or loss
\n
--- -
\n
Differenze positive di cambio 2.289 1.212 1.077 88,9%
\n
Proventi da partecipazioni 1 6 (5) -83,3%
\n
Proventi da iperinflazione 1.739 824 915 -
\n
Altri proventi 781 447 334 74,7%
\n
TOTALE ALTRI PROVENTI FINANZIARI 5.169 2.686 2.483 92,4%
\n
(1) I dati relativi all\u2019esercizio 2021 sono stati rideterminati, ai soli fini comparativi, per tenere conto della classificazione nella voce \u201cRisultato netto delle disconti-
\n
nued operation\u201d degli altri proventi finanziari afferenti alle attivit\u00e0 detenute in Russia (cedute nel corso del quarto trimestre 2022), Romania e Grecia in quanto
\n
sono stati soddisfatti i requisiti previsti dal principio contabile internazionale IFRS 5 per la loro classificazione come \u201cdiscontinued operation\u201d.
\n
Gli altri proventi finanziari, pari a 5.169 milioni di euro, re-
\n
gistrano un incremento di 2.483 milioni di euro rispetto
\n
all\u2019esercizio precedente. Tale variazione \u00e8 prevalentemente
\n
riconducibile ai seguenti fenomeni:
\n
\u2022 all\u2019aumento dei proventi relativi alle differenze positive di
\n
cambio per 1.077 milioni di euro, che riguarda soprattut-
\n
to Enel Finance International (728 milioni di euro) ed Enel
\n
Am\u00e9ricas (222 milioni di euro);
\n
\u2022 all\u2019incremento dei proventi da iperinflazione per 915 mi-
\n
lioni di euro, rilevati nelle societ\u00e0 argentine in relazione
\n
all\u2019applicazione dello IAS 29, relativo alla rendicontazione
\n
in economie iperinflazionate; per maggiori approfondi-
\n
menti si rimanda alla nota 4 del presente Bilancio conso-
\n
lidato al 31 dicembre 2022;
\n
\u2022 all\u2019aumento degli interessi attivi al tasso effettivo, per 162
\n
milioni di euro, principalmente relativo a investimenti fi-
\n
nanziari a breve;
\n
\u2022 all\u2019aumento di altri proventi relativo principalmente all\u2019a-
\n
deguamento di valore di passivit\u00e0 oggetto di copertura
\n
in relazioni di fair value hedge, per 123 milioni di euro.
\n

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Altri oneri finanziari
\n
Milioni di euro
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2022 2021
\n
(1)
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2022-2021
\n
Interessi su debiti finanziari (correnti e non correnti):
\n
- interessi passivi su debiti verso banche 509 322 187 58,1%
\n
- interessi passivi su prestiti obbligazionari 1.884 1.877 7 0,4%
\n
- interessi passivi su altri finanziamenti non bancari 235 134 101 75,4%
\n
Totale interessi passivi 2.628 2.333 295 12,6%
\n
Oneri finanziari su operazioni di gestione del debito - 702 (702) -
\n
Differenze negative di cambio 2.179 2.551 (372) -14,6%
\n
Attualizzazione TFR e altri benef\u00edci ai dipendenti 145 105 40 38,1%
\n
Attualizzazione altri fondi 201 126 75 59,5%
\n
Oneri da partecipazioni ----
\n
Oneri da iperinflazione 1.449 804 645 80,2%
\n
Altri oneri 727 270 457 -
\n
TOTALE ALTRI ONERI FINANZIARI 7.329 6.891 438 6,4%
\n
(1) I dati relativi all\u2019esercizio 2021 sono stati rideterminati, ai soli fini comparativi, per tenere conto della classificazione nella voce \u201cRisultato netto delle discon-
\n
tinued operation\u201d degli altri oneri finanziari afferenti alle attivit\u00e0 detenute in Russia (cedute nel corso del quarto trimestre 2022), Romania e Grecia in quanto
\n
sono stati soddisfatti i requisiti previsti dal principio contabile internazionale IFRS 5 per la loro classificazione come \u201cdiscontinued operation\u201d.
\n
Gli altri oneri finanziari, pari a 7.329 milioni di euro, evidenzia-
\n
no un incremento complessivo di 438 milioni di euro rispetto
\n
al 2021 dovuto essenzialmente ai seguenti fenomeni:
\n
\u2022 all\u2019incremento degli oneri da iperinflazione per 645 milioni
\n
di euro, rilevati nelle societ\u00e0 argentine in relazione all\u2019appli-
\n
cazione dello IAS 29, relativo alla rendicontazione in eco-
\n
nomie iperinflazionate; per maggiori approfondimenti si
\n
rimanda alla nota 4 del presente Bilancio consolidato al 31
\n
dicembre 2022;
\n
\u2022 all\u2019incremento degli interessi passivi per 295 milioni di euro,
\n
principalmente relativo all\u2019aumento dei tassi di interesse
\n
conseguente alle politiche monetarie restrittive implemen-
\n
tate per fronteggiare le crescenti pressioni inflattive;
\n
\u2022 all\u2019incremento di altri oneri, riferito per 63 milioni di euro in
\n
Argentina principalmente ai maggiori oneri finanziari verso
\n
CAMMESA, per 65 milioni di euro in Brasile soprattutto ai
\n
maggiori oneri derivanti dal contenzioso PIS/COFINS, non-
\n
ch\u00e9 per 43 milioni di euro in Enel Produzione ai maggiori
\n
oneri finanziari relativi all\u2019adeguamento di valore del credito
\n
finanziario afferente alla cessione di Slovak Power Holding.
\n
Tali effetti sono sostanzialmente compensati dalla riduzione
\n
di oneri connessi alla rilevazione, nell\u2019esercizio 2021, degli
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Milioni di euro
\n
2022 2021
\n
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\n
2022-2021
\n
Interessi da attivit\u00e0 finanziarie (correnti e non correnti):
\n
- interessi attivi al tasso effettivo su titoli e crediti non correnti 158 117 41 35,0%
\n
- interessi attivi al tasso effettivo su investimenti finanziari a breve 201 80 121 -
\n
Totale interessi attivi al tasso effettivo 359 197 162 82,2%
\n
Proventi finanziari su titoli non correnti designati al fair value through
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\n
--- -
\n
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nued operation\u201d degli altri proventi finanziari afferenti alle attivit\u00e0 detenute in Russia (cedute nel corso del quarto trimestre 2022), Romania e Grecia in quanto
\n
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\n
Gli altri proventi finanziari, pari a 5.169 milioni di euro, re-
\n
gistrano un incremento di 2.483 milioni di euro rispetto
\n
all\u2019esercizio precedente. Tale variazione \u00e8 prevalentemente
\n
riconducibile ai seguenti fenomeni:
\n
\u2022 all\u2019aumento dei proventi relativi alle differenze positive di
\n
cambio per 1.077 milioni di euro, che riguarda soprattut-
\n
to Enel Finance International (728 milioni di euro) ed Enel
\n
Am\u00e9ricas (222 milioni di euro);
\n
\u2022 all\u2019incremento dei proventi da iperinflazione per 915 mi-
\n
lioni di euro, rilevati nelle societ\u00e0 argentine in relazione
\n
all\u2019applicazione dello IAS 29, relativo alla rendicontazione
\n
in economie iperinflazionate; per maggiori approfondi-
\n
menti si rimanda alla nota 4 del presente Bilancio conso-
\n
lidato al 31 dicembre 2022;
\n
\u2022 all\u2019aumento degli interessi attivi al tasso effettivo, per 162
\n
milioni di euro, principalmente relativo a investimenti fi-
\n
nanziari a breve;
\n
\u2022 all\u2019aumento di altri proventi relativo principalmente all\u2019a-
\n
deguamento di valore di passivit\u00e0 oggetto di copertura
\n
in relazioni di fair value hedge, per 123 milioni di euro.
\n

\n\n

\n\n

\n\n

\n\n

\n\n
Altri oneri finanziari
\n
Milioni di euro
\n
2022 2021
\n
(1)
\n
2022-2021
\n
Interessi su debiti finanziari (correnti e non correnti):
\n
- interessi passivi su debiti verso banche 509 322 187 58,1%
\n
- interessi passivi su prestiti obbligazionari 1.884 1.877 7 0,4%
\n
- interessi passivi su altri finanziamenti non bancari 235 134 101 75,4%
\n
Totale interessi passivi 2.628 2.333 295 12,6%
\n
Oneri finanziari su operazioni di gestione del debito - 702 (702) -
\n
Differenze negative di cambio 2.179 2.551 (372) -14,6%
\n
Attualizzazione TFR e altri benef\u00edci ai dipendenti 145 105 40 38,1%
\n
Attualizzazione altri fondi 201 126 75 59,5%
\n
Oneri da partecipazioni ----
\n
Oneri da iperinflazione 1.449 804 645 80,2%
\n
Altri oneri 727 270 457 -
\n
TOTALE ALTRI ONERI FINANZIARI 7.329 6.891 438 6,4%
\n
(1) I dati relativi all\u2019esercizio 2021 sono stati rideterminati, ai soli fini comparativi, per tenere conto della classificazione nella voce \u201cRisultato netto delle discon-
\n
tinued operation\u201d degli altri oneri finanziari afferenti alle attivit\u00e0 detenute in Russia (cedute nel corso del quarto trimestre 2022), Romania e Grecia in quanto
\n
sono stati soddisfatti i requisiti previsti dal principio contabile internazionale IFRS 5 per la loro classificazione come \u201cdiscontinued operation\u201d.
\n
Gli altri oneri finanziari, pari a 7.329 milioni di euro, evidenzia-
\n
no un incremento complessivo di 438 milioni di euro rispetto
\n
al 2021 dovuto essenzialmente ai seguenti fenomeni:
\n
\u2022 all\u2019incremento degli oneri da iperinflazione per 645 milioni
\n
di euro, rilevati nelle societ\u00e0 argentine in relazione all\u2019appli-
\n
cazione dello IAS 29, relativo alla rendicontazione in eco-
\n
nomie iperinflazionate; per maggiori approfondimenti si
\n
rimanda alla nota 4 del presente Bilancio consolidato al 31
\n
dicembre 2022;
\n
\u2022 all\u2019incremento degli interessi passivi per 295 milioni di euro,
\n
principalmente relativo all\u2019aumento dei tassi di interesse
\n
conseguente alle politiche monetarie restrittive implemen-
\n
tate per fronteggiare le crescenti pressioni inflattive;
\n
\u2022 all\u2019incremento di altri oneri, riferito per 63 milioni di euro in
\n
Argentina principalmente ai maggiori oneri finanziari verso
\n
CAMMESA, per 65 milioni di euro in Brasile soprattutto ai
\n
maggiori oneri derivanti dal contenzioso PIS/COFINS, non-
\n
ch\u00e9 per 43 milioni di euro in Enel Produzione ai maggiori
\n
oneri finanziari relativi all\u2019adeguamento di valore del credito
\n
finanziario afferente alla cessione di Slovak Power Holding.
\n
Tali effetti sono sostanzialmente compensati dalla riduzione
\n
di oneri connessi alla rilevazione, nell\u2019esercizio 2021, degli
\n
oneri su operazioni di gestione del debito (702 milioni di euro).
\n

\n\n

\n\n

\n", "dimensions": { "concept": "ifrs-full:DisclosureOfInterestIncomeExpenseExplanatory", "language": "it", "entity": "scheme:WOCMU6HCI0OJWNPRZS33", "period": "2022-01-01T00:00:00/2023-01-01T00:00:00" } }, "Tag990": { "value": "\n

\n\n
Altri proventi finanziari
\n
Milioni di euro
\n
2022 2021
\n
(1)
\n
2022-2021
\n
Interessi da attivit\u00e0 finanziarie (correnti e non correnti):
\n
- interessi attivi al tasso effettivo su titoli e crediti non correnti 158 117 41 35,0%
\n
- interessi attivi al tasso effettivo su investimenti finanziari a breve 201 80 121 -
\n
Totale interessi attivi al tasso effettivo 359 197 162 82,2%
\n
Proventi finanziari su titoli non correnti designati al fair value through
\n
profit or loss
\n
--- -
\n
Differenze positive di cambio 2.289 1.212 1.077 88,9%
\n
Proventi da partecipazioni 1 6 (5) -83,3%
\n
Proventi da iperinflazione 1.739 824 915 -
\n
Altri proventi 781 447 334 74,7%
\n
TOTALE ALTRI PROVENTI FINANZIARI 5.169 2.686 2.483 92,4%
\n
(1) I dati relativi all\u2019esercizio 2021 sono stati rideterminati, ai soli fini comparativi, per tenere conto della classificazione nella voce \u201cRisultato netto delle disconti-
\n
nued operation\u201d degli altri proventi finanziari afferenti alle attivit\u00e0 detenute in Russia (cedute nel corso del quarto trimestre 2022), Romania e Grecia in quanto
\n
sono stati soddisfatti i requisiti previsti dal principio contabile internazionale IFRS 5 per la loro classificazione come \u201cdiscontinued operation\u201d.
\n
Gli altri proventi finanziari, pari a 5.169 milioni di euro, re-
\n
gistrano un incremento di 2.483 milioni di euro rispetto
\n
all\u2019esercizio precedente. Tale variazione \u00e8 prevalentemente
\n
riconducibile ai seguenti fenomeni:
\n
\u2022 all\u2019aumento dei proventi relativi alle differenze positive di
\n
cambio per 1.077 milioni di euro, che riguarda soprattut-
\n
to Enel Finance International (728 milioni di euro) ed Enel
\n
Am\u00e9ricas (222 milioni di euro);
\n
\u2022 all\u2019incremento dei proventi da iperinflazione per 915 mi-
\n
lioni di euro, rilevati nelle societ\u00e0 argentine in relazione
\n
all\u2019applicazione dello IAS 29, relativo alla rendicontazione
\n
in economie iperinflazionate; per maggiori approfondi-
\n
menti si rimanda alla nota 4 del presente Bilancio conso-
\n
lidato al 31 dicembre 2022;
\n
\u2022 all\u2019aumento degli interessi attivi al tasso effettivo, per 162
\n
milioni di euro, principalmente relativo a investimenti fi-
\n
nanziari a breve;
\n
\u2022 all\u2019aumento di altri proventi relativo principalmente all\u2019a-
\n
deguamento di valore di passivit\u00e0 oggetto di copertura
\n
in relazioni di fair value hedge, per 123 milioni di euro.
\n

\n\n

\n", "dimensions": { "concept": "ifrs-full:DisclosureOfInterestIncomeExplanatory", "language": "it", "entity": "scheme:WOCMU6HCI0OJWNPRZS33", "period": "2022-01-01T00:00:00/2023-01-01T00:00:00" } }, "Tag992": { "value": "\n
Altri oneri finanziari
\n
Milioni di euro
\n
2022 2021
\n
(1)
\n
2022-2021
\n
Interessi su debiti finanziari (correnti e non correnti):
\n
- interessi passivi su debiti verso banche 509 322 187 58,1%
\n
- interessi passivi su prestiti obbligazionari 1.884 1.877 7 0,4%
\n
- interessi passivi su altri finanziamenti non bancari 235 134 101 75,4%
\n
Totale interessi passivi 2.628 2.333 295 12,6%
\n
Oneri finanziari su operazioni di gestione del debito - 702 (702) -
\n
Differenze negative di cambio 2.179 2.551 (372) -14,6%
\n
Attualizzazione TFR e altri benef\u00edci ai dipendenti 145 105 40 38,1%
\n
Attualizzazione altri fondi 201 126 75 59,5%
\n
Oneri da partecipazioni ----
\n
Oneri da iperinflazione 1.449 804 645 80,2%
\n
Altri oneri 727 270 457 -
\n
TOTALE ALTRI ONERI FINANZIARI 7.329 6.891 438 6,4%
\n
(1) I dati relativi all\u2019esercizio 2021 sono stati rideterminati, ai soli fini comparativi, per tenere conto della classificazione nella voce \u201cRisultato netto delle discon-
\n
tinued operation\u201d degli altri oneri finanziari afferenti alle attivit\u00e0 detenute in Russia (cedute nel corso del quarto trimestre 2022), Romania e Grecia in quanto
\n
sono stati soddisfatti i requisiti previsti dal principio contabile internazionale IFRS 5 per la loro classificazione come \u201cdiscontinued operation\u201d.
\n
Gli altri oneri finanziari, pari a 7.329 milioni di euro, evidenzia-
\n
no un incremento complessivo di 438 milioni di euro rispetto
\n
al 2021 dovuto essenzialmente ai seguenti fenomeni:
\n
\u2022 all\u2019incremento degli oneri da iperinflazione per 645 milioni
\n
di euro, rilevati nelle societ\u00e0 argentine in relazione all\u2019appli-
\n
cazione dello IAS 29, relativo alla rendicontazione in eco-
\n
nomie iperinflazionate; per maggiori approfondimenti si
\n
rimanda alla nota 4 del presente Bilancio consolidato al 31
\n
dicembre 2022;
\n
\u2022 all\u2019incremento degli interessi passivi per 295 milioni di euro,
\n
principalmente relativo all\u2019aumento dei tassi di interesse
\n
conseguente alle politiche monetarie restrittive implemen-
\n
tate per fronteggiare le crescenti pressioni inflattive;
\n
\u2022 all\u2019incremento di altri oneri, riferito per 63 milioni di euro in
\n
Argentina principalmente ai maggiori oneri finanziari verso
\n
CAMMESA, per 65 milioni di euro in Brasile soprattutto ai
\n
maggiori oneri derivanti dal contenzioso PIS/COFINS, non-
\n
ch\u00e9 per 43 milioni di euro in Enel Produzione ai maggiori
\n
oneri finanziari relativi all\u2019adeguamento di valore del credito
\n
finanziario afferente alla cessione di Slovak Power Holding.
\n
Tali effetti sono sostanzialmente compensati dalla riduzione
\n
di oneri connessi alla rilevazione, nell\u2019esercizio 2021, degli
\n
oneri su operazioni di gestione del debito (702 milioni di euro).
\n

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\n\n

\n\n

\n\n
16. Quota dei proventi/(oneri) derivanti da partecipazioni valutate con il metodo del
\n
patrimonio netto - Euro 4 milioni
\n
Milioni di euro
\n
2022 2021 2022-2021
\n
Proventi da partecipazione in societ\u00e0 collegate 145 624 (479) -76,8%
\n
Oneri da partecipazioni in societ\u00e0 collegate (141) (53) (88) -
\n
Totale 4 571 (567) -99,3%
\n
La quota dei proventi derivanti da partecipazioni valutate
\n
con il metodo del patrimonio netto nel 2022 \u00e8 positiva per
\n
complessivi 4 milioni di euro e registra un decremento pari
\n
a 567 milioni di euro rispetto all\u2019esercizio precedente.
\n
Tale variazione \u00e8 da riferire essenzialmente alla riduzione
\n
dei risultati pro quota di pertinenza del Gruppo relativi a
\n
Slovak Power Holding (per 587 milioni di euro), fortemente
\n
penalizzati dal forte rialzo dei prezzi dell\u2019energia elettrica
\n
sul mercato spot, lievemente compensata dall\u2019incremento
\n
dei risultati pro quota delle societ\u00e0 spagnole (per 20 milioni
\n
di euro) e di Rusenergosbyt (per 19 milioni di euro).
\n

\n\n

\n\n

\n\n

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\n\n

\n\n
16. Quota dei proventi/(oneri) derivanti da partecipazioni valutate con il metodo del
\n
patrimonio netto - Euro 4 milioni
\n
Milioni di euro
\n
2022 2021 2022-2021
\n
Proventi da partecipazione in societ\u00e0 collegate 145 624 (479) -76,8%
\n
Oneri da partecipazioni in societ\u00e0 collegate (141) (53) (88) -
\n
Totale 4 571 (567) -99,3%
\n
La quota dei proventi derivanti da partecipazioni valutate
\n
con il metodo del patrimonio netto nel 2022 \u00e8 positiva per
\n
complessivi 4 milioni di euro e registra un decremento pari
\n
a 567 milioni di euro rispetto all\u2019esercizio precedente.
\n
Tale variazione \u00e8 da riferire essenzialmente alla riduzione
\n
dei risultati pro quota di pertinenza del Gruppo relativi a
\n
Slovak Power Holding (per 587 milioni di euro), fortemente
\n
penalizzati dal forte rialzo dei prezzi dell\u2019energia elettrica
\n
sul mercato spot, lievemente compensata dall\u2019incremento
\n
dei risultati pro quota delle societ\u00e0 spagnole (per 20 milioni
\n
di euro) e di Rusenergosbyt (per 19 milioni di euro).
\n

\n\n

\n\n

\n\n

\n\n

\n\n
26. Partecipazioni valutate con il metodo del patrimonio netto -
\n
Euro 1.281 milioni
\n
Nella seguente tabella \u00e8 esposta la movimentazione delle
\n
principali partecipazioni in imprese a controllo congiunto e
\n
collegate valutate con il metodo del patrimonio netto.
\n
Milioni di euro Quota %
\n
Impatto
\n
a Conto
\n
economico
\n
Variazioni
\n
perimetro Dividendi
\n
Riclassifica
\n
da/ad \u201cAttivit\u00e0
\n
classificate
\n
come
\n
possedute per
\n
la vendita\u201d
\n
Altri
\n
movimenti Quota %
\n
al 31.12.2021 al 31.12.2022
\n
Societ\u00e0 a controllo
\n
congiunto
\n
Gridspertise Srl - - - 299 - - - 299 50,0%
\n
Mooney Group SpA - - (17) 305 - - (69) 219 50,0%
\n
Slovak Power Holding - 50,0% (65) - - - 155 90 50,0%
\n
Zacapa Topco S\u00e0rl 114 20,6% 1 (114) - - (1) - -
\n
Societ\u00e0 progetto
\n
Matimba
\n
- - (3) 108 - - 3 108 50,0%
\n
Societ\u00e0 progetto Kino 21 20,0% (18) - - - 13 16 20,0%
\n
Tejo Energia Produ\u00e7\u00e3o e
\n
Distribui\u00e7\u00e3o de Energia
\n
El\u00e9ctrica
\n
12 43,8% - - (7) - - 5 43,8%
\n
Ewiva Srl 22 50,0% (2) - - - - 20 50,0%
\n
Drift Sand Wind Project 40 50,0% 2 - - - 3 45 50,0%
\n
Front Mar\u00edtim del Bes\u00f2s 33 61,4% (2) - - - - 31 61,4%
\n
Rusenergosbyt 51 49,5% 64 - (11) - (13) 91 49,5%
\n
Energie Electrique de
\n
Tahaddart
\n
18 32,0% 2 - (2) - (7) 11 32,0%
\n
PowerCrop - 50,0% 16 - - - (2) 14 50,0%
\n
Totale societ\u00e0 a
\n
controllo congiunto
\n
311 (22) 598 (20) - 82 949
\n

\n\n

\n\n

\n\n

\n\n

\n\n
Milioni di euro Quota %
\n
Impatto
\n
a Conto
\n
economico
\n
Variazioni
\n
perimetro Dividendi
\n
Riclassifica
\n
da/ad \u201cAttivit\u00e0
\n
classificate
\n
come
\n
possedute per
\n
la vendita\u201d
\n
Altri
\n
movimenti Quota %
\n
al 31.12.2021 al 31.12.2022
\n
Societ\u00e0 collegate
\n
CESI 59 42,7% (3) - - - 2 58 42,7%
\n
Elecgas SA 15 50,0% 7 - (15) - 23 30 50,0%
\n
GNL Chile SA 6 33,3% 7 - - - 1 14 33,3%
\n
Energ\u00edas Especiales del
\n
Bierzo
\n
4 50,0% 3 - (2) - 7 12 50,0%
\n
Tecnatom 27 45,0% - - - (27) - - -
\n
Gorona del Viento El
\n
Hierro SA
\n
13 23,2% 1 - (1) - - 13 23,2%
\n
Suministradora El\u00e9ctrica
\n
de C\u00e1diz
\n
10 33,5% 4 - (5) - - 9 33,5%
\n
Compa\u00f1\u00eda E\u00f3lica Tierras
\n
Altas
\n
8 37,5% 3 - (3) - (1) 7 37, 5 %
\n
Cogenio Srl 12 20,0% (1) - (4) - 2 9 20,0%
\n
Avikiran Surya India - - - 28 - - (1) 27 51,0%
\n
Sociedad de Inversiones
\n
K Cuatro SpA
\n
- - - (30) - - 30 - -
\n
Enel X AMPCI Ebus Chile
\n
SpA
\n
4 20,0% - (5) - - 1 - -
\n
EGPNA Renewable
\n
Energy Partners
\n
121 20,0% 5 (59) - - 10 77 10,0%
\n
Rocky Caney Holding 50 20,0% 5 (30) - - (3) 22 10,0%
\n
Altre minori 64 (5) (12) (7) - 14 54
\n
Totale societ\u00e0 collegate 393 26 (108) (37) (27) 85 332
\n
TOTALE 704 4 490 (57) (27) 167 1.281
\n
L\u2019incremento del valore delle partecipazioni valutate con
\n
il metodo del patrimonio netto, nel 2022, \u00e8 riconducibile
\n
prevalentemente:
\n
\u2022 agli effetti positivi delle variazioni di perimetro registrate
\n
prevalentemente per:
\n
- l\u2019acquisizione della partecipazione in Mooney; in par-
\n
ticolare con il perfezionamento di tale operazione
\n
da parte di Enel X S.r.l e Banca 5 entrambe le societ\u00e0
\n
hanno acquisito il 50% della partecipazione in Mooney
\n
realizzando cos\u00ec un controllo congiunto sulla stessa.
\n
Successivamente, tutte le attivit\u00e0 relative ai servi-
\n
zi finanziari di Enel X in Italia, commercializzate con
\n
il marchio Enel X Pay, sono state vendute a Mooney,
\n
creando cos\u00ec una joint fintech europea;
\n
- la rilevazione della partecipazione Gridspertise Srl in
\n
seguito alla cessione del 50% di tale societ\u00e0, prece-
\n
dentemente interamente detenuta, al fondo di priva-
\n
te equity internazionale CVC Capital Partners Fund VIII
\n
(CVC);
\n
- la rilevazione della partecipazione nella joint venture
\n
che detiene le societ\u00e0 del progetto Matimba prece-
\n
dentemente controllate dal Gruppo Enel;
\n
- la rilevazione della partecipazione della societ\u00e0 india-
\n
na Avikiran Surya India Private Limited precedente-
\n
mente controllata;
\n
- la riclassifica della partecipazione in Zacapa Topco
\n
per 114 milioni di euro nella voce \u201cPartecipazioni in al-
\n
tre imprese\u201d, a seguito della cessione da parte di Enel
\n
X International dell\u20191,1% della quota di partecipazio-
\n
ne in Ufinet. Quindi, a valle di tale operazione Enel X
\n
International detiene una partecipazione indiretta del
\n
19,5% nel capitale di Ufinet;
\n
- la vendita da parte di Enel X Chile SpA dell\u2019intera par-
\n
tecipazione detenuta nelle societ\u00e0 collegate Socie-
\n
dad de Inversiones K Cuatro SpA ed Enel X AMPCI
\n
Ebus Chile SpA;
\n
- la cessione del 50% delle quote di partecipazione
\n
detenute in EGPNA Renewable Energy Partners e in
\n
Rocky Caney Holding (che a seguito dell\u2019operazione
\n
passano dal 20% al 10%);
\n
\u2022 ai risultati di pertinenza del Gruppo delle societ\u00e0 valutate
\n
con il metodo del patrimonio netto (per 4 milioni di euro),
\n
il cui maggior contributo \u00e8 riconducibile a Rusenergo-
\n
sbyt, alle societ\u00e0 PowerCrop e alle societ\u00e0 spagnole;
\n
\u2022 alle movimentazioni delle riserve OCI, riferite prevalente-
\n
mente a Slovak Power Holding, a seguito dell\u2019andamento
\n
positivo del fair value dei derivati di cash flow hedge, e
\n
alle societ\u00e0 spagnole.
\n
Tali effetti positivi sono stati principalmente compensati:
\n
\u2022 dai dividendi distribuiti nel periodo (per 57 milioni di
\n
euro), principalmente da Rusenergosbyt e da alcune so-
\n
ciet\u00e0 spagnole;
\n

\n\n

\n\n

\n\n

\n\n

\n\n
\u2022 dalla riclassifica della partecipazione nella societ\u00e0 spa-
\n
gnola Tecnatom (per 27 milioni di euro) tra le \u201cAttivit\u00e0
\n
classificate come possedute per la vendita\u201d.
\n
Le seguenti tabelle illustrano le informazioni finanziarie
\n
delle principali societ\u00e0 a controllo congiunto e collegate
\n
per il Gruppo, non classificate come possedute per la ven-
\n
dita secondo quanto previsto dall\u2019IFRS 5.
\n
Milioni di euro Attivit\u00e0 non correnti Attivit\u00e0 correnti Totale attivo Passivit\u00e0 non correnti Passivit\u00e0 correnti Totale passivo Patrimonio netto
\n
al 31.12.2022 al 31.12.2021 al 31.12.2022 al 31.12.2021 al 31.12.2022 al 31.12.2021 al 31.12.2022 al 31.12.2021 al 31.12.2022 al 31.12.2021 al 31.12.2022 al 31.12.2021 al 31.12.2022 al 31.12.2021
\n
Societ\u00e0 a controllo
\n
congiunto
\n

\n
Slovak Power Holding 12.376 12.194 1.444 1.854 13.820 14.048 4.950 6.762 6.620 5.369 11.570 12.131 2.250 1.917
\n
Gridspertise Srl 94 - 192 - 286 - 9 - 198 - 207 - 79 -
\n
Rusenergosbyt 3 3 285 141 288 144 - - 165 120 165 120 123 24
\n
Societ\u00e0 progetto
\n
Matimba
\n
114 - - - 114 - - - - - - - 114 -
\n
Mooney Group SpA 880 - 449 - 1.329 - 1.086 - 575 - 1.661 - (332) -
\n
Ewiva Srl 40 44 - - 40 44 - - - - - - 40 44
\n
Societ\u00e0 collegate
\n
CESI 191 198 25 28 216 226 24 25 90 - 114 25 102 201
\n
Elecgas SA 332 370 222 188 554 558 327 408 167 120 494 528 60 30
\n
Milioni di euro Totale ricavi Risultato prima delle imposte
\n
Risultato netto
\n
delle continuing operation
\n
2022 2021 2022 2021 2022 2021
\n
Societ\u00e0 a controllo
\n
congiunto
\n

\n
Slovak Power Holding 5.184 3.417 (320) 190 (223) 137
\n
Gridspertise Srl 334 - 12 - 8 -
\n
Rusenergosbyt 2.919 2.288 170 112 137 90
\n
Societ\u00e0 progetto
\n
Matimba
\n
34 - (22) - (15) -
\n
Mooney Group SpA 224 - (33) - (33) -
\n
Ewiva Srl - - (4) - (4) -
\n
Societ\u00e0 collegate
\n
CESI 155 140 (4) (7) (1) (8)
\n
Elecgas SA 26 25 20 15 14 11
\n

\n\n

\n\n

\n\n

\n\n

\n\n
Milioni di euro Attivit\u00e0 non correnti Attivit\u00e0 correnti Totale attivo Passivit\u00e0 non correnti Passivit\u00e0 correnti Totale passivo Patrimonio netto
\n
al 31.12.2022 al 31.12.2021 al 31.12.2022 al 31.12.2021 al 31.12.2022 al 31.12.2021 al 31.12.2022 al 31.12.2021 al 31.12.2022 al 31.12.2021 al 31.12.2022 al 31.12.2021 al 31.12.2022 al 31.12.2021
\n
Societ\u00e0 a controllo
\n
congiunto
\n

\n
Slovak Power Holding 12.376 12.194 1.444 1.854 13.820 14.048 4.950 6.762 6.620 5.369 11.570 12.131 2.250 1.917
\n
Gridspertise Srl 94 - 192 - 286 - 9 - 198 - 207 - 79 -
\n
Rusenergosbyt 3 3 285 141 288 144 - - 165 120 165 120 123 24
\n
Societ\u00e0 progetto
\n
Matimba
\n
114 - - - 114 - - - - - - - 114 -
\n
Mooney Group SpA 880 - 449 - 1.329 - 1.086 - 575 - 1.661 - (332) -
\n
Ewiva Srl 40 44 - - 40 44 - - - - - - 40 44
\n
Societ\u00e0 collegate
\n
CESI 191 198 25 28 216 226 24 25 90 - 114 25 102 201
\n
Elecgas SA 332 370 222 188 554 558 327 408 167 120 494 528 60 30
\n

\n\n

\n\n

\n", "dimensions": { "concept": "ifrs-full:DisclosureOfInvestmentsAccountedForUsingEquityMethodExplanatory", "language": "it", "entity": "scheme:WOCMU6HCI0OJWNPRZS33", "period": "2022-01-01T00:00:00/2023-01-01T00:00:00" } }, "Tag991": { "value": "\n

\n\n
16. Quota dei proventi/(oneri) derivanti da partecipazioni valutate con il metodo del
\n
patrimonio netto - Euro 4 milioni
\n
Milioni di euro
\n
2022 2021 2022-2021
\n
Proventi da partecipazione in societ\u00e0 collegate 145 624 (479) -76,8%
\n
Oneri da partecipazioni in societ\u00e0 collegate (141) (53) (88) -
\n
Totale 4 571 (567) -99,3%
\n
La quota dei proventi derivanti da partecipazioni valutate
\n
con il metodo del patrimonio netto nel 2022 \u00e8 positiva per
\n
complessivi 4 milioni di euro e registra un decremento pari
\n
a 567 milioni di euro rispetto all\u2019esercizio precedente.
\n
Tale variazione \u00e8 da riferire essenzialmente alla riduzione
\n
dei risultati pro quota di pertinenza del Gruppo relativi a
\n
Slovak Power Holding (per 587 milioni di euro), fortemente
\n
penalizzati dal forte rialzo dei prezzi dell\u2019energia elettrica
\n
sul mercato spot, lievemente compensata dall\u2019incremento
\n
dei risultati pro quota delle societ\u00e0 spagnole (per 20 milioni
\n
di euro) e di Rusenergosbyt (per 19 milioni di euro).
\n

\n\n

\n\n

\n\n
26. Partecipazioni valutate con il metodo del patrimonio netto -
\n
Euro 1.281 milioni
\n
Nella seguente tabella \u00e8 esposta la movimentazione delle
\n
principali partecipazioni in imprese a controllo congiunto e
\n
collegate valutate con il metodo del patrimonio netto.
\n
Milioni di euro Quota %
\n
Impatto
\n
a Conto
\n
economico
\n
Variazioni
\n
perimetro Dividendi
\n
Riclassifica
\n
da/ad \u201cAttivit\u00e0
\n
classificate
\n
come
\n
possedute per
\n
la vendita\u201d
\n
Altri
\n
movimenti Quota %
\n
al 31.12.2021 al 31.12.2022
\n
Societ\u00e0 a controllo
\n
congiunto
\n
Gridspertise Srl - - - 299 - - - 299 50,0%
\n
Mooney Group SpA - - (17) 305 - - (69) 219 50,0%
\n
Slovak Power Holding - 50,0% (65) - - - 155 90 50,0%
\n
Zacapa Topco S\u00e0rl 114 20,6% 1 (114) - - (1) - -
\n
Societ\u00e0 progetto
\n
Matimba
\n
- - (3) 108 - - 3 108 50,0%
\n
Societ\u00e0 progetto Kino 21 20,0% (18) - - - 13 16 20,0%
\n
Tejo Energia Produ\u00e7\u00e3o e
\n
Distribui\u00e7\u00e3o de Energia
\n
El\u00e9ctrica
\n
12 43,8% - - (7) - - 5 43,8%
\n
Ewiva Srl 22 50,0% (2) - - - - 20 50,0%
\n
Drift Sand Wind Project 40 50,0% 2 - - - 3 45 50,0%
\n
Front Mar\u00edtim del Bes\u00f2s 33 61,4% (2) - - - - 31 61,4%
\n
Rusenergosbyt 51 49,5% 64 - (11) - (13) 91 49,5%
\n
Energie Electrique de
\n
Tahaddart
\n
18 32,0% 2 - (2) - (7) 11 32,0%
\n
PowerCrop - 50,0% 16 - - - (2) 14 50,0%
\n
Totale societ\u00e0 a
\n
controllo congiunto
\n
311 (22) 598 (20) - 82 949
\n

\n\n

\n\n

\n\n
Milioni di euro Quota %
\n
Impatto
\n
a Conto
\n
economico
\n
Variazioni
\n
perimetro Dividendi
\n
Riclassifica
\n
da/ad \u201cAttivit\u00e0
\n
classificate
\n
come
\n
possedute per
\n
la vendita\u201d
\n
Altri
\n
movimenti Quota %
\n
al 31.12.2021 al 31.12.2022
\n
Societ\u00e0 collegate
\n
CESI 59 42,7% (3) - - - 2 58 42,7%
\n
Elecgas SA 15 50,0% 7 - (15) - 23 30 50,0%
\n
GNL Chile SA 6 33,3% 7 - - - 1 14 33,3%
\n
Energ\u00edas Especiales del
\n
Bierzo
\n
4 50,0% 3 - (2) - 7 12 50,0%
\n
Tecnatom 27 45,0% - - - (27) - - -
\n
Gorona del Viento El
\n
Hierro SA
\n
13 23,2% 1 - (1) - - 13 23,2%
\n
Suministradora El\u00e9ctrica
\n
de C\u00e1diz
\n
10 33,5% 4 - (5) - - 9 33,5%
\n
Compa\u00f1\u00eda E\u00f3lica Tierras
\n
Altas
\n
8 37,5% 3 - (3) - (1) 7 37, 5 %
\n
Cogenio Srl 12 20,0% (1) - (4) - 2 9 20,0%
\n
Avikiran Surya India - - - 28 - - (1) 27 51,0%
\n
Sociedad de Inversiones
\n
K Cuatro SpA
\n
- - - (30) - - 30 - -
\n
Enel X AMPCI Ebus Chile
\n
SpA
\n
4 20,0% - (5) - - 1 - -
\n
EGPNA Renewable
\n
Energy Partners
\n
121 20,0% 5 (59) - - 10 77 10,0%
\n
Rocky Caney Holding 50 20,0% 5 (30) - - (3) 22 10,0%
\n
Altre minori 64 (5) (12) (7) - 14 54
\n
Totale societ\u00e0 collegate 393 26 (108) (37) (27) 85 332
\n
TOTALE 704 4 490 (57) (27) 167 1.281
\n
L\u2019incremento del valore delle partecipazioni valutate con
\n
il metodo del patrimonio netto, nel 2022, \u00e8 riconducibile
\n
prevalentemente:
\n
\u2022 agli effetti positivi delle variazioni di perimetro registrate
\n
prevalentemente per:
\n
- l\u2019acquisizione della partecipazione in Mooney; in par-
\n
ticolare con il perfezionamento di tale operazione
\n
da parte di Enel X S.r.l e Banca 5 entrambe le societ\u00e0
\n
hanno acquisito il 50% della partecipazione in Mooney
\n
realizzando cos\u00ec un controllo congiunto sulla stessa.
\n
Successivamente, tutte le attivit\u00e0 relative ai servi-
\n
zi finanziari di Enel X in Italia, commercializzate con
\n
il marchio Enel X Pay, sono state vendute a Mooney,
\n
creando cos\u00ec una joint fintech europea;
\n
- la rilevazione della partecipazione Gridspertise Srl in
\n
seguito alla cessione del 50% di tale societ\u00e0, prece-
\n
dentemente interamente detenuta, al fondo di priva-
\n
te equity internazionale CVC Capital Partners Fund VIII
\n
(CVC);
\n
- la rilevazione della partecipazione nella joint venture
\n
che detiene le societ\u00e0 del progetto Matimba prece-
\n
dentemente controllate dal Gruppo Enel;
\n
- la rilevazione della partecipazione della societ\u00e0 india-
\n
na Avikiran Surya India Private Limited precedente-
\n
mente controllata;
\n
- la riclassifica della partecipazione in Zacapa Topco
\n
per 114 milioni di euro nella voce \u201cPartecipazioni in al-
\n
tre imprese\u201d, a seguito della cessione da parte di Enel
\n
X International dell\u20191,1% della quota di partecipazio-
\n
ne in Ufinet. Quindi, a valle di tale operazione Enel X
\n
International detiene una partecipazione indiretta del
\n
19,5% nel capitale di Ufinet;
\n
- la vendita da parte di Enel X Chile SpA dell\u2019intera par-
\n
tecipazione detenuta nelle societ\u00e0 collegate Socie-
\n
dad de Inversiones K Cuatro SpA ed Enel X AMPCI
\n
Ebus Chile SpA;
\n
- la cessione del 50% delle quote di partecipazione
\n
detenute in EGPNA Renewable Energy Partners e in
\n
Rocky Caney Holding (che a seguito dell\u2019operazione
\n
passano dal 20% al 10%);
\n
\u2022 ai risultati di pertinenza del Gruppo delle societ\u00e0 valutate
\n
con il metodo del patrimonio netto (per 4 milioni di euro),
\n
il cui maggior contributo \u00e8 riconducibile a Rusenergo-
\n
sbyt, alle societ\u00e0 PowerCrop e alle societ\u00e0 spagnole;
\n
\u2022 alle movimentazioni delle riserve OCI, riferite prevalente-
\n
mente a Slovak Power Holding, a seguito dell\u2019andamento
\n
positivo del fair value dei derivati di cash flow hedge, e
\n
alle societ\u00e0 spagnole.
\n
Tali effetti positivi sono stati principalmente compensati:
\n
\u2022 dai dividendi distribuiti nel periodo (per 57 milioni di
\n
euro), principalmente da Rusenergosbyt e da alcune so-
\n
ciet\u00e0 spagnole;
\n

\n\n

\n\n

\n\n
\u2022 dalla riclassifica della partecipazione nella societ\u00e0 spa-
\n
gnola Tecnatom (per 27 milioni di euro) tra le \u201cAttivit\u00e0
\n
classificate come possedute per la vendita\u201d.
\n
Le seguenti tabelle illustrano le informazioni finanziarie
\n
delle principali societ\u00e0 a controllo congiunto e collegate
\n
per il Gruppo, non classificate come possedute per la ven-
\n
dita secondo quanto previsto dall\u2019IFRS 5.
\n
Milioni di euro Attivit\u00e0 non correnti Attivit\u00e0 correnti Totale attivo Passivit\u00e0 non correnti Passivit\u00e0 correnti Totale passivo Patrimonio netto
\n
al 31.12.2022 al 31.12.2021 al 31.12.2022 al 31.12.2021 al 31.12.2022 al 31.12.2021 al 31.12.2022 al 31.12.2021 al 31.12.2022 al 31.12.2021 al 31.12.2022 al 31.12.2021 al 31.12.2022 al 31.12.2021
\n
Societ\u00e0 a controllo
\n
congiunto
\n

\n
Slovak Power Holding 12.376 12.194 1.444 1.854 13.820 14.048 4.950 6.762 6.620 5.369 11.570 12.131 2.250 1.917
\n
Gridspertise Srl 94 - 192 - 286 - 9 - 198 - 207 - 79 -
\n
Rusenergosbyt 3 3 285 141 288 144 - - 165 120 165 120 123 24
\n
Societ\u00e0 progetto
\n
Matimba
\n
114 - - - 114 - - - - - - - 114 -
\n
Mooney Group SpA 880 - 449 - 1.329 - 1.086 - 575 - 1.661 - (332) -
\n
Ewiva Srl 40 44 - - 40 44 - - - - - - 40 44
\n
Societ\u00e0 collegate
\n
CESI 191 198 25 28 216 226 24 25 90 - 114 25 102 201
\n
Elecgas SA 332 370 222 188 554 558 327 408 167 120 494 528 60 30
\n
Milioni di euro Totale ricavi Risultato prima delle imposte
\n
Risultato netto
\n
delle continuing operation
\n
2022 2021 2022 2021 2022 2021
\n
Societ\u00e0 a controllo
\n
congiunto
\n

\n
Slovak Power Holding 5.184 3.417 (320) 190 (223) 137
\n
Gridspertise Srl 334 - 12 - 8 -
\n
Rusenergosbyt 2.919 2.288 170 112 137 90
\n
Societ\u00e0 progetto
\n
Matimba
\n
34 - (22) - (15) -
\n
Mooney Group SpA 224 - (33) - (33) -
\n
Ewiva Srl - - (4) - (4) -
\n
Societ\u00e0 collegate
\n
CESI 155 140 (4) (7) (1) (8)
\n
Elecgas SA 26 25 20 15 14 11
\n

\n\n

\n\n

\n\n
Milioni di euro Attivit\u00e0 non correnti Attivit\u00e0 correnti Totale attivo Passivit\u00e0 non correnti Passivit\u00e0 correnti Totale passivo Patrimonio netto
\n
al 31.12.2022 al 31.12.2021 al 31.12.2022 al 31.12.2021 al 31.12.2022 al 31.12.2021 al 31.12.2022 al 31.12.2021 al 31.12.2022 al 31.12.2021 al 31.12.2022 al 31.12.2021 al 31.12.2022 al 31.12.2021
\n
Societ\u00e0 a controllo
\n
congiunto
\n

\n
Slovak Power Holding 12.376 12.194 1.444 1.854 13.820 14.048 4.950 6.762 6.620 5.369 11.570 12.131 2.250 1.917
\n
Gridspertise Srl 94 - 192 - 286 - 9 - 198 - 207 - 79 -
\n
Rusenergosbyt 3 3 285 141 288 144 - - 165 120 165 120 123 24
\n
Societ\u00e0 progetto
\n
Matimba
\n
114 - - - 114 - - - - - - - 114 -
\n
Mooney Group SpA 880 - 449 - 1.329 - 1.086 - 575 - 1.661 - (332) -
\n
Ewiva Srl 40 44 - - 40 44 - - - - - - 40 44
\n
Societ\u00e0 collegate
\n
CESI 191 198 25 28 216 226 24 25 90 - 114 25 102 201
\n
Elecgas SA 332 370 222 188 554 558 327 408 167 120 494 528 60 30
\n

\n\n

\n", "dimensions": { "concept": "ifrs-full:DisclosureOfJointVenturesExplanatory", "language": "it", "entity": "scheme:WOCMU6HCI0OJWNPRZS33", "period": "2022-01-01T00:00:00/2023-01-01T00:00:00" } }, "Tag993": { "value": "\n
16. Quota dei proventi/(oneri) derivanti da partecipazioni valutate con il metodo del
\n
patrimonio netto - Euro 4 milioni
\n
Milioni di euro
\n
2022 2021 2022-2021
\n
Proventi da partecipazione in societ\u00e0 collegate 145 624 (479) -76,8%
\n
Oneri da partecipazioni in societ\u00e0 collegate (141) (53) (88) -
\n
Totale 4 571 (567) -99,3%
\n
La quota dei proventi derivanti da partecipazioni valutate
\n
con il metodo del patrimonio netto nel 2022 \u00e8 positiva per
\n
complessivi 4 milioni di euro e registra un decremento pari
\n
a 567 milioni di euro rispetto all\u2019esercizio precedente.
\n
Tale variazione \u00e8 da riferire essenzialmente alla riduzione
\n
dei risultati pro quota di pertinenza del Gruppo relativi a
\n
Slovak Power Holding (per 587 milioni di euro), fortemente
\n
penalizzati dal forte rialzo dei prezzi dell\u2019energia elettrica
\n
sul mercato spot, lievemente compensata dall\u2019incremento
\n
dei risultati pro quota delle societ\u00e0 spagnole (per 20 milioni
\n
di euro) e di Rusenergosbyt (per 19 milioni di euro).
\n

\n\n
26. Partecipazioni valutate con il metodo del patrimonio netto -
\n
Euro 1.281 milioni
\n
Nella seguente tabella \u00e8 esposta la movimentazione delle
\n
principali partecipazioni in imprese a controllo congiunto e
\n
collegate valutate con il metodo del patrimonio netto.
\n
Milioni di euro Quota %
\n
Impatto
\n
a Conto
\n
economico
\n
Variazioni
\n
perimetro Dividendi
\n
Riclassifica
\n
da/ad \u201cAttivit\u00e0
\n
classificate
\n
come
\n
possedute per
\n
la vendita\u201d
\n
Altri
\n
movimenti Quota %
\n
al 31.12.2021 al 31.12.2022
\n
Societ\u00e0 a controllo
\n
congiunto
\n
Gridspertise Srl - - - 299 - - - 299 50,0%
\n
Mooney Group SpA - - (17) 305 - - (69) 219 50,0%
\n
Slovak Power Holding - 50,0% (65) - - - 155 90 50,0%
\n
Zacapa Topco S\u00e0rl 114 20,6% 1 (114) - - (1) - -
\n
Societ\u00e0 progetto
\n
Matimba
\n
- - (3) 108 - - 3 108 50,0%
\n
Societ\u00e0 progetto Kino 21 20,0% (18) - - - 13 16 20,0%
\n
Tejo Energia Produ\u00e7\u00e3o e
\n
Distribui\u00e7\u00e3o de Energia
\n
El\u00e9ctrica
\n
12 43,8% - - (7) - - 5 43,8%
\n
Ewiva Srl 22 50,0% (2) - - - - 20 50,0%
\n
Drift Sand Wind Project 40 50,0% 2 - - - 3 45 50,0%
\n
Front Mar\u00edtim del Bes\u00f2s 33 61,4% (2) - - - - 31 61,4%
\n
Rusenergosbyt 51 49,5% 64 - (11) - (13) 91 49,5%
\n
Energie Electrique de
\n
Tahaddart
\n
18 32,0% 2 - (2) - (7) 11 32,0%
\n
PowerCrop - 50,0% 16 - - - (2) 14 50,0%
\n
Totale societ\u00e0 a
\n
controllo congiunto
\n
311 (22) 598 (20) - 82 949
\n

\n\n
Milioni di euro Quota %
\n
Impatto
\n
a Conto
\n
economico
\n
Variazioni
\n
perimetro Dividendi
\n
Riclassifica
\n
da/ad \u201cAttivit\u00e0
\n
classificate
\n
come
\n
possedute per
\n
la vendita\u201d
\n
Altri
\n
movimenti Quota %
\n
al 31.12.2021 al 31.12.2022
\n
Societ\u00e0 collegate
\n
CESI 59 42,7% (3) - - - 2 58 42,7%
\n
Elecgas SA 15 50,0% 7 - (15) - 23 30 50,0%
\n
GNL Chile SA 6 33,3% 7 - - - 1 14 33,3%
\n
Energ\u00edas Especiales del
\n
Bierzo
\n
4 50,0% 3 - (2) - 7 12 50,0%
\n
Tecnatom 27 45,0% - - - (27) - - -
\n
Gorona del Viento El
\n
Hierro SA
\n
13 23,2% 1 - (1) - - 13 23,2%
\n
Suministradora El\u00e9ctrica
\n
de C\u00e1diz
\n
10 33,5% 4 - (5) - - 9 33,5%
\n
Compa\u00f1\u00eda E\u00f3lica Tierras
\n
Altas
\n
8 37,5% 3 - (3) - (1) 7 37, 5 %
\n
Cogenio Srl 12 20,0% (1) - (4) - 2 9 20,0%
\n
Avikiran Surya India - - - 28 - - (1) 27 51,0%
\n
Sociedad de Inversiones
\n
K Cuatro SpA
\n
- - - (30) - - 30 - -
\n
Enel X AMPCI Ebus Chile
\n
SpA
\n
4 20,0% - (5) - - 1 - -
\n
EGPNA Renewable
\n
Energy Partners
\n
121 20,0% 5 (59) - - 10 77 10,0%
\n
Rocky Caney Holding 50 20,0% 5 (30) - - (3) 22 10,0%
\n
Altre minori 64 (5) (12) (7) - 14 54
\n
Totale societ\u00e0 collegate 393 26 (108) (37) (27) 85 332
\n
TOTALE 704 4 490 (57) (27) 167 1.281
\n
L\u2019incremento del valore delle partecipazioni valutate con
\n
il metodo del patrimonio netto, nel 2022, \u00e8 riconducibile
\n
prevalentemente:
\n
\u2022 agli effetti positivi delle variazioni di perimetro registrate
\n
prevalentemente per:
\n
- l\u2019acquisizione della partecipazione in Mooney; in par-
\n
ticolare con il perfezionamento di tale operazione
\n
da parte di Enel X S.r.l e Banca 5 entrambe le societ\u00e0
\n
hanno acquisito il 50% della partecipazione in Mooney
\n
realizzando cos\u00ec un controllo congiunto sulla stessa.
\n
Successivamente, tutte le attivit\u00e0 relative ai servi-
\n
zi finanziari di Enel X in Italia, commercializzate con
\n
il marchio Enel X Pay, sono state vendute a Mooney,
\n
creando cos\u00ec una joint fintech europea;
\n
- la rilevazione della partecipazione Gridspertise Srl in
\n
seguito alla cessione del 50% di tale societ\u00e0, prece-
\n
dentemente interamente detenuta, al fondo di priva-
\n
te equity internazionale CVC Capital Partners Fund VIII
\n
(CVC);
\n
- la rilevazione della partecipazione nella joint venture
\n
che detiene le societ\u00e0 del progetto Matimba prece-
\n
dentemente controllate dal Gruppo Enel;
\n
- la rilevazione della partecipazione della societ\u00e0 india-
\n
na Avikiran Surya India Private Limited precedente-
\n
mente controllata;
\n
- la riclassifica della partecipazione in Zacapa Topco
\n
per 114 milioni di euro nella voce \u201cPartecipazioni in al-
\n
tre imprese\u201d, a seguito della cessione da parte di Enel
\n
X International dell\u20191,1% della quota di partecipazio-
\n
ne in Ufinet. Quindi, a valle di tale operazione Enel X
\n
International detiene una partecipazione indiretta del
\n
19,5% nel capitale di Ufinet;
\n
- la vendita da parte di Enel X Chile SpA dell\u2019intera par-
\n
tecipazione detenuta nelle societ\u00e0 collegate Socie-
\n
dad de Inversiones K Cuatro SpA ed Enel X AMPCI
\n
Ebus Chile SpA;
\n
- la cessione del 50% delle quote di partecipazione
\n
detenute in EGPNA Renewable Energy Partners e in
\n
Rocky Caney Holding (che a seguito dell\u2019operazione
\n
passano dal 20% al 10%);
\n
\u2022 ai risultati di pertinenza del Gruppo delle societ\u00e0 valutate
\n
con il metodo del patrimonio netto (per 4 milioni di euro),
\n
il cui maggior contributo \u00e8 riconducibile a Rusenergo-
\n
sbyt, alle societ\u00e0 PowerCrop e alle societ\u00e0 spagnole;
\n
\u2022 alle movimentazioni delle riserve OCI, riferite prevalente-
\n
mente a Slovak Power Holding, a seguito dell\u2019andamento
\n
positivo del fair value dei derivati di cash flow hedge, e
\n
alle societ\u00e0 spagnole.
\n
Tali effetti positivi sono stati principalmente compensati:
\n
\u2022 dai dividendi distribuiti nel periodo (per 57 milioni di
\n
euro), principalmente da Rusenergosbyt e da alcune so-
\n
ciet\u00e0 spagnole;
\n

\n\n
\u2022 dalla riclassifica della partecipazione nella societ\u00e0 spa-
\n
gnola Tecnatom (per 27 milioni di euro) tra le \u201cAttivit\u00e0
\n
classificate come possedute per la vendita\u201d.
\n
Le seguenti tabelle illustrano le informazioni finanziarie
\n
delle principali societ\u00e0 a controllo congiunto e collegate
\n
per il Gruppo, non classificate come possedute per la ven-
\n
dita secondo quanto previsto dall\u2019IFRS 5.
\n
Milioni di euro Attivit\u00e0 non correnti Attivit\u00e0 correnti Totale attivo Passivit\u00e0 non correnti Passivit\u00e0 correnti Totale passivo Patrimonio netto
\n
al 31.12.2022 al 31.12.2021 al 31.12.2022 al 31.12.2021 al 31.12.2022 al 31.12.2021 al 31.12.2022 al 31.12.2021 al 31.12.2022 al 31.12.2021 al 31.12.2022 al 31.12.2021 al 31.12.2022 al 31.12.2021
\n
Societ\u00e0 a controllo
\n
congiunto
\n

\n
Slovak Power Holding 12.376 12.194 1.444 1.854 13.820 14.048 4.950 6.762 6.620 5.369 11.570 12.131 2.250 1.917
\n
Gridspertise Srl 94 - 192 - 286 - 9 - 198 - 207 - 79 -
\n
Rusenergosbyt 3 3 285 141 288 144 - - 165 120 165 120 123 24
\n
Societ\u00e0 progetto
\n
Matimba
\n
114 - - - 114 - - - - - - - 114 -
\n
Mooney Group SpA 880 - 449 - 1.329 - 1.086 - 575 - 1.661 - (332) -
\n
Ewiva Srl 40 44 - - 40 44 - - - - - - 40 44
\n
Societ\u00e0 collegate
\n
CESI 191 198 25 28 216 226 24 25 90 - 114 25 102 201
\n
Elecgas SA 332 370 222 188 554 558 327 408 167 120 494 528 60 30
\n
Milioni di euro Totale ricavi Risultato prima delle imposte
\n
Risultato netto
\n
delle continuing operation
\n
2022 2021 2022 2021 2022 2021
\n
Societ\u00e0 a controllo
\n
congiunto
\n

\n
Slovak Power Holding 5.184 3.417 (320) 190 (223) 137
\n
Gridspertise Srl 334 - 12 - 8 -
\n
Rusenergosbyt 2.919 2.288 170 112 137 90
\n
Societ\u00e0 progetto
\n
Matimba
\n
34 - (22) - (15) -
\n
Mooney Group SpA 224 - (33) - (33) -
\n
Ewiva Srl - - (4) - (4) -
\n
Societ\u00e0 collegate
\n
CESI 155 140 (4) (7) (1) (8)
\n
Elecgas SA 26 25 20 15 14 11
\n

\n\n
Milioni di euro Attivit\u00e0 non correnti Attivit\u00e0 correnti Totale attivo Passivit\u00e0 non correnti Passivit\u00e0 correnti Totale passivo Patrimonio netto
\n
al 31.12.2022 al 31.12.2021 al 31.12.2022 al 31.12.2021 al 31.12.2022 al 31.12.2021 al 31.12.2022 al 31.12.2021 al 31.12.2022 al 31.12.2021 al 31.12.2022 al 31.12.2021 al 31.12.2022 al 31.12.2021
\n
Societ\u00e0 a controllo
\n
congiunto
\n

\n
Slovak Power Holding 12.376 12.194 1.444 1.854 13.820 14.048 4.950 6.762 6.620 5.369 11.570 12.131 2.250 1.917
\n
Gridspertise Srl 94 - 192 - 286 - 9 - 198 - 207 - 79 -
\n
Rusenergosbyt 3 3 285 141 288 144 - - 165 120 165 120 123 24
\n
Societ\u00e0 progetto
\n
Matimba
\n
114 - - - 114 - - - - - - - 114 -
\n
Mooney Group SpA 880 - 449 - 1.329 - 1.086 - 575 - 1.661 - (332) -
\n
Ewiva Srl 40 44 - - 40 44 - - - - - - 40 44
\n
Societ\u00e0 collegate
\n
CESI 191 198 25 28 216 226 24 25 90 - 114 25 102 201
\n
Elecgas SA 332 370 222 188 554 558 327 408 167 120 494 528 60 30
\n

\n", "dimensions": { "concept": "ifrs-full:DisclosureOfSignificantInvestmentsInAssociatesExplanatory", "language": "it", "entity": "scheme:WOCMU6HCI0OJWNPRZS33", "period": "2022-01-01T00:00:00/2023-01-01T00:00:00" } }, "Tag1062": { "value": "\n
17. Imposte - Euro 3.523 milioni
\n
Milioni di euro
\n
2022 2021
\n
(1)
\n
2022-2021
\n
Imposte correnti 3.025 2.007 1.018 50,7%
\n
Rettifiche per imposte sul reddito relative a esercizi precedenti (233) 145 (378) -
\n
Totale imposte correnti 2.792 2.152 640 29,7%
\n
Imposte differite 342 304 38 12,5%
\n
Imposte anticipate 389 (836) 1.225 -
\n
TOTALE 3.523 1.620 1.903 -
\n
(1) I dati relativi all\u2019esercizio 2021 sono stati rideterminati, ai soli fini comparativi, per tenere conto della classificazione nella voce \u201cRisultato netto delle discon-
\n
tinued operation\u201d delle imposte afferenti alle attivit\u00e0 detenute in Russia (cedute nel corso del quarto trimestre 2022), Romania e Grecia in quanto sono stati
\n
soddisfatti i requisiti previsti dal principio contabile internazionale IFRS 5 per la loro classificazione come \u201cdiscontinued operation\u201d.
\n
L\u2019incidenza delle imposte sul risultato ante imposte del
\n
2022 \u00e8 del 40%, a fronte di un\u2019incidenza del 30% nel 2021.
\n
Tale mag
\n
giore incidenza risente principalmente dei se-
\n
guenti fenomeni:
\n
\u2022 il diverso impatto fiscale degli adeguamenti di valore e
\n
dei risultati delle operazioni di Merger & Acquisition re-
\n
gistrati nel periodo rispetto all'anno precedente;
\n
\u2022 i maggiori costi sostenuti in Italia per il contributo straordi-
\n
nario contro il caro bollette, previsto dalla legge n. 51/2022
\n
(circa 121 milioni di euro) e per il contributo di solidariet\u00e0
\n
previsto dalla legge n. 197/2022 (circa 599 milioni di euro);
\n
\u2022 l\u2019effetto delle aliquote estere superiori a quella teorica
\n
italiana;
\n
\u2022 il minor credito fiscale per eliminare la doppia imposizio-
\n
ne sui dividendi in Enel Iberia (60 milioni di euro);
\n
\u2022 l\u2019effetto fiscale derivante dall\u2019applicazione dell\u2019iperinfla-
\n
zione in Argentina (30 milioni di euro).
\n
Gli effetti negativi sono stati in parte compensati:
\n
\u2022 dall\u2019impatto fiscale relativo alla cessione della partecipa-
\n
zione in Ufinet, Gridspertise e Mooney (190 milioni di euro);
\n
\u2022 dall\u2019effetto fiscale derivante dal regime di Patent Box in
\n
Italia (65 milioni di euro);
\n
\u2022 dalla fiscalit\u00e0 anticipata rilevata sull\u2019operazione di carve
\n
out di Enel X Way in Nord America (60 milioni di euro).
\n
Per la movimentazione delle imposte anticipate e differite
\n
si rimanda alla nota 25.
\n
Di seguito la riconciliazione tra aliquota fiscale teorica ed
\n
effettiva.
\n
Milioni di euro
\n
2022 2021
\n
(1)
\n
Risultato prima delle imposte 8.741 5.378
\n
Imposte teoriche 2.098 24% 1.291 24%
\n
Delta effetto fiscale su perdite di valore, plusvalenze e negative goodwill 399 (229)
\n
Effetto netto su fiscalit\u00e0 differita rilevata con sfasamento temporale - 70
\n
Riforme fiscali Argentina e Colombia - 166
\n
Adeguamento del credito fiscale di Enel Iberia - 211
\n
Regime fiscale agevolato su plusvalenza Open Fiber - (401)
\n
Regime fiscale agevolato su plusvalenze Ufinet, Gridspertise e Mooney (190) -
\n
Fiscalit\u00e0 anticipata rilevata sull\u2019operazione di carve out Enel X Way (60) -
\n
Patent Box in Italia (65) -
\n
Imposte anticipate non iscritte su perdite fiscali - 75
\n
Effetti fiscali vari relativi all\u2019economia iperinflazionata argentina 30 49
\n
Effetto fiscale per minusvalenza indeducibile Matimba 20 -
\n
Reversal tax credit per l\u2019operazione Astrid - 25
\n
Effetto fiscale per accantonamenti per rischi non deducibili in Spagna 30 -
\n
IRAP 260 276
\n
Contributo straordinario caro bollette 121 -
\n
Contributo di solidariet\u00e0 599 -
\n
Altre differenze, effetto delle diverse aliquote estere rispetto a quella teorica
\n
italiana e partite minori
\n
281 81
\n
Effetto rideterminazione dati comparativi discontinued operation - 6
\n
Totale 3.523 1.620
\n
(1) Il dato relativo all\u2019esercizio 2021 \u00e8 stato rideterminato, ai soli fini comparativi, per tenere conto della classificazione nella voce \u201cRisultato netto delle discon-
\n
tinued operation\u201d delle imposte afferenti alle attivit\u00e0 detenute in Russia (cedute nel corso del quarto trimestre 2022), Romania e Grecia in quanto sono stati
\n
soddisfatti i requisiti previsti dal principio contabile internazionale IFRS 5 per la loro classificazione come \u201cdiscontinued operation\u201d.
\n

\n", "dimensions": { "concept": "ifrs-full:DisclosureOfIncomeTaxExplanatory", "language": "it", "entity": "scheme:WOCMU6HCI0OJWNPRZS33", "period": "2022-01-01T00:00:00/2023-01-01T00:00:00" } }, "Tag1003": { "value": "\n

\n
18. Risultato e risultato diluito per azione
\n\n
Entrambi gli indici sono calcolati sulla consistenza media
\n
delle azioni ordinarie dell\u2019esercizio pari a 10.166.679.946
\n
azioni, rettificata della media delle azioni proprie detenute
\n

\n\n
e delle erogazioni effettuate nel corso dell\u2019anno.
\n
Il numero puntuale delle azioni proprie detenute al 31 di-
\n
cembre 2022 \u00e8 pari a 7.153.795 del valore nominale di 1
\n
euro (4.889.152 al 31 dicembre 2021).
\n
Milioni di euro
\n
2022 2021
\n
Risultato netto di pertinenza del Gruppo (base) 1.682 3.189
\n
di cui:
\n
- continuing operation 3.637 3.097
\n
- discontinued operation (1.955) 92
\n
Effetto di diritti preferenziali sui dividendi (per es., azioni privilegiate) - -
\n
Dividendi su strumenti di capitale (per es., obbligazioni ibride) (123) (71)
\n
Altro --
\n
Risultato netto di pertinenza del Gruppo attribuibile agli azionisti ordinari
\n
(base)
\n
1.559 3.118
\n
di cui:
\n
- continuing operation 3.514 3.026
\n
- discontinued operation (1.955) 92
\n
Numero di azioni (unit\u00e0)
\n
Numero di azioni ordinarie emesse al 1\u00b0 gennaio 10.166.679.946 10.166.679.946
\n
Effetto delle azioni proprie detenute (6.287.027) (4.111.452)
\n
Effetto delle opzioni su azioni esercitate 145.119 -
\n
Altro --
\n
Numero medio ponderato di azioni ordinarie in circolazione (totale) per il
\n
risultato base per azione
\n
10.160.538.038 10.162.568.494
\n
Risultato netto di pertinenza del Gruppo attribuibile agli azionist ordinari
\n
(base)
\n
1.559 3.118
\n
Effetto diluitivo:
\n
- interessi su obbligazioni convertibili --
\n
- altro --
\n
Risultato netto di pertinenza del Gruppo attribuibile agli azionisti ordinari
\n
(diluito)
\n
1.559 3.118
\n
di cui:
\n
- continuing operation 3.514 3.026
\n
- discontinued operation (1.955) 92
\n
Numero di azioni (unit\u00e0)
\n
Numero medio ponderato di azioni ordinarie in circolazione (totale)
\n
per il risultato base per azione
\n
10.160.538.038 10.162.568.494
\n
Effetto della conversione dei titoli convertibili - -
\n
Altro --
\n
Numero medio ponderato di azioni ordinarie in circolazione (totale)
\n
per il risultato diluito per azione
\n
10.160.538.038 10.162.568.494
\n
Risultato netto base per azione
\n
Risultato netto base per azione 0,15 0,31
\n
Risultato netto base per azione delle continuing operation 0,35 0,30
\n
Risultato netto base per azione delle discontinued operation (0,20) 0,01
\n
Risultato netto diluito per azione
\n
Risultato netto diluito per azione 0,15 0,31
\n
Risultato netto diluito per azione delle continuing operation 0,35 0,30
\n
Risultato netto diluito per azione delle discontinued operation (0,20) 0,01
\n

\n", "dimensions": { "concept": "ifrs-full:DisclosureOfEarningsPerShareExplanatory", "language": "it", "entity": "scheme:WOCMU6HCI0OJWNPRZS33", "period": "2022-01-01T00:00:00/2023-01-01T00:00:00" } }, "Tag1004": { "value": "\n
Entrambi gli indici sono calcolati sulla consistenza media
\n
delle azioni ordinarie dell\u2019esercizio pari a 10.166.679.946
\n
azioni, rettificata della media delle azioni proprie detenute
\n

\n", "dimensions": { "concept": "ifrs-full:DescriptionOfAccountingPolicyForEarningsPerShareExplanatory", "language": "it", "entity": "scheme:WOCMU6HCI0OJWNPRZS33", "period": "2022-01-01T00:00:00/2023-01-01T00:00:00" } }, "Tag1006": { "value": "\n
19. Immobili, impianti e macchinari - Euro 88.521 milioni
\n
Il dettaglio e la movimentazione delle attivit\u00e0 materiali rela-
\n
tivi all\u2019esercizio 2022 sono di seguito riportati.
\n
Milioni di euro Terreni Fabbricati
\n
Impianti e
\n
macchinari
\n
Attrezzature
\n
industriali e
\n
commerciali Altri beni
\n
Beni in
\n
leasing
\n
Migliorie
\n
su immobili
\n
di terzi
\n
Immob.
\n
in corso
\n
e acconti Totale
\n
Costo storico al netto degli
\n
impairment cumulati
\n
643 11.115 163.443 547 1.551 3.722 482 11.819 193.322
\n
Fondo ammortamento - 5.650 100.069 396 1.188 1.093 354 - 108.750
\n
Consistenza al 31.12.2021 643 5.465 63.374 151 363 2.629 128 11.819 84.572
\n
Investimenti 3 43 2.125 32 115 - 7 8.905 11.230
\n
Passaggi in esercizio 27 804 5.078 7 22 27 49 (6.014) -
\n
Differenze di cambio (2) 163 322 1 (20) 86 1 133 684
\n
Variazioni perimetro di
\n
consolidamento
\n
4 46 700 - 2 (9) - (122) 621
\n
Dismissioni (1) (12) (89) (1) (8) (96) - (63) (270)
\n
Ammortamenti - (215) (3.893) (24) (90) (336) (43) - (4.601)
\n
Impairment 1 - (153) - (1) - - (49) (202)
\n
Ripristini di valore (1) - 47 - - - - - 46
\n
Altri movimenti 1 23 714 2 38 552 (3) 345 1.672
\n
Riclassifica da/ad \u201cAttivit\u00e0
\n
classificate come
\n
possedute per la vendita\u201d
\n
(46) (430) (3.540) (5) (129) (91) - (990) (5.231)
\n
Totale variazioni (14) 422 1.311 12 (71) 133 11 2.145 3.949
\n
Costo storico al netto degli
\n
impairment cumulati
\n
629 11.606 165.370 572 1.439 4.021 547 13.964 198.148
\n
Fondo ammortamento - 5.719 100.685 409 1.147 1.259 408 - 109.627
\n
Consistenza al 31.12.2022 629 5.887 64.685 163 292 2.762 139 13.964 88.521
\n
Gli \u201cImpianti e macchinari\u201d includono beni gratuitamente
\n
devolvibili per un valore netto di libro di 8.409 milioni di euro
\n
(7.946 milioni di euro al 31 dicembre 2021), sostanzialmente
\n
riferibili a impianti di produzione di energia elettrica in Ibe-
\n
ria e America Latina per 3.456 milioni di euro (3.672 milioni di
\n
euro al 31 dicembre 2021) e alla rete di distribuzione di ener-
\n
gia elettrica in America Latina per 4.228 milioni di euro (3.506
\n
milioni di euro al 31 dicembre 2021).
\n
Per i \u201cBeni in leasing\u201d si rinvia alla successiva nota 21.
\n
Nel seguito vengono sintetizzati gli investimenti effettuati nel
\n
corso del 2022 per tipologia. Tali investimenti, complessiva-
\n
mente pari a 13.329 milioni di euro, registrano un incremento
\n
rispetto al 2021 di 1.128 milioni di euro, particolarmente con-
\n
centrato negli impianti di generazione solare.
\n
Milioni di euro
\n
2022 2021 2022-2021
\n
Impianti di produzione:
\n
- termoelettrici 661 550 111 20,2%
\n
- idroelettrici 435 402 33 8,2%
\n
- geotermoelettrici 121 120 1 0,8%
\n
- nucleari 134 157 (23) -14,6%
\n
- con fonti energetiche alternative 5.189 4.947 242 4,9%
\n
Totale impianti di produzione 6.540 6.176 364 5,9%
\n
Reti di distribuzione di energia elettrica
\n
(1)
\n
4.483 4.389 94 2,1%
\n
Enel X (e-City, e-Industries, e-Home) 373 285 88 30,9%
\n
Enel X Way (e-Mobility) 113 82 31 37,8%
\n
Customer Retail 721 643 78 12,1%
\n
Altro 1.099 626 473 75,6%
\n
TOTALE
\n
(2)
\n
13.329 12.201 1.128 9,2%
\n
(1) I valori del 2022 non considerano 1.174 milioni di euro riferiti a investimenti in infrastrutture comprese nell\u2019IFRIC 12 (907 milioni di euro nel 2021).
\n
(2) Il dato del 2022 include 156 milioni di euro riferiti al perimetro classificato come \u201cposseduto per la vendita\u201d (111 milioni di euro nel 2021).
\n

\n\n
Il Gruppo Enel, in linea con gli accordi di Parigi in termini di ri-
\n
duzione delle emissioni di CO
\n
2
\n
, guidato da obiettivi di efficienza
\n
energetica e di transizione energetica, ha investito soprattutto
\n
in impianti di generazione da fonti energetiche alternative. Gli
\n
investimenti in impianti di produzione si riferiscono infatti prin-
\n
cipalmente a impianti solari negli Stati Uniti, in Italia, in Spagna,
\n
in Colombia, in Per\u00f9, in Cile, in Brasile, in Sudafrica e in Australia.
\n
Al fine di rispondere agli eventi climatici esterni sempre pi\u00f9
\n
mutevoli e quindi investire sulla resilienza delle reti, il Gruppo
\n
ha continuato a investire nella Linea di Business della Distribu-
\n
zione (4.483 milioni di euro). L\u2019incremento di 94 milioni di euro
\n
\u00e8 riconducibile soprattutto ai maggiori investimenti in Italia,
\n
Brasile e Per\u00f9, principalmente per manutenzione correttiva e
\n
affidabilit\u00e0 della rete.
\n
L\u2019incremento degli investimenti di Enel X si registra principal-
\n
mente in Italia nei business e-City ed e-Home, in Nord America
\n
e Australia per effetto dei maggiori Capex industriali del Battery
\n
Energy Storage per la realizzazione di nuovi progetti, in Brasile
\n
per l\u2019effetto delle maggiori spese che sono state sostenute nei
\n
business Smart Lighting, e-Home e Distributed Energy (avvio
\n
di nuovi progetti PV-Fotovoltaico), in Per\u00f9 nel business dell\u2019il-
\n
luminazione pubblica, in Colombia a seguito dell\u2019avvio di nuovi
\n
progetti nel business Distributed Energy (PV-Fotovoltaico) e in
\n
Spagna nel business e-Home.
\n
I maggiori investimenti di Enel X Way sono riferiti alla realizza-
\n
zione di nuovi punti di ricarica relativi alla mobilit\u00e0 elettrica pre-
\n
valentemente in Spagna.
\n
La variazione della voce \u201cAltro\u201d accoglie principalmente gli in-
\n
vestimenti effettuati nel corso dell\u2019anno nei sistemi di accumu-
\n
lo dell\u2019energia a batteria (BESS) in Italia e Nord America.
\n
L\u2019impatto positivo dei cambi \u00e8 di 684 milioni di euro.
\n
Le \u201cVariazioni del perimetro di consolidamento\u201d dell\u2019esercizio
\n
2022 si riferiscono principalmente all\u2019acquisizione della societ\u00e0
\n
ERG Hydro Srl (ora confluita in Enel Produzione) in Italia e alla
\n
vendita di Thar Surya 1 Private Limited in India.
\n
Gli impairment risultano pari a 202 milioni di euro e sono ricon-
\n
ducibili prevalentemente all\u2019adeguamento di valore effettuato
\n
in Spagna sugli asset presenti nei territori extrapeninsulari delle
\n
Isole Baleari, delle Canarie, di Ceuta e Melilla e del Terminal Por-
\n
tuario de Los Barrios, e in Colombia per la Sociedad Portuaria
\n
Central Cartagena SA, controllata da Enel Colombia, che ter-
\n
miner\u00e0 le sue operazioni commerciali a partire da novembre
\n
2023; per tale ragione al 31 dicembre 2022 il valore contabile
\n
degli \u201cImpianti e macchinari\u201d \u00e8 stato sottoposto a svalutazione.
\n
Inoltre, l'impairment include le svalutazioni connesse agli asset
\n
di Enel Produzione riferiti alle centrali a carbone di Torrevaldali-
\n
ga Nord, Fusina e Brindisi Sud.
\n
La \u201cRiclassifica da/ad attivit\u00e0 possedute per la vendita\u201d \u00e8 da
\n
riferirsi principalmente a tutti gli asset presenti nelle societ\u00e0
\n
in Romania, Grecia e di Enel Russia, quest\u2019ultima venduta nel
\n
corso dell\u2019ultimo trimestre 2022. In aggiunta accoglie preva-
\n
lentemente la riclassifica come possedute per la vendita degli
\n
asset delle societ\u00e0 Enel Generaci\u00f3n Costanera SA e Central
\n
Dock Sud SA in Argentina, 3SUN Srl in Italia, Avikiran Solar India
\n
Private Limited in India e delle societ\u00e0 Bungala in Australia.
\n
Gli \u201cAltri movimenti\u201d includono l\u2019accantonamento degli oneri
\n
smantellamento e ripristino impianti per un importo negativo
\n
di 302 milioni di euro principalmente in Spagna e in Nord Ame-
\n
rica, i nuovi contratti di leasing per 585 milioni di euro, l\u2019adegua-
\n
mento dei valori delle attivit\u00e0 materiali delle societ\u00e0 argentine
\n
che operano in una economia iperinflazionata per 1.081 milioni
\n
di euro nonch\u00e9 l\u2019effetto della capitalizzazione degli interessi su
\n
finanziamenti specificamente dedicati a investimenti effettuati
\n
su immobili, impianti e macchinari per 260 milioni di euro (182
\n
milioni di euro nel 2021), di seguito dettagliati.
\n
Milioni di euro
\n
2022 Tasso % 2021 Tasso % 2022-2021
\n
EGP North America 83 0,5% 17 0,2% 66 -
\n
EGP M\u00e9xico 14 7,0% 10 4,3% 4 40,0%
\n
EGP South Africa 22 6,3% 61 6,3% (39) -63,9%
\n
Gruppo Enel Am\u00e9ricas 50 3,2% 23 3,7% 27 -
\n
Gruppo Enel Chile 91 6,1% 80 7,0% 11 13,8%
\n
Gruppo Endesa 5 1,4% 4 1,5% 1 25,0%
\n
Gruppo Enel Russia - 18 8,5% (18) -
\n
Gruppo EGP India 7 9,9% 8 8,3% (1) -12,5%
\n
Gruppo EGP Australia - 1 0,2% (1) -
\n
Enel Produzione 1 2,1% 2 2,1% (1) -50,0%
\n
C&C Uno Energy Srl 1 3,1% - 1 -
\n
Nuove Energie 21,6% 10,5% 1 -
\n
Enel Green Power Italia 6 3,6% 5 3,3% 1 20,0%
\n
Enel Finance International - 12 1,8% (12) -
\n
Totale
\n
(1)
\n
282 242 40 16,5%
\n
(1) Il valore totale del 2022 include anche 22 milioni di euro riferiti ad attivit\u00e0 possedute per la vendita (il valore dell 2021 include anche -5 milioni di euro di
\n
oneri finanziari capitalizzati relativi a immobilizzazioni immateriali, 4 milioni di euro riferito ad altre attivit\u00e0 non correnti e 61 milioni di euro riferiti ad attivit\u00e0
\n
possedute per la vendita).
\n

\n\n
Al 31 dicembre 2022, l\u2019ammontare degli impegni contrat-
\n
tuali in essere per l\u2019acquisto di immobili, impianti e macchi-
\n
nari \u00e8 pari a 2.926 milioni di euro.
\n

\n", "dimensions": { "concept": "ifrs-full:DisclosureOfPropertyPlantAndEquipmentExplanatory", "language": "it", "entity": "scheme:WOCMU6HCI0OJWNPRZS33", "period": "2022-01-01T00:00:00/2023-01-01T00:00:00" } }, "Tag1001": { "value": "\n
20. Infrastrutture comprese nell\u2019\u201cIFRIC 12 - Accordi per servizi in concessione\u201d
\n
Gli accordi per servizi in concessione, rilevati in base all\u2019I-
\n
FRIC 12, si riferiscono a talune infrastrutture asservite alle
\n
concessioni del servizio di distribuzione di energia elettrica
\n
in Brasile e Costa Rica.
\n
Nella seguente tabella si riepilogano gli elementi rilevanti di
\n
tali concessioni:
\n
Milioni di euro
\n
Concedente Attivit\u00e0 Paese
\n
Periodo della
\n
concessione
\n
Periodo
\n
residuo della
\n
concessione
\n
Opzione
\n
di rinnovo
\n
Totale
\n
riconosciuto
\n
tra le attivit\u00e0
\n
da contratti
\n
con clienti al
\n
31.12.2022
\n
Totale
\n
riconosciuto
\n
tra le attivit\u00e0
\n
finanziarie al
\n
31.12.2022
\n
Totale
\n
riconosciuto
\n
tra le attivit\u00e0
\n
immateriali
\n
al
\n
31.12.2022
\n
Enel Distribui\u00e7\u00e3o
\n
Rio de Janeiro
\n
Stato
\n
brasiliano
\n
Distribuzione
\n
di energia
\n
elettrica
\n
Brasile 1996-2026 4 anni S\u00ec 116 1.138 453
\n
Enel Distribui\u00e7\u00e3o
\n
Cear\u00e1
\n
Stato
\n
brasiliano
\n
Distribuzione
\n
di energia
\n
elettrica
\n
Brasile 1998-2028 6 anni S\u00ec 86 876 459
\n
Enel Green
\n
Power Mour\u00e3o
\n
Stato
\n
brasiliano
\n
Produzione
\n
di energia
\n
elettrica
\n
Brasile 2016-2046 24 anni No - 5 -
\n
Enel Green
\n
Power
\n
Paranapanema
\n
Stato
\n
brasiliano
\n
Produzione
\n
di energia
\n
elettrica
\n
Brasile 2016-2046 24 anni No - 26 -
\n
Enel Green
\n
Power Volta
\n
Grande
\n
Stato
\n
brasiliano
\n
Generazione
\n
di energia
\n
elettrica
\n
Brasile 2017-2047 25 anni No - 276 -
\n
Enel Distribui\u00e7\u00e3o
\n
S\u00e3o Paulo
\n
Stato
\n
brasiliano
\n
Distribuzione
\n
di energia
\n
elettrica
\n
Brasile 1998-2028 6 anni S\u00ec 290 1.318 544
\n
PH Chucas
\n
Istituto
\n
Costaricense
\n
dell\u2019Elettricit\u00e0
\n
Impianto
\n
idroelettrico
\n
Costa
\n
Rica
\n
2012-2031 9 anni No - 103 44
\n
Totale 492 3.742 1.500
\n
Il valore dei beni al termine della concessione, classificati
\n
tra le attivit\u00e0 finanziarie, \u00e8 valutato al fair value. Per mag-
\n
giori dettagli si rimanda alla nota 52 \u201cAttivit\u00e0 e passivit\u00e0 mi-
\n
surate al fair value\u201d.
\n

\n\n
Nella tabella che segue sono esposti gli accordi per ser-
\n
vizi in concessione non ricompresi nell\u2019applicazione dell\u2019I-
\n
FRIC 12 che presentano un saldo di bilancio al 31 dicembre
\n
2022.
\n

\n\n
Milioni di euro
\n
Concedente Attivit\u00e0 Paese
\n
Periodo della
\n
conc.
\n
Periodo
\n
residuo della
\n
conc.
\n
Opz. di
\n
rinnovo
\n
al
\n
31.12.2022
\n
Fair value
\n
iniziale
\n
Endesa Distribuci\u00f3n
\n
El\u00e9ctrica
\n
-
\n
Distribuzione
\n
di energia
\n
elettrica
\n
Spagna Indefinito Indefinito - 5.678 5.673
\n
Enel Colombia (ex
\n
Codensa)
\n
Repubblica
\n
della
\n
Colombia
\n
Distribuzione
\n
di energia
\n
elettrica
\n
Colombia Indefinito Indefinito - 1.047 1.839
\n
Enel Distribuci\u00f3n Chile
\n
(ex Chilectra)
\n
Repubblica
\n
del Cile
\n
Distribuzione
\n
di energia
\n
elettrica
\n
Cile Indefinito Indefinito - 1.331 1.667
\n
Enel Distribuci\u00f3n
\n
Per\u00fa (ex Empresa de
\n
Distribuci\u00f3n El\u00e9ctrica de
\n
Lima Norte)
\n
Repubblica
\n
del Per\u00f9
\n
Distribuzione
\n
di energia
\n
elettrica
\n
Per\u00f9 Indefinito Indefinito - 584 548
\n
I beni a vita utile indefinita hanno un valore complessivo di
\n
8.640 milioni di euro (8.633 milioni di euro al 31 dicembre
\n
2021) riferibili essenzialmente alle concessioni per l\u2019attivit\u00e0
\n
di distribuzione in Spagna (5.678 milioni di euro), Colom-
\n
bia (1.047 milioni di euro), Cile (1.331 milioni di euro) e Per\u00f9
\n
(584 milioni di euro), per le quali non \u00e8 normativamente
\n

\n\n
prevista n\u00e9 prevedibile a oggi una data di scadenza all\u2019e-
\n
sercizio del servizio; sulla base delle previsioni formulate, i
\n
flussi di cassa attribuibili a ciascuna CGU, alla quale appar-
\n
tengono le varie concessioni, sono sufficienti a recuperare
\n
il valore di iscrizione in bilancio. La variazione dell\u2019anno \u00e8
\n
riferita principalmente alla variazione del tasso di cambio.
\n
Per maggiori dettagli sulla voce \u201cAccordi per servizi in con-
\n
cessione\u201d si rimanda alla nota 20.
\n

\n\n
Milioni di euro Non corrente Corrente
\n
al 31.12.2022 al 31.12.2021 al 31.12.2022 al 31.12.2021
\n
Attivit\u00e0 derivanti da contratti con i clienti 508 530 106 121
\n
Passivit\u00e0 derivanti da contratti con i clienti 5.747 6.214 1.775 1.433
\n

\n\n
Le attivit\u00e0 non correnti derivanti da contratti con i clienti si
\n
riferiscono principalmente alle attivit\u00e0 in fase di realizza-
\n
zione derivanti da accordi per servizi pubblici in conces-
\n
sione \u201cpublic-to-private\u201d rilevati secondo quanto previsto
\n
dall\u2019IFRIC 12, con scadenza oltre i 12 mesi (492 milioni di
\n
euro). Tale casistica ricorre nei casi in cui il concessiona-
\n
rio non abbia ancora maturato pienamente il diritto a farsi
\n
riconoscere tali attivit\u00e0 dal concedente in quanto contrat-
\n
tualmente sussiste tuttavia un\u2019obbligazione di fare perch\u00e9 il
\n
bene venga completato e possa essere remunerato attra-
\n
verso la tariffa. Si precisa che il valore al 31 dicembre 2022
\n
comprende investimenti del periodo per un ammontare
\n
pari a 1.174 milioni di euro.
\n

\n\n
Milioni di euro
\n
al 31.12.2022 al 31.12.2021 2022-2021
\n
Partecipazioni in altre imprese valutate al fair value 366 72 294 -
\n
Crediti e titoli inclusi nell\u2019indebitamento finanziario netto (vedi nota 29.1) 4.213 2.692 1.521 56,5%
\n
Accordi per servizi in concessione 3.732 2.890 842 29,1%
\n
Risconti attivi finanziari non correnti 48 50 (2) -4,0%
\n
Totale 8.359 5.704 2.655 46,5%
\n

\n\n
Le \u201cAltre attivit\u00e0 finanziarie non correnti\u201d si incrementano
\n
di 2.655 milioni di euro principalmente per:
\n
\u2022 l\u2019incremento dei crediti inclusi nell\u2019indebitamento finan-
\n
ziario netto, come dettagliato nella nota 29.1;
\n
\u2022 l\u2019aumento delle attivit\u00e0 finanziarie relative agli accordi
\n
per servizi in concessione, soprattutto in Brasile;
\n
\u2022 la rilevazione della partecipazione in Zacapa Topco, a
\n
seguito della cessione da parte di Enel X International
\n
dell\u20191,1% della quota di partecipazione in Ufinet che ha
\n
determinato la perdita del controllo congiunto su Zaca-
\n
pa Topco.
\n

\n

\n\n
Milioni di euro Non correnti Correnti
\n
Note
\n
al 31.12.2022 al 31.12.2021 Note al 31.12.2022 al 31.12.2021
\n
Disponibilit\u00e0 liquide e mezzi equivalenti - - 35 10.169 8.759
\n
Crediti commerciali 34 1.388 1.301 34 15.217 14.775
\n
Quota corrente di crediti finanziari a lungo termine - - 30.1 2.838 1.538
\n
Cash collateral - - 30.1 8.319 6.485
\n
Altri crediti finanziari 29.1 3.766 2.289 30.1 2.090 315
\n
Attivit\u00e0 finanziarie da accordi per servizi in concessione al costo
\n
ammortizzato
\n
29 295 260 29 12 64
\n
Altre attivit\u00e0 finanziarie al costo ammortizzato 282 242 1.412 2.735
\n
Totale 5.731 4.092 40.057 34.671
\n
\n\n
\n\n
\n\n
48.1.3 Attivit\u00e0 finanziarie al fair value rilevato
\n
a Conto economico
\n
La tabella seguente espone le attivit\u00e0 finanziarie al fair va-
\n
lue rilevato a Conto economico (FVTPL) per natura, suddi-
\n
vise in attivit\u00e0 finanziarie correnti e non correnti.
\n
Milioni di euro Non correnti Correnti
\n
Note
\n
al 31.12.2022 al 31.12.2021 Note al 31.12.2022 al 31.12.2021
\n
Derivati al FVTPL 51 473 277 51 12.075 19.664
\n
Investimenti in attivit\u00e0 liquide - - 35 872 99
\n
Attivit\u00e0 finanziarie al FVTPL - - 30, 30.1 176 41
\n
Titoli --30.1-
\n
1
\n
Partecipazioni in altre imprese al FVTPL 29 6 32 - -
\n
Attivit\u00e0 finanziarie da accordi per servizi in concessione al FVTPL 29 3.436 2.630 - -
\n
Totale 3.915 2.939 13.123 19.805
\n
\n\n
\n\n
\n\n
Milioni di euro Attivit\u00e0 non correnti Attivit\u00e0 correnti
\n
Note Fair value Livello 1 Livello 2 Livello 3 Fair value Livello 1 Livello 2 Livello 3
\n
al 31.12.2022 al 31.12.2022
\n
Partecipazioni in altre imprese
\n
FVOCI
\n
29 360 14 43 303 - - - -
\n
Titoli FVOCI 29.1, 30.1 447 447 - - 78 78 - -
\n
Crediti e altre attivit\u00e0 finanziarie
\n
valutate al FVOCI
\n
94 - 94 - 201 - 201 -
\n
Partecipazioni in altre imprese
\n
FVTPL
\n
29 7--7 ----
\n
Attivit\u00e0 finanziarie da accordi
\n
per servizi in concessione
\n
FVTPL
\n
29 3.436 - 3.436 - - - - -
\n
Crediti e altre attivit\u00e0 finanziarie
\n
valutate al FVTPL
\n
8--8 176176--
\n
Altri investimenti di liquidit\u00e0 al
\n
FVTPL
\n
---- 87242-830
\n
Contributi non monetari relativi
\n
a certificati ambientali
\n
16--16 ----
\n
Derivati di fair value hedge:
\n
- tassi 51 22 - 22 - - - - -
\n
- cambi 51 15 - 15 - - - - -
\n
Derivati di cash flow hedge:
\n
- tassi 51 336 - 336 - - - - -
\n
- cambi 51 1.854 - 1.854 - 389 - 389 -
\n
- commodity 51 1.270 314 300 656 2.366 496 1.597 273
\n
Derivati di trading:
\n
- tassi 51 - - - - - - - -
\n
- cambi 51 1 - 1 - 74 - 74 -
\n
- commodity 51 472 109 362 1 12.001 10.640 1.360 1
\n
Rimanenze valutate al fair value 51 15 15 - - 18 - 18 -
\n
Corrispettivi potenziali
\n
(contingent consideration)
\n
5--5 2-2-
\n

\n\n
Le \u201cAttivit\u00e0 finanziarie da accordi per servizi in concessione
\n
FVTPL\u201d sono relative all\u2019attivit\u00e0 di distribuzione di energia
\n
elettrica sul mercato brasiliano, prevalentemente da parte
\n
delle societ\u00e0 Enel Distribui\u00e7\u00e3o Rio de Janeiro, Enel Distribu-
\n
i\u00e7\u00e3o Cear\u00e1 ed Enel Distribui\u00e7\u00e3o S\u00e3o Paulo, nonch\u00e9 all\u2019im-
\n
pianto di generazione di PH Chucas in Costa Rica, e sono
\n
contabilizzate applicando l\u2019IFRIC 12.
\n

\n", "dimensions": { "concept": "ifrs-full:DisclosureOfServiceConcessionArrangementsExplanatory", "language": "it", "entity": "scheme:WOCMU6HCI0OJWNPRZS33", "period": "2022-01-01T00:00:00/2023-01-01T00:00:00" } }, "Tag1002": { "value": "\n
21. Leasing
\n
Nella seguente tabella viene esposta la movimentazione
\n
del diritto d\u2019uso nel corso del 2022.
\n
Milioni di euro
\n
Terreni in
\n
leasing
\n
Fabbricati in
\n
leasing
\n
Impianti in
\n
leasing
\n
Altri beni in
\n
leasing Totale
\n
Totale al 31.12.2021 1.147 517 441 524 2.629
\n
Incrementi 289 172 (1) 138 598
\n
Differenza cambi 63 6 11 6 86
\n
Ammortamento (48) (120) (36) (132) (336)
\n
Altri movimenti (139) (62) 9 (23) (215)
\n
Totale al 31.12.2022 1.312 513 424 513 2.762
\n

\n\n
Le passivit\u00e0 di leasing e i loro movimenti durante l\u2019anno
\n
sono riportati nella tabella che segue:
\n
Milioni di euro
\n
Totale al 31.12.2021 2.547
\n
Incrementi 445
\n
Pagamenti (310)
\n
Altri movimenti (10)
\n
Totale al 31.12.2022 2.672
\n
di cui a medio-lungo termine 2.409
\n
di cui a breve termine 263
\n
Milioni di euro
\n
2022
\n
Ammortamento delle attivit\u00e0 consistenti nel diritto di utilizzo 327
\n
Interessi passivi sulle passivit\u00e0 del leasing 96
\n
Costi relativi a leasing a breve termine (inclusi nei costi per servizi e altri materiali) 59
\n
Costi relativi a leasing di attivit\u00e0 di modesto valore (inclusi nei costi per servizi e altri materiali) -
\n
Costi relativi ai pagamenti variabili dovuti per leasing (inclusi nei costi per servizi e altri materiali) 32
\n
Totale 514
\n

\n", "dimensions": { "concept": "ifrs-full:DisclosureOfLeasesExplanatory", "language": "it", "entity": "scheme:WOCMU6HCI0OJWNPRZS33", "period": "2022-01-01T00:00:00/2023-01-01T00:00:00" } }, "Tag1005": { "value": "\n
22. Investimenti immobiliari - Euro 94 milioni
\n
Milioni di euro
\n
Costo storico al netto degli impairment cumulati 129
\n
Fondo ammortamento 38
\n
Consistenza al 31.12.2021 91
\n
Differenze di cambio 1
\n
Ammortamenti (2)
\n
Impairment -
\n
Altri movimenti 4
\n
Totale variazioni 3
\n
Costo storico al netto degli impairment cumulati 116
\n
Fondo ammortamento 22
\n
Consistenza al 31.12.2022 94
\n
Gli investimenti immobiliari al 31 dicembre 2022 ammonta-
\n
no a 94 milioni di euro e presentano un incremento pari a 3
\n
milioni di euro rispetto all\u2019anno precedente.
\n
Gli investimenti immobiliari del Gruppo sono rappresentati
\n
da immobili siti in Italia, Spagna, Brasile e Cile, sui quali non
\n
sussistono restrizioni sulla realizzabilit\u00e0 degli investimenti
\n
o sulla rimessa dei proventi e incassi connessi alla dismis-
\n
sione. Inoltre, si precisa che il Gruppo non ha obbligazioni
\n
contrattuali per l\u2019acquisizione, la costruzione o lo sviluppo
\n
degli investimenti immobiliari o per riparazioni, manuten-
\n
zioni o migliorie.
\n
La variazione dell\u2019esercizio \u00e8 prevalentemente dovuta alle
\n
perdite di valore di alcuni asset in Spagna e all\u2019ammorta-
\n
mento dell\u2019anno.
\n
Per maggiori dettagli sulla valutazione degli investimenti
\n
immobiliari si rimanda alle note 52 \u201cAttivit\u00e0 e passivit\u00e0 mi-
\n
surate al fair value\u201d e 52.2 \u201cAttivit\u00e0 non misurate al fair value
\n
nello Stato patrimoniale\u201d.
\n

\n", "dimensions": { "concept": "ifrs-full:DisclosureOfInvestmentPropertyExplanatory", "language": "it", "entity": "scheme:WOCMU6HCI0OJWNPRZS33", "period": "2022-01-01T00:00:00/2023-01-01T00:00:00" } }, "Tag1007": { "value": "\n

\n\n
23. Attivit\u00e0 immateriali - Euro 17.520 milioni
\n
Il dettaglio e la movimentazione delle attivit\u00e0 immateriali
\n
relativa all\u2019esercizio 2022 sono di seguito riportati:
\n
Milioni di euro
\n
Costi di
\n
sviluppo
\n
Diritti di brev.
\n
ind. e di utilizz.
\n
opere ing.
\n
Concessioni,
\n
licenze,
\n
marchi e diritti
\n
simili
\n
Accordi per
\n
servizi in
\n
concessione Altre
\n
Migliorie
\n
su attivit\u00e0
\n
immater. di
\n
terzi
\n
Immobil.
\n
in corso e
\n
acconti
\n
Contract
\n
cost Totale
\n
Costo storico al netto degli
\n
impairment cumulati
\n
43 3.512 12.842 5.781 5.092 - 1.760 2.063 31.093
\n
Fondo ammortamento 23 2.771 1.721 3.683 3.708 - - 1.117 13.023
\n
Consistenza al 31.12.2021 20 741 11.121 2.098 1.384 - 1.760 946 18.070
\n
Investimenti 49 82 151 - 131 - 784 746 1.943
\n
Passaggi in esercizio 19 263 14 - 396 - (694) 2 -
\n
Differenze di cambio - (7) 250 234 14 - (3) - 488
\n
Variazioni perimetro di
\n
consolidamento
\n
- 1 171 - - - 2 - 174
\n
Dismissioni - (1) - (15) (1) - (50) - (67)
\n
Ammortamenti (4) (326) (216) (381) (356) - - (375) (1.658)
\n
Impairment - - (1) - (6) - (6) - (13)
\n
Ripristini di valore - - - - - - - - -
\n
Altri movimenti 3 (23) 10 481 44 - 42 11 568
\n
Riclassifica da/ad \u201cAttivit\u00e0
\n
classificate come
\n
possedute per la vendita\u201d
\n
(8) (67) (705) (917) (174) - (88) (26) (1.985)
\n
Totale variazioni 59 (78) (326) (598) 48 - (13) 358 (550)
\n
Costo storico al netto degli
\n
impairment cumulati
\n
101 3.697 12.646 5.261 5.279 - 1.747 2.831 31.562
\n
Fondo ammortamento 22 3.034 1.851 3.761 3.847 - - 1.527 14.042
\n
Consistenza al 31.12.2022 79 663 10.795 1.500 1.432 - 1.747 1.304 17.520
\n
Il portafoglio di propriet\u00e0 intellettuale (anche definita \u201cIP\u201d) di
\n
Enel comprende un complesso di informazioni funzionali a
\n
una crescita sostenibile. L\u2019ecosistema di Open Innovability
\n
\u00ae
\n
\n
genera innovazione attraverso la creazione e la condivisio-
\n
ne di soluzioni interne ed esterne che danno vita a un flus-
\n
so di invenzioni che trovano negli strumenti della propriet\u00e0
\n
intellettuale tutela e valorizzazione.
\n
Al 31 dicembre 2022 il Gruppo dispone, complessivamen-
\n
te, di 883 brevetti per invenzione industriale, appartenenti
\n
a 163 famiglie brevettuali; di questi, 711 sono titoli concessi
\n
e 172 domande pendenti. Si tratta di un portafoglio che as-
\n
sicura protezione su tutti i mercati in cui il Gruppo \u00e8 pre-
\n
sente. Il portafoglio IP di Enel comprende anche 23 modelli
\n
di utilit\u00e0 e 194 registrazioni di design. Unitamente ai bre-
\n
vetti, ai modelli di utilit\u00e0 e ai design figurano tra i diritti di IP
\n
anche segreti industriali di natura sia tecnica sia commer-
\n
ciale che vengono costantemente codificati e manutenuti
\n
in linea con quanto previsto dalla procedura organizzativa
\n
di Trade Secrets Management. Per quanto riguarda i mar-
\n
chi, il Gruppo \u00e8 titolare di 2.027 registrazioni, di cui 1.642
\n
gi\u00e0 concesse e 385 domande pendenti.
\n
Enel ha consolidato i processi di gestione della generazio-
\n
ne e dello sfruttamento dei diritti di propriet\u00e0 intellettuale
\n
all\u2019interno delle procedure organizzative Intellectual Pro-
\n
perty Management e Trade Secrets Management. Entram-
\n
be le procedure organizzative guardano al capitale umano
\n
come elemento essenziale nella creazione di IP e mirano
\n
a incentivare la partecipazione dei dipendenti al processo
\n
inventivo, responsabilizzandoli sull\u2019importanza strategica
\n
di tutti i trovati.
\n
Nel corso dell\u2019anno 2022, l\u2019attivit\u00e0 di codifica e protezione
\n
della propriet\u00e0 intellettuale \u00e8 proseguita in tutte le Linee di
\n
Business Globali. In particolare:
\n
\u2022 Enel X Global Retail ha incentrato la propria attivit\u00e0 sulle
\n
piattaforme strategiche, codificando diritti d\u2019autore sulla
\n
Big Data Platform, contenitore di dati strategici per tutte
\n
le unit\u00e0 di business di Enel X, e X Customer, gestionale
\n
globale dei clienti Enel X. In tema di Circular Economy,
\n
in Enel X sono stati protetti ai sensi del diritto d\u2019autore
\n
gli schemi di circolarit\u00e0 unitamente ai relativi punteggi
\n
e meccanismi di funzionamento. Nell\u2019ambito della tele-
\n
medicina, \u00e8 stato registrato un design multiplo in Unione
\n
Europea sulle interfacce grafiche della app \u201cSmart Axi-
\n
stance eWell\u201d che consente di offrire agli utenti un pac-
\n
chetto completo di wellness.
\n
\u2022 In Enel Green Power and Thermal Generation, si eviden-
\n
ziano nel corso dell\u2019esercizio:
\n
\u2013 nel settore fotovoltaico, (i) una domanda di brevetto
\n
per invenzione industriale e una di design su una solu-
\n
zione che automatizza il processo di installazione dei
\n

\n\n

\n\n

\n\n

\n

\n
pannelli fotovoltaici in campo, diminuendo i tempi e i
\n
costi di installazione e aumentando la sicurezza degli
\n
operatori; (ii) una domanda di brevetto in contitola-
\n
rit\u00e0 con il Commissariat \u00e0 l\u2019\u00c9nergie Atomique et aux
\n
\u00c9nergies Alternatives (CEA) relativa a un sistema che
\n
permette di ottimizzare la rimozione e l\u2019inserimento
\n
automatico della barra di fissaggio (\u201cwafer bar hol-
\n
der\u201d) della cassetta utilizzata per il processo dei wafer
\n
nelle cappe chimiche. Prosegue, inoltre, nella fabbrica
\n
di 3SUN la generazione e protezione, principalmente
\n
sotto forma di segreto industriale, del know-how tec-
\n
nologico necessario per il progetto Gigafactory;
\n
\u2013 nella generazione idroelettrica, una domanda di bre-
\n
vetto per modello di utilit\u00e0, relativo a una soluzione
\n
robotica che agevola il controllo degli impianti, con-
\n
sentendo l\u2019ispezione di tutti i luoghi difficilmente ac-
\n
cessibili per il personale, come chiocciole idroelettri-
\n
che, palette distributore o condotte idroelettriche di
\n
piccolo diametro.
\n
\u2022 Enel Grids ha depositato nel 2022 due domande di bre-
\n
vetto per invenzioni: una in ambito di asset recognition
\n
e anomaly detection delle reti e degli eventi di rete (pro-
\n
getto ODIN) e l\u2019altra nel campo dei dispositivi di sicurezza
\n
per operai che lavorano in altezza. Si segnalano inoltre:
\n
(i) la registrazione del design della nuova cabina stradale
\n
sostenibile, che sar\u00e0 implementata utilizzando materiali
\n
riciclati per ridurre l\u2019impatto ambientale e (ii) il deposito
\n
della domanda di un brevetto per modello di utilit\u00e0 in am-
\n
bito sicurezza, consistente in un metodo per la delimita-
\n
zione dei cantieri stradali. Sempre nell\u2019anno, Gridspertise
\n
ha consolidato il proprio portafoglio IP depositando una
\n
domanda di brevetto relativo al device Quantum Edge -
\n
Qed
\n
\u00ae
\n
che, sfruttando l\u2019edge computing per digitalizzare
\n
i componenti fisici delle sottostazioni secondarie, riduce
\n
i costi di installazione, formazione, funzionamento e ma-
\n
nutenzione e aumenta l\u2019affidabilit\u00e0 della rete.
\n
\u2022 Global e-Mobility ha protetto i dispositivi di ricarica do-
\n
mestica intelligente JuiceBox DC e JuiceBox 4.0 rispet-
\n
tivamente attraverso: (i) un design internazionale regi-
\n
strato in Unione Europea, Regno Unito e Stati Uniti e (ii)
\n
un design internazionale registrato in Canada, Messico
\n
e Stati Uniti. L\u2019attivit\u00e0 di protezione della propriet\u00e0 intel-
\n
lettuale sulle stazioni di ricarica per veicoli elettrici si \u00e8
\n
estesa anche alla registrazione in Unione Europea e negli
\n
Stati Uniti dei design dei prodotti JuiceMedia 2.0 e Jui-
\n
ceMod.
\n
\u2022 Enel Global Services ha depositato in Italia una doman-
\n
da di brevetto per invenzione industriale sul metodo di
\n
gestione dell\u2019innovazione, protetto anche come marchio
\n
denominativo ENEL OOPS\u2026! INNOVATION
\n
\u00ae
\n
. Tale metodo
\n
si basa sul perfezionamento dei processi industriali at-
\n
traverso gli strumenti dell\u2019Open Innovability
\n
\u00ae
\n
.
\n
Pi\u00f9 in generale, il Gruppo continua a investire risorse nello
\n
sviluppo di soluzioni a elevata densit\u00e0 di IP che si attesta
\n
principalmente nelle forme di protezione autoriale e se-
\n
greto industriale su database e algoritmi di previsione dei
\n
mercati elettrici e gas, modelli quantitativi avanzati che
\n
utilizzano, tra l\u2019altro, dati di scenario per valutare l\u2019impatto
\n
del cambiamento climatico su specifici asset/attivit\u00e0 pro-
\n
duttive. In particolare, si segnalano modelli di sviluppo che
\n
hanno l\u2019obiettivo di: (i) caratterizzare la capacit\u00e0 di un asset
\n
di \u2018resistere\u2019 ai possibili effetti del cambiamento climatico;
\n
(ii) quantificare la probabilit\u00e0 che un evento o una combi-
\n
nazione di eventi climatici danneggi l\u2019impianto; e (iii) fornire
\n
un indice di \u2018debolezza\u2019 dell\u2019asset, anche distribuito, con un
\n
approccio tecnico specifico per dare priorit\u00e0 alle azioni/
\n
campi di miglioramento
\n
.
\n\n
Nella tabella che segue sono esposti gli accordi per ser-
\n
vizi in concessione non ricompresi nell\u2019applicazione dell\u2019I-
\n
FRIC 12 che presentano un saldo di bilancio al 31 dicembre
\n
2022.
\n

\n\n\n
Milioni di euro
\n
Concedente Attivit\u00e0 Paese
\n
Periodo della
\n
conc.
\n
Periodo
\n
residuo della
\n
conc.
\n
Opz. di
\n
rinnovo
\n
al
\n
31.12.2022
\n
Fair value
\n
iniziale
\n
Endesa Distribuci\u00f3n
\n
El\u00e9ctrica
\n
-
\n
Distribuzione
\n
di energia
\n
elettrica
\n
Spagna Indefinito Indefinito - 5.678 5.673
\n
Enel Colombia (ex
\n
Codensa)
\n
Repubblica
\n
della
\n
Colombia
\n
Distribuzione
\n
di energia
\n
elettrica
\n
Colombia Indefinito Indefinito - 1.047 1.839
\n
Enel Distribuci\u00f3n Chile
\n
(ex Chilectra)
\n
Repubblica
\n
del Cile
\n
Distribuzione
\n
di energia
\n
elettrica
\n
Cile Indefinito Indefinito - 1.331 1.667
\n
Enel Distribuci\u00f3n
\n
Per\u00fa (ex Empresa de
\n
Distribuci\u00f3n El\u00e9ctrica de
\n
Lima Norte)
\n
Repubblica
\n
del Per\u00f9
\n
Distribuzione
\n
di energia
\n
elettrica
\n
Per\u00f9 Indefinito Indefinito - 584 548
\n
I beni a vita utile indefinita hanno un valore complessivo di
\n
8.640 milioni di euro (8.633 milioni di euro al 31 dicembre
\n
2021) riferibili essenzialmente alle concessioni per l\u2019attivit\u00e0
\n
di distribuzione in Spagna (5.678 milioni di euro), Colom-
\n
bia (1.047 milioni di euro), Cile (1.331 milioni di euro) e Per\u00f9
\n
(584 milioni di euro), per le quali non \u00e8 normativamente
\n

\n\n

\n\n

\n\n

\n\n

\n\n
prevista n\u00e9 prevedibile a oggi una data di scadenza all\u2019e-
\n
sercizio del servizio; sulla base delle previsioni formulate, i
\n
flussi di cassa attribuibili a ciascuna CGU, alla quale appar-
\n
tengono le varie concessioni, sono sufficienti a recuperare
\n
il valore di iscrizione in bilancio. La variazione dell\u2019anno \u00e8
\n
riferita principalmente alla variazione del tasso di cambio.
\n
Per maggiori dettagli sulla voce \u201cAccordi per servizi in con-
\n
cessione\u201d si rimanda alla nota 20.
\n

\n\n
Le \u201cVariazioni del perimetro di consolidamento\u201d dell\u2019eser-
\n
cizio 2022 si riferiscono principalmente all\u2019acquisizione,
\n
in Italia, da parte di Enel Produzione, di ERG Hydro Srl (ora
\n
confluita in Enel Produzione), in seguito alla quale \u00e8 incre-
\n
mentato il valore attribuito alle concessioni idroelettriche
\n
per 170 milioni di euro.
\n
Gli \u201cImpairment\u201d ammontano nel 2022 a 13 milioni di euro,
\n
prevalentemente riferiti a immobilizzazioni in corso cui il
\n
management ha deciso di rinunciare e di non portare avan-
\n
ti; per ulteriori dettagli si rinvia alla nota 12.e.
\n
Gli \u201cAltri movimenti\u201d accolgono prevalentemente i costi di
\n
progettazione connessi all\u2019acquisizione di talune societ\u00e0
\n
veicolo brasiliane e l\u2019adeguamento dei valori delle attivi-
\n
t\u00e0 immateriali delle societ\u00e0 argentine che operano in una
\n
economia iperinflazionata.
\n

\n

\n\n

\n

\n\n

\n\n
24. Avviamento - Euro 13.742 milioni
\n
Milioni di euro al 31.12.2021
\n
Variazioni
\n
perimetro
\n
Differ.
\n
cambio Impairment
\n
Offsetting
\n
costo
\n
storico
\n
con fondo
\n
impairment
\n
Riclassifica
\n
da/ad
\n
\u201cAttivit\u00e0
\n
classificate
\n
come
\n
possedute
\n
per la
\n
vendita\u201d
\n
Altri
\n
movimenti
\n
al 31.12.2022
\n
Costo
\n
storico
\n
Impairment
\n
cumulati
\n
Valore
\n
netto
\n
Costo
\n
storico
\n
Impairment
\n
cumulati
\n
Valore
\n
netto
\n
Iberia Penisola 11.177 (2.392) 8.785 - - - - - 11.177 (2.392) 8.785
\n
Cile 1.209 - 1.209 - 42 - - (61) (42) 1.148 - 1.148
\n
Argentina 275 (253) 22 - (1) - - - - 274 (253) 21
\n
Per\u00f9 566 - 566 - 4 - - - 1 571 - 571
\n
Colombia 527 - 527 - (9) - - - - 518 - 518
\n
Brasile 1.303 - 1.303 - 95 - - (85) - 1.313 - 1.313
\n
Centro
\n
America
\n
25 - 25 - 2 - - - (1) 26 - 26
\n
Messico 18 (18) - - - - - - - - - -
\n
Nord America
\n
Enel Green
\n
Power
\n
70 - 70 - - - - - - 70 - 70
\n
Nord America
\n
Enel X
\n
199 - 199 - 13 - - - (70) 142 - 142
\n
Nord America
\n
Enel X Way
\n
------- 7070-70
\n
Asia Pacifico
\n
Enel X
\n
84 - 84 - - - - - - 84 - 84
\n
Resto
\n
d\u2019Europa
\n
Enel X
\n
(1)
\n
46 (3) 43 - - - - - - 43 - 43
\n
Italia Enel X - - - - - - - - - - - -
\n
Italia
\n
Mercato
\n
(2)
\n
580 - 580 1 - - - - - 581 - 581
\n
Italia Enel
\n
Green Power
\n
21 - 21 - - - - - - 21 - 21
\n
Italia Enel
\n
Produzione
\n
---349--- --349-349
\n
Romania 400 (13) 387 17 1 - - (404) (1) - - -
\n
Totale 16.500 (2.679) 13.821 367 147 - - (550) (43) 16.387 (2.645) 13.742
\n
(1) Include Viva Labs.
\n
(2) Include Enel Energia.
\n

\n\n

\n\n

\n\n
Matrice avviamento al 31.12.2022
\n
Milioni di euro
\n
Generazione
\n
Termoelettrica
\n
e Trading
\n
Enel Green
\n
Power Enel Grids Mercati finali Enel X
\n
Holding, Servizi
\n
e Altro
\n
Totale
\n
Italia Enel Green Power - 21 - - - - 21
\n
Italia Mercato
\n
(1)
\n
- - - 581 - - 581
\n
Italia Enel Produzione - 349 - - - - 349
\n
Iberia Penisola - 1.190 5.788 1.807 - - 8.785
\n
Argentina - 2 19 - - - 21
\n
Brasile - 478 835 - - - 1.313
\n
Cile - 996 152 - - - 1.148
\n
Colombia - 295 223 - - - 518
\n
Per\u00f9 44 207 320 - - - 571
\n
Centro America - 26 - - - - 26
\n
Nord America Enel
\n
Green Power
\n
-70 - - - -70
\n
Nord America Enel X ----142-142
\n
Nord America Enel X
\n
Way
\n
-----7070
\n
Asia Pacifico Enel X ----84-84
\n
Resto d\u2019Europa Enel X
\n
(2)
\n
----43-43
\n
Totale 44 3.634 7.337 2.388 269 70 13.742
\n
(1) Include Enel Energia.
\n
(2) Include Viva Labs.
\n
Matrice avviamento al 31.12.2021
\n
Milioni di euro
\n
Generazione
\n
Termoelettrica
\n
e Trading
\n
Enel Green
\n
Power Enel Grids Mercati finali Enel X
\n
Holding, Servizi
\n
e Altro Totale
\n
Italia Enel Green Power - 21 - - - - 21
\n
Italia Mercato
\n
(1)
\n
- - - 580 - - 580
\n
Iberia Penisola - 1.190 5.788 1.807 - - 8.785
\n
Argentina - 3 19 - - - 22
\n
Brasile - 423 880 - - - 1.303
\n
Cile - 996 213 - - - 1.209
\n
Colombia - 304 223 - - - 527
\n
Per\u00f9 44 202 320 - - - 566
\n
Centro America - 25 - - - - 25
\n
Romania - - 330 57 - - 387
\n
Nord America Enel
\n
Green Power
\n
-70----70
\n
Nord America Enel X ----199-199
\n
Asia Pacifico Enel X ----84-84
\n
Resto d\u2019Europa Enel X
\n
(2)
\n
----43-43
\n
Totale 44 3.234 7.773 2.444 326 - 13.821
\n
(1) Include Enel Energia.
\n
(2) Include Viva Labs.
\n

\n\n

\n\n

\n\n
Il decremento di 79 milioni di euro dell\u2019avviamento \u00e8 attri-
\n
buibile maggiormente alla voce \u201cRiclassifica da/ad \u2018Attivit\u00e0
\n
classificate come possedute per la vendita\u2019\u201d (pari a -550
\n
milioni di euro) il cui valore \u00e8 attribuibile alla Romania (-404
\n
milioni di euro) per la classificazione a discontinued ope-
\n
ration, al Brasile (-85 milioni di euro) e al Cile (-61 milioni
\n
di euro) per la riclassifica come disponibili per la vendita
\n
rispettivamente di Enel Celg Distribui\u00e7\u00e3o SA - Celg-D (Enel
\n
Goi\u00e1s) ed Enel Transmisi\u00f3n Chile, societ\u00e0 oggetto poi di
\n
vendita nel corso del 2022. Tale impatto negativo \u00e8 stato
\n
in parte compensato dall\u2019incremento delle variazioni di pe-
\n
rimetro dovuto principalmente all\u2019acquisto di Enel Hydro
\n
Appennino Centrale Srl (349 milioni di euro) e dalle \u201cDif-
\n
ferenze cambio\u201d positive (147 milioni di euro) da ricondursi
\n
principalmente a Brasile, Cile e Stati Uniti.
\n
I criteri adottati per l\u2019identificazione delle Cash Generating
\n
Unit (CGU) sono basati sulla revenue separation, ritenu-
\n
to il criterio prevalente in considerazione della natura del
\n
business di riferimento tenendo anche conto delle rego-
\n
le di funzionamento e delle normative dei mercati in cui
\n
operano, e dell\u2019organizzazione aziendale. Ai fini dei test di
\n
impairment relativi all\u2019avviamento, le CGU identificate ven-
\n
gono raggruppate tenendo in considerazione le sinergie
\n
attese, coerentemente con la visione strategica e opera-
\n
tiva del management, entro il limite dei settori operativi
\n
identificati ai fini dell\u2019informativa di settore.
\n
Viene inoltre precisato che nel 2022 le CGU esistenti sono
\n
state oggetto di analisi approfondite, finalizzate alla valuta-
\n
zione circa l\u2019eventuale presenza di cambiamenti significa-
\n
tivi ai sensi dello IAS 36, paragrafo 72.
\n
Tale analisi ha comportato una modifica delle CGU esisten-
\n
ti solo per Enel X Way, nuovo business globale nato dallo
\n
scorporo da Enel X della gestione della mobilit\u00e0 elettrica.
\n
In particolare, \u00e8 stata individuata la nuova CGU di Enel X
\n
Nord America.
\n
La stima del valore recuperabile degli avviamenti iscritti in
\n
bilancio \u00e8 stata effettuata determinando il valore d\u2019uso del-
\n
le CGU o gruppi di CGU in esame mediante l\u2019utilizzo di mo-
\n
delli discounted cash flow, che prevedono la stima dei flus-
\n
si di cassa attesi e l\u2019applicazione di un appropriato tasso di
\n
attualizzazione, determinato utilizzando input di mercato
\n
quali tassi risk-free, beta e market risk premium.
\n
I flussi di cassa sono stati determinati sulla base delle mi-
\n
gliori informazioni disponibili al momento della stima, te-
\n
nuto anche conto dei rischi specifici delle singole CGU o
\n
gruppi di CGU, e desumibili:
\n
\u2022 per il periodo esplicito dal Piano Industriale approvato
\n
dal Consiglio di Amministrazione della Capogruppo in
\n
data 21 novembre 2022, contenente le previsioni in ordi-
\n
ne ai volumi, ai ricavi, ai costi operativi, agli investimenti,
\n
agli assetti industriali e commerciali, nonch\u00e9 all\u2019anda-
\n
mento delle principali variabili macroeconomiche (infla-
\n
zione, tassi di interesse nominali e tassi di cambio) e delle
\n
commodity. Si segnala che il periodo esplicito dei flussi
\n
di cassa preso in considerazione per l\u2019impairment test \u00e8
\n
pari a tre anni;
\n
\u2022 per gli anni successivi, tenendo in considerazione le ipo-
\n
tesi sull\u2019evoluzione di lungo termine delle principali va-
\n
riabili che determinano i flussi di cassa, la vita media utile
\n
residua degli asset o la durata delle concessioni.
\n
In particolare, il valore terminale \u00e8 stimato in base alle spe-
\n
cificit\u00e0 dei business relativi alle diverse CGU o gruppi di
\n
CGU sottoposte alla procedura di impairment:
\n
\u2022 perpetuit\u00e0, in riferimento ai business di generazione con
\n
tecnologia Large Hydro (LH) e distribuzione, in cui licen-
\n
ze e concessioni presentano scadenze a lungo termine
\n
e facilmente rinnovabili; e per i business Enel X ed Enel X
\n
Way, in quanto caratterizzati dallo sviluppo di know-how
\n
specifici sostenibili nel lungo termine;
\n
\u2022 rendita annua, nel caso di CGU o gruppi di CGU carat-
\n
terizzate prevalentemente dal business retail, la cui vita
\n
utile residua \u00e8 pertanto sostanzialmente correlata alla
\n
durata media dei rapporti con i clienti; e per i business
\n
di generazione termica convenzionale (Generation and
\n
Trading). \u00c8 utilizzato, inoltre, in riferimento ai business da
\n
fonti rinnovabili (Enel Green Power) per tenere conto (i)
\n
del valore derivante dalla vita utile residua degli impianti
\n
e (ii) del valore residuo, nell\u2019ipotesi di dismissione degli
\n
impianti, associato ai diritti di concessione, alla competi-
\n
tivit\u00e0 dei siti produttivi (in termini di risorsa naturale) e alle
\n
interconnessioni di rete.
\n
Il tasso di crescita nominale considerato (g-rate) \u00e8 pari
\n
alla crescita di lungo periodo della domanda elettrica e/o
\n
dell\u2019inflazione (in funzione del Paese di appartenenza e del
\n
business) e comunque non eccedente il tasso medio di
\n
crescita nel lungo termine del mercato di riferimento.
\n
Il Gruppo ha confermato le direttrici strategiche fondate
\n
sui trend legati alla transizione energetica. L\u2019impiego di ca-
\n
pitali \u00e8 stato infatti incentrato su:
\n
\u2022 decarbonizzazione, con il progressivo sviluppo di ener-
\n
gia rinnovabile e la contestuale uscita dalla produzione di
\n
energia elettrica a carbone e a gas (entro il 2040);
\n
\u2022 elettrificazione dei consumi finali, con l\u2019incentivazione di
\n
nuovi prodotti e servizi per i clienti, contestualmente alla
\n
graduale uscita dal business di vendita del gas ai consu-
\n
matori finali (da completarsi entro il 2040);
\n
\u2022 digitalizzazione e potenziamento delle reti di distribuzio-
\n
ne, per far fronte alla transizione energetica in corso e
\n
garantire la qualit\u00e0 del servizio ai clienti.
\n

\n\n

\n\n

\n\n
Target GHG
\n
Attivit\u00e0 di
\n
business
\n
principale
\n
Fonti GHG coperte
\n
(GHG Protocol)
\n
(1)
\n
Tempistiche Target GHG
\n
Scenario
\n
climatico Principali driver e azioni
\n
Intensit\u00e0
\n
emissioni
\n
GHG Scope
\n
1 relative alla
\n
produzione
\n
di energia
\n
Produzione
\n
di elettricit\u00e0
\n
98,2%
\n
delle emissioni
\n
GHG Scope 1
\n
(2)
\n
Breve
\n
termine
\n
(2025)
\n
130 gCO
\n
2eq
\n
/kWh 1,5 \u00b0C
\n
(3)
\n
\u2022 Phase-out graduale della capacit\u00e0 a carbone
\n
nel periodo 2023-2025 (peso percentuale della
\n
capacit\u00e0 a carbone sulla capacit\u00e0 consolidata da
\n
circa il 7% nel 2022 a meno dello 0,5% nel 2025).
\n
\u2022 Investire 15 miliardi di euro per accelerare lo
\n
sviluppo delle energie rinnovabili, installando 17
\n
GW di nuova capacit\u00e0 rinnovabile (di cui circa
\n
13 GW a livello consolidato) e 4 GW di BESS nel
\n
periodo 2023-2025, raggiungendo 75 GW di
\n
capacit\u00e0 rinnovabile (inclusi 4 GW di BESS) entro
\n
il 2025.
\n
Medio
\n
termine
\n
(2030)
\n
72 gCO
\n
2eq
\n
/kWh
\n
(-80% rispetto
\n
all\u2019anno base
\n
2017)
\n
1,5 \u00baC
\n
(certificato
\n
SBTi)
\n
\u2022 Proseguire nel processo di decarbonizzazione
\n
della generazione di elettricit\u00e0, grazie a un
\n
piano di investimenti a livello di Gruppo che si
\n
confermer\u00e0 sui livelli annui del piano 2023-
\n
2025, raggiungendo al 2030 una capacit\u00e0
\n
gestita di oltre 130 GW, portando cos\u00ec il parco
\n
di generazione del Gruppo a essere composto
\n
per circa l\u201985% da impianti rinnovabili.
\n
\u2022 Uscire dal business della generazione a carbone
\n
entro il 2027 a livello globale.
\n
Lungo
\n
termine
\n
(2040)
\n
0 gCO
\n
2eq
\n
/kWh
\n
(-100% rispetto
\n
all\u2019anno base
\n
2017)
\n

\n
Emissioni zero
\n
1,5 \u00baC
\n
(certificato
\n
SBTi)
\n
\u2022 Uscire dal business della generazione di
\n
elettricit\u00e0 da capacit\u00e0 termica, raggiungendo un
\n
mix energetico 100% rinnovabile
\n
\u2022 Nessun ricorso a tecnologie di carbon removal.
\n
Intensit\u00e0
\n
emissioni
\n
GHG Scope
\n
1 e 3 relative
\n
a Integrated
\n
Power
\n
Vendita
\n
di elettricit\u00e0
\n
98,2%
\n
delle emissioni
\n
GHG Scope 1
\n

\n
73,4%
\n
delle emissioni
\n
GHG Scope
\n
3 - categoria 3
\n
(Fuel and energy
\n
related activities)
\n
Breve
\n
termine
\n
(2025)
\n
135 gCO
\n
2eq
\n
/kWh 1,5 \u00b0C
\n
(3)
\n
\u2022 Aumentare la quota di energia rinnovabile
\n
venduta ai clienti, incrementando la produzione
\n
rinnovabile del Gruppo.
\n
\u2022 Aumentare da circa il 70% nel 2022 a circa il 90%
\n
nel 2025 la quota di vendita di energia a prezzo
\n
fisso coperta da fonti carbon-free nei Paesi
\n
\u201ccore\u201d, aumentando contestualmente i volumi
\n
di elettricit\u00e0 venduta a prezzo fisso da circa 185
\n
TWh nel 2022 a circa 200 TWh nel 2025.
\n
Medio
\n
termine
\n
(2030)
\n
73 gCO
\n
2eq
\n
/kWh
\n
(-78% rispetto
\n
all\u2019anno base
\n
2017)
\n
1,5 \u00baC
\n
(certificato
\n
SBTi)
\n
\u2022 Aumentare la quota di energia rinnovabile
\n
venduta ai clienti incrementando la produzione
\n
da energie rinnovabili del Gruppo, raggiungendo
\n
al 2030 una capacit\u00e0 gestita di oltre 130 GW,
\n
portando cos\u00ec il parco di generazione del
\n
Gruppo a essere composto per circa l\u201985% da
\n
impianti rinnovabili.
\n
\u2022 Proseguire nella strategia di bilanciamento tra
\n
domanda e offerta e incremento della quota
\n
di elettricit\u00e0 venduta a prezzo fisso coperta da
\n
generazione carbon-free.
\n
Lungo
\n
termine
\n
(2040)
\n
0 gCO
\n
2eq
\n
/kWh
\n
(-100% rispetto
\n
all\u2019anno base
\n
2017)
\n

\n
Emissioni zero
\n
1,5 \u00baC
\n
(certificato
\n
SBTi)
\n
\u2022 Raggiungere il 100% di vendita di energia
\n
coperta da fonti rinnovabili al 2040.
\n
\u2022 Nessun ricorso a tecnologie di carbon removal.
\n

\n\n

\n\n

\n\n
Target GHG
\n
Attivit\u00e0 di
\n
business
\n
principale
\n
Fonti GHG coperte
\n
(GHG Protocol)
\n
(1)
\n
Tempistiche Target GHG
\n
Scenario
\n
climatico Principali driver e azioni
\n
Emissioni
\n
GHG
\n
assolute
\n
Scope 3
\n
relative alla
\n
vendita
\n
di gas nel
\n
mercato
\n
finale
\n
Vendita di gas
\n
al cliente finale
\n
100%
\n
delle emissioni
\n
GHG Scope 3-
\n
categoria 11
\n
(Use of sold
\n
products)
\n
Breve
\n
termine
\n
(2025)
\n
20,9 MtCO
\n
2eq
\n
n.a
\n
(4)
\n
\u2022 Promuovere il passaggio dei clienti dal gas
\n
all\u2019elettricit\u00e0 (soprattutto clienti residenziali)
\n
attraverso tecnologie elettriche pi\u00f9 efficienti
\n
(per es., pompe di calore per il riscaldamento
\n
domestico o piani a induzione nelle cucine),
\n
portando il tasso di elettrificazione dei nostri
\n
clienti in Italia e Spagna dal 17% del 2022 a oltre
\n
il 20% del 2025.
\n
\u2022 Promuovere presso i clienti finali servizi che
\n
abilitano l\u2019elettrificazione: incremento della
\n
capacit\u00e0 di storage \u201cbehind the meter\u201d da circa
\n
99 MW nel 2022 a circa 352 MW nel 2025,
\n
incremento della capacit\u00e0 di pannelli fotovoltaici
\n
installati presso clienti finali da circa 100 MW nel
\n
2022 a circa 300 MW nel 2025, e aumento della
\n
capacit\u00e0 di demand response da circa 8,4 GW
\n
nel 2022 a circa 12,4 GW nel 2025.
\n
\u2022 Ridurre i volumi di gas venduti ai clienti finali
\n
dai circa 10,2 bcm nel 2022 a circa 4,3 bcm nel
\n
2025.
\n
\u2022 Ottimizzare il portafoglio gas dei clienti
\n
(specialmente clienti industriali), andando a
\n
ridurre i clienti del business gas retail da circa
\n
6,5 milioni nel 2022 a circa 4,4 milioni nel 2025.
\n
Medio
\n
termine
\n
(2030)
\n
11,4 MtCO
\n
2eq
\n

\n
(-55% rispetto
\n
all\u2019anno base
\n
2017)
\n
1,5 \u00baC
\n
(certificato
\n
SBTi)
\n
\u2022 Promuovere il passaggio dei clienti dal gas
\n
all\u2019elettricit\u00e0 (soprattutto clienti residenziali)
\n
attraverso tecnologie elettriche pi\u00f9 efficienti
\n
(per es., pompe di calore per il riscaldamento
\n
domestico o piani a induzione nelle cucine),
\n
portando il tasso di elettrificazione dei nostri
\n
clienti in Italia e Spagna dal 17% del 2022 a oltre
\n
il 30% del 2030.
\n
\u2022 Proseguire nelle azione strategiche inviduate
\n
per il breve termine, continuando a promuovere
\n
presso i clienti finali servizi che abilitano
\n
l\u2019elettrificazione dei consumi e raggiungendo
\n
una capacit\u00e0 di demand response al 2030 di
\n
oltre 20 GW.
\n
\u2022 Ottimizzare il portafoglio gas dei clienti
\n
(specialmente clienti industriali), continuando
\n
nella riduzione dei volumi di gas venduti fino a
\n
raggiungere circa 3 bcm nel 2030.
\n
Lungo
\n
termine
\n
(2040)
\n
0 MtCO
\n
2eq
\n

\n
(-100% rispetto
\n
all\u2019anno base
\n
2017)
\n

\n
Emissioni zero
\n
1,5 \u00baC
\n
(certificato
\n
SBTi)
\n
\u2022 Puntare a raggiungere la vendita di elettricit\u00e0
\n
100% rinnovabile ai clienti finali entro il 2040.
\n
\u2022 Uscire dal business della vendita di gas alla
\n
clientela retail entro il 2040.
\n
\u2022 Nessun ricorso a tecnologie di carbon removal.
\n

\n\n

\n\n

\n\n
Target GHG
\n
Attivit\u00e0 di
\n
business
\n
principale
\n
Fonti GHG coperte
\n
(GHG Protocol)
\n
(1)
\n
Tempistiche Target GHG
\n
Scenario
\n
climatico Principali driver e azioni
\n
Emissioni
\n
aggiuntive
\n
Scope 1-2-3
\n
\u2022 Distribuzione
\n
di elettricit\u00e0
\n
(Scope 1 e 2)
\n
\u2022 Gestione della
\n
flotta di veicoli,
\n
edifici e altri
\n
asset (Scope
\n
1 e 2)
\n
\u2022 Gestione
\n
della catena
\n
di fornitura
\n
(Scope 3)
\n
\u2022 Acquisto di
\n
combustibili
\n
(Scope 3)
\n
0,4%
\n
delle emissioni
\n
GHG Scope 1
\n
100%
\n
delle emissioni
\n
GHG Scope 2
\n
28,6%
\n
delle emissioni
\n
GHG Scope
\n
3 - categoria
\n
1 (Purchase
\n
of goods and
\n
services) per il
\n
target 2030 e
\n
43% per il target
\n
2040
\n
(5)
\n
26,6%
\n
delle emissioni
\n
GHG Scope
\n
3 - categoria 3
\n
(Fuel and energy
\n
related activities)
\n
Medio
\n
termine
\n
(2030)
\n
10,4 MtCO
\n
2eq
\n

\n
(-55% rispetto
\n
all\u2019anno base
\n
2017)
\n
1,5 \u00baC
\n
(certificato
\n
SBTi)
\n
\u2022 Investire un totale di 15 miliardi di euro nelle
\n
reti nel periodo 2023-2025, di cui l\u201911% per
\n
aumentare la digitalizzazione e il 47% per
\n
migliorare la resilienza e la qualit\u00e0 delle reti,
\n
contribuendo in tal modo a ridurre le perdite di
\n
rete e le relative emissioni di gas serra. Sostituire
\n
i componenti esistenti dell\u2019infrastruttura della
\n
rete di distribuzione con soluzioni SF
\n
6
\n
-free.
\n
\u2022 Elettrificare la flotta e gli edifici entro il 2030.
\n
\u2022 Implementare un approccio circolare di
\n
approvvigionamento e incrementare il numero
\n
dei contratti che includono la misurazione
\n
dell\u2019impronta carbonica dei prodotti e servizi
\n
acquistati da Enel incentivando la riduzione della
\n
stessa in un percorso di decarbonizzazione
\n
condiviso con i nostri fornitori. Rafforzare il
\n
dialogo con i produttori di materie prime e con
\n
le altre utility per definire strategie comuni di
\n
decarbonizzazione efficaci e a lungo termine.
\n
\u2022 Uscire gradualmente dalla generazione a
\n
carbone entro il 2027, mitigando tutte le
\n
emissioni GHG legate alla fornitura di carbone.
\n
Lungo
\n
termine
\n
(2040)
\n
<2,5 MtCO
\n
2eq
\n

\n
(-90% rispetto
\n
all\u2019anno base
\n
2017)
\n

\n
Emissioni net
\n
zero
\n
1,5 \u00baC
\n
(certificato
\n
SBTi)
\n
\u2022 Promuovere la digitalizzazione della
\n
rete e sostituire i componenti esistenti
\n
dell\u2019infrastruttura della rete di distribuzione con
\n
soluzioni SF
\n
6
\n
-free.
\n
\u2022 Implementare un approccio circolare di
\n
approvvigionamento e incrementare il numero
\n
dei contratti che includono la misurazione
\n
dell\u2019impronta carbonica dei prodotti e servizi
\n
acquistati da Enel incentivando la riduzione della
\n
stessa in un percorso di decarbonizzazione
\n
condiviso con i nostri fornitori. Rafforzare il
\n
dialogo con i produttori di materie prime e con
\n
le altre utility per definire strategie comuni di
\n
decarbonizzazione efficaci e a lungo termine.
\n
\u2022 Azzerare le emissioni legate alle attivit\u00e0 di
\n
estrazione di gas, essendo uscito il Gruppo
\n
completamente dalle attivit\u00e0 sia di generazione
\n
di elettricit\u00e0 da gas sia di vendita di gas ai clienti
\n
finali.
\n
(1) Percentuali basate sulle emissioni totali di GHG nel 2022.
\n
(2) Sono state escluse le emissioni GHG Scope 1 marginali non direttamente correlate al processo di combustione dei combustibili fossili per la produzione di
\n
energia elettrica nelle centrali termoelettriche, che rappresentano l'1,4% delle emissioni totali Scope 1 nel 2022. In ogni caso, le emissioni di GHG coperte
\n
da tutti i target sopracitati rappresentano complessivamente il 98,7% delle emissioni totali Scope 1 e 2 nel 2022, e pertanto superiore alla soglia del 95%
\n
richiesta dalla Science Based Target initiative (SBTi).
\n
(3) Il target soddisfa il percorso di 1,5 \u00b0C stabilito dalla SBTi per il settore dei servizi elettrici (approccio di decarbonizzazione settoriale, SDA), anche se non ha
\n
potuto essere validato ufficialmente perch\u00e9 la SBTi non certifica target con tempistiche inferiori a cinque anni dalla data di presentazione.
\n
(4) Il target non ha potuto essere validato ufficialmente perch\u00e9 la SBTi non certifica target con tempistiche inferiori a cinque anni dalla data di presentazione.
\n
Inoltre, la SBTi non ha definito un approccio di decarbonizzazione settoriale per queste tipologie di emissioni, per cui il livello di ambizione non pu\u00f2 essere
\n
verificato.
\n
(5) Sono stati definiti due diversi limiti percentuali al target per le emissioni GHG Scope 3 della catena di fornitura, come consentito dalla metodologia SBTi, che
\n
richiede di coprire almeno il 67% delle emissioni Scope 3 per il target 2030, mentre almeno il 90% per il target 2040.
\n

\n\n

\n\n

\n\n
Per quanto concerne le assunzioni sugli andamenti dei prez-
\n
zi delle commodity si conferma l\u2019utilizzo di scenari \u201cParis re-
\n
ference\u201d.
\n
In particolare, si considera al 2030 una crescita sostenuta del
\n
prezzo della CO
\n
2
\n
, causata dalla progressiva riduzione dell\u2019of-
\n
ferta di permessi a fronte di una crescente domanda, e una
\n
stabilizzazione dei prezzi del carbone dovuta alla domanda
\n
in decrescita. Per quanto riguarda il gas, si ritiene che le ten-
\n
sioni sul prezzo si allenteranno nei prossimi anni alla luce di
\n
un riallineamento tra domanda e offerta a livello globale. Infi-
\n
ne, si prevede una progressiva stabilizzazione del prezzo del
\n
petrolio, di cui stimiamo il picco di domanda intorno al 2030.
\n
Si evidenzia inoltre che il Gruppo ha tenuto conto, attraverso
\n
analisi di sensitivit\u00e0, anche degli impatti derivanti dal cambia-
\n
mento climatico nel lungo periodo; in particolare:
\n
\u2022 considerando un tasso di crescita di lungo termine alline-
\n
ato alla variazione della domanda elettrica 2026-2050 in
\n
base alle specificit\u00e0 dei business interessati, tenendo in
\n
considerazione assunzioni relative all\u2019aumento della tem-
\n
peratura dovuto al cambiamento climatico e ai trend legati
\n
alla transizione energetica;
\n
\u2022 considerando variazioni della producibilit\u00e0 idroelettrica,
\n
eolica e fotovoltaica dei nostri asset in portafoglio, asso-
\n
ciate a ogni proiezione delle variabili climatiche e mete-
\n
orologiche sottostanti (per es., temperatura, irradianza,
\n
velocit\u00e0 del vento e precipitazioni);
\n
\u2022 il sostenimento dei costi accantonati per la dismissione
\n
degli impianti di generazione di elettricit\u00e0 da fonti fossi-
\n
li coerentemente con l\u2019obiettivo di zero emissioni dirette
\n
(Scope 1) e indirette da attivit\u00e0 retail (Scope 3).
\n
Al fine di verificare la robustezza del valore d\u2019uso delle CGU,
\n
sono state condotte analisi di sensitivit\u00e0 sui principali driver
\n
di valore, in particolare WACC, tasso di crescita di lungo pe-
\n
riodo.
\n
Anche in tali circostanze sono stati rilevati risultati coerenti
\n
con le evidenze descritte in precedenza, riscontrando su
\n
tutte le CGU analizzate un\u2019eccedenza positiva del valore
\n
d\u2019uso rispetto al valore contabile, che garantisce la totale
\n
recuperabilit\u00e0 dei valori contabili delle stesse nel Bilancio
\n
consolidato del Gruppo Enel al 31 dicembre 2022.
\n

\n\n

\n\n

\n\n
Di seguito viene riportata la composizione del saldo dei
\n
principali avviamenti per societ\u00e0 cui la CGU appartiene, i
\n
tassi di sconto adottati e l\u2019orizzonte temporale nel quale i
\n
flussi previsti vengono attualizzati.
\n
Milioni di euro Importo
\n
Tasso di
\n
crescita
\n
(1)
\n
Tasso di
\n
sconto
\n
WAC C
\n
pre-tax
\n
(2)
\n
Periodo
\n
esplicito
\n
flussi di
\n
cassa
\n
Terminal
\n
value
\n
(3)
\n
Importo
\n
Tasso di
\n
crescita
\n
(1)
\n
Tasso di
\n
sconto
\n
WAC C
\n
pre-tax
\n
(2)
\n
Periodo
\n
esplicito
\n
flussi di
\n
cassa
\n
Terminal
\n
value
\n
(3)
\n
al 31.12.2022 al 31.12.2021
\n
Iberia Penisola 8.785 2,47% 6,10% 3 anni
\n
Perpetuit\u00e0/25
\n
anni EGP/13
\n
anni G&T
\n
8.785 1,64% 3,93% 3 anni
\n
Perpetuit\u00e0/25
\n
anni EGP/14
\n
anni G&T
\n
Cile 1.148 2,00% 8,45% 3 anni
\n
Perpetuit\u00e0/26
\n
anni EGP/5
\n
anni G&T
\n
1.209 2,02% 6,58% 3 anni
\n
Perpetuit\u00e0/25
\n
anni EGP/6
\n
anni G&T
\n
Argentina 21 45,70% 71,78% 3 anni Perpetuit\u00e0 22 24,11% 46,75% 3 anni
\n
Perpetuit\u00e0/8
\n
anni G&T
\n
Per\u00f9 571 2,25% 8,75% 3 anni
\n
Perpetuit\u00e0/25
\n
anni EGP/8
\n
anni G&T
\n
566 2,31% 6,64% 3 anni
\n
Perpetuit\u00e0/23
\n
anni EGP/9
\n
anni G&T
\n
Colombia 518 3,20% 11,79% 3 anni
\n
Perpetuit\u00e0/26
\n
anni EGP/15
\n
anni G&T
\n
527 3,11% 8,82% 3 anni
\n
Perpetuit\u00e0/28
\n
anni EGP/16
\n
anni G&T
\n
Brasile 1.313 3,58% 11,22% 3 anni
\n
Perpetuit\u00e0/25
\n
anni EGP
\n
1.303 3,30% 9,09% 3 anni
\n
Perpetuit\u00e0/26
\n
anni EGP/7
\n
anni G&T
\n
Centro America 26 2,02% 9,66% 3 anni 18 anni 25 2,03% 7,85% 3 anni 19 anni
\n
Nord America
\n
Enel Green Power
\n
70 2,02% 6,48% 3 anni 25 anni 70 2,03% 5,01% 3 anni 26 anni
\n
Nord America Enel X 142 2,02% 9,71% 3 anni Perpetuit\u00e0 199 2,03% 7,62% 3 anni Perpetuit\u00e0
\n
Nord America Enel X Way 70 2,02% 11,53% 3 anni Perpetuit\u00e0 n.a. n.a. n.a. n.a. n.a.
\n
Asia Pacifico Enel X 84 2,02% 10,39% 3 anni Perpetuit\u00e0 84 2,03% 8,81% 3 anni Perpetuit\u00e0
\n
Resto d\u2019Europa Enel X 43 1,62% 8,82% 3 anni Perpetuit\u00e0 43 1,70% 8,24% 3 anni Perpetuit\u00e0
\n
Italia Enel Green Power 21 1,62% 6,39% 3 anni
\n
Perpetuit\u00e0/24
\n
anni
\n
21 1,52% 4,94% 3 anni
\n
Perpetuit\u00e0/23
\n
anni
\n
Italia Mercato 581 2,38% 10,88% 3 anni 15 anni 580 1,48% 9,14% 3 anni 15 anni
\n
Italia Enel Produzione 349 1,64% 7,70% 3 anni
\n
Perpetuit\u00e0/15
\n
anni
\n
n.a. n.a. n.a. n.a. n.a.
\n
Romania n.a. n.a. n.a. n.a. n.a. 387 2,06% 7,56% 3 anni
\n
Perpetuit\u00e0/25
\n
anni
\n
CGU senza avviamento
\n
iscritto ma oggetto di test di
\n
impairment in presenza di
\n
appositi indicatori previsti da
\n
IAS 36
\n
Iberia TNP (Territori Non
\n
Peninsulari)
\n
n.a. n.a. n.a. n.a. n.a. - - 3,42% 5 anni 5 anni
\n
Australia n.a. n.a. n.a. n.a. n.a. - 0,91% 5,50% 3 anni 25 anni
\n
Messico n.a. n.a. n.a. n.a. n.a. - 3,36% 8,77% 3 anni 24 anni
\n
(1) Tasso di crescita perpetua del flusso di cassa dopo il periodo esplicito.
\n
(2) Il WACC pre-tax calcolato con il metodo iterativo: il tasso di sconto che permette che il valore d\u2019uso calcolato con i flussi pre-tax sia equivalente a quello
\n
calcolato con flussi post-tax scontati al WACC post-tax.
\n
(3) Il valore del terminal value \u00e8 stato stimato attraverso una rendita perpetua o una rendita attesa annua a rendimento crescente per gli anni indicati in colonna
\n
(G&T = Generation and Trading, EGP = Enel Green Power, LH = Large Hydro).
\n

\n\n

\n", "dimensions": { "concept": "ifrs-full:DisclosureOfIntangibleAssetsAndGoodwillExplanatory", "language": "it", "entity": "scheme:WOCMU6HCI0OJWNPRZS33", "period": "2022-01-01T00:00:00/2023-01-01T00:00:00" } }, "Tag1009": { "value": "\n
23. Attivit\u00e0 immateriali - Euro 17.520 milioni
\n
Il dettaglio e la movimentazione delle attivit\u00e0 immateriali
\n
relativa all\u2019esercizio 2022 sono di seguito riportati:
\n
Milioni di euro
\n
Costi di
\n
sviluppo
\n
Diritti di brev.
\n
ind. e di utilizz.
\n
opere ing.
\n
Concessioni,
\n
licenze,
\n
marchi e diritti
\n
simili
\n
Accordi per
\n
servizi in
\n
concessione Altre
\n
Migliorie
\n
su attivit\u00e0
\n
immater. di
\n
terzi
\n
Immobil.
\n
in corso e
\n
acconti
\n
Contract
\n
cost Totale
\n
Costo storico al netto degli
\n
impairment cumulati
\n
43 3.512 12.842 5.781 5.092 - 1.760 2.063 31.093
\n
Fondo ammortamento 23 2.771 1.721 3.683 3.708 - - 1.117 13.023
\n
Consistenza al 31.12.2021 20 741 11.121 2.098 1.384 - 1.760 946 18.070
\n
Investimenti 49 82 151 - 131 - 784 746 1.943
\n
Passaggi in esercizio 19 263 14 - 396 - (694) 2 -
\n
Differenze di cambio - (7) 250 234 14 - (3) - 488
\n
Variazioni perimetro di
\n
consolidamento
\n
- 1 171 - - - 2 - 174
\n
Dismissioni - (1) - (15) (1) - (50) - (67)
\n
Ammortamenti (4) (326) (216) (381) (356) - - (375) (1.658)
\n
Impairment - - (1) - (6) - (6) - (13)
\n
Ripristini di valore - - - - - - - - -
\n
Altri movimenti 3 (23) 10 481 44 - 42 11 568
\n
Riclassifica da/ad \u201cAttivit\u00e0
\n
classificate come
\n
possedute per la vendita\u201d
\n
(8) (67) (705) (917) (174) - (88) (26) (1.985)
\n
Totale variazioni 59 (78) (326) (598) 48 - (13) 358 (550)
\n
Costo storico al netto degli
\n
impairment cumulati
\n
101 3.697 12.646 5.261 5.279 - 1.747 2.831 31.562
\n
Fondo ammortamento 22 3.034 1.851 3.761 3.847 - - 1.527 14.042
\n
Consistenza al 31.12.2022 79 663 10.795 1.500 1.432 - 1.747 1.304 17.520
\n
Il portafoglio di propriet\u00e0 intellettuale (anche definita \u201cIP\u201d) di
\n
Enel comprende un complesso di informazioni funzionali a
\n
una crescita sostenibile. L\u2019ecosistema di Open Innovability
\n
\u00ae
\n
\n
genera innovazione attraverso la creazione e la condivisio-
\n
ne di soluzioni interne ed esterne che danno vita a un flus-
\n
so di invenzioni che trovano negli strumenti della propriet\u00e0
\n
intellettuale tutela e valorizzazione.
\n
Al 31 dicembre 2022 il Gruppo dispone, complessivamen-
\n
te, di 883 brevetti per invenzione industriale, appartenenti
\n
a 163 famiglie brevettuali; di questi, 711 sono titoli concessi
\n
e 172 domande pendenti. Si tratta di un portafoglio che as-
\n
sicura protezione su tutti i mercati in cui il Gruppo \u00e8 pre-
\n
sente. Il portafoglio IP di Enel comprende anche 23 modelli
\n
di utilit\u00e0 e 194 registrazioni di design. Unitamente ai bre-
\n
vetti, ai modelli di utilit\u00e0 e ai design figurano tra i diritti di IP
\n
anche segreti industriali di natura sia tecnica sia commer-
\n
ciale che vengono costantemente codificati e manutenuti
\n
in linea con quanto previsto dalla procedura organizzativa
\n
di Trade Secrets Management. Per quanto riguarda i mar-
\n
chi, il Gruppo \u00e8 titolare di 2.027 registrazioni, di cui 1.642
\n
gi\u00e0 concesse e 385 domande pendenti.
\n
Enel ha consolidato i processi di gestione della generazio-
\n
ne e dello sfruttamento dei diritti di propriet\u00e0 intellettuale
\n
all\u2019interno delle procedure organizzative Intellectual Pro-
\n
perty Management e Trade Secrets Management. Entram-
\n
be le procedure organizzative guardano al capitale umano
\n
come elemento essenziale nella creazione di IP e mirano
\n
a incentivare la partecipazione dei dipendenti al processo
\n
inventivo, responsabilizzandoli sull\u2019importanza strategica
\n
di tutti i trovati.
\n
Nel corso dell\u2019anno 2022, l\u2019attivit\u00e0 di codifica e protezione
\n
della propriet\u00e0 intellettuale \u00e8 proseguita in tutte le Linee di
\n
Business Globali. In particolare:
\n
\u2022 Enel X Global Retail ha incentrato la propria attivit\u00e0 sulle
\n
piattaforme strategiche, codificando diritti d\u2019autore sulla
\n
Big Data Platform, contenitore di dati strategici per tutte
\n
le unit\u00e0 di business di Enel X, e X Customer, gestionale
\n
globale dei clienti Enel X. In tema di Circular Economy,
\n
in Enel X sono stati protetti ai sensi del diritto d\u2019autore
\n
gli schemi di circolarit\u00e0 unitamente ai relativi punteggi
\n
e meccanismi di funzionamento. Nell\u2019ambito della tele-
\n
medicina, \u00e8 stato registrato un design multiplo in Unione
\n
Europea sulle interfacce grafiche della app \u201cSmart Axi-
\n
stance eWell\u201d che consente di offrire agli utenti un pac-
\n
chetto completo di wellness.
\n
\u2022 In Enel Green Power and Thermal Generation, si eviden-
\n
ziano nel corso dell\u2019esercizio:
\n
\u2013 nel settore fotovoltaico, (i) una domanda di brevetto
\n
per invenzione industriale e una di design su una solu-
\n
zione che automatizza il processo di installazione dei
\n

\n\n

\n

\n
pannelli fotovoltaici in campo, diminuendo i tempi e i
\n
costi di installazione e aumentando la sicurezza degli
\n
operatori; (ii) una domanda di brevetto in contitola-
\n
rit\u00e0 con il Commissariat \u00e0 l\u2019\u00c9nergie Atomique et aux
\n
\u00c9nergies Alternatives (CEA) relativa a un sistema che
\n
permette di ottimizzare la rimozione e l\u2019inserimento
\n
automatico della barra di fissaggio (\u201cwafer bar hol-
\n
der\u201d) della cassetta utilizzata per il processo dei wafer
\n
nelle cappe chimiche. Prosegue, inoltre, nella fabbrica
\n
di 3SUN la generazione e protezione, principalmente
\n
sotto forma di segreto industriale, del know-how tec-
\n
nologico necessario per il progetto Gigafactory;
\n
\u2013 nella generazione idroelettrica, una domanda di bre-
\n
vetto per modello di utilit\u00e0, relativo a una soluzione
\n
robotica che agevola il controllo degli impianti, con-
\n
sentendo l\u2019ispezione di tutti i luoghi difficilmente ac-
\n
cessibili per il personale, come chiocciole idroelettri-
\n
che, palette distributore o condotte idroelettriche di
\n
piccolo diametro.
\n
\u2022 Enel Grids ha depositato nel 2022 due domande di bre-
\n
vetto per invenzioni: una in ambito di asset recognition
\n
e anomaly detection delle reti e degli eventi di rete (pro-
\n
getto ODIN) e l\u2019altra nel campo dei dispositivi di sicurezza
\n
per operai che lavorano in altezza. Si segnalano inoltre:
\n
(i) la registrazione del design della nuova cabina stradale
\n
sostenibile, che sar\u00e0 implementata utilizzando materiali
\n
riciclati per ridurre l\u2019impatto ambientale e (ii) il deposito
\n
della domanda di un brevetto per modello di utilit\u00e0 in am-
\n
bito sicurezza, consistente in un metodo per la delimita-
\n
zione dei cantieri stradali. Sempre nell\u2019anno, Gridspertise
\n
ha consolidato il proprio portafoglio IP depositando una
\n
domanda di brevetto relativo al device Quantum Edge -
\n
Qed
\n
\u00ae
\n
che, sfruttando l\u2019edge computing per digitalizzare
\n
i componenti fisici delle sottostazioni secondarie, riduce
\n
i costi di installazione, formazione, funzionamento e ma-
\n
nutenzione e aumenta l\u2019affidabilit\u00e0 della rete.
\n
\u2022 Global e-Mobility ha protetto i dispositivi di ricarica do-
\n
mestica intelligente JuiceBox DC e JuiceBox 4.0 rispet-
\n
tivamente attraverso: (i) un design internazionale regi-
\n
strato in Unione Europea, Regno Unito e Stati Uniti e (ii)
\n
un design internazionale registrato in Canada, Messico
\n
e Stati Uniti. L\u2019attivit\u00e0 di protezione della propriet\u00e0 intel-
\n
lettuale sulle stazioni di ricarica per veicoli elettrici si \u00e8
\n
estesa anche alla registrazione in Unione Europea e negli
\n
Stati Uniti dei design dei prodotti JuiceMedia 2.0 e Jui-
\n
ceMod.
\n
\u2022 Enel Global Services ha depositato in Italia una doman-
\n
da di brevetto per invenzione industriale sul metodo di
\n
gestione dell\u2019innovazione, protetto anche come marchio
\n
denominativo ENEL OOPS\u2026! INNOVATION
\n
\u00ae
\n
. Tale metodo
\n
si basa sul perfezionamento dei processi industriali at-
\n
traverso gli strumenti dell\u2019Open Innovability
\n
\u00ae
\n
.
\n
Pi\u00f9 in generale, il Gruppo continua a investire risorse nello
\n
sviluppo di soluzioni a elevata densit\u00e0 di IP che si attesta
\n
principalmente nelle forme di protezione autoriale e se-
\n
greto industriale su database e algoritmi di previsione dei
\n
mercati elettrici e gas, modelli quantitativi avanzati che
\n
utilizzano, tra l\u2019altro, dati di scenario per valutare l\u2019impatto
\n
del cambiamento climatico su specifici asset/attivit\u00e0 pro-
\n
duttive. In particolare, si segnalano modelli di sviluppo che
\n
hanno l\u2019obiettivo di: (i) caratterizzare la capacit\u00e0 di un asset
\n
di \u2018resistere\u2019 ai possibili effetti del cambiamento climatico;
\n
(ii) quantificare la probabilit\u00e0 che un evento o una combi-
\n
nazione di eventi climatici danneggi l\u2019impianto; e (iii) fornire
\n
un indice di \u2018debolezza\u2019 dell\u2019asset, anche distribuito, con un
\n
approccio tecnico specifico per dare priorit\u00e0 alle azioni/
\n
campi di miglioramento
\n
.
\n\n
Nella tabella che segue sono esposti gli accordi per ser-
\n
vizi in concessione non ricompresi nell\u2019applicazione dell\u2019I-
\n
FRIC 12 che presentano un saldo di bilancio al 31 dicembre
\n
2022.
\n

\n\n\n
Milioni di euro
\n
Concedente Attivit\u00e0 Paese
\n
Periodo della
\n
conc.
\n
Periodo
\n
residuo della
\n
conc.
\n
Opz. di
\n
rinnovo
\n
al
\n
31.12.2022
\n
Fair value
\n
iniziale
\n
Endesa Distribuci\u00f3n
\n
El\u00e9ctrica
\n
-
\n
Distribuzione
\n
di energia
\n
elettrica
\n
Spagna Indefinito Indefinito - 5.678 5.673
\n
Enel Colombia (ex
\n
Codensa)
\n
Repubblica
\n
della
\n
Colombia
\n
Distribuzione
\n
di energia
\n
elettrica
\n
Colombia Indefinito Indefinito - 1.047 1.839
\n
Enel Distribuci\u00f3n Chile
\n
(ex Chilectra)
\n
Repubblica
\n
del Cile
\n
Distribuzione
\n
di energia
\n
elettrica
\n
Cile Indefinito Indefinito - 1.331 1.667
\n
Enel Distribuci\u00f3n
\n
Per\u00fa (ex Empresa de
\n
Distribuci\u00f3n El\u00e9ctrica de
\n
Lima Norte)
\n
Repubblica
\n
del Per\u00f9
\n
Distribuzione
\n
di energia
\n
elettrica
\n
Per\u00f9 Indefinito Indefinito - 584 548
\n
I beni a vita utile indefinita hanno un valore complessivo di
\n
8.640 milioni di euro (8.633 milioni di euro al 31 dicembre
\n
2021) riferibili essenzialmente alle concessioni per l\u2019attivit\u00e0
\n
di distribuzione in Spagna (5.678 milioni di euro), Colom-
\n
bia (1.047 milioni di euro), Cile (1.331 milioni di euro) e Per\u00f9
\n
(584 milioni di euro), per le quali non \u00e8 normativamente
\n

\n\n

\n\n

\n\n
prevista n\u00e9 prevedibile a oggi una data di scadenza all\u2019e-
\n
sercizio del servizio; sulla base delle previsioni formulate, i
\n
flussi di cassa attribuibili a ciascuna CGU, alla quale appar-
\n
tengono le varie concessioni, sono sufficienti a recuperare
\n
il valore di iscrizione in bilancio. La variazione dell\u2019anno \u00e8
\n
riferita principalmente alla variazione del tasso di cambio.
\n
Per maggiori dettagli sulla voce \u201cAccordi per servizi in con-
\n
cessione\u201d si rimanda alla nota 20.
\n

\n\n
Le \u201cVariazioni del perimetro di consolidamento\u201d dell\u2019eser-
\n
cizio 2022 si riferiscono principalmente all\u2019acquisizione,
\n
in Italia, da parte di Enel Produzione, di ERG Hydro Srl (ora
\n
confluita in Enel Produzione), in seguito alla quale \u00e8 incre-
\n
mentato il valore attribuito alle concessioni idroelettriche
\n
per 170 milioni di euro.
\n
Gli \u201cImpairment\u201d ammontano nel 2022 a 13 milioni di euro,
\n
prevalentemente riferiti a immobilizzazioni in corso cui il
\n
management ha deciso di rinunciare e di non portare avan-
\n
ti; per ulteriori dettagli si rinvia alla nota 12.e.
\n
Gli \u201cAltri movimenti\u201d accolgono prevalentemente i costi di
\n
progettazione connessi all\u2019acquisizione di talune societ\u00e0
\n
veicolo brasiliane e l\u2019adeguamento dei valori delle attivi-
\n
t\u00e0 immateriali delle societ\u00e0 argentine che operano in una
\n
economia iperinflazionata.
\n

\n

\n", "dimensions": { "concept": "ifrs-full:DisclosureOfIntangibleAssetsExplanatory", "language": "it", "entity": "scheme:WOCMU6HCI0OJWNPRZS33", "period": "2022-01-01T00:00:00/2023-01-01T00:00:00" } }, "Tag1008": { "value": "\n
24. Avviamento - Euro 13.742 milioni
\n
Milioni di euro al 31.12.2021
\n
Variazioni
\n
perimetro
\n
Differ.
\n
cambio Impairment
\n
Offsetting
\n
costo
\n
storico
\n
con fondo
\n
impairment
\n
Riclassifica
\n
da/ad
\n
\u201cAttivit\u00e0
\n
classificate
\n
come
\n
possedute
\n
per la
\n
vendita\u201d
\n
Altri
\n
movimenti
\n
al 31.12.2022
\n
Costo
\n
storico
\n
Impairment
\n
cumulati
\n
Valore
\n
netto
\n
Costo
\n
storico
\n
Impairment
\n
cumulati
\n
Valore
\n
netto
\n
Iberia Penisola 11.177 (2.392) 8.785 - - - - - 11.177 (2.392) 8.785
\n
Cile 1.209 - 1.209 - 42 - - (61) (42) 1.148 - 1.148
\n
Argentina 275 (253) 22 - (1) - - - - 274 (253) 21
\n
Per\u00f9 566 - 566 - 4 - - - 1 571 - 571
\n
Colombia 527 - 527 - (9) - - - - 518 - 518
\n
Brasile 1.303 - 1.303 - 95 - - (85) - 1.313 - 1.313
\n
Centro
\n
America
\n
25 - 25 - 2 - - - (1) 26 - 26
\n
Messico 18 (18) - - - - - - - - - -
\n
Nord America
\n
Enel Green
\n
Power
\n
70 - 70 - - - - - - 70 - 70
\n
Nord America
\n
Enel X
\n
199 - 199 - 13 - - - (70) 142 - 142
\n
Nord America
\n
Enel X Way
\n
------- 7070-70
\n
Asia Pacifico
\n
Enel X
\n
84 - 84 - - - - - - 84 - 84
\n
Resto
\n
d\u2019Europa
\n
Enel X
\n
(1)
\n
46 (3) 43 - - - - - - 43 - 43
\n
Italia Enel X - - - - - - - - - - - -
\n
Italia
\n
Mercato
\n
(2)
\n
580 - 580 1 - - - - - 581 - 581
\n
Italia Enel
\n
Green Power
\n
21 - 21 - - - - - - 21 - 21
\n
Italia Enel
\n
Produzione
\n
---349--- --349-349
\n
Romania 400 (13) 387 17 1 - - (404) (1) - - -
\n
Totale 16.500 (2.679) 13.821 367 147 - - (550) (43) 16.387 (2.645) 13.742
\n
(1) Include Viva Labs.
\n
(2) Include Enel Energia.
\n

\n\n
Matrice avviamento al 31.12.2022
\n
Milioni di euro
\n
Generazione
\n
Termoelettrica
\n
e Trading
\n
Enel Green
\n
Power Enel Grids Mercati finali Enel X
\n
Holding, Servizi
\n
e Altro
\n
Totale
\n
Italia Enel Green Power - 21 - - - - 21
\n
Italia Mercato
\n
(1)
\n
- - - 581 - - 581
\n
Italia Enel Produzione - 349 - - - - 349
\n
Iberia Penisola - 1.190 5.788 1.807 - - 8.785
\n
Argentina - 2 19 - - - 21
\n
Brasile - 478 835 - - - 1.313
\n
Cile - 996 152 - - - 1.148
\n
Colombia - 295 223 - - - 518
\n
Per\u00f9 44 207 320 - - - 571
\n
Centro America - 26 - - - - 26
\n
Nord America Enel
\n
Green Power
\n
-70 - - - -70
\n
Nord America Enel X ----142-142
\n
Nord America Enel X
\n
Way
\n
-----7070
\n
Asia Pacifico Enel X ----84-84
\n
Resto d\u2019Europa Enel X
\n
(2)
\n
----43-43
\n
Totale 44 3.634 7.337 2.388 269 70 13.742
\n
(1) Include Enel Energia.
\n
(2) Include Viva Labs.
\n
Matrice avviamento al 31.12.2021
\n
Milioni di euro
\n
Generazione
\n
Termoelettrica
\n
e Trading
\n
Enel Green
\n
Power Enel Grids Mercati finali Enel X
\n
Holding, Servizi
\n
e Altro Totale
\n
Italia Enel Green Power - 21 - - - - 21
\n
Italia Mercato
\n
(1)
\n
- - - 580 - - 580
\n
Iberia Penisola - 1.190 5.788 1.807 - - 8.785
\n
Argentina - 3 19 - - - 22
\n
Brasile - 423 880 - - - 1.303
\n
Cile - 996 213 - - - 1.209
\n
Colombia - 304 223 - - - 527
\n
Per\u00f9 44 202 320 - - - 566
\n
Centro America - 25 - - - - 25
\n
Romania - - 330 57 - - 387
\n
Nord America Enel
\n
Green Power
\n
-70----70
\n
Nord America Enel X ----199-199
\n
Asia Pacifico Enel X ----84-84
\n
Resto d\u2019Europa Enel X
\n
(2)
\n
----43-43
\n
Totale 44 3.234 7.773 2.444 326 - 13.821
\n
(1) Include Enel Energia.
\n
(2) Include Viva Labs.
\n

\n\n
Il decremento di 79 milioni di euro dell\u2019avviamento \u00e8 attri-
\n
buibile maggiormente alla voce \u201cRiclassifica da/ad \u2018Attivit\u00e0
\n
classificate come possedute per la vendita\u2019\u201d (pari a -550
\n
milioni di euro) il cui valore \u00e8 attribuibile alla Romania (-404
\n
milioni di euro) per la classificazione a discontinued ope-
\n
ration, al Brasile (-85 milioni di euro) e al Cile (-61 milioni
\n
di euro) per la riclassifica come disponibili per la vendita
\n
rispettivamente di Enel Celg Distribui\u00e7\u00e3o SA - Celg-D (Enel
\n
Goi\u00e1s) ed Enel Transmisi\u00f3n Chile, societ\u00e0 oggetto poi di
\n
vendita nel corso del 2022. Tale impatto negativo \u00e8 stato
\n
in parte compensato dall\u2019incremento delle variazioni di pe-
\n
rimetro dovuto principalmente all\u2019acquisto di Enel Hydro
\n
Appennino Centrale Srl (349 milioni di euro) e dalle \u201cDif-
\n
ferenze cambio\u201d positive (147 milioni di euro) da ricondursi
\n
principalmente a Brasile, Cile e Stati Uniti.
\n
I criteri adottati per l\u2019identificazione delle Cash Generating
\n
Unit (CGU) sono basati sulla revenue separation, ritenu-
\n
to il criterio prevalente in considerazione della natura del
\n
business di riferimento tenendo anche conto delle rego-
\n
le di funzionamento e delle normative dei mercati in cui
\n
operano, e dell\u2019organizzazione aziendale. Ai fini dei test di
\n
impairment relativi all\u2019avviamento, le CGU identificate ven-
\n
gono raggruppate tenendo in considerazione le sinergie
\n
attese, coerentemente con la visione strategica e opera-
\n
tiva del management, entro il limite dei settori operativi
\n
identificati ai fini dell\u2019informativa di settore.
\n
Viene inoltre precisato che nel 2022 le CGU esistenti sono
\n
state oggetto di analisi approfondite, finalizzate alla valuta-
\n
zione circa l\u2019eventuale presenza di cambiamenti significa-
\n
tivi ai sensi dello IAS 36, paragrafo 72.
\n
Tale analisi ha comportato una modifica delle CGU esisten-
\n
ti solo per Enel X Way, nuovo business globale nato dallo
\n
scorporo da Enel X della gestione della mobilit\u00e0 elettrica.
\n
In particolare, \u00e8 stata individuata la nuova CGU di Enel X
\n
Nord America.
\n
La stima del valore recuperabile degli avviamenti iscritti in
\n
bilancio \u00e8 stata effettuata determinando il valore d\u2019uso del-
\n
le CGU o gruppi di CGU in esame mediante l\u2019utilizzo di mo-
\n
delli discounted cash flow, che prevedono la stima dei flus-
\n
si di cassa attesi e l\u2019applicazione di un appropriato tasso di
\n
attualizzazione, determinato utilizzando input di mercato
\n
quali tassi risk-free, beta e market risk premium.
\n
I flussi di cassa sono stati determinati sulla base delle mi-
\n
gliori informazioni disponibili al momento della stima, te-
\n
nuto anche conto dei rischi specifici delle singole CGU o
\n
gruppi di CGU, e desumibili:
\n
\u2022 per il periodo esplicito dal Piano Industriale approvato
\n
dal Consiglio di Amministrazione della Capogruppo in
\n
data 21 novembre 2022, contenente le previsioni in ordi-
\n
ne ai volumi, ai ricavi, ai costi operativi, agli investimenti,
\n
agli assetti industriali e commerciali, nonch\u00e9 all\u2019anda-
\n
mento delle principali variabili macroeconomiche (infla-
\n
zione, tassi di interesse nominali e tassi di cambio) e delle
\n
commodity. Si segnala che il periodo esplicito dei flussi
\n
di cassa preso in considerazione per l\u2019impairment test \u00e8
\n
pari a tre anni;
\n
\u2022 per gli anni successivi, tenendo in considerazione le ipo-
\n
tesi sull\u2019evoluzione di lungo termine delle principali va-
\n
riabili che determinano i flussi di cassa, la vita media utile
\n
residua degli asset o la durata delle concessioni.
\n
In particolare, il valore terminale \u00e8 stimato in base alle spe-
\n
cificit\u00e0 dei business relativi alle diverse CGU o gruppi di
\n
CGU sottoposte alla procedura di impairment:
\n
\u2022 perpetuit\u00e0, in riferimento ai business di generazione con
\n
tecnologia Large Hydro (LH) e distribuzione, in cui licen-
\n
ze e concessioni presentano scadenze a lungo termine
\n
e facilmente rinnovabili; e per i business Enel X ed Enel X
\n
Way, in quanto caratterizzati dallo sviluppo di know-how
\n
specifici sostenibili nel lungo termine;
\n
\u2022 rendita annua, nel caso di CGU o gruppi di CGU carat-
\n
terizzate prevalentemente dal business retail, la cui vita
\n
utile residua \u00e8 pertanto sostanzialmente correlata alla
\n
durata media dei rapporti con i clienti; e per i business
\n
di generazione termica convenzionale (Generation and
\n
Trading). \u00c8 utilizzato, inoltre, in riferimento ai business da
\n
fonti rinnovabili (Enel Green Power) per tenere conto (i)
\n
del valore derivante dalla vita utile residua degli impianti
\n
e (ii) del valore residuo, nell\u2019ipotesi di dismissione degli
\n
impianti, associato ai diritti di concessione, alla competi-
\n
tivit\u00e0 dei siti produttivi (in termini di risorsa naturale) e alle
\n
interconnessioni di rete.
\n
Il tasso di crescita nominale considerato (g-rate) \u00e8 pari
\n
alla crescita di lungo periodo della domanda elettrica e/o
\n
dell\u2019inflazione (in funzione del Paese di appartenenza e del
\n
business) e comunque non eccedente il tasso medio di
\n
crescita nel lungo termine del mercato di riferimento.
\n
Il Gruppo ha confermato le direttrici strategiche fondate
\n
sui trend legati alla transizione energetica. L\u2019impiego di ca-
\n
pitali \u00e8 stato infatti incentrato su:
\n
\u2022 decarbonizzazione, con il progressivo sviluppo di ener-
\n
gia rinnovabile e la contestuale uscita dalla produzione di
\n
energia elettrica a carbone e a gas (entro il 2040);
\n
\u2022 elettrificazione dei consumi finali, con l\u2019incentivazione di
\n
nuovi prodotti e servizi per i clienti, contestualmente alla
\n
graduale uscita dal business di vendita del gas ai consu-
\n
matori finali (da completarsi entro il 2040);
\n
\u2022 digitalizzazione e potenziamento delle reti di distribuzio-
\n
ne, per far fronte alla transizione energetica in corso e
\n
garantire la qualit\u00e0 del servizio ai clienti.
\n

\n\n
Target GHG
\n
Attivit\u00e0 di
\n
business
\n
principale
\n
Fonti GHG coperte
\n
(GHG Protocol)
\n
(1)
\n
Tempistiche Target GHG
\n
Scenario
\n
climatico Principali driver e azioni
\n
Intensit\u00e0
\n
emissioni
\n
GHG Scope
\n
1 relative alla
\n
produzione
\n
di energia
\n
Produzione
\n
di elettricit\u00e0
\n
98,2%
\n
delle emissioni
\n
GHG Scope 1
\n
(2)
\n
Breve
\n
termine
\n
(2025)
\n
130 gCO
\n
2eq
\n
/kWh 1,5 \u00b0C
\n
(3)
\n
\u2022 Phase-out graduale della capacit\u00e0 a carbone
\n
nel periodo 2023-2025 (peso percentuale della
\n
capacit\u00e0 a carbone sulla capacit\u00e0 consolidata da
\n
circa il 7% nel 2022 a meno dello 0,5% nel 2025).
\n
\u2022 Investire 15 miliardi di euro per accelerare lo
\n
sviluppo delle energie rinnovabili, installando 17
\n
GW di nuova capacit\u00e0 rinnovabile (di cui circa
\n
13 GW a livello consolidato) e 4 GW di BESS nel
\n
periodo 2023-2025, raggiungendo 75 GW di
\n
capacit\u00e0 rinnovabile (inclusi 4 GW di BESS) entro
\n
il 2025.
\n
Medio
\n
termine
\n
(2030)
\n
72 gCO
\n
2eq
\n
/kWh
\n
(-80% rispetto
\n
all\u2019anno base
\n
2017)
\n
1,5 \u00baC
\n
(certificato
\n
SBTi)
\n
\u2022 Proseguire nel processo di decarbonizzazione
\n
della generazione di elettricit\u00e0, grazie a un
\n
piano di investimenti a livello di Gruppo che si
\n
confermer\u00e0 sui livelli annui del piano 2023-
\n
2025, raggiungendo al 2030 una capacit\u00e0
\n
gestita di oltre 130 GW, portando cos\u00ec il parco
\n
di generazione del Gruppo a essere composto
\n
per circa l\u201985% da impianti rinnovabili.
\n
\u2022 Uscire dal business della generazione a carbone
\n
entro il 2027 a livello globale.
\n
Lungo
\n
termine
\n
(2040)
\n
0 gCO
\n
2eq
\n
/kWh
\n
(-100% rispetto
\n
all\u2019anno base
\n
2017)
\n

\n
Emissioni zero
\n
1,5 \u00baC
\n
(certificato
\n
SBTi)
\n
\u2022 Uscire dal business della generazione di
\n
elettricit\u00e0 da capacit\u00e0 termica, raggiungendo un
\n
mix energetico 100% rinnovabile
\n
\u2022 Nessun ricorso a tecnologie di carbon removal.
\n
Intensit\u00e0
\n
emissioni
\n
GHG Scope
\n
1 e 3 relative
\n
a Integrated
\n
Power
\n
Vendita
\n
di elettricit\u00e0
\n
98,2%
\n
delle emissioni
\n
GHG Scope 1
\n

\n
73,4%
\n
delle emissioni
\n
GHG Scope
\n
3 - categoria 3
\n
(Fuel and energy
\n
related activities)
\n
Breve
\n
termine
\n
(2025)
\n
135 gCO
\n
2eq
\n
/kWh 1,5 \u00b0C
\n
(3)
\n
\u2022 Aumentare la quota di energia rinnovabile
\n
venduta ai clienti, incrementando la produzione
\n
rinnovabile del Gruppo.
\n
\u2022 Aumentare da circa il 70% nel 2022 a circa il 90%
\n
nel 2025 la quota di vendita di energia a prezzo
\n
fisso coperta da fonti carbon-free nei Paesi
\n
\u201ccore\u201d, aumentando contestualmente i volumi
\n
di elettricit\u00e0 venduta a prezzo fisso da circa 185
\n
TWh nel 2022 a circa 200 TWh nel 2025.
\n
Medio
\n
termine
\n
(2030)
\n
73 gCO
\n
2eq
\n
/kWh
\n
(-78% rispetto
\n
all\u2019anno base
\n
2017)
\n
1,5 \u00baC
\n
(certificato
\n
SBTi)
\n
\u2022 Aumentare la quota di energia rinnovabile
\n
venduta ai clienti incrementando la produzione
\n
da energie rinnovabili del Gruppo, raggiungendo
\n
al 2030 una capacit\u00e0 gestita di oltre 130 GW,
\n
portando cos\u00ec il parco di generazione del
\n
Gruppo a essere composto per circa l\u201985% da
\n
impianti rinnovabili.
\n
\u2022 Proseguire nella strategia di bilanciamento tra
\n
domanda e offerta e incremento della quota
\n
di elettricit\u00e0 venduta a prezzo fisso coperta da
\n
generazione carbon-free.
\n
Lungo
\n
termine
\n
(2040)
\n
0 gCO
\n
2eq
\n
/kWh
\n
(-100% rispetto
\n
all\u2019anno base
\n
2017)
\n

\n
Emissioni zero
\n
1,5 \u00baC
\n
(certificato
\n
SBTi)
\n
\u2022 Raggiungere il 100% di vendita di energia
\n
coperta da fonti rinnovabili al 2040.
\n
\u2022 Nessun ricorso a tecnologie di carbon removal.
\n

\n\n
Target GHG
\n
Attivit\u00e0 di
\n
business
\n
principale
\n
Fonti GHG coperte
\n
(GHG Protocol)
\n
(1)
\n
Tempistiche Target GHG
\n
Scenario
\n
climatico Principali driver e azioni
\n
Emissioni
\n
GHG
\n
assolute
\n
Scope 3
\n
relative alla
\n
vendita
\n
di gas nel
\n
mercato
\n
finale
\n
Vendita di gas
\n
al cliente finale
\n
100%
\n
delle emissioni
\n
GHG Scope 3-
\n
categoria 11
\n
(Use of sold
\n
products)
\n
Breve
\n
termine
\n
(2025)
\n
20,9 MtCO
\n
2eq
\n
n.a
\n
(4)
\n
\u2022 Promuovere il passaggio dei clienti dal gas
\n
all\u2019elettricit\u00e0 (soprattutto clienti residenziali)
\n
attraverso tecnologie elettriche pi\u00f9 efficienti
\n
(per es., pompe di calore per il riscaldamento
\n
domestico o piani a induzione nelle cucine),
\n
portando il tasso di elettrificazione dei nostri
\n
clienti in Italia e Spagna dal 17% del 2022 a oltre
\n
il 20% del 2025.
\n
\u2022 Promuovere presso i clienti finali servizi che
\n
abilitano l\u2019elettrificazione: incremento della
\n
capacit\u00e0 di storage \u201cbehind the meter\u201d da circa
\n
99 MW nel 2022 a circa 352 MW nel 2025,
\n
incremento della capacit\u00e0 di pannelli fotovoltaici
\n
installati presso clienti finali da circa 100 MW nel
\n
2022 a circa 300 MW nel 2025, e aumento della
\n
capacit\u00e0 di demand response da circa 8,4 GW
\n
nel 2022 a circa 12,4 GW nel 2025.
\n
\u2022 Ridurre i volumi di gas venduti ai clienti finali
\n
dai circa 10,2 bcm nel 2022 a circa 4,3 bcm nel
\n
2025.
\n
\u2022 Ottimizzare il portafoglio gas dei clienti
\n
(specialmente clienti industriali), andando a
\n
ridurre i clienti del business gas retail da circa
\n
6,5 milioni nel 2022 a circa 4,4 milioni nel 2025.
\n
Medio
\n
termine
\n
(2030)
\n
11,4 MtCO
\n
2eq
\n

\n
(-55% rispetto
\n
all\u2019anno base
\n
2017)
\n
1,5 \u00baC
\n
(certificato
\n
SBTi)
\n
\u2022 Promuovere il passaggio dei clienti dal gas
\n
all\u2019elettricit\u00e0 (soprattutto clienti residenziali)
\n
attraverso tecnologie elettriche pi\u00f9 efficienti
\n
(per es., pompe di calore per il riscaldamento
\n
domestico o piani a induzione nelle cucine),
\n
portando il tasso di elettrificazione dei nostri
\n
clienti in Italia e Spagna dal 17% del 2022 a oltre
\n
il 30% del 2030.
\n
\u2022 Proseguire nelle azione strategiche inviduate
\n
per il breve termine, continuando a promuovere
\n
presso i clienti finali servizi che abilitano
\n
l\u2019elettrificazione dei consumi e raggiungendo
\n
una capacit\u00e0 di demand response al 2030 di
\n
oltre 20 GW.
\n
\u2022 Ottimizzare il portafoglio gas dei clienti
\n
(specialmente clienti industriali), continuando
\n
nella riduzione dei volumi di gas venduti fino a
\n
raggiungere circa 3 bcm nel 2030.
\n
Lungo
\n
termine
\n
(2040)
\n
0 MtCO
\n
2eq
\n

\n
(-100% rispetto
\n
all\u2019anno base
\n
2017)
\n

\n
Emissioni zero
\n
1,5 \u00baC
\n
(certificato
\n
SBTi)
\n
\u2022 Puntare a raggiungere la vendita di elettricit\u00e0
\n
100% rinnovabile ai clienti finali entro il 2040.
\n
\u2022 Uscire dal business della vendita di gas alla
\n
clientela retail entro il 2040.
\n
\u2022 Nessun ricorso a tecnologie di carbon removal.
\n

\n\n
Target GHG
\n
Attivit\u00e0 di
\n
business
\n
principale
\n
Fonti GHG coperte
\n
(GHG Protocol)
\n
(1)
\n
Tempistiche Target GHG
\n
Scenario
\n
climatico Principali driver e azioni
\n
Emissioni
\n
aggiuntive
\n
Scope 1-2-3
\n
\u2022 Distribuzione
\n
di elettricit\u00e0
\n
(Scope 1 e 2)
\n
\u2022 Gestione della
\n
flotta di veicoli,
\n
edifici e altri
\n
asset (Scope
\n
1 e 2)
\n
\u2022 Gestione
\n
della catena
\n
di fornitura
\n
(Scope 3)
\n
\u2022 Acquisto di
\n
combustibili
\n
(Scope 3)
\n
0,4%
\n
delle emissioni
\n
GHG Scope 1
\n
100%
\n
delle emissioni
\n
GHG Scope 2
\n
28,6%
\n
delle emissioni
\n
GHG Scope
\n
3 - categoria
\n
1 (Purchase
\n
of goods and
\n
services) per il
\n
target 2030 e
\n
43% per il target
\n
2040
\n
(5)
\n
26,6%
\n
delle emissioni
\n
GHG Scope
\n
3 - categoria 3
\n
(Fuel and energy
\n
related activities)
\n
Medio
\n
termine
\n
(2030)
\n
10,4 MtCO
\n
2eq
\n

\n
(-55% rispetto
\n
all\u2019anno base
\n
2017)
\n
1,5 \u00baC
\n
(certificato
\n
SBTi)
\n
\u2022 Investire un totale di 15 miliardi di euro nelle
\n
reti nel periodo 2023-2025, di cui l\u201911% per
\n
aumentare la digitalizzazione e il 47% per
\n
migliorare la resilienza e la qualit\u00e0 delle reti,
\n
contribuendo in tal modo a ridurre le perdite di
\n
rete e le relative emissioni di gas serra. Sostituire
\n
i componenti esistenti dell\u2019infrastruttura della
\n
rete di distribuzione con soluzioni SF
\n
6
\n
-free.
\n
\u2022 Elettrificare la flotta e gli edifici entro il 2030.
\n
\u2022 Implementare un approccio circolare di
\n
approvvigionamento e incrementare il numero
\n
dei contratti che includono la misurazione
\n
dell\u2019impronta carbonica dei prodotti e servizi
\n
acquistati da Enel incentivando la riduzione della
\n
stessa in un percorso di decarbonizzazione
\n
condiviso con i nostri fornitori. Rafforzare il
\n
dialogo con i produttori di materie prime e con
\n
le altre utility per definire strategie comuni di
\n
decarbonizzazione efficaci e a lungo termine.
\n
\u2022 Uscire gradualmente dalla generazione a
\n
carbone entro il 2027, mitigando tutte le
\n
emissioni GHG legate alla fornitura di carbone.
\n
Lungo
\n
termine
\n
(2040)
\n
<2,5 MtCO
\n
2eq
\n

\n
(-90% rispetto
\n
all\u2019anno base
\n
2017)
\n

\n
Emissioni net
\n
zero
\n
1,5 \u00baC
\n
(certificato
\n
SBTi)
\n
\u2022 Promuovere la digitalizzazione della
\n
rete e sostituire i componenti esistenti
\n
dell\u2019infrastruttura della rete di distribuzione con
\n
soluzioni SF
\n
6
\n
-free.
\n
\u2022 Implementare un approccio circolare di
\n
approvvigionamento e incrementare il numero
\n
dei contratti che includono la misurazione
\n
dell\u2019impronta carbonica dei prodotti e servizi
\n
acquistati da Enel incentivando la riduzione della
\n
stessa in un percorso di decarbonizzazione
\n
condiviso con i nostri fornitori. Rafforzare il
\n
dialogo con i produttori di materie prime e con
\n
le altre utility per definire strategie comuni di
\n
decarbonizzazione efficaci e a lungo termine.
\n
\u2022 Azzerare le emissioni legate alle attivit\u00e0 di
\n
estrazione di gas, essendo uscito il Gruppo
\n
completamente dalle attivit\u00e0 sia di generazione
\n
di elettricit\u00e0 da gas sia di vendita di gas ai clienti
\n
finali.
\n
(1) Percentuali basate sulle emissioni totali di GHG nel 2022.
\n
(2) Sono state escluse le emissioni GHG Scope 1 marginali non direttamente correlate al processo di combustione dei combustibili fossili per la produzione di
\n
energia elettrica nelle centrali termoelettriche, che rappresentano l'1,4% delle emissioni totali Scope 1 nel 2022. In ogni caso, le emissioni di GHG coperte
\n
da tutti i target sopracitati rappresentano complessivamente il 98,7% delle emissioni totali Scope 1 e 2 nel 2022, e pertanto superiore alla soglia del 95%
\n
richiesta dalla Science Based Target initiative (SBTi).
\n
(3) Il target soddisfa il percorso di 1,5 \u00b0C stabilito dalla SBTi per il settore dei servizi elettrici (approccio di decarbonizzazione settoriale, SDA), anche se non ha
\n
potuto essere validato ufficialmente perch\u00e9 la SBTi non certifica target con tempistiche inferiori a cinque anni dalla data di presentazione.
\n
(4) Il target non ha potuto essere validato ufficialmente perch\u00e9 la SBTi non certifica target con tempistiche inferiori a cinque anni dalla data di presentazione.
\n
Inoltre, la SBTi non ha definito un approccio di decarbonizzazione settoriale per queste tipologie di emissioni, per cui il livello di ambizione non pu\u00f2 essere
\n
verificato.
\n
(5) Sono stati definiti due diversi limiti percentuali al target per le emissioni GHG Scope 3 della catena di fornitura, come consentito dalla metodologia SBTi, che
\n
richiede di coprire almeno il 67% delle emissioni Scope 3 per il target 2030, mentre almeno il 90% per il target 2040.
\n

\n\n
Per quanto concerne le assunzioni sugli andamenti dei prez-
\n
zi delle commodity si conferma l\u2019utilizzo di scenari \u201cParis re-
\n
ference\u201d.
\n
In particolare, si considera al 2030 una crescita sostenuta del
\n
prezzo della CO
\n
2
\n
, causata dalla progressiva riduzione dell\u2019of-
\n
ferta di permessi a fronte di una crescente domanda, e una
\n
stabilizzazione dei prezzi del carbone dovuta alla domanda
\n
in decrescita. Per quanto riguarda il gas, si ritiene che le ten-
\n
sioni sul prezzo si allenteranno nei prossimi anni alla luce di
\n
un riallineamento tra domanda e offerta a livello globale. Infi-
\n
ne, si prevede una progressiva stabilizzazione del prezzo del
\n
petrolio, di cui stimiamo il picco di domanda intorno al 2030.
\n
Si evidenzia inoltre che il Gruppo ha tenuto conto, attraverso
\n
analisi di sensitivit\u00e0, anche degli impatti derivanti dal cambia-
\n
mento climatico nel lungo periodo; in particolare:
\n
\u2022 considerando un tasso di crescita di lungo termine alline-
\n
ato alla variazione della domanda elettrica 2026-2050 in
\n
base alle specificit\u00e0 dei business interessati, tenendo in
\n
considerazione assunzioni relative all\u2019aumento della tem-
\n
peratura dovuto al cambiamento climatico e ai trend legati
\n
alla transizione energetica;
\n
\u2022 considerando variazioni della producibilit\u00e0 idroelettrica,
\n
eolica e fotovoltaica dei nostri asset in portafoglio, asso-
\n
ciate a ogni proiezione delle variabili climatiche e mete-
\n
orologiche sottostanti (per es., temperatura, irradianza,
\n
velocit\u00e0 del vento e precipitazioni);
\n
\u2022 il sostenimento dei costi accantonati per la dismissione
\n
degli impianti di generazione di elettricit\u00e0 da fonti fossi-
\n
li coerentemente con l\u2019obiettivo di zero emissioni dirette
\n
(Scope 1) e indirette da attivit\u00e0 retail (Scope 3).
\n
Al fine di verificare la robustezza del valore d\u2019uso delle CGU,
\n
sono state condotte analisi di sensitivit\u00e0 sui principali driver
\n
di valore, in particolare WACC, tasso di crescita di lungo pe-
\n
riodo.
\n
Anche in tali circostanze sono stati rilevati risultati coerenti
\n
con le evidenze descritte in precedenza, riscontrando su
\n
tutte le CGU analizzate un\u2019eccedenza positiva del valore
\n
d\u2019uso rispetto al valore contabile, che garantisce la totale
\n
recuperabilit\u00e0 dei valori contabili delle stesse nel Bilancio
\n
consolidato del Gruppo Enel al 31 dicembre 2022.
\n

\n\n
Di seguito viene riportata la composizione del saldo dei
\n
principali avviamenti per societ\u00e0 cui la CGU appartiene, i
\n
tassi di sconto adottati e l\u2019orizzonte temporale nel quale i
\n
flussi previsti vengono attualizzati.
\n
Milioni di euro Importo
\n
Tasso di
\n
crescita
\n
(1)
\n
Tasso di
\n
sconto
\n
WAC C
\n
pre-tax
\n
(2)
\n
Periodo
\n
esplicito
\n
flussi di
\n
cassa
\n
Terminal
\n
value
\n
(3)
\n
Importo
\n
Tasso di
\n
crescita
\n
(1)
\n
Tasso di
\n
sconto
\n
WAC C
\n
pre-tax
\n
(2)
\n
Periodo
\n
esplicito
\n
flussi di
\n
cassa
\n
Terminal
\n
value
\n
(3)
\n
al 31.12.2022 al 31.12.2021
\n
Iberia Penisola 8.785 2,47% 6,10% 3 anni
\n
Perpetuit\u00e0/25
\n
anni EGP/13
\n
anni G&T
\n
8.785 1,64% 3,93% 3 anni
\n
Perpetuit\u00e0/25
\n
anni EGP/14
\n
anni G&T
\n
Cile 1.148 2,00% 8,45% 3 anni
\n
Perpetuit\u00e0/26
\n
anni EGP/5
\n
anni G&T
\n
1.209 2,02% 6,58% 3 anni
\n
Perpetuit\u00e0/25
\n
anni EGP/6
\n
anni G&T
\n
Argentina 21 45,70% 71,78% 3 anni Perpetuit\u00e0 22 24,11% 46,75% 3 anni
\n
Perpetuit\u00e0/8
\n
anni G&T
\n
Per\u00f9 571 2,25% 8,75% 3 anni
\n
Perpetuit\u00e0/25
\n
anni EGP/8
\n
anni G&T
\n
566 2,31% 6,64% 3 anni
\n
Perpetuit\u00e0/23
\n
anni EGP/9
\n
anni G&T
\n
Colombia 518 3,20% 11,79% 3 anni
\n
Perpetuit\u00e0/26
\n
anni EGP/15
\n
anni G&T
\n
527 3,11% 8,82% 3 anni
\n
Perpetuit\u00e0/28
\n
anni EGP/16
\n
anni G&T
\n
Brasile 1.313 3,58% 11,22% 3 anni
\n
Perpetuit\u00e0/25
\n
anni EGP
\n
1.303 3,30% 9,09% 3 anni
\n
Perpetuit\u00e0/26
\n
anni EGP/7
\n
anni G&T
\n
Centro America 26 2,02% 9,66% 3 anni 18 anni 25 2,03% 7,85% 3 anni 19 anni
\n
Nord America
\n
Enel Green Power
\n
70 2,02% 6,48% 3 anni 25 anni 70 2,03% 5,01% 3 anni 26 anni
\n
Nord America Enel X 142 2,02% 9,71% 3 anni Perpetuit\u00e0 199 2,03% 7,62% 3 anni Perpetuit\u00e0
\n
Nord America Enel X Way 70 2,02% 11,53% 3 anni Perpetuit\u00e0 n.a. n.a. n.a. n.a. n.a.
\n
Asia Pacifico Enel X 84 2,02% 10,39% 3 anni Perpetuit\u00e0 84 2,03% 8,81% 3 anni Perpetuit\u00e0
\n
Resto d\u2019Europa Enel X 43 1,62% 8,82% 3 anni Perpetuit\u00e0 43 1,70% 8,24% 3 anni Perpetuit\u00e0
\n
Italia Enel Green Power 21 1,62% 6,39% 3 anni
\n
Perpetuit\u00e0/24
\n
anni
\n
21 1,52% 4,94% 3 anni
\n
Perpetuit\u00e0/23
\n
anni
\n
Italia Mercato 581 2,38% 10,88% 3 anni 15 anni 580 1,48% 9,14% 3 anni 15 anni
\n
Italia Enel Produzione 349 1,64% 7,70% 3 anni
\n
Perpetuit\u00e0/15
\n
anni
\n
n.a. n.a. n.a. n.a. n.a.
\n
Romania n.a. n.a. n.a. n.a. n.a. 387 2,06% 7,56% 3 anni
\n
Perpetuit\u00e0/25
\n
anni
\n
CGU senza avviamento
\n
iscritto ma oggetto di test di
\n
impairment in presenza di
\n
appositi indicatori previsti da
\n
IAS 36
\n
Iberia TNP (Territori Non
\n
Peninsulari)
\n
n.a. n.a. n.a. n.a. n.a. - - 3,42% 5 anni 5 anni
\n
Australia n.a. n.a. n.a. n.a. n.a. - 0,91% 5,50% 3 anni 25 anni
\n
Messico n.a. n.a. n.a. n.a. n.a. - 3,36% 8,77% 3 anni 24 anni
\n
(1) Tasso di crescita perpetua del flusso di cassa dopo il periodo esplicito.
\n
(2) Il WACC pre-tax calcolato con il metodo iterativo: il tasso di sconto che permette che il valore d\u2019uso calcolato con i flussi pre-tax sia equivalente a quello
\n
calcolato con flussi post-tax scontati al WACC post-tax.
\n
(3) Il valore del terminal value \u00e8 stato stimato attraverso una rendita perpetua o una rendita attesa annua a rendimento crescente per gli anni indicati in colonna
\n
(G&T = Generation and Trading, EGP = Enel Green Power, LH = Large Hydro).
\n

\n", "dimensions": { "concept": "ifrs-full:DisclosureOfGoodwillExplanatory", "language": "it", "entity": "scheme:WOCMU6HCI0OJWNPRZS33", "period": "2022-01-01T00:00:00/2023-01-01T00:00:00" } }, "Tag1035": { "value": "\n
25. Attivit\u00e0 per imposte anticipate e Passivit\u00e0 per imposte differite -
\n
Euro 10.925 milioni ed euro 9.542 milioni
\n
Di seguito vengono dettagliati i movimenti delle \u201cAttivi-
\n
t\u00e0 per imposte anticipate\u201d e delle \u201cPassivit\u00e0 per imposte
\n
differite\u201d per tipologia di differenze temporali, determinati
\n
sulla base delle aliquote fiscali previste dai provvedimen-
\n
ti in vigore, nonch\u00e9 l\u2019ammontare delle attivit\u00e0 per imposte
\n
anticipate compensabili, ove consentito, con le passivit\u00e0
\n
per imposte differite.
\n
Milioni di euro
\n
Incr./
\n
(Decr.) con
\n
imputazione
\n
a Conto
\n
economico
\n
Incr./
\n
(Decr.) con
\n
imputazione
\n
a patrimonio
\n
netto
\n
Variazioni
\n
perimetro di
\n
consolidamento
\n
Differenze
\n
cambio
\n
Altri
\n
movimenti
\n
Riclassifica
\n
\u201cAttivit\u00e0
\n
possedute
\n
per
\n
la vendita\u201d
\n
al 31.12.2021
\n
al 31.12.2022
\n
Attivit\u00e0 per imposte
\n
anticipate:
\n
- differenze di valore su
\n
immobilizzazioni
\n
materiali e immateriali
\n
2.469 (90) 1 5 12 (10) (74) 2.313
\n
- accantonamenti
\n
per rischi e oneri
\n
e impairment con
\n
deducibilit\u00e0 fiscale
\n
differita
\n
2.035 13 - 10 45 (19) (128) 1.956
\n
- perdite fiscalmente
\n
riportabili
\n
785 158 - - 46 3 (206) 786
\n
- valutazione strumenti
\n
finanziari
\n
2.248 91 522 4 2 67 (20) 2.914
\n
- benef\u00edci al personale 871 (70) (78) - 45 40 (10) 798
\n
- altre partite 2.626 (464) 6 1 (7) 136 (140) 2.158
\n
Totale 11.034 (362) 451 20 143 217 (578) 10.925
\n
Passivit\u00e0 per imposte
\n
differite:
\n
- differenze su
\n
immobilizzazioni e
\n
attivit\u00e0 finanziarie
\n
5.538 148 2 110 (97) 273 (255) 5.719
\n
- valutazione strumenti
\n
finanziari
\n
1.527 28 (159) - 2 110 (2) 1.506
\n
- altre partite 2.194 188 6 (3) 38 78 (184) 2.317
\n
Totale 9.259 364 (151) 107 (57) 461 (441) 9.542
\n
Attivit\u00e0 per imposte
\n
anticipate non
\n
compensabili
\n
6.194
\n
Passivit\u00e0 per
\n
imposte differite non
\n
compensabili
\n
4.612
\n
Passivit\u00e0 per imposte
\n
differite nette
\n
compensabili
\n
199
\n
Le \u201cAttivit\u00e0 per imposte anticipate\u201d iscritte in bilancio al 31
\n
dicembre 2022, in quanto sussiste la ragionevole certezza
\n
della loro recuperabilit\u00e0, sono pari a 10.925 milioni di euro
\n
(11.034 milioni di euro al 31 dicembre 2021).
\n
Le imposte anticipate nel corso dell\u2019anno si decrementano
\n
di 109 milioni di euro, sostanzialmente per effetto:
\n
\u2022 del riversamento di imposte anticipate da parte di Enel
\n
Iberia, la capogruppo del consolidato fiscale in Spagna;
\n
\u2022 dei riversamenti delle imposte anticipate sulle differenze
\n
di valore delle immobilizzazioni principalmente in Italia e
\n
America Latina;
\n
\u2022 della riclassifica delle attivit\u00e0 per imposte anticipate rela-
\n
tive alle societ\u00e0 classificate come disponibili per la ven-
\n
dita e discontinued operation nel corso dell\u2019esercizio.
\n
Tali effetti sono stati parzialmente compensati dall\u2019impatto
\n
della fiscalit\u00e0 anticipata legata all\u2019andamento del fair value
\n

\n\n
dei derivati di cash flow hedge, dall\u2019impatto delle differenze
\n
cambio in America Latina e dalla fiscalit\u00e0 anticipata rilevata
\n
per la riorganizzazione societaria della nuova Linea di Busi-
\n
ness e-Mobility in Nord America e Spagna.
\n
Si fa presente che non sono state accertate imposte anti-
\n
cipate su perdite fiscali pregresse e del periodo (1.129 mi-
\n
lioni di euro) complessivamente pari a 352 milioni di euro,
\n
in quanto sulla base delle attuali stime sui futuri imponibili
\n
fiscali non si ritiene probabile la loro recuperabilit\u00e0.
\n
Le \u201cPassivit\u00e0 per imposte differite\u201d, pari a 9.542 milioni di
\n
euro al 31 dicembre 2022 (9.259 milioni di euro al 31 di-
\n
cembre 2021) accolgono essenzialmente la determina-
\n
zione degli effetti fiscali sugli adeguamenti di valore delle
\n
attivit\u00e0 acquisite in sede di allocazione definitiva del costo
\n
delle acquisizioni effettuate nei vari esercizi e la fiscalit\u00e0
\n
differita sulle differenze tra gli ammortamenti calcolati in
\n
base alle aliquote fiscali, inclusi gli ammortamenti anticipa-
\n
ti, e quelli determinati in base alla vita utile dei beni.
\n
Le imposte differite aumentano complessivamente di 283
\n
milioni di euro, in particolare per effetto:
\n
\u2022 dell\u2019impatto delle riforme fiscali e dell\u2019iperinflazione in
\n
Argentina;
\n
\u2022 dell\u2019effetto fiscale calcolato sull\u2019allocazione del disavanzo
\n
di fusione per incorporazione della societ\u00e0 Enel Hydro
\n
Appennino Centrale Srl.
\n
Tali effetti sono stati parzialmente compensati dall\u2019impatto
\n
della fiscalit\u00e0 anticipata legata all\u2019andamento del fair value
\n
dei derivati di cash flow hedge, dall\u2019impatto delle differenze
\n
cambio in America Latina e dalla riclassifica delle passivit\u00e0
\n
per imposte differite relative alle societ\u00e0 classificate come
\n
disponibili per la vendita e discontinued operation nel cor-
\n
so dell\u2019esercizio.
\n

\n", "dimensions": { "concept": "ifrs-full:DisclosureOfDeferredTaxesExplanatory", "language": "it", "entity": "scheme:WOCMU6HCI0OJWNPRZS33", "period": "2022-01-01T00:00:00/2023-01-01T00:00:00" } }, "Tag1037": { "value": "\n
27. Derivati
\n
Milioni di euro Non corrente Corrente
\n
al 31.12.2022 al 31.12.2021 al 31.12.2022 al 31.12.2021
\n
Contratti derivati attivi 3.970 2.772 14.830 22.791
\n
Contratti derivati passivi 5.895 3.339 16.141 24.607
\n
Con riferimento ai contratti derivati classificati tra le attivit\u00e0
\n
finanziarie non correnti, si rimanda a quanto commentato
\n
nella nota 51 rispettivamente per i derivati di copertura e i
\n
derivati di trading.
\n

\n\n
51. Derivati ed hedge accounting
\n
Le tabelle seguenti espongono il valore nozionale e il fair va-
\n
lute dei derivati attivi e passivi, qualificati come strumenti di
\n
copertura o valutati al FVTPL, classificati in base alla tipolo-
\n
gia di relazione di copertura e di rischio coperto e suddivisi
\n
in correnti e non correnti.
\n
Il valore nozionale di un contratto derivato \u00e8 l\u2019ammontare in
\n
base al quale i flussi di cassa sono scambiati. Questo im-
\n
porto pu\u00f2 essere espresso sia in termini di valore monetario
\n
sia in termini di quantit\u00e0 (quali, per es., tonnellate convertite
\n
in euro moltiplicando il valore nozionale per il prezzo fissa-
\n
to). Gli importi denominati in valute diverse dall\u2019euro sono
\n
convertiti in euro applicando i tassi di cambio ufficiali di fine
\n
periodo forniti da World Markets Refinitiv (WMR) Company.
\n
Milioni di euro Non correnti Correnti
\n
Nozionale Fair value Nozionale Fair value
\n
al 31.12.2022 al 31.12.2021 al 31.12.2022 al 31.12.2021 al 31.12.2022 al 31.12.2021 al 31.12.2022 al 31.12.2021
\n
DERIVATI ATTIVI
\n
Derivati di fair value hedge:
\n
- tassi 154 139 22 19 - - - -
\n
- cambi 99 672 15 42 - - -
\n
-
\n
- di cui connessi a finanziamenti 70 672 14 42 - - - -
\n
Totale 2538113761----
\n
Derivati di cash flow hedge:
\n
- tassi 4.949 404 336 19 9 - - -
\n
- cambi 16.955 14.980 1.854 1.356 4.053 2.690 389
\n
104
\n
- di cui connessi a finanziamenti 15.402 13.130 1.786 1.303 1.244 77 236 14
\n
- commodity 4.321 2.693 1.270 1.059 7.416 3.469 2.366 3.023
\n
Totale 26.225 18.077 3.460 2.434 11.478 6.159 2.755 3.127
\n
Derivati di trading:
\n
- tassi -----50-1
\n
- cambi 19 26 1 - 3.640 2.154 74 23
\n
- commodity 1.774 1.147 472 277 49.253 48.304 12.001
\n
19.640
\n
Totale 1.793 1.173 473 277 52.893 50.508 12.075 19.664
\n
TOTALE DERIVATI ATTIVI 28.271 20.061 3.970 2.772 64.371 56.667 14.830
\n
22.791
\n

\n\n

\n
Milioni di euro Non correnti Correnti
\n
Nozionale Fair value Nozionale Fair value
\n
al 31.12.2022 al 31.12.2021 al 31.12.2022 al 31.12.2021 al 31.12.2022 al 31.12.2021 al 31.12.2022 al 31.12.2021
\n
DERIVATI PASSIVI
\n
Derivati di fair value hedge:
\n
- tassi 1.603 660 92 5 - - - -
\n
- cambi 813-99-185---
\n
- di cui connessi a finanziamenti 750 - 91-----
\n
Totale 2.416 660 191 5 185 - - -
\n
Derivati di cash flow hedge:
\n
- tassi 890 6.807 59 620 150 653 1 9
\n
- cambi 11.956 7.224 1.640 1.244 3.798 1.892 176 49
\n
- di cui connessi a finanziamenti 8.388 5.034 1.348 1.099 67 21 2 1
\n
- commodity 6.403 3.312 3.417 1.301 9.556 2.067 4.322 4.853
\n
Totale 19.249 17.343 5.116 3.165 13.504 4.612 4.499 4.911
\n
Derivati di trading:
\n
- tassi ----1001502373
\n
- cambi 52 73 1 2 2.096 3.555 34 60
\n
- commodity 1.281 884 587 167 45.899 41.595 11.585 19.563
\n
Totale 1.333 957 588 169 48.095 45.300 11.642 19.696
\n
TOTALE DERIVATI PASSIVI 22.998 18.960 5.895 3.339 61.784 49.912 16.141 24.607
\n
I derivati su cambio connessi a finanziamenti fanno riferi-
\n
mento al fair value e al nozionale dei cross currency swap
\n
stipulati a copertura dei finanziamenti in valuta estera ver-
\n
so terze parti; il fair value netto di tali derivati confluisce
\n
nella rappresentazione dell\u2019indebitamento finanziario net-
\n
to del Gruppo.
\n\n
51.1 Derivati designati come strumenti di
\n
copertura
\n
I contratti derivati sono rilevati inizialmente al fair value,
\n
alla data di negoziazione del contratto, e successivamen-
\n
te sono rimisurati al loro fair value. Il metodo di rilevazione
\n
degli utili e delle perdite relativi a un derivato \u00e8 dipendente
\n
dalla designazione dello stesso quale strumento di coper-
\n
tura, e in tal caso dalla natura dell\u2019elemento coperto.
\n
L\u2019hedge accounting \u00e8 applicato ai contratti derivati stipu-
\n
lati al fine di ridurre i rischi di tasso di interesse, rischio di
\n
cambio e rischio di prezzo delle commodity (ivi inclusi i Vir-
\n
tual PPA), e agli investimenti netti in gestioni estere quando
\n
sono rispettati tutti i criteri previsti dall\u2019IFRS 9.
\n
All\u2019inception della transazione, il Gruppo deve documen-
\n
tare la relazione di copertura distinguendo tra strumenti
\n
di copertura ed elementi coperti, nonch\u00e9 tra strategia e
\n
obiettivi di risk management. Inoltre, la Societ\u00e0 documen-
\n
ta, all\u2019inception e successivamente su base sistematica, la
\n
propria valutazione in base alla quale gli strumenti di co-
\n
pertura risultano altamente efficaci a compensare le varia-
\n
zioni di fair value e dei flussi di cassa degli elementi coperti.
\n
Per le transazioni altamente probabili designate come ele-
\n
menti coperti di una relazione di cash flow hedge, il Gruppo
\n
valuta e documenta il fatto che tali operazioni sono alta-
\n
mente probabili e presentano un rischio di variazione dei
\n
flussi finanziari che impatta sul Conto economico.
\n
In relazione alla natura dei rischi cui \u00e8 esposto, il Gruppo
\n
designa i derivati come strumenti di copertura in una delle
\n
seguenti relazioni di copertura:
\n
\u2022 fair value hedge; o
\n
\u2022 cash flow hedge.
\n
Per maggiori dettagli sulla natura e l\u2019entit\u00e0 dei rischi deri-
\n
vanti dagli strumenti finanziari cui il Gruppo \u00e8 esposto si
\n
rimanda alla nota 49 \u201cRisk management\u201d.
\n
Affinch\u00e9 una relazione di copertura risulti efficace deve
\n
soddisfare i seguenti criteri:
\n
\u2022 esistenza di una relazione economica tra lo strumento di
\n
copertura e l\u2019elemento coperto;
\n
\u2022 l\u2019effetto del rischio di credito non prevale sulle variazioni
\n
di valore risultanti dalla relazione economica;
\n
\u2022 l\u2019hedge ratio definito al momento della designazione ini-
\n
ziale risulta pari a quello utilizzato a fini di gestione del
\n
rischio (ossia, stessa quantit\u00e0 dell\u2019elemento coperto che
\n
l\u2019entit\u00e0 effettivamente copre e stessa quantit\u00e0 dello stru-
\n
mento di copertura che l\u2019entit\u00e0 effettivamente utilizza
\n
per coprire l\u2019elemento coperto).
\n
In base ai requisiti dell\u2019IFRS 9, l\u2019esistenza di una relazione
\n
economica \u00e8 verificata dal Gruppo mediante un\u2019analisi
\n
qualitativa o un calcolo quantitativo, in base alle circostan-
\n
ze seguenti:
\n

\n\n

\n\n

\n\n
\u2022 se il rischio sottostante dello strumento di copertura e
\n
dell\u2019elemento coperto \u00e8 lo stesso, l\u2019esistenza di una re-
\n
lazione economica sar\u00e0 dimostrata mediante un\u2019analisi
\n
qualitativa;
\n
\u2022 diversamente, se il rischio sottostante dello strumento
\n
di copertura e dell\u2019elemento coperto non \u00e8 lo stesso,
\n
l\u2019esistenza di una relazione economica sar\u00e0 dimostrata
\n
attraverso un metodo quantitativo oltre all\u2019analisi quali-
\n
tativa sulla natura della relazione economica (ossia, re-
\n
gressione lineare).
\n
Per dimostrare che l\u2019andamento dello strumento di coper-
\n
tura \u00e8 in linea con quello dell\u2019elemento coperto, saranno
\n
analizzati diversi scenari.
\n
Per la copertura del rischio di prezzo delle commodity,
\n
l\u2019esistenza di una relazione economica si desume da una
\n
matrice di ranking che definisce, per ciascuna possibile
\n
componente di rischio, un set di tutti i derivati standard
\n
disponibili sul mercato classificati in base alla loro efficacia
\n
nella copertura del rischio considerato.
\n
Al fine di valutare gli effetti del rischio di credito, il Gruppo
\n
valuta l\u2019esistenza di misure di mitigazione del rischio (costi-
\n
tuzione di garanzie, break up clause, master netting agre-
\n
ements ecc.).
\n
Il Gruppo ha stabilito un hedge ratio di 1:1 per tutte le rela-
\n
zioni di copertura (inclusa la copertura del rischio di prezzo
\n
su commodity) per cui il rischio sottostante il derivato di
\n
copertura \u00e8 identico al rischio coperto, al fine di ridurre al
\n
minimo l\u2019inefficacia della copertura.
\n
L\u2019inefficacia della copertura \u00e8 valutata mediante un\u2019analisi
\n
qualitativa o un calcolo quantitativo, a seconda delle cir-
\n
costanze:
\n
\u2022 se i critical term dell\u2019elemento coperto e dello strumen-
\n
to di copertura corrispondono e non si rilevano ulteriori
\n
fonti di inefficacia incluso il credit risk adjustment sul de-
\n
rivato di copertura, la relazione di copertura \u00e8 considera-
\n
ta pienamente efficace sulla base di un\u2019analisi qualitativa;
\n
\u2022 se i critical term dell\u2019elemento coperto e dello strumen-
\n
to di copertura non corrispondono o si rileva almeno
\n
una fonte di inefficacia, l\u2019inefficacia della copertura sar\u00e0
\n
quantificata applicando il metodo del \u201cdollar offset\u201d cu-
\n
mulativo usando il derivato ipotetico. Tale metodo con-
\n
fronta le variazioni di fair value dello strumento di coper-
\n
tura e del derivato ipotetico tra la data di riferimento del
\n
bilancio e la data di inizio della copertura.
\n
Le principali cause di inefficacia delle coperture possono
\n
essere le seguenti:
\n
\u2022 basis difference (ossia, i fair value o flussi finanziari dell\u2019e-
\n
lemento coperto dipendono da una variabile diversa dal-
\n
la variabile che causa la variazione del fair value o dei
\n
flussi finanziari nello strumento di copertura);
\n
\u2022 differenze di timing (ossia, l\u2019elemento coperto e lo strumen-
\n
to di copertura si verificano o sono regolati a date diverse);
\n
\u2022 differenze di quantit\u00e0 o di importo nozionale (ossia, l\u2019ele-
\n
mento coperto e lo strumento di copertura si basano su
\n
quantit\u00e0 o importi nozionali diversi);
\n
\u2022 altri rischi (ossia, le variazioni del fair value o dei flussi
\n
finanziari di uno strumento di copertura o elemento co-
\n
perto sono collegate a rischi diversi dal rischio specifico
\n
oggetto di copertura);
\n
\u2022 rischio di credito (ossia, il rischio di credito di contropar-
\n
te impatta diversamente sulle variazioni del fair value de-
\n
gli strumenti di copertura e dell\u2019elemento coperto).
\n
Nel corso del 2022 il conflitto tra Russia e Ucraina ha reso
\n
il contesto macroeconomico particolarmente instabile, im-
\n
pattando sulle catene di approvvigionamento delle materie
\n
prime e causando un\u2019elevata volatilit\u00e0 dei prezzi, soprattut-
\n
to nel comparto delle commodity energetiche. In questo
\n
contesto, la gestione del rischio commodity si \u00e8 dimostrata
\n
solida e non ha evidenziato conseguenze significative sulla
\n
tenuta delle relazioni di copertura anche grazie alla solidit\u00e0
\n
dei modelli di portafoglio integrato in uso nelle principali
\n
realt\u00e0 europee in cui opera il Gruppo e alla diversificazio-
\n
ne geografica delle fonti di approvvigionamento. Anche il
\n
rischio di credito non \u00e8 stato particolarmente impattante
\n
in quanto il Gruppo si interfaccia principalmente con con-
\n
troparti di Borsa o con un elevato merito creditizio oppure
\n
con controparti adeguatamente garantite da fideiussioni
\n
bancarie o assicurative.
\n
Relativamente alla gestione del rischio di tasso di interes-
\n
se e di cambio, gli impatti del conflitto russo-ucraino e del
\n
delicato contesto macroeconomico sono stati limitati e
\n
comunque non tali da influenzare direttamente e in misura
\n
significativa la valutazione degli strumenti derivati e l\u2019esito
\n
delle verifiche di efficacia sulle coperture; la volatilit\u00e0 che
\n
ha caratterizzato i mercati finanziari \u00e8 stata compensata
\n
da azioni di mitigazione del rischio tramite strumenti finan-
\n
ziari derivati.
\n
Fair value hedge
\n
Il fair value hedge \u00e8 utilizzato dal Gruppo per la copertura
\n
delle variazioni del fair value di attivit\u00e0, passivit\u00e0 o impe-
\n
gni irrevocabili, che sono attribuibili a un rischio specifico e
\n
potrebbero impattare il Conto economico.
\n
Le variazioni di fair value di derivati che si qualificano e sono
\n
designati come strumenti di copertura sono rilevate a Con-
\n
to economico, coerentemente con le variazioni di fair value
\n
dell\u2019elemento coperto che sono attribuibili al rischio coperto.
\n
Se la copertura non soddisfa pi\u00f9 i criteri per l\u2019applicazione
\n
dell\u2019hedge accounting, l\u2019adeguamento del valore contabile
\n
dell\u2019elemento coperto, per il quale viene utilizzato il meto-
\n
do del tasso di interesse effettivo, \u00e8 ammortizzato a Conto
\n
economico lungo la vita residua dell\u2019elemento coperto.
\n

\n\n

\n\n

\n\n

\n
Cash flow hedge
\n
Il cash flow hedge \u00e8 applicato con l\u2019intento di coprire il
\n
Gruppo dall\u2019esposizione al rischio di variazioni dei flussi di
\n
cassa attesi attribuibili a un rischio specifico associato a
\n
un\u2019attivit\u00e0, una passivit\u00e0 o una transazione prevista alta-
\n
mente probabile che potrebbe impattare il Conto econo-
\n
mico.
\n
La quota efficace delle variazioni del fair value dei derivati,
\n
che sono designati e si qualificano di cash flow hedge, \u00e8 ri-
\n
levata a patrimonio netto tra le \u201caltre componenti di Conto
\n
economico complessivo (OCI)\u201d. L\u2019utile o la perdita relativa
\n
alla quota di inefficacia \u00e8 rilevata immediatamente a Conto
\n
economico.
\n
Gli importi rilevati a patrimonio netto sono rilasciati a Conto
\n
economico nel periodo in cui l\u2019elemento coperto impatta
\n
il Conto economico (per es., quando si verifica la vendita
\n
attesa oggetto di copertura).
\n
Se l\u2019elemento coperto comporta l\u2019iscrizione di un\u2019attivit\u00e0
\n
non finanziaria (ossia, terreni, impianti e macchinari o ma-
\n
gazzino ecc.) o di una passivit\u00e0 non finanziaria, o di una
\n
transazione prevista altamente probabile oggetto di co-
\n
pertura relativa a una attivit\u00e0 o passivit\u00e0 non finanziaria
\n
diventa un impegno irrevocabile cui si applica il fair value
\n
hedge, l\u2019importo cumulato a patrimonio netto (ossia, ri-
\n
serva cash flow) sar\u00e0 stornato e incluso nel valore iniziale
\n
(ossia, costo o altro valore contabile) dell\u2019attivit\u00e0 o passivit\u00e0
\n
coperte (ossia, \u201cbasis adjustment\u201d).
\n
Quando uno strumento di copertura giunge a scadenza o
\n
\u00e8 venduto, oppure quando la copertura non soddisfa pi\u00f9 i
\n
criteri per l\u2019applicazione dell\u2019hedge accounting, gli utili e le
\n
perdite cumulati rilevati a patrimonio netto fino a tale mo-
\n
mento rimangono sospesi a patrimonio netto e saranno
\n
rilevati a Conto economico quando la transazione futura
\n
sar\u00e0 definitivamente rilevata a Conto economico. Quando
\n
una transazione prevista non \u00e8 pi\u00f9 ritenuta probabile, gli
\n
utili o perdite rilevati a patrimonio netto sono rilasciati im-
\n
mediatamente a Conto economico.
\n
Per le relazioni di copertura che utilizzano i forward come
\n
strumento di copertura, in cui solo la variazione di valore
\n
dell\u2019elemento spot \u00e8 designata come strumento di coper-
\n
tura, la contabilizzazione dei punti forward (a Conto eco-
\n
nomico piuttosto che OCI) viene definita caso per caso.
\n
Tale approccio \u00e8 applicato dal Gruppo per la copertura del
\n
rischio di cambio sugli investimenti delle societ\u00e0 operanti
\n
nel business delle rinnovabili.
\n
Diversamente, nei rapporti di copertura che utilizzano il
\n
cross currency interest rate swap come strumento di co-
\n
pertura, il Gruppo separa i basis spread della valuta estera,
\n
nella designazione del derivato di copertura, e li rileva nel
\n
Conto economico complessivo (OCI) come costi di hed-
\n
ging.
\n
Con specifico riferimento alle coperture di cash flow hed-
\n
ge del rischio di prezzo delle commodity, allo scopo di mi-
\n
gliorare la coerenza delle stesse alla strategia di risk mana-
\n
gement, il Gruppo Enel applica un approccio dinamico di
\n
hedge accounting basato su specifici requisiti di liquidit\u00e0
\n
(c.d. \u201cLiquidity Based Approach\u201d).
\n
Tale approccio richiede di designare le coperture mediante
\n
l\u2019utilizzo dei derivati pi\u00f9 liquidi disponibili sul mercato e di
\n
sostituirli con altri, pi\u00f9 efficaci nella copertura del rischio
\n
in oggetto.
\n
Coerentemente con la strategia di risk management, il Li-
\n
quidity Based Approach consente il roll-over di un derivato
\n
attraverso la sostituzione dello stesso con un nuovo de-
\n
rivato, non solo in caso di scadenza, ma anche nel corso
\n
della relazione di copertura, se e solo se il nuovo derivato
\n
soddisfa entrambi i seguenti requisiti:
\n
\u2022 rappresenta una best proxy rispetto al vecchio derivato,
\n
in termini di ranking; e
\n
\u2022 soddisfa specifici requisiti di liquidit\u00e0.
\n
Il soddisfacimento dei predetti requisiti \u00e8 verificato trime-
\n
stralmente.
\n
Alla data del roll-over, la relazione di copertura non viene
\n
discontinuata. Pertanto, a partire da tale data, le variazioni
\n
di fair value efficaci del nuovo derivato dovranno essere ri-
\n
levate in contropartita al patrimonio netto (ossia, riserva di
\n
cash flow hedge), mentre le variazioni di fair value del vec-
\n
chio derivato dovranno essere rilevate a Conto economico.
\n\n
Riforma degli indici di riferimento per la determinazione
\n
dei tassi di interesse - \u201criforma IBOR\u201d
\n
Overview
\n
Gli indici di riferimento basati sui mercati interbancari (In-
\n
terbank Offered Rates, \u201cIBOR\u201d) rappresentano tassi di ri-
\n
ferimento ai quali le banche possono prendere in prestito
\n
fondi nel mercato interbancario su base non garantita, per
\n
un dato periodo che va dall\u2019overnight ai 12 mesi, in una de-
\n
terminata divisa.
\n
Negli anni recenti ci sono stati vari casi di manipolazione di
\n
tali tassi da parte delle banche che contribuiscono al loro
\n
calcolo, e per questa ragione gli enti regolatori nel mon-
\n
do hanno iniziato una fondamentale riforma degli indici
\n
di riferimento per la determinazione dei tassi di interesse,
\n
che include la sostituzione di alcuni indici di riferimento
\n
con tassi di riferimento alternativi privi di rischio (\u201criforma
\n
IBOR\u201d).
\n
La principale esposizione del Gruppo agli IBOR \u00e8 basata su
\n
Euribor e USD LIBOR.
\n
L\u2019Euribor \u00e8 ancora considerato in linea con l\u2019European
\n
Benchmarks Regulation (BMR) e questo consente ai parte-
\n
cipanti al mercato di continuare a utilizzarlo sia per i con-
\n
tratti esistenti sia per quelli nuovi.
\n
In linea con le pi\u00f9 recenti pubblicazioni su questo tema da
\n
parte dei maggiori enti regolatori:
\n
\u2022 gli indici USD LIBOR 1 mese, 3 mesi e 6 mesi divente-
\n
ranno non rappresentativi dopo il 30 giugno 2023 e il
\n
tasso di riferimento alternativo sar\u00e0 il Secured Overnight
\n
Financing Rate (SOFR);
\n

\n\n

\n\n

\n\n

\n\n

\n

\n\n
\u2022 gli indici GBP LIBOR 1 mese, 3 mesi e 6 mesi divente-
\n
ranno non rappresentativi dopo il 31 dicembre 2021 e il
\n
tasso di riferimento alternativo sar\u00e0 lo Sterling Overnight
\n
Index Average (SONIA).
\n
In conseguenza della riforma IBOR sono state previste
\n
alcune deroghe temporanee alle regole sulle relazioni di
\n
copertura in attuazione delle modifiche all\u2019IFRS 9 emesse
\n
a settembre 2019 (fase 1) e ad agosto 2020 (fase 2) per
\n
indirizzare, rispettivamente:
\n
\u2022 tematiche ante sostituzione che impattano l\u2019informativa
\n
finanziaria nel periodo che precede la sostituzione di un
\n
indice di riferimento per la determinazione dei tassi di
\n
interesse esistente con un tasso alternativo pressoch\u00e9
\n
privo di rischio (fase 1); e
\n
\u2022 tematiche post-sostituzione che potrebbero impattare
\n
l\u2019informativa finanziaria quando un indice di riferimento
\n
per la determinazione dei tassi di interesse esistente \u00e8
\n
riformato o sostituito e dunque quando non c\u2019\u00e8 pi\u00f9 l\u2019in-
\n
certezza iniziale, ma i contratti e le relazioni di copertura
\n
devono ancora essere aggiornate per riflettere i nuovi
\n
tassi di riferimento (fase 2).
\n
Impatto della riforma IBOR sul Gruppo
\n
In un contesto di incertezza che riguarda la transizio-
\n
ne IBOR nei vari Paesi, il Gruppo ha definito il perimetro
\n
globale, in termini di numerosit\u00e0 e di valore nominale, dei
\n
contratti impattati dalla riforma. Inoltre, alcune modifiche
\n
contrattuali sono gi\u00e0 state effettuate nei contratti prece-
\n
dentemente indicizzati al GBP LIBOR nel corso del 2021 e
\n
altre lo saranno durante il 2023 sulla base dell\u2019evoluzione
\n
della riforma IBOR e delle prassi di mercato.
\n

\n\n
Debiti e derivati
\n
Il Gruppo detiene debito a tasso variabile principalmente
\n
indicizzato all\u2019Euribor e all\u2019USD LIBOR che \u00e8 quasi intera-
\n
mente coperto attraverso strumenti finanziari derivati per
\n
scopi di gestione del rischio.
\n
Alla data di riferimento del bilancio non ci sono azioni pianifi-
\n
cate dal Gruppo con riguardo all\u2019Euribor poich\u00e9, come sopra
\n
esposto, questo indice \u00e8 stato interamente riformato per es-
\n
sere in linea con la European Union Benchmarks Regulation.
\n
Nonostante la continuit\u00e0 sull\u2019Euribor, clausole di sostituzione
\n
potrebbero essere richieste e dunque potrebbero essere im-
\n
plementate dal Gruppo all\u2019interno dei nuovi contratti in ac-
\n
cordo con l\u2019evoluzione delle migliori pratiche di mercato.
\n
Durante il 2022 il Gruppo ha stipulato nuovi prestiti in dol-
\n
lari statunitensi indicizzati al SOFR. Il principale obiettivo
\n
dei prossimi mesi sar\u00e0 come modificare le esposizioni esi-
\n
stenti da USD LIBOR a USD SOFR e come utilizzare i nuovi
\n
tassi alternativi pressoch\u00e9 privi di rischio per le nuove tran-
\n
sazioni finanziarie.
\n
Gli strumenti derivati del Gruppo sono gestiti tramite
\n
contratti principalmente basati su accordi quadro definiti
\n
dall\u2019ISDA (International Swaps and Derivatives Association).
\n
L\u2019ISDA ha rivisto i suoi contratti standardizzati alla luce
\n
della riforma IBOR e modificato le scelte relative ai tas-
\n
si variabili all\u2019interno delle definizioni ISDA del 2006 per
\n
includere clausole di sostituzione applicabili alla dismis-
\n
sione permanente di specifici indici di riferimento chiave;
\n
questi cambiamenti sono divenuti efficaci il 25 gennaio
\n
2021. Le transazioni incorporate nelle definizioni ISDA del
\n
2006 effettuate il 25 gennaio 2021, o successivamente,
\n
includono le scelte sui tassi variabili rettificate (per es., la
\n
scelta sul tasso variabile con la clausola di sostituzione),
\n
mentre le altre transazioni concluse ante tale data (c.d.
\n
\u201ccontratti derivati precedenti\u201d) continuano a essere basa-
\n
te sulle definizioni ISDA del 2006.
\n
Per questo motivo l\u2019ISDA ha pubblicato un protocollo
\n
IBOR di sostituzione per facilitare le modifiche multilate-
\n
rali cos\u00ec da includere le definizioni rettificate.
\n
Il Gruppo sta valutando se: (i) aderire o meno al suddet-
\n
to protocollo, in base alla sua esposizione e all\u2019evoluzione
\n
della riforma IBOR, oppure (ii) rettificare in anticipo i con-
\n
tratti impattati bilateralmente dalla riforma.
\n
Relazioni di copertura
\n
Alla data di riferimento del bilancio gli elementi coperti e
\n
gli strumenti di copertura sono principalmente indicizzati
\n
a Euribor, USD LIBOR e SONIA.
\n
Il Gruppo ha valutato l\u2019impatto dell\u2019incertezza dovuta alla
\n
riforma IBOR sulle relazioni di copertura al 31 dicembre
\n
2022 con riferimento sia agli strumenti di copertura sia
\n
agli elementi coperti. Sia gli elementi coperti che gli stru-
\n
menti di copertura cambieranno parametrizzazione pas-
\n
sando da indici di riferimento basati su mercati interban-
\n
cari (IBOR) a tassi sostitutivi di riferimento pressoch\u00e9 privi
\n
di rischio (RFR) come risultato delle modifiche contrattuali
\n
che saranno efficaci nei prossimi anni.
\n
In particolare, c\u2019\u00e8 ancora incertezza su come potr\u00e0 avve-
\n
nire la sostituzione che riguarda sia gli strumenti di co-
\n
pertura sia gli elementi coperti indicizzati all\u2019USD LIBOR.
\n
Il Gruppo gestisce l\u2019incertezza relativa a tali relazioni di
\n
copertura continuando ad applicare le deroghe tempo-
\n
ranee previste dalle modifiche all\u2019IFRS 9 emesse a set-
\n
tembre 2019 (fase 1). Si \u00e8 quindi ritenuto che gli indici di
\n
riferimento per la determinazione dei tassi di interesse su
\n
cui sono basati i flussi di cassa degli elementi coperti o
\n
degli strumenti di copertura non si modificassero come
\n
conseguenza della riforma IBOR. La deroga \u00e8 stata ap-
\n
plicata relativamente ai seguenti requisiti delle relazioni
\n
di copertura:
\n
\u2022 determinare se una transazione attesa \u00e8 altamente pro-
\n
babile;
\n
\u2022 stabilire se i flussi di cassa futuri coperti si verificheranno
\n
in una relazione cessata di copertura di tipo cash flow
\n
hedge;
\n
\u2022 valutare la relazione economica tra l\u2019elemento coperto e
\n
lo strumento di copertura.
\n

\n\n

\n\n

\n\n

\n

\n
Le relazioni di copertura impattate potrebbero incorrere
\n
in un\u2019inefficacia attribuibile a differenti sostituzioni di indi-
\n
ci di riferimento esistenti con tassi di riferimento alternativi
\n
pressoch\u00e9 privi di rischio. In ogni caso il Gruppo lavorer\u00e0
\n
per implementare le sostituzioni nello stesso momento.
\n
Inoltre, il Gruppo ha modificato il riferimento al GBP LI-
\n
BOR nei suoi strumenti di copertura su tasso di interesse
\n
utilizzati nelle relazioni di copertura di tipo cash flow he-
\n
dge con il nuovo, economicamente equivalente, indice di
\n
riferimento SONIA alla fine del 2021. Conseguentemente
\n
il Gruppo non applica pi\u00f9 a queste relazioni di copertura
\n
le modifiche all\u2019IFRS 9 emesse a settembre 2019 (fase 1)
\n
e, di conseguenza, sta applicando le modifiche all\u2019IFRS 9
\n
emesse ad agosto 2020 (fase 2), modificando la designa-
\n
zione formale della relazione di copertura come richiesto
\n
dalla riforma IBOR e senza considerare tale evento come
\n
una cessazione della relazione di copertura.
\n
Inoltre, per le relazioni di copertura di tipo cash flow he-
\n
dge, nel modificare la descrizione dell\u2019elemento coperto
\n
nella relazione di copertura, gli importi accumulati nella
\n
riserva di cash flow hedge sono stati considerati basati
\n
sull\u2019indice di riferimento alternativo su cui sono determi-
\n
nati i futuri flussi di cassa coperti.
\n
La seguente tabella fornisce il dettaglio dei valori nozio-
\n
nali degli strumenti di copertura per i quali le modifiche
\n
all\u2019IFRS 9, sia di fase 1 sia di fase 2, sono state applicate
\n
al 31 dicembre 2022, suddivisi per indice di riferimento
\n
alternativo per la determinazione del tasso di interesse.
\n
Milioni di euro Valore nozionale
\n
al 31.12.2022
\n
Strumenti di copertura Fase 1 Fase 2
\n
USD LIBOR/SOFR 977 -
\n
GBP LIBOR/SONIA - 1.240
\n
Totale 977
\n
1.240
\n
Contratti non ancora modificati inclusi quelli con
\n
clausole di sostituzione specifiche
\n
Il Gruppo monitora l\u2019evoluzione della transizione dai vec-
\n
chi indici di riferimento per la determinazione dei tassi di
\n
interesse ai nuovi, rivedendo gli importi totali dei contratti
\n
ancora non indicizzati ai nuovi tassi di riferimento e gli im-
\n
porti dei contratti, tra questi, che gi\u00e0 includono specifiche
\n
clausole di sostituzione. Il Gruppo considera un contratto
\n
non ancora transitato a un tasso di riferimento alternativo
\n
quando il tasso di interesse del contratto \u00e8 indicizzato a un
\n
indice di riferimento per la determinazione dei tassi di in-
\n
teresse ancora soggetto a riforma IBOR e dunque quando
\n
esistono ancora le incertezze sul come e quando avverr\u00e0 la
\n
sostituzione con il nuovo tasso di riferimento.
\n
51.1.1 Relazione di copertura per tipologia di rischio
\n
coperto
\n
Rischio di tasso di interesse
\n
La tabella seguente espone il valore nozionale e il tasso di
\n
interesse medio degli strumenti di copertura sul rischio di
\n
tasso di interesse delle transazioni in essere al 31 dicembre
\n
2022 e al 31 dicembre 2021 distinti per scadenza.
\n
Milioni di euro Maturity
\n
2023 2024 2025 2026 2027 Oltre Totale
\n
Al 31.12.2022
\n
Interest rate swap
\n
Totale valore nozionale 159 722 573 902 2.017 3.382 7.755
\n
Valore nozionale relativo a IRS in EUR 159 623 573 682 1.558 2.724 6.319
\n
Tasso di interesse medio IRS in EUR 4,41 2,24 1,91 2,20 1,84 1,61
\n
Valore nozionale relativo a IRS in USD - 47 - - 459 237 743
\n
Tasso di interesse medio IRS in USD 0,70 3,23 3,84
\n

\n\n

\n\n

\n\n

\n
La tabella seguente espone il valore nozionale e il fair value
\n
degli strumenti di copertura sul rischio di tasso di interesse,
\n
delle transazioni in essere al 31 dicembre 2022 e al 31 di-
\n
cembre 2021, suddivisi per tipologia di elemento coperto.
\n
Milioni di euro Fair value Nozionale Fair value Nozionale
\n
Strumento di copertura
\n
Elemento coperto
\n
Attivit\u00e0 Passivit\u00e0 Attivit\u00e0 Passivit\u00e0
\n
al 31.12.2022
\n
al 31.12.2021
\n
Fair value hedge
\n
Interest rate swap Finanziamenti/Obbligazioni a tasso variabile 20 (2) 518 13 (1) 241
\n
Interest rate swap Finanziamenti/Obbligazioni a tasso fisso 2 (90) 1.239 6 (4)
\n
558
\n
Cash flow hedge
\n
Interest rate swap Obbligazioni a tasso variabile 29 (44)
\n
1.190 - (167) 1.190
\n
Interest rate swap Crediti finanziari a tasso variabile - (9) 162 13 (1) 164
\n
Interest rate swap Finanziamenti a tasso variabile 307 (7) 4.646 6 (461)
\n
6.510
\n
Totale 358 (152) 7.755 38 (634) 8.663
\n
La tabella seguente espone il valore nozionale e il fair value
\n
dei derivati di copertura del rischio di tasso di interesse al
\n
31 dicembre 2022 e al 31 dicembre 2021 suddivisi per ti-
\n
pologia di relazione di copertura.
\n
Milioni di euro Nozionale Fair value attivit\u00e0 Nozionale Fair value passivit\u00e0
\n
Derivati
\n
al 31.12.2022 al 31.12.2021 al 31.12.2022 al 31.12.2021 al 31.12.2022 al 31.12.2021 al 31.12.2022 al 31.12.2021
\n
Fair value hedge
\n
Interest rate swap 154 139 22 19 1.603 660 (92) (5)
\n
Totale 154 139 22 19 1.603 660 (92) (5)
\n
Cash flow hedge
\n
Interest rate swap 4.958 404 336 19 1.040 7.460 (60) (629)
\n
Totale 4.958 404 336 19 1.040 7.460 (60) (629)
\n
TOTALE DERIVATI
\n
SUL TASSO DI INTERESSE
\n
5.112 543 358 38 2.643 8.120 (152) (634)
\n
Il valore nozionale complessivo dei contratti derivati clas-
\n
sificati come strumenti di copertura, risulta al 31 dicembre
\n
2022 pari a 7.755 milioni di euro e il corrispondente fair va-
\n
lue positivo \u00e8 pari a 206 milioni di euro.
\n
Rispetto al 31 dicembre 2021 il valore nozionale evidenzia
\n
un decremento di 908 milioni di euro, conseguente prin-
\n
cipalmente:
\n
\u2022 alla naturale scadenza di interest rate swap per 481 mi-
\n
lioni di euro;
\n
\u2022 alla classificazione come attivit\u00e0 possedute per la ven-
\n
dita di alcune societ\u00e0 australiane detenenti strumenti fi-
\n
nanziari derivati su tasso di interesse per un ammontare
\n
pari a 340 milioni di euro;
\n
\u2022 a nuovi interest rate swap per 1.174 milioni di euro;
\n
\u2022 alla riduzione del nozionale degli Interest Rate Swap di
\n
tipo amortizing per un ammontare pari a 211 milioni di
\n
euro.
\n
Si rileva inoltre la chiusura anticipata di Interest Rate Swap
\n
per un ammontare pari a 1.050 milioni di euro. Il migliora-
\n
mento del fair value, pari a 802 milioni di euro, \u00e8 dovuto prin-
\n
cipalmente all\u2019andamento della curva dei tassi di interesse.
\n
Derivati di fair value hedge
\n
La tabella seguente espone gli utili e le perdite nette rilevati
\n
a Conto economico, relativi ai derivati di fair value hedge e
\n
all\u2019elemento coperto attribuibili al rischio di tasso di inte-
\n
resse sia per il 2022 sia per l\u2019anno precedente.
\n
Milioni di euro 2022 2021
\n
Utili/(Perdite) netti Utili/(Perdite) netti
\n
Strumenti di copertura su tassi di interesse (84) (10)
\n
Elemento coperto 75 3
\n
Inefficacia (9) (7)
\n

\n\n

\n\n

\n\n

\n
La tabella seguente espone l\u2019impatto dei derivati di fair va-
\n
lue hedge su tasso di interesse nello Stato patrimoniale al
\n
31 dicembre 2022 e al 31 dicembre 2021.
\n
Milioni di euro al 31.12.2022 al 31.12.2021
\n
Valore
\n
nozionale
\n
Valore
\n
contabile
\n
Fair value utilizzato
\n
per la misurazione
\n
dell\u2019inefficacia del
\n
periodo
\n
Valore
\n
nozionale
\n
Valore
\n
contabile
\n
Fair value utilizzato
\n
per la misurazione
\n
dell\u2019inefficacia del
\n
periodo
\n
Interest rate swap 1.757 (70) (70) 799 14 14
\n
La tabella successiva espone l\u2019impatto dell\u2019elemento co-
\n
perto delle relazioni di fair value hedge nello Stato patri-
\n
moniale al 31 dicembre 2022 e al 31 dicembre 2021.
\n
Milioni di euro al 31.12.2022 al 31.12.2021
\n
Valore
\n
contabile
\n
Adeguamento
\n
cumulato
\n
del fair value
\n
dell\u2019elemento
\n
coperto
\n
Fair value
\n
utilizzato per
\n
la misurazione
\n
dell\u2019inefficacia
\n
del periodo
\n
Valore
\n
contabile
\n
Adeguamento
\n
cumulato
\n
del fair value
\n
dell\u2019elemento
\n
coperto
\n
Fair value
\n
utilizzato per
\n
la misurazione
\n
dell\u2019inefficacia
\n
del periodo
\n
Finanziamenti/Obbligazioni a tasso fisso 1.152 (87) (81) 562 4 (8)
\n
Finanziamenti/Obbligazioni a tasso variabile 576 (16) (18) 262 (9) 12
\n
Totale 1.728 (103) (99) 824 (5) 4
\n
Derivati di cash flow hedge
\n
Nella tabella seguente sono indicati i flussi di cassa attesi
\n
negli esercizi futuri relativi ai derivati di cash flow hedge sul
\n
rischio di tasso di interesse.
\n
Milioni di euro Fair value Distribuzione dei flussi di cassa attesi
\n
al 31.12.2022 2023 2024 2025 2026 2027 Oltre
\n
Derivati di cash flow hedge
\n
su tasso di interesse
\n
Derivati attivi (fair value positivo) 336 80 98 60 48 64 -
\n
Derivati passivi (fair value negativo) (60) (15) (10) (10) (8) (24) -
\n
La tabella seguente espone l\u2019impatto dei derivati di cash
\n
flow hedge su tasso di interesse nello Stato patrimoniale al
\n
31 dicembre 2022 e al 31 dicembre 2021.
\n
Milioni di euro al 31.12.2022 al 31.12.2021
\n
Valore
\n
nozionale
\n
Valore
\n
contabile
\n
Fair value utilizzato
\n
per la misurazione
\n
dell\u2019inefficacia del
\n
periodo
\n
Valore
\n
nozionale
\n
Valore
\n
contabile
\n
Fair value utilizzato
\n
per la misurazione
\n
dell\u2019inefficacia del
\n
periodo
\n
Interest rate swap 5.998 276 276 7.864 (610)
\n
(610)
\n

\n\n

\n\n

\n\n
\n

\n

\n
La tabella successiva espone l\u2019impatto dell\u2019elemento co-
\n
perto delle relazioni di cash flow hedge nello Stato patri-
\n
moniale al 31 dicembre 2022 e al 31 dicembre 2021.
\n
Milioni di euro al 31.12.2022 al 31.12.2021
\n
Fair value
\n
dell\u2019elemento
\n
coperto
\n
utilizzato per
\n
la misurazione
\n
dell\u2019inefficacia
\n
del periodo
\n
Fair value a
\n
P&L di derivati
\n
designati in CFH
\n
successivamente
\n
alla rilevazione
\n
iniziale
\n
Riserva
\n
cash
\n
flow
\n
hedge
\n
Riserva
\n
costi di
\n
hedging
\n
Quota
\n
inefficace
\n
del valore
\n
contabile dei
\n
derivati di
\n
CFH
\n
Fair value
\n
dell\u2019elemento
\n
coperto
\n
utilizzato per
\n
la misurazione
\n
dell\u2019inefficacia
\n
del periodo
\n
Fair value a
\n
P&L di derivati
\n
designati in CFH
\n
successivamente
\n
alla rilevazione
\n
iniziale
\n
Riserva
\n
cash
\n
flow
\n
hedge
\n
Riserva
\n
costi di
\n
hedging
\n
Quota
\n
inefficace
\n
del valore
\n
contabile dei
\n
derivati di
\n
CFH
\n
Obbligazioni
\n
a tasso variabile
\n
15 - (15) - - 167 - (167) - -
\n
Crediti finanziari
\n
a tasso variabile
\n
9 - (9) - - (12) - 12 - -
\n
Finanziamenti
\n
a tasso variabile
\n
(327) (28) 326 - 2 417 (32) (417) - (6)
\n
Totale (303) (28) 302 - 2 572 (32) (572) - (6)
\n\n
Rischio tasso di cambio
\n
La tabella seguente mostra il profilo di scadenza del valo-
\n
re nozionale e relativo tasso di cambio medio contrattuale
\n
degli strumenti di copertura sul rischio di tasso di cambio
\n
delle transazioni in essere al 31 dicembre 2022 e al 31 di-
\n
cembre 2021.
\n
Milioni di euro Maturity
\n
2023 2024 2025 2026 2027 Oltre Totale
\n
Al 31.12.2022
\n
Cross currency interest rate swap
\n
Totale valore nozionale CCIRS 1.908 4.831 2.648 1.265 2.380 15.701 28.733
\n
Valore nozionale CCIRS EUR/USD 1.171 2.290 2.107 1.171 1.615 11.529 19.883
\n
Tasso di cambio contrattuale medio EUR/USD 1,33 1,13 1,07 1,18 1,10 1,15
\n
Valore nozionale CCIRS EUR/GBP - 958 - - 564 3.721 5.243
\n
Tasso di cambio contrattuale medio EUR/GBP 0,88 0,90 0,81
\n
Valore nozionale CCIRS EUR/CHF - 228 - - 132 - 360
\n
Tasso di cambio contrattuale medio EUR/CHF 1,06 1,21
\n
Valore nozionale CCIRS USD/BRL 140 288 239 94 - - 761
\n
Tasso di cambio contrattuale medio USD/BRL 5,22 5,50 5,22 5,29
\n
Valore nozionale CCIRS EUR/BRL 597 438 181 - 70 - 1.286
\n
Tasso di cambio contrattuale medio EUR/BRL 6,09 6,25 6,16 3,92
\n
Currency forward
\n
Totale valore nozionale forward 6.127 2.374 625 - - - 9.126
\n
Valore nozionale - currency forward EUR/USD 4.713 2.345 625 - - - 7.683
\n
Tasso di cambio contrattuale medio forward - EUR/USD 1,09 1,10 1,11
\n
Valore nozionale - currency forward USD/BRL 333 -----333
\n
Tasso di cambio contrattuale medio forward - USD/BRL 5,61
\n
Valore nozionale - currency forward EUR/CNH 311 -----311
\n
Tasso di cambio contrattuale medio forward - EUR/CNH 7,41
\n
Valore nozionale - currency forward USD/CLP 199 20----219
\n
Tasso di cambio contrattuale medio forward - USD/CLP 906,90 921,05
\n
Valore nozionale - currency forward USD/COP 156 2----158
\n
Tasso di cambio contrattuale medio forward - USD/COP 4.720,74 4.444,96
\n
\n\n

\n\n

\n\n

\n\n

\n\n
Milioni di euro Maturity
\n
2022 2023 2024 2025 2026 Oltre Totale
\n
Al 31.12.2021
\n
Cross currency interest rate swap
\n
Totale valore nozionale CCIRS 258 1.574 4.638 1.002 1.153 12.814 21.439
\n
Valore nozionale CCIRS EUR/USD - 1.104 2.158 661 1.104 8.632 13.659
\n
Tasso di cambio contrattuale medio EUR/USD 1,33 1,13 1,17 1,18 1,21
\n
Valore nozionale CCIRS EUR/GBP - - 1.012 - - 3.678 4.690
\n
Tasso di cambio contrattuale medio EUR/GBP 0,88 0,82
\n
Valore nozionale CCIRS EUR/CHF - - 218 - - 126 344
\n
Tasso di cambio contrattuale medio EUR/CHF 1,06 1,21
\n
Valore nozionale CCIRS USD/BRL 98 132 295 155 49 244 973
\n
Tasso di cambio contrattuale medio USD/BRL 4,81 5,22 5,55 5,29 5,39 3,57
\n
Valore nozionale CCIRS EUR/BRL 160 339 402 79 - 77 1.057
\n
Tasso di cambio contrattuale medio EUR/BRL 6,41 6,44 6,25 6,71 3,92
\n
Currency forward
\n
Totale valore nozionale forward 4.324 1.320 371 4 - - 6.019
\n
Valore nozionale - currency forward EUR/USD 3.064 1.268 371 4 - - 4.707
\n
Tasso di cambio contrattuale medio forward - EUR/USD 1,16 1,19 1,18 1,18
\n
Valore nozionale - currency forward USD/BRL 311 -----311
\n
Tasso di cambio contrattuale medio forward - USD/BRL 5,65
\n
Valore nozionale - currency forward USD/COP 284 -----284
\n
Tasso di cambio contrattuale medio forward - USD/COP 3.963,93
\n
Valore nozionale - currency forward USD/CLP 145-----145
\n
Tasso di cambio contrattuale medio forward - USD/CLP 818,94
\n
Valore nozionale - currency forward USD/CAD 107 -----107
\n
Tasso di cambio contrattuale medio forward - USD/CAD 1,24
\n

\n\n

\n\n

\n\n

\n\n

\n\n
La tabella seguente espone il valore nozionale e il fair value
\n
degli strumenti di copertura sul rischio di tasso di cambio
\n
delle transazioni in essere al 31 dicembre 2022 e al 31 di-
\n
cembre 2021 suddivisi per tipologia di elemento coperto.
\n
Milioni di euro Fair value Nozionale Fair value Nozionale
\n
Strumento di copertura Elemento coperto Attivit\u00e0 Passivit\u00e0 Attivit\u00e0 Passivit\u00e0
\n
al 31.12.2022 al 31.12.2021
\n
Fair value hedge
\n
Cross currency interest rate swap
\n
(CCIRS)
\n
Finanziamenti/Obbligazioni in valuta
\n
estera a tasso fisso
\n
15 (99) 1.097 12 - 595
\n
Cross currency interest rate swap
\n
(CCIRS)
\n
Finanziamenti in valuta estera a tasso
\n
variabile
\n
-- -30-77
\n
Cash flow hedge
\n
Cross currency interest rate swap
\n
(CCIRS)
\n
Finanziamenti/Crediti in valuta estera
\n
a tasso variabile
\n
95 (76) 1.061 88 (19) 953
\n
Cross currency interest rate swap
\n
(CCIRS)
\n
Finanziament/Crediti in valuta estera
\n
a tasso fisso
\n
4 (233) 2.445 43 (58) 2.553
\n
Cross currency interest rate swap
\n
(CCIRS)
\n
Obbligazioni in valuta estera a tasso
\n
variabile
\n
60 - 414 37 - 344
\n
Cross currency interest rate swap
\n
(CCIRS)
\n
Obbligazioni in valuta estera a tasso
\n
fisso
\n
1.864 (1.293) 23.381 1.159 (1.095) 16.601
\n
Cross currency interest rate swap
\n
(CCIRS)
\n
Flussi di cassa futuri in valuta - (50) 335 - (75) 316
\n
Currency forward Flussi di cassa futuri in valuta 9 (6) 326 7 (3) 378
\n
Currency forward Acquisti futuri di commodity in valuta 192 (135) 7.508 106 (36) 4.802
\n
Currency forward
\n
Acquisti di beni di investimento e
\n
altro in valuta
\n
19 (23) 1.292 20 (7) 839
\n
Totale 2.258 (1.915) 37.859 1.502 (1.293) 27.458
\n
Per le relazioni di copertura in cash flow hedge e fair value
\n
hedge si evidenziano:
\n
\u2022 contratti CCIRS con un ammontare nozionale di 26.923
\n
milioni di euro volti alla copertura del rischio cambio col-
\n
legato all\u2019indebitamento a tasso fisso contratto in valuta
\n
diversa dall\u2019euro e un fair value positivo pari a 258 milioni
\n
di euro;
\n
\u2022 contratti CCIRS con un ammontare nozionale di 1.810
\n
milioni di euro volti alla copertura del rischio cambio col-
\n
legato all\u2019indebitamento a tasso variabile contratto in va-
\n
luta e un fair value positivo pari a 29 milioni di euro;
\n
\u2022 contratti currency forward con un ammontare nozionale
\n
complessivo di 7.834 milioni di euro utilizzati per coprire
\n
il rischio cambio connesso alle attivit\u00e0 di acquisto di gas
\n
naturale, all\u2019acquisto di combustibili e ai flussi attesi in
\n
valute diverse dall\u2019euro con un fair value positivo com-
\n
plessivo pari a 60 milioni di euro;
\n
\u2022 contratti currency forward con un ammontare nozionale
\n
di 1.292 milioni di euro e un fair value negativo pari a 4
\n
milioni di euro, relativi a operazioni in derivati OTC posti
\n
in essere al fine di mitigare il rischio di cambio relativo
\n
ai flussi attesi in valute diverse dalla moneta di conto,
\n
connessi all\u2019acquisizione di beni d\u2019investimento nel set-
\n
tore delle energie rinnovabili e delle infrastrutture e reti
\n
(contatori digitali di ultima generazione), ai costi opera-
\n
tivi della fornitura di servizi cloud e a ricavi derivanti dalla
\n
vendita di energia rinnovabile.
\n
La tabella seguente espone il valore nozionale e il fair value
\n
dei derivati di copertura del rischio di cambio al 31 dicem-
\n
bre 2022 e al 31 dicembre 2021 suddivisi per tipologia di
\n
relazione di copertura.
\n
Milioni di euro Nozionale Fair value attivit\u00e0 Nozionale Fair value passivit\u00e0
\n
Derivati
\n
al 31.12.2022 al 31.12.2021 al 31.12.2022 al 31.12.2021 al 31.12.2022 al 31.12.2021 al 31.12.2022 al 31.12.2021
\n
Fair value hedge
\n
CCIRS 99 672 15 42 998 - (99) -
\n
Totale 99 672 15 42 998 - (99) -
\n
Cash flow hedge
\n
Currency forward 4.313 4.117 220 133 4.813 1.902 (164) (46)
\n
CCIRS 16.695 13.553 2.023 1.327 10.941 7.214 (1.652) (1.247)
\n
Totale 21.008 17.670 2.243 1.460 15.754 9.116 (1.816) (1.293)
\n
TOTALE DERIVATI
\n
SUL TASSO DI CAMBIO
\n
21.107 18.342 2.258 1.502 16.752 9.116 (1.915) (1.293)
\n

\n\n

\n\n

\n\n

\n\n

\n\n
Il valore nozionale dei CCIRS al 31 dicembre 2022, pari
\n
a 28.733 milioni di euro (21.439 milioni di euro al 31 di-
\n
cembre 2021), evidenzia un incremento di 7.294 milioni di
\n
euro. In particolare, si rileva che sono scaduti cross cur-
\n
rency interest rate swap per un valore complessivo di 258
\n
milioni di euro a fronte di nuovi derivati per un contro-
\n
valore complessivo di 7.500 milioni di euro, di cui 6.936
\n
milioni di euro a fronte delle emissioni obbligazionarie
\n
in sterline e dollari statunitensi intervenute nel corso
\n
del 2022. Inoltre, a seguito della novazione di un presti-
\n
to obbligazionario in dollari statunitensi da Enel Finance
\n
International a Enel Finance America, si rileva la chiusura
\n
anticipata del relativo cross currency interest rate swap
\n
per un ammontare pari a 662 milioni di euro. Il valore ri-
\n
sente infine dell\u2019andamento del cambio dell\u2019euro rispetto
\n
alle principali divise e dell\u2019effetto delle quote di ammorta-
\n
mento che hanno determinato un incremento del valore
\n
nozionale per 714 milioni di euro.
\n
Il valore nozionale dei currency forward al 31 dicembre
\n
2022, pari a 9.126 milioni di euro (6.019 milioni di euro al
\n
31 dicembre 2021), evidenzia un incremento di 3.107 mi-
\n
lioni di euro. L\u2019esposizione al rischio cambio, in particolare
\n
al dollaro statunitense, deriva principalmente dalle attivit\u00e0
\n
di acquisto di gas naturale, dall\u2019acquisto di combustibili e
\n
da flussi di cassa relativi a investimenti. Le variazioni del
\n
valore nozionale risentono di una maggiore esposizione al
\n
rischio cambio, in particolare verso il dollaro statunitense,
\n
conseguente all\u2019aumento dei prezzi del gas naturale, e del-
\n
la ripresa della produzione di energia elettrica da carbone.
\n

\n

\n\n
Derivati di fair value hedge
\n
La tabella seguente espone gli utili e le perdite netti rilevati
\n
a Conto economico, relativi alle variazioni di fair value dei
\n
derivati di fair value hedge e all\u2019elemento coperto attribui-
\n
bili al rischio di tasso di cambio sia per il 2022 sia per l\u2019anno
\n
precedente.
\n
Milioni di euro 2022 2021
\n
Utili/(Perdite) netti Utili/(Perdite) netti
\n
Strumenti di copertura su tassi di cambio (119) 9
\n
Elemento coperto 129 (8)
\n
Inefficacia 10 1
\n
La tabella seguente espone l\u2019impatto dei derivati di fair va-
\n
lue hedge su tasso di cambio nello Stato patrimoniale al 31
\n
dicembre 2022 e al 31 dicembre 2021.
\n
Milioni di euro al 31.12. 2022 al 31.12.2021
\n
Valore
\n
nozionale
\n
Valore
\n
contabile
\n
Fair value
\n
utilizzato per
\n
la misurazione
\n
dell\u2019inefficacia
\n
del periodo
\n
Valore
\n
nozionale
\n
Valore
\n
contabile
\n
Fair value
\n
utilizzato per
\n
la misurazione
\n
dell\u2019inefficacia
\n
del periodo
\n
Cross currency interest rate swap (CCIRS) 1.097 (84) (87) 672 42 37
\n
La tabella successiva espone l\u2019impatto dell\u2019elemento co-
\n
perto delle relazioni di fair value hedge nello Stato patri-
\n
moniale al 31 dicembre 2022 e al 31 dicembre 2021.
\n
Milioni di euro al 31.12. 2022 al 31.12.2021
\n
Valore
\n
contabile
\n
Adeguamento
\n
cumulato
\n
del fair value
\n
dell\u2019elemento
\n
coperto
\n
Fair value
\n
utilizzato per
\n
la misurazione
\n
dell\u2019inefficacia
\n
del periodo
\n
Valore
\n
contabile
\n
Adeguamento
\n
cumulato
\n
del fair value
\n
dell\u2019elemento
\n
coperto
\n
Fair value
\n
utilizzato per
\n
la misurazione
\n
dell\u2019inefficacia
\n
del periodo
\n
Finanziamenti/Obbligazioni in valuta estera
\n
a tasso fisso
\n
525 (109) 70 639 35
\n
(40)
\n
Finanziamenti/Obbligazioni in valuta estera
\n
a tasso variabile
\n
449 (10) 13 - -
\n
-
\n
Totale 974 (119) 83 639 35 (40)
\n

\n\n

\n\n

\n\n
Derivati di cash flow hedge
\n
Nella tabella seguente sono indicati i flussi di cassa attesi
\n
negli esercizi futuri relativi ai derivati di cash flow hedge sul
\n
rischio di tasso di cambio.
\n
Milioni di euro Fair value Distribuzione dei flussi di cassa attesi
\n
al 31.12.2022 2023 2024 2025 2026 2027 Oltre
\n
Derivati di cash flow hedge su tasso di cambio
\n
Derivati attivi (fair value positivo) 2.243 1.256 889 320 299 2.197
\n
-
\n
Derivati passivi (fair value negativo) (1.816) (58) (53) (97) 7 (361) -
\n
La tabella seguente espone l\u2019impatto dei derivati di cash
\n
flow hedge su tasso di cambio nello Stato patrimoniale al
\n
31 dicembre 2022 e al 31 dicembre 2021.
\n
Milioni di euro al 31.12. 2022 al 31.12.2021
\n
Valore
\n
nozionale
\n
Valore
\n
contabile
\n
Fair value
\n
utilizzato per
\n
la misurazione
\n
dell\u2019inefficacia
\n
del periodo
\n
Valore
\n
nozionale
\n
Valore
\n
contabile
\n
Fair value
\n
utilizzato per
\n
la misurazione
\n
dell\u2019inefficacia
\n
del periodo
\n
Cross currency interest rate swap (CCIRS) 27.636 371 433 20.767 80 82
\n
Currency forward 9.126 56 56 6.019 87 89
\n
Totale 36.762 427 489 26.786 167 171
\n
La tabella successiva espone l\u2019impatto dell\u2019elemento co-
\n
perto delle relazioni di cash flow hedge nello Stato patri-
\n
moniale al 31 dicembre 2022 e al 31 dicembre 2021.
\n
Milioni di euro al 31.12. 2022 al 31.12.2021
\n
Fair value
\n
dell\u2019elemento
\n
coperto
\n
utilizzato per
\n
la misurazione
\n
dell\u2019inefficacia
\n
del periodo
\n
Riserva
\n
cash flow
\n
hedge
\n
Riserva
\n
costi di
\n
hedging
\n
Quota
\n
inefficace
\n
del valore
\n
contabile dei
\n
derivati di
\n
CFH
\n
Altri effetti
\n
a Conto
\n
economico
\n
(1)
\n
Fair value
\n
dell\u2019elemento
\n
coperto
\n
utilizzato per
\n
la misurazione
\n
dell\u2019inefficacia
\n
del periodo
\n
Riserva
\n
cash flow
\n
hedge
\n
Riserva
\n
costi di
\n
hedging
\n
Quota
\n
inefficace
\n
del valore
\n
contabile dei
\n
derivati di
\n
CFH
\n
Finanziamenti in
\n
valuta estera a tasso
\n
variabile
\n
(30) 30 - (11) - (69) 69 - -
\n
Finanziamenti in
\n
valuta estera a tasso
\n
fisso
\n
225 (225) (4) - - 15 (15) - -
\n
Obbligazioni in
\n
valuta estera a tasso
\n
variabile
\n
(60) 60 - - - (37) 37 - -
\n
Obbligazioni in
\n
valuta estera a tasso
\n
fisso
\n
(628) 509 (56) - 118 (66) 66 (2) -
\n
Flussi di cassa futuri
\n
in valuta (coperti con
\n
CCIRS)
\n
50 (50) - - - 75 (75) - -
\n
Flussi di cassa futuri
\n
in valuta (coperti con
\n
forward)
\n
(3) 3 - - - (2) 2 1 -
\n
Acquisti futuri di
\n
commodity in valuta
\n
(60) 59 (1) (1) - (72) 72 - -
\n
Acquisti di beni di
\n
investimento e altro
\n
in valuta
\n
7 (7) 1 2 - (15) 15 (3) -
\n
Totale (499) 379 (60) (10) 118 (171) 171 (4) -
\n
(1) L'impatto \u00e8 connesso al movimento dei cambi spot tra la data di stipula dei CCIRS a copertura di obbligazioni in valuta estera e l'effettiva erogazione del
\n
prestito.
\n

\n\n

\n\n

\n\n
Rischio di prezzo su commodity
\n
Milioni di euro Maturity
\n
2023 2024 2025 2026 2027 Oltre Totale
\n
Al 31.12.2022
\n
Commodity swap
\n
Valore nozionale su energia 653 164 143 139 132 333 1.564
\n
Prezzo medio - commodity swap su energia (\u20ac/MWh) 162,5 77,9 48,9 47,2 45,8 29,0
\n
Valore nozionale su carbone/shipping 1.037 - - - - - 1.037
\n
Prezzo medio - commodity swap su carbone/shipping ($/t) 293,7-----
\n
Valore nozionale su gas 1.183 1.184 1.205 23 20 65 3.680
\n
Prezzo medio - commodity swap su gas (\u20ac/MWh) 60,1 47,9 52,0 21,0 8,3 7,2
\n
Valore nozionale su petrolio 1.076 227 48---1.351
\n
Prezzo medio - commodity swap su petrolio ($/bbl) 105,0 93,0 82,0---
\n
Commodity forward/future
\n
Valore nozionale su energia 2.906 509 388 294 249 720 5.066
\n
Prezzo medio - commodity forward/future su energia (\u20ac/MWh) 148,1 35,2 17,4 17,8 15,8 15,6
\n
Valore nozionale su carbone/shipping -------
\n
Prezzo medio - commodity forward/future su gas carbone/shipping ($/t) - -----
\n
Valore nozionale su gas 7.171 4.099 229 - - - 11.499
\n
Prezzo medio - commodity forward/future su gas (\u20ac/MWh) 72,9 92,1 56,6---
\n
Valore nozionale su CO
\n
2
\n
1.63522650---1.911
\n
Prezzo medio - commodity forward/future su CO
\n
2
\n
(\u20ac/t) 81,3 94,9 94,0 - - -
\n
Valore nozionale su petrolio 1.263 58----1.321
\n
Prezzo medio - commodity forward/future su petrolio ($/bbl) 81,7 73,9 - - - -
\n
Commodity option
\n
Valore nozionale su energia 16 16 16 16 16 117 197
\n
Prezzo medio - commodity option su energia (\u20ac/MWh) 35,0 35,0 35,0 35,0 35,0 33,0
\n
Valore nozionale su gas - - -----
\n
Prezzo medio - commodity option su gas (\u20ac/MWh) ------
\n
Valore nozionale su petrolio 70 - ----70
\n
Prezzo medio - commodity option su petrolio ($/bbl) 133-----
\n
Milioni di euro Maturity
\n
2022 2023 2024 2025 2026
\n
Oltre Totale
\n
Al 31.12.2021
\n
Commodity swap
\n
Valore nozionale su energia 124 164 168 149 146
\n
472 1.223
\n
Prezzo medio - commodity swap su energia (\u20ac/MWh) 51,8 53,7 47,5 46,6 46,0
\n
33,2
\n
Valore nozionale su gas 131 372 129 11 17 93 753
\n
Prezzo medio - commodity swap su gas (\u20ac/MWh) 63,8 13,7 12,1 9,4 12,0
\n
9,6
\n
Valore nozionale su petrolio 669 244 99 - - - 1.012
\n
Prezzo medio - commodity swap su petrolio ($/bbl) 86,4 92,9 79,4 - -
\n
-
\n
Commodity forward/future
\n
Valore nozionale su energia 319 637 302 288 248
\n
856 2.650
\n
Prezzo medio - commodity forward/future su energia (\u20ac/MWh) 29,7 43,3 20,0 19,7 18,7 16,6
\n
Valore nozionale su carbone/shipping 14 - - - -
\n
- 14
\n
Prezzo medio - commodity forward/future su gas carbone/shipping ($/t) 90,8----
\n
-
\n
Valore nozionale su gas 3.315 1.048 5 - - - 4.368
\n
Prezzo medio - commodity forward/future su gas (\u20ac/MWh) 15,1 18,9 18,0---
\n
Valore nozionale su CO
\n
2
\n
47661----537
\n
Prezzo medio - commodity forward/future su CO
\n
2
\n
(\u20ac/t) 46,1 38,4 - - - -
\n
Valore nozionale su petrolio 600 57---- 657
\n
Prezzo medio - commodity forward/future su petrolio ($/bbl) 37,7 51,6 - - -
\n
-
\n
Commodity option
\n
Valore nozionale su energia 10 21 21 21 21
\n
134 228
\n
Prezzo medio - commodity option su energia (\u20ac/MWh) 26,3 29,3 29,9 29,8 29,8
\n
32,6
\n
Valore nozionale su gas 99----- 99
\n
Prezzo medio - commodity option su gas (\u20ac/MWh) 50,5----
\n

\n\n

\n\n

\n\n
La tabella seguente espone il valore nozionale e il fair value
\n
degli strumenti di copertura sul rischio di prezzo su com-
\n
modity delle transazioni in essere al 31 dicembre 2022 e
\n
al 31 dicembre 2021 suddivisi per tipologia di commodity.
\n
Milioni di euro Nozionale Fair value attivit\u00e0 Nozionale Fair value passivit\u00e0
\n
al 31.12.2022 al 31.12.2021 al 31.12.2022 al 31.12.2021 al 31.12.2022 al 31.12.2021 al 31.12.2022 al 31.12.2021
\n
Derivati
\n
Cash flow hedge
\n
Derivati su energia:
\n
- swap 1.213 820 982 640 352 401 (498) (263)
\n
- forward/future 1.535 769 89 1.073 3.510 1.881 (898) (598)
\n
- opzioni 218 229 36 49 - - (12) (18)
\n
Totale derivati su energia 2.966 1.818 1.107 1.762 3.862 2.282 (1.408) (879)
\n
Derivati su carbone/shipping:
\n
- swap 9 - 2 - 1.028 - (373) -
\n
- forward/future - 14 - 3 - - - -
\n
- opzioni - - - -----
\n
Totale derivati su carbone/shipping 9 14 2 3 1.028 - (373) -
\n
Derivati su gas e petrolio:
\n
- swap 2.302 669 666 69 2.729 1.095 (765) (99)
\n
- forward/future 4.734 3.094 1.714 2.557 8.085 1.932 (5.182) (5.150)
\n
- opzioni 22 30 4 3 48 70 (4) (26)
\n
Totale derivati su gas e petrolio 7.058 3.793 2.384 2.629 10.862 3.097 (5.951) (5.275)
\n
Derivati su CO
\n
2
\n
:
\n
- swap --------
\n
- forward/future 1.704 537 143 410 207 - (7) -
\n
- opzioni --------
\n
Totale derivati su CO
\n
2
\n
1.704 537 143 410 207 - (7) -
\n
TOTALE DERIVATI SU COMMODITY 11.737 6.162 3.636 4.804 15.959 5.379 (7.739) (6.154)
\n
La tabella espone il valore nozionale e il fair value dei deri-
\n
vati di copertura del rischio di prezzo su commodity al 31
\n
dicembre 2022 e al 31 dicembre 2021, suddivisi per tipolo-
\n
gia di relazione di copertura.
\n
Il fair value attivo degli strumenti finanziari derivati su com-
\n
modity di cash flow hedge \u00e8 riferito a operazioni in derivati
\n
su gas e commodity petrolifere per 2.384 milioni di euro,
\n
a transazioni in derivati su CO
\n
2
\n
per 143 milioni di euro, a
\n
transazioni in derivati su energia per 1.107 milioni di euro e,
\n
in minor misura, a coperture su acquisti di carbone richie-
\n
ste dalle societ\u00e0 di generazione (2 milioni di euro).
\n
Nella prima categoria rientrano principalmente operazioni
\n
di copertura del rischio oscillazione prezzo del gas natu-
\n
rale sia in approvvigionamento sia in vendita, effettuate su
\n
commodity petrolifere e su prodotti gas.
\n
Nella categoria CO
\n
2
\n
rientrano principalmente operazioni di
\n
copertura per la compliance del Gruppo Enel.
\n
Nella categoria energia rientrano principalmente opera-
\n
zioni di hedging di medio-lungo termine, in particolare sul
\n
perimetro Spagna e Nord America.
\n
I derivati su commodity di cash flow hedge inclusi nel pas-
\n
sivo sono relativi a operazioni in derivati su gas e commo-
\n
dity petrolifere per 5.951 milioni di euro (principalmente
\n
per contratti di vendita in hedging), a contratti derivati su
\n
energia per 1.408 milioni di euro e, in minor misura, a tran-
\n
sazioni in derivati su carbone e CO
\n
2
\n
per rispettivamente
\n
373 milioni di euro e 7 milioni di euro.
\n
Derivati di cash flow hedge
\n
Nella tabella seguente sono indicati i flussi di cassa attesi
\n
negli esercizi futuri relativi ai derivati di cash flow hedge sul
\n
rischio di prezzo su commodity.
\n
Milioni di euro Fair value Distribuzione dei flussi di cassa attesi
\n
al 31.12.2022 2023 2024 2025 2026 2027 Oltre
\n
Derivati di cash flow hedge su commodity
\n
Derivati attivi (fair value positivo) 3.838 2.438 829 160 101 93 217
\n
Derivati passivi (fair value negativo) (7.941) (4.598) (2.116) (619) (180) (153) (275)
\n

\n\n

\n\n

\n\n
La tabella seguente espone l\u2019impatto dei derivati di cash
\n
flow hedge su prezzo commodity nello Stato patrimoniale
\n
al 31 dicembre 2022 e al 31 dicembre 2021.
\n
Milioni di euro al 31.12. 2022 al 31.12.2021
\n
Valore
\n
nozionale
\n
Valore
\n
contabile
\n
Fair value
\n
utilizzato per
\n
la misurazione
\n
dell\u2019inefficacia
\n
del periodo
\n
Valore
\n
nozionale
\n
Valore
\n
contabile
\n
Fair value
\n
utilizzato per
\n
la misurazione
\n
dell\u2019inefficacia
\n
del periodo
\n
Swap su energia 1.564 485 469 1.221 377 377
\n
Swap su carbone/shipping 1.037 (371) (371) - - -
\n
Swap su gas e petriolio 5.031 (99) (98) 1.764 (30)
\n
(30)
\n
Forward/future su energia 5.045 (809) (938) 2.675 (223) (223)
\n
Forward/future su carbone/shipping - - - 14 3 3
\n
Forward/future su gas e petrolio 12.820 (3.469) (3.673) 5.027 (2.592) (2.592)
\n
Forward/future su CO
\n
2
\n
1.911 136 138 537 410 410
\n
Option su energia 218 24 24 204 7 7
\n
Option su gas e petrolio 70 - - 99 (24)
\n
(24)
\n
Totale 27.696 (4.103) (4.449) 11.541 (2.072) (2.072)
\n
La tabella successiva espone l\u2019impatto dell\u2019elemento co-
\n
perto delle relazioni di cash flow hedge nello Stato patri-
\n
moniale al 31 dicembre 2022 e al 31 dicembre 2021.
\n
Milioni di euro al 31.12. 2022 al 31.12.2021
\n
Fair value
\n
dell\u2019elemento
\n
coperto
\n
utilizzato per
\n
la misurazione
\n
dell\u2019inefficacia
\n
del periodo
\n
Riserva
\n
cash
\n
flow
\n
hedge
\n
Riserva
\n
costi di
\n
hedging
\n
Quota
\n
inefficace
\n
del valore
\n
contabile
\n
dei derivati
\n
di CFH
\n
Fair value
\n
dell\u2019elemento
\n
coperto
\n
utilizzato per
\n
la misurazione
\n
dell\u2019inefficacia
\n
del periodo
\n
Riserva
\n
cash
\n
flow
\n
hedge
\n
Riserva
\n
costi di
\n
hedging
\n
Quota
\n
inefficace
\n
del valore
\n
contabile
\n
dei derivati
\n
di CFH
\n
Transazioni future su energia 602 (602) 15 (32) (297) 297 -
\n
(29)
\n
Transazioni future di carbone/shipping 371 (371) - - (3) 3 - -
\n
Transazioni future di gas e petrolio 3.360 (3.360) - (232) 2.751 (2.751) - (2)
\n
Transazioni future di CO
\n
2
\n
(133) 133 - - (410) 410 - -
\n
Totale 4.200 (4.200) 15 (264) 2.041 (2.041) - (31)
\n
Relativamente ai derivati di cash flow hedge su prezzo
\n
commodity, si segnala che anche nel corso del 2022 l\u2019in-
\n
tero comparto commodity \u00e8 stato oggetto di importanti
\n
oscillazioni di prezzo. In particolare, l\u2019impatto pi\u00f9 rilevante
\n
in termini di variazione di riserva di cash flow hedge \u00e8 at-
\n
tribuibile a transazioni future di gas che, tra tutte, \u00e8 stata la
\n
commodity che ha maggiormente risentito di questa alta
\n
volatilit\u00e0.
\n
Infine, si segnala che l\u2019inefficacia rilevata a Conto econo-
\n
mico nel 2022 sulle transazioni future di gas \u00e8 afferente
\n
principalmente a operazioni di proxy hedging sul perime-
\n
tro Spagna.
\n

\n\n

\n\n
51.2 Derivati al fair value through profit or loss
\n
La tabella seguente espone il valore nozionale e il fair value
\n
dei derivati al FVTPL in essere al 31 dicembre 2022 e al 31
\n
dicembre 2021.
\n
Milioni di euro Valore nozionale Fair value attivit\u00e0 Valore nozionale Fair value passivit\u00e0
\n
al 31.12.2022 al 31.12.2021 al 31.12.2022 al 31.12.2021 al 31.12.2022 al 31.12.2021 al 31.12.2022 al 31.12.2021
\n
Derivati FVTPL
\n
su tasso di interesse:
\n
- interest rate swap - 50 - 1 100 100 (23) (71)
\n
- interest rate option -----50-(2)
\n
su tasso di cambio:
\n
- currency forward 3.659 2.180 75 23 2.102 3.628 (34) (62)
\n
- CCIRS ----46-(1)-
\n
su commodity
\n
Derivati su energia:
\n
- swap 595 777 106 (78) 245 1.088 (180) (198)
\n
- forward/future 6.903 23.207 872 3.368 5.620 17.970 (908) (2.927)
\n
- option 7 3 15 78 140 113 (172) (16)
\n
Totale derivati su energia 7.505 23.987 993 3.368 6.005 19.171 (1.260) (3.141)
\n
Derivati su carbone:
\n
- swap - 35 - 4 - 133 - 23
\n
- forward/future 115 213 21 63 1.291 455 (9) (148)
\n
- option - -------
\n
Totale derivati su carbone 115 248 21 67 1.291 588 (9) (125)
\n
Derivati su gas e petrolio:
\n
- swap 1.964 2.904 806 (1.049) 834 4.199 (550) 1.843
\n
- forward/future 40.669 19.001 10.456 16.706 38.651 16.755 (10.280) (17.374)
\n
- option 34 232 8 268 33 399 (22) (402)
\n
Totale derivati su gas e petrolio 42.667 22.137 11.270 15.925 39.518 21.353 (10.852) (15.933)
\n
Derivati su CO
\n
2
\n
:
\n
- swap --------
\n
- forward/future 725 3.079 115 557 361 1.366 (35) (530)
\n
- option 2 - 2 -----
\n
Totale derivati su CO
\n
2
\n
727 3.079 117 557 361 1.366 (35) (530)
\n
Derivati su Altro:
\n
- swap -----1-(1)
\n
- forward/future 13 - 72 - 5 - (16) -
\n
- option - -------
\n
Totale derivati su Altro 13 - 72 - 5 1 (16) (1)
\n
Derivati embedded --------
\n
TOTALE 54.686 51.681 12.548 19.941 49.428 46.257 (12.230) (19.865)
\n
Al 31 dicembre 2022 l\u2019ammontare del nozionale dei derivati
\n
su tasso di interesse di trading \u00e8 pari a 100 milioni di euro. Il
\n
fair value negativo di 23 milioni di euro ha sub\u00edto un miglio-
\n
ramento di 48 milioni di euro rispetto all\u2019anno precedente
\n
principalmente imputabile all\u2019andamento della curva dei
\n
tassi di interesse.
\n
Al 31 dicembre 2022 l\u2019ammontare del nozionale dei deri-
\n
vati su cambi \u00e8 pari a 5.761 milioni di euro. Il complessivo
\n
decremento del loro valore nozionale per 47 milioni di euro
\n
e l\u2019incremento del fair value netto pari a 80 milioni di euro
\n
sono principalmente connessi alla normale operativit\u00e0 e
\n
alle dinamiche dei cambi.
\n

\n\n
Al 31 dicembre 2022 l\u2019ammontare del nozionale dei derivati
\n
su commodity \u00e8 pari a 98.207 milioni di euro. Il fair value
\n
dei derivati su commodity di trading inclusi nell\u2019attivo ri-
\n
comprende principalmente la valutazione di mercato delle
\n
coperture su gas e petrolio per un ammontare di 11.270
\n
milioni di euro, delle operazioni in derivati su energia per
\n
993 milioni di euro, delle operazioni in derivati su CO
\n
2
\n
per
\n
117 milioni di euro e, in misura inferiore, delle operazioni in
\n
derivati su carbone e \u201caltre commodity\u201d per rispettivamen-
\n
te 21 milioni e 72 milioni di euro.
\n
Il fair value passivo degli strumenti finanziari derivati su
\n
commodity di trading \u00e8 riferito principalmente alle coper-
\n
ture su gas e petrolio per un ammontare di 10.852 milioni
\n
di euro, a operazioni in derivati su energia per 1.260 milioni
\n
di euro, a operazioni in derivati su CO
\n
2
\n
, carbone e \u201caltre
\n
commodity\u201d per rispettivamente 35 milioni, 9 milioni e 16
\n
milioni di euro.
\n
Sono ricomprese in tali valori sia le operazioni gestite dai
\n
portafogli di trading, sia quelle operazioni che, pur essendo
\n
state poste in essere con l\u2019intento gestionale di copertura,
\n
non soddisfano i requisiti richiesti dai princ\u00edpi contabili per
\n
il trattamento in hedge accounting.
\n
Nella categoria Altro sono ricomprese attivit\u00e0 di copertu-
\n
ra effettuate su garanzie di origine e certificati verdi, ossia
\n
meccanismi di incentivazione per la produzione di energia
\n
elettrica da fonti rinnovabili. Oltre al rischio prezzo com-
\n
modity, le societ\u00e0 del Gruppo si trovano a gestire il rischio
\n
di oscillazione del prezzo di queste certificazioni che re-
\n
centemente hanno risentito di una maggiore volatilit\u00e0 di
\n
mercato rispetto agli anni passati legata a una sempre
\n
maggiore sensibilit\u00e0 del mercato alle tematiche di soste-
\n
nibilit\u00e0 ambientale.
\n

\n", "dimensions": { "concept": "ifrs-full:DisclosureOfDerivativeFinancialInstrumentsExplanatory", "language": "it", "entity": "scheme:WOCMU6HCI0OJWNPRZS33", "period": "2022-01-01T00:00:00/2023-01-01T00:00:00" } }, "Tag1038": { "value": "\n

\n

\n
28. Attivit\u00e0/(Passivit\u00e0) non correnti/correnti derivanti da contratti con i clienti
\n\n
Milioni di euro Non corrente Corrente
\n
al 31.12.2022 al 31.12.2021 al 31.12.2022 al 31.12.2021
\n
Attivit\u00e0 derivanti da contratti con i clienti 508 530 106 121
\n
Passivit\u00e0 derivanti da contratti con i clienti 5.747 6.214 1.775 1.433
\n

\n\n\n
Le attivit\u00e0 non correnti derivanti da contratti con i clienti si
\n
riferiscono principalmente alle attivit\u00e0 in fase di realizza-
\n
zione derivanti da accordi per servizi pubblici in conces-
\n
sione \u201cpublic-to-private\u201d rilevati secondo quanto previsto
\n
dall\u2019IFRIC 12, con scadenza oltre i 12 mesi (492 milioni di
\n
euro). Tale casistica ricorre nei casi in cui il concessiona-
\n
rio non abbia ancora maturato pienamente il diritto a farsi
\n
riconoscere tali attivit\u00e0 dal concedente in quanto contrat-
\n
tualmente sussiste tuttavia un\u2019obbligazione di fare perch\u00e9 il
\n
bene venga completato e possa essere remunerato attra-
\n
verso la tariffa. Si precisa che il valore al 31 dicembre 2022
\n
comprende investimenti del periodo per un ammontare
\n
pari a 1.174 milioni di euro.
\n

\n\n
Le attivit\u00e0 correnti derivanti da contratti con i clienti accol-
\n
gono principalmente le attivit\u00e0 per lavori e servizi in corso
\n
su ordinazione (80 milioni di euro) relative a commesse per
\n
lavori ancora da fatturare il cui corrispettivo \u00e8 subordinato
\n
all\u2019adempimento di una prestazione contrattuale.
\n
Il valore al 31 dicembre 2022 delle passivit\u00e0 non corren-
\n
ti derivanti da contratti con i clienti \u00e8 da attribuire princi-
\n
palmente alla distribuzione in Italia (3.127 milioni di euro) e
\n
Spagna (2.620 milioni di euro) con riferimento alle modalit\u00e0
\n
di rilevazione contabile dei ricavi legati agli allacci di nuo-
\n
vi utenti che vengono riscontati lungo la durata media dei
\n
contratti.
\n
Le passivit\u00e0 correnti derivanti da contratti con i clienti ac-
\n
colgono le passivit\u00e0 relative ai ricavi da servizi di connes-
\n
sione alla rete elettrica con scadenza entro i 12 mesi per
\n
1.234 milioni di euro rilevate principalmente in Italia e Spa-
\n
gna, nonch\u00e9 le passivit\u00e0 per lavori in corso su ordinazione
\n
(509 milioni di euro).
\n
Come richiesto dall\u2019IFRS 15 si riporta di seguito il riversa-
\n
mento a Conto economico per classe temporale delle pas-
\n
sivit\u00e0 derivanti da contratti con i clienti.
\n
Milioni di euro
\n
al 31.12.2022 al 31.12.2021
\n
Entro 1 anno 1.775 1.433
\n
Entro 2 anni 516 498
\n
Entro 3 anni 517 480
\n
Entro 4 anni 516 479
\n
Entro 5 anni 515 477
\n
Oltre 5 anni 3.683 4.280
\n
Totale 7. 522 7. 6 4 7
\n

\n", "dimensions": { "concept": "enel:DisclosureOfContractAssetsLiabilitiesExplanatory", "language": "it", "entity": "scheme:WOCMU6HCI0OJWNPRZS33", "period": "2022-01-01T00:00:00/2023-01-01T00:00:00" } }, "Tag1044": { "value": "\n

\n

\n

\n
29. Altre attivit\u00e0 finanziarie non correnti - Euro 8.359 milioni
\n\n
Milioni di euro
\n
al 31.12.2022 al 31.12.2021 2022-2021
\n
Partecipazioni in altre imprese valutate al fair value 366 72 294 -
\n
Crediti e titoli inclusi nell\u2019indebitamento finanziario netto (vedi nota 29.1) 4.213 2.692 1.521 56,5%
\n
Accordi per servizi in concessione 3.732 2.890 842 29,1%
\n
Risconti attivi finanziari non correnti 48 50 (2) -4,0%
\n
Totale 8.359 5.704 2.655 46,5%
\n

\n\n
\n
\n

\n\n
Le \u201cAltre attivit\u00e0 finanziarie non correnti\u201d si incrementano
\n
di 2.655 milioni di euro principalmente per:
\n
\u2022 l\u2019incremento dei crediti inclusi nell\u2019indebitamento finan-
\n
ziario netto, come dettagliato nella nota 29.1;
\n
\u2022 l\u2019aumento delle attivit\u00e0 finanziarie relative agli accordi
\n
per servizi in concessione, soprattutto in Brasile;
\n
\u2022 la rilevazione della partecipazione in Zacapa Topco, a
\n
seguito della cessione da parte di Enel X International
\n
dell\u20191,1% della quota di partecipazione in Ufinet che ha
\n
determinato la perdita del controllo congiunto su Zaca-
\n
pa Topco.
\n

\n

\n\n
\n
\n\n
Di seguito il dettaglio della voce \u201cPartecipazioni in altre im-
\n
prese valutate al fair value\u201d:
\n

\n\n\n
Milioni di euro
\n
al 31.12.2022 Quota % al 31.12.2021 Quota % 2022-2021
\n
Empresa Propietaria de la Red SA 7 11,1% 5 11,1% 2
\n
European Energy Exchange AG 22 2,4% 13 2,4% 9
\n
Athonet Srl 7 16,0% 7 16,0% -
\n
Korea Line Corporation 1 0,3% 1 0,3% -
\n
Hubject GmbH 11 12,5% 10 12,5% 1
\n
Termoel\u00e9ctrica Jos\u00e9 de San Mart\u00edn SA 11 4,2% 11 4,2% -
\n
Termoel\u00e9ctrica Manuel Belgrano SA 9 4,7% 12 4,7% (3)
\n
Zacapa Topco S\u00e0rl 288 19,5% - - 288
\n
Altre 10 13 (3)
\n
Totale 366 72 294
\n

\n\n
29.1 Altre attivit\u00e0 finanziarie non correnti incluse nell\u2019indebitamento finanziario netto - Euro 4.213
\n
milioni
\n
Milioni di euro
\n
al 31.12.2022 al 31.12.2021 2022-2021
\n
Titoli 447 403 44 10,9%
\n
Crediti finanziari diversi 3.766 2.289 1.477 64,5%
\n
Totale 4.213 2.692 1.521 56,5%
\n
I titoli rappresentano gli strumenti finanziari nei quali le
\n
societ\u00e0 assicurative olandesi investono parte della loro li-
\n
quidit\u00e0.
\n
L\u2019incremento dei \u201cCrediti finanziari diversi\u201d \u00e8 riconducibile
\n
principalmente a un incremento dei crediti finanziari per
\n
depositi di liquidit\u00e0.
\n

\n\n
30. Altre attivit\u00e0 finanziarie correnti - Euro 13.753 milioni
\n
Milioni di euro
\n
al 31.12.2022 al 31.12.2021 2022-2021
\n
Attivit\u00e0 finanziarie correnti incluse nell\u2019indebitamento finanziario netto (vedi
\n
nota 30.1)
\n
13.501 8.467 5.034 59,5%
\n
Altre 252 178 74 41,6%
\n
Totale 13.753 8.645 5.108 59,1%
\n
Le \u201cAltre attivit\u00e0 finanziarie correnti\u201d si incrementano di
\n
5.108 milioni di euro principalmente per l\u2019aumento delle
\n
attivit\u00e0 finanziarie correnti incluse nell\u2019indebitamento fi-
\n
nanziario netto, come dettagliato nella nota 30.1.
\n
30.1 Altre attivit\u00e0 finanziarie correnti incluse nell\u2019indebitamento finanziario netto -
\n
Euro 13.501 milioni
\n
Milioni di euro
\n
al 31.12.2022 al 31.12.2021 2022-2021
\n
Quota corrente dei crediti finanziari a lungo termine 2.838 1.538 1.300 84,5%
\n
Titoli al FVTPL - 1 (1) -
\n
Titoli al FVOCI 78 87 (9) -10,3%
\n
Crediti finanziari e cash collateral 8.319 6.485 1.834 28,3%
\n
Altre 2.266 356 1.910 -
\n
Totale 13.501 8.467 5.034 59,5%
\n
La variazione della voce \u00e8 principalmente riconducibile:
\n
\u2022 all\u2019incremento della quota corrente dei crediti finanziari
\n
a lungo termine (per 1.300 milioni di euro), determinato
\n
essenzialmente dall\u2019incremento del credito finanziario
\n
relativo al deficit del sistema elettrico spagnolo;
\n
\u2022 ai maggiori cash collateral versati alle controparti per l\u2019o-
\n
perativit\u00e0 su contratti derivati (per 1.834 milioni di euro);
\n
\u2022 all\u2019aumento della voce \u201cAltre\u201d, principalmente per l\u2019au-
\n
mento dei crediti finanziari a breve termine in Enel X Italia
\n
per effetto dei crediti fiscali ceduti relativi all\u2019eco-sisma
\n
bonus (per 557 milioni di euro) e per l\u2019aumento dei crediti
\n
finanziari in Brasile (per 1.210 milioni di euro) prevalen-
\n
temente relativi alla cessione di Celg Distribui\u00e7\u00e3o SA -
\n
Celg-D (Enel Goi\u00e1s).
\n

\n\n
48.1 Attivit\u00e0 finanziarie per categoria
\n
La tabella seguente indica il valore contabile di ciascuna
\n
categoria delle attivit\u00e0 finanziarie previste dall\u2019IFRS 9, di-
\n
stinte tra attivit\u00e0 finanziarie correnti e non correnti, espo-
\n
nendo separatamente i derivati di copertura e i derivati mi-
\n
surati al fair value rilevato a Conto economico.
\n
Milioni di euro Non correnti Correnti
\n
Note
\n
al 31.12.2022 al 31.12.2021 al 31.12.2022 al 31.12.2021
\n
Attivit\u00e0 finanziarie al costo ammortizzato 48.1.1 5.731 4.092 40.057 34.671
\n
Attivit\u00e0 finanziarie al FVOCI 48.1.2 901 706 279 144
\n
Attivit\u00e0 finanziarie al fair value rilevato a Conto economico
\n
Derivati attivi al FVTPL 48.1.3 473 277 12.075 19.664
\n
Altre attivit\u00e0 finanziarie al FVTPL 48.1.3 3.442 2.662 1.049 141
\n
Totale attivit\u00e0 finanziarie al fair value rilevato a Conto economico 3.915 2.939 13.124 19.805
\n
Derivati attivi designati come strumenti di copertura
\n
Derivati di fair value hedge 48.1.4 37 61 - -
\n
Derivati di cash flow hedge 48.1.4 3.460 2.434 2.755 3.127
\n
Totale derivati attivi designati come strumenti di copertura 3.497 2.495 2.755 3.127
\n
TOTALE 14.044 10.232 56.215 57.747
\n
Per maggiori informazioni sulla rilevazione e classificazione
\n
dei derivati attivi correnti e non correnti si prega di far rife-
\n
rimento alla nota 51 \u201cDerivati ed hedge accounting\u201d.
\n
Per maggiori informazioni sulla valutazione al fair value si
\n
prega di far riferimento alla nota 52 \u201cAttivit\u00e0 e passivit\u00e0 mi-
\n
surate al fair value\u201d.
\n

\n\n
\n\n
\n
\n
48.1.1 Attivit\u00e0 finanziarie valutate al costo ammortizzato
\n
La tabella seguente espone le attivit\u00e0 finanziarie valutate al
\n
costo ammortizzato per natura, suddivise in attivit\u00e0 finan-
\n
ziarie correnti e non correnti.
\n\n
Milioni di euro Non correnti Correnti
\n
Note
\n
al 31.12.2022 al 31.12.2021 Note al 31.12.2022 al 31.12.2021
\n
Disponibilit\u00e0 liquide e mezzi equivalenti - - 35 10.169 8.759
\n
Crediti commerciali 34 1.388 1.301 34 15.217 14.775
\n
Quota corrente di crediti finanziari a lungo termine - - 30.1 2.838 1.538
\n
Cash collateral - - 30.1 8.319 6.485
\n
Altri crediti finanziari 29.1 3.766 2.289 30.1 2.090 315
\n
Attivit\u00e0 finanziarie da accordi per servizi in concessione al costo
\n
ammortizzato
\n
29 295 260 29 12 64
\n
Altre attivit\u00e0 finanziarie al costo ammortizzato 282 242 1.412 2.735
\n
Totale 5.731 4.092 40.057 34.671
\n
\n\n
Impairment delle attivit\u00e0 finanziarie valutate al costo
\n
ammortizzato
\n
Le attivit\u00e0 finanziarie valutate al costo ammortizzato am-
\n
montano a 45.788 milioni di euro al 31 dicembre 2022
\n
(38.763 milioni di euro al 31 dicembre 2021) e sono rile-
\n
vate al netto del fondo perdite attese, pari a 4.087 milioni
\n
di euro al 31 dicembre 2022 (4.051 milioni di euro alla fine
\n
dell\u2019esercizio precedente).
\n
Il Gruppo detiene essenzialmente le seguenti tipologie di
\n
attivit\u00e0 finanziarie valutate al costo ammortizzato e sotto-
\n
poste a impairment:
\n
\u2022 disponibilit\u00e0 liquide e mezzi equivalenti;
\n
\u2022 crediti commerciali e attivit\u00e0 derivanti da contratti con
\n
clienti;
\n
\u2022 crediti finanziari; e
\n
\u2022 altre attivit\u00e0 finanziarie.
\n
Bench\u00e9 le disponibilit\u00e0 liquide e mezzi equivalenti siano
\n
state assoggettate a impairment in base all\u2019IFRS 9, la per-
\n
dita attesa identificata risulta trascurabile.
\n\n
La perdita attesa (Expected Credit Loss, ECL) \u2013 calcolata
\n
utilizzando la probabilit\u00e0 di default (PD), la perdita in caso
\n
di default (LGD) e l\u2019esposizione al rischio in caso di default
\n
(EAD) \u2013 \u00e8 la differenza fra i flussi finanziari dovuti in base al
\n
contratto e i flussi finanziari attesi (comprensivi dei manca-
\n
ti incassi) attualizzati usando il tasso di interesse effettivo
\n
originario.
\n
Ai fini del calcolo dell\u2019ECL, il Gruppo applica due diversi ap-
\n
procci:
\n
\u2022 l\u2019approccio generale, per le attivit\u00e0 finanziarie diverse
\n
da crediti commerciali, le attivit\u00e0 derivanti da contratti
\n
con i clienti e i crediti per leasing. Tale metodo si applica
\n
verificando se vi \u00e8 stato un incremento significativo del
\n
rischio di credito rispetto all\u2019iscrizione iniziale, mediante
\n
confronto tra la probabilit\u00e0 di default all\u2019origination e la
\n
probabilit\u00e0 di default alla data di riferimento del bilancio.
\n
In base ai risultati di tale verifica, si rileva un fondo per-
\n
dite attese, calcolato in base alle perdite attese previste
\n
per i successivi 12 mesi (ECL a 12 mesi) o lungo tutta la
\n
vita dell\u2019attivit\u00e0 (ECL Lifetime) (c.d. \u201cstaging\u201d):
\n
\u2013 l\u2019ECL a 12 mesi, per le attivit\u00e0 finanziarie che non han-
\n
no sub\u00edto un incremento significativo del rischio di
\n
credito rispetto alla rilevazione iniziale;
\n
\u2013 l\u2019ECL Lifetime, per le attivit\u00e0 finanziarie che hanno
\n
sub\u00edto un incremento significativo del rischio di cre-
\n
dito o che risultano deteriorate (ossia, in default sulla
\n
base di informazioni relative allo scaduto);
\n
\u2022 l\u2019approccio semplificato, per i crediti commerciali, le atti-
\n
vit\u00e0 derivanti da contratti con i clienti e crediti per leasing
\n
con o senza componente finanziaria significativa, in base
\n
alla ECL Lifetime senza tracciare le variazioni del rischio
\n
di credito.
\n
La rettifica forward-looking potr\u00e0 essere applicata consi-
\n
derando informazioni qualitative e quantitative al fine di
\n
riflettere eventi e scenari macroeconomici futuri che po-
\n
trebbero influenzare il rischio del portafoglio o dello stru-
\n
mento finanziario.
\n
In base alla natura delle attivit\u00e0 finanziarie e delle informa-
\n
zioni disponibili sul rischio di credito, la verifica dell\u2019incre-
\n
mento significativo del rischio di credito pu\u00f2 essere effet-
\n
tuata su:
\n
\u2022 base individuale, in presenza di crediti singolarmente
\n
significativi e per tutti i crediti che sono verificati singo-
\n
larmente ai fini dell\u2019impairment in base a informazioni
\n
ragionevoli e supportabili;
\n
\u2022 base collettiva, quando il reperimento di informazioni ra-
\n
gionevoli e supportabili per verificare le perdite attese su
\n
base individuale richiederebbe costi o sforzi eccessivi.
\n
Quando non ci sono ragionevoli aspettative di recuperare
\n
un\u2019attivit\u00e0 finanziaria integralmente o parzialmente, si pro-
\n
ceder\u00e0 a ridurre direttamente il suo valore contabile lordo.
\n
L\u2019eliminazione contabile (ossia, write-off) costituisce un
\n
evento di derecognition (per es., estinzione, trasferimento
\n
o scadenza del diritto a incassare dei flussi finanziari).
\n
\n
\n\n
\n\n
\n\n
\n\n
La tabella che segue indica le perdite attese rilevate per le
\n
attivit\u00e0 finanziarie valutate al costo ammortizzato in base
\n
all\u2019approccio generale e semplificato.
\n
Milioni di euro al 31.12.2022 al 31.12.2021
\n
Importo lordo
\n
Fondo perdite
\n
attese Totale Importo lordo
\n
Fondo perdite
\n
attese Totale
\n
Disponibilit\u00e0 liquide e mezzi equivalenti 10.169 - 10.169 8.759 - 8.759
\n
Crediti commerciali 20.388 3.783 16.605 19.739 3.663 16.076
\n
Crediti finanziari 17.261 248 17.013 10.861 234
\n
10.627
\n
Altre attivit\u00e0 finanziarie al costo ammortizzato 2.057 56 2.001 3.455 154 3.301
\n
Totale 49.875 4.087 45.788 42.814 4.051 38.763
\n
Per misurare le perdite attese, il Gruppo valuta i crediti
\n
commerciali e le attivit\u00e0 derivanti da contratti con i clienti
\n
basandosi sull\u2019approccio semplificato, su base sia indivi-
\n
duale (per es., pubbliche amministrazioni, autorit\u00e0, con-
\n
troparti finanziarie, venditori all\u2019ingrosso, trader e grandi
\n
societ\u00e0 ecc.) sia collettiva (per es., clienti al dettaglio).
\n
In caso di valutazioni individuali, la PD \u00e8 ottenuta prevalen-
\n
temente da provider esterni.
\n
Diversamente, in caso di valutazioni su base collettiva, i
\n
crediti commerciali sono raggruppati in base alle caratte-
\n
ristiche di rischio di credito condivise e informazioni sullo
\n
scaduto, considerando una specifica definizione di default.
\n
In base a ciascun business e framework regolatorio loca-
\n
le, nonch\u00e9 alle differenze fra i portafogli di clienti, anche in
\n
termini di tassi di default e recupero (comprese le aspetta-
\n
tive di recupero oltre 90 giorni):
\n
\u2022 il Gruppo applica principalmente una definizione di de-
\n
fault basata su uno scaduto di 180 giorni e pertanto,
\n
oltre tale termine, si presume che i crediti commerciali
\n
siano deteriorati (ossia, credit-impaired); e
\n
\u2022 si definiscono specifici cluster sulla base degli specifici
\n
mercati, business e caratteristiche di rischio.
\n
Le attivit\u00e0 derivanti da contratti con i clienti presentano so-
\n
stanzialmente le stesse caratteristiche di rischio dei crediti
\n
commerciali, a parit\u00e0 di tipologie contrattuali.
\n
Al fine di misurare la ECL per i crediti commerciali su base
\n
collettiva nonch\u00e9 per le attivit\u00e0 derivanti da contratti con i
\n
clienti, il Gruppo considera le seguenti assunzioni riguardo
\n
ai parametri di ECL:
\n
\u2022 la PD, ipotizzata pari al tasso medio di default, \u00e8 calcolata
\n
per cluster e considerando dati storici di almeno 24 mesi;
\n
\u2022 la LGD \u00e8 funzione dei tassi di recupero di ciascun cluster,
\n
attualizzata in base al tasso di interesse effettivo; e
\n
\u2022 l\u2019EAD \u00e8 stimata pari al valore contabile alla data di riferi-
\n
mento del bilancio al netto dei depositi di cassa, com-
\n
prese le fatture emesse ma non scadute e le fatture da
\n
emettere.
\n
Si fa presente che, nonostante peggioramenti delle curve
\n
di incasso su alcuni segmenti di clientela di cui si \u00e8 tenuto
\n
conto nella valutazione dell\u2019impairment dei crediti com-
\n
merciali, il portafoglio di Gruppo ha dimostrato \u2013 fino a
\n
oggi \u2013 resilienza al contesto macroeconomico e allo sce-
\n
nario prezzi attuale. Tutto ci\u00f2 grazie a un rafforzamento dei
\n
canali di incasso digitali e a una solida diversificazione della
\n
customer base.
\n
La tabella seguente indica la movimentazione del fondo
\n
perdite attese su crediti finanziari (in base all\u2019approccio
\n
generale).
\n
Milioni di euro Fondo perdite attese 12 mesi Fondo perdite attese Lifetime
\n
Saldo di apertura al 01.01.2021 65 143
\n
Accantonamenti -9
\n
Utilizzi --
\n
Rilasci a Conto economico (25) (9)
\n
Altre variazioni 25 26
\n
Saldo di chiusura al 31.12.2021 65 169
\n
Saldo di apertura al 01.01.2022 65 169
\n
Accantonamenti 22 5
\n
Utilizzi --
\n
Rilasci a Conto economico - (11)
\n
Altre variazioni (58) 56
\n
Saldo di chiusura al 31.12.2022 29 219
\n
\n\n

\n\n

\n

\n\n
La tabella seguente indica la movimentazione del fondo
\n
perdite attese su crediti commerciali (in base all\u2019approccio
\n
semplificato).
\n
Milioni di euro
\n
Saldo di apertura al 01.01.2021 3.287
\n
Accantonamenti 1.285
\n
Utilizzi 709
\n
Rilasci a Conto economico (202)
\n
Altre variazioni (1.416)
\n
Saldo di chiusura al 31.12.2021 3.663
\n
Saldo di apertura al 01.01.2022 3.663
\n
Accantonamenti 1.375
\n
Utilizzi (766)
\n
Rilasci a Conto economico (265)
\n
Altre variazioni (224)
\n
Saldo di chiusura al 31.12.2022 3.783
\n
La tabella seguente indica la movimentazione del fondo
\n
perdite attese su altre attivit\u00e0 finanziarie al costo ammor-
\n
tizzato (in base all\u2019approccio semplificato).
\n
Milioni di euro Fondo perdite attese Lifetime
\n
Saldo di apertura al 01.01.2021 129
\n
Accantonamenti 94
\n
Utilizzi -
\n
Rilasci a Conto economico (1)
\n
Altre variazioni (68)
\n
Saldo di chiusura al 31.12.2021 154
\n
Saldo di apertura al 01.01.2022 154
\n
Accantonamenti 180
\n
Utilizzi -
\n
Rilasci a Conto economico (1)
\n
Altre variazioni (277)
\n
Saldo di chiusura al 31.12.2022 56
\n
Si precisa che nella nota 49 \u201cRisk management\u201d sono for-
\n
nite informazioni aggiuntive relativamente all\u2019esposizione
\n
al rischio di credito e alle perdite attese.
\n

\n\n\n
48.1.2 Attivit\u00e0 finanziarie al fair value a patrimonio netto
\n
La tabella seguente espone le attivit\u00e0 finanziarie al fair va-
\n
lue a patrimonio netto (FVOCI) per natura, suddivise in atti-
\n
vit\u00e0 finanziarie correnti e non correnti.
\n
Milioni di euro Non correnti Correnti
\n
Note
\n
al 31.12.2022 al 31.12.2021 Note al 31.12.2022 al 31.12.2021
\n
Partecipazioni altre imprese al FVOCI 29 360
\n
40 --
\n
Titoli 29.1 447 403 30.1 78 87
\n
Crediti e altre attivit\u00e0 finanziarie valutate al FVOCI 94
\n
263 201 57
\n
Totale 901 706 279 144
\n

\n\n

\n\n
\n
\n\n
Movimentazione delle attivit\u00e0 finanziarie al FVOCI
\n
Partecipazioni in altre imprese
\n
Milioni di euro Non correnti Correnti
\n
Saldo di apertura al 01.01.2021 40 -
\n
Acquisizioni 2-
\n
Vendite -
\n
-
\n
Variazioni del fair value con impatti a patrimonio netto - -
\n
Altre variazioni (2)
\n
-
\n
Saldo di chiusura al 31.12.2021 40 -
\n
Saldo di apertura al 01.01.2022 40
\n
-
\n
Acquisizioni 149 -
\n
Vendite -
\n
-
\n
Variazioni del fair value con impatti a patrimonio netto 11 -
\n
Altre variazioni 160
\n
-
\n
Saldo di chiusura al 31.12.2022 360 -
\n
Titoli e altri crediti al FVOCI
\n
Milioni di euro Non correnti Correnti
\n
Saldo di apertura al 01.01.2021 551 102
\n
Acquisizioni 165 -
\n
Vendite (87)
\n
-
\n
Variazioni del fair value con impatti a patrimonio netto 2 -
\n
Riclassifiche (85) 85
\n
Altre variazioni 120
\n
(43)
\n
Saldo di chiusura al 31.12.2021 666 144
\n
Saldo di apertura al 01.01.2022 666
\n
144
\n
Acquisizioni 225 -
\n
Vendite (41)
\n
(14)
\n
Variazioni del fair value con impatti a patrimonio netto (38) -
\n
Riclassifiche (102) 102
\n
Altre variazioni (168)
\n
47
\n
Saldo di chiusura al 31.12.2022 541 279
\n
\n\n

\n

\n

\n

\n\n
\n\n
\n\n
\n\n
\n\n
48.1.3 Attivit\u00e0 finanziarie al fair value rilevato
\n
a Conto economico
\n
La tabella seguente espone le attivit\u00e0 finanziarie al fair va-
\n
lue rilevato a Conto economico (FVTPL) per natura, suddi-
\n
vise in attivit\u00e0 finanziarie correnti e non correnti.
\n
Milioni di euro Non correnti Correnti
\n
Note
\n
al 31.12.2022 al 31.12.2021 Note al 31.12.2022 al 31.12.2021
\n
Derivati al FVTPL 51 473 277 51 12.075 19.664
\n
Investimenti in attivit\u00e0 liquide - - 35 872 99
\n
Attivit\u00e0 finanziarie al FVTPL - - 30, 30.1 176 41
\n
Titoli --30.1-
\n
1
\n
Partecipazioni in altre imprese al FVTPL 29 6 32 - -
\n
Attivit\u00e0 finanziarie da accordi per servizi in concessione al FVTPL 29 3.436 2.630 - -
\n
Totale 3.915 2.939 13.123 19.805
\n
\n\n
\n\n
\n\n
\n\n
\n\n
48.1.4 Derivati attivi designati come strumenti
\n
di copertura
\n
Per maggiori dettagli sui derivati attivi si prega di far riferi-
\n
mento alla nota 51 \u201cDerivati ed hedge accounting\u201d.
\n
\n", "dimensions": { "concept": "ifrs-full:DisclosureOfFinancialAssetsExplanatory", "language": "it", "entity": "scheme:WOCMU6HCI0OJWNPRZS33", "period": "2022-01-01T00:00:00/2023-01-01T00:00:00" } }, "Tag1043": { "value": "\n
Di seguito il dettaglio della voce \u201cPartecipazioni in altre im-
\n
prese valutate al fair value\u201d:
\n

\n\n
Milioni di euro
\n
al 31.12.2022 Quota % al 31.12.2021 Quota % 2022-2021
\n
Empresa Propietaria de la Red SA 7 11,1% 5 11,1% 2
\n
European Energy Exchange AG 22 2,4% 13 2,4% 9
\n
Athonet Srl 7 16,0% 7 16,0% -
\n
Korea Line Corporation 1 0,3% 1 0,3% -
\n
Hubject GmbH 11 12,5% 10 12,5% 1
\n
Termoel\u00e9ctrica Jos\u00e9 de San Mart\u00edn SA 11 4,2% 11 4,2% -
\n
Termoel\u00e9ctrica Manuel Belgrano SA 9 4,7% 12 4,7% (3)
\n
Zacapa Topco S\u00e0rl 288 19,5% - - 288
\n
Altre 10 13 (3)
\n
Totale 366 72 294
\n

\n", "dimensions": { "concept": "ifrs-full:DisclosureOfInvestmentsOtherThanInvestmentsAccountedForUsingEquityMethodExplanatory", "language": "it", "entity": "scheme:WOCMU6HCI0OJWNPRZS33", "period": "2022-01-01T00:00:00/2023-01-01T00:00:00" } }, "Tag1054": { "value": "\n

\n\n

\n
31. Altre attivit\u00e0 non correnti - Euro 2.486 milioni
\n\n
Milioni di euro
\n
al 31.12.2022 al 31.12.2021 2022-2021
\n
Crediti verso operatori istituzionali di mercato 282 242 40 16,5%
\n
Attivit\u00e0 netta programmi del personale 8 - 8 -
\n
Altri crediti 2.196 3.026 (830) -27,4%
\n
Totale 2.486 3.268 (782) -23,9%
\n

\n\n
I \u201cCrediti verso operatori istituzionali di mercato\u201d aumentano
\n
di 40 milioni di euro rispetto al precedente esercizio, princi-
\n
palmente in Spagna relativamente all\u2019attivit\u00e0 di distribuzione.
\n
La voce \u201cAltri crediti\u201d al 31 dicembre 2022 include principal-
\n
mente crediti tributari per 1.674 milioni di euro (2.286 milioni
\n
di euro al 31 dicembre 2021) e depositi cauzionali per 301 mi-
\n
lioni di euro (340 milioni di euro a fine 2021).
\n
La variazione dell\u2019anno risente prevalentemente dei minori
\n
crediti tributari registrati prevalentemente in Brasile, ricon-
\n
ducibili al contenzioso relativo all\u2019applicazione dei tributi PIS/
\n
COFINS nel Paese per 253 milioni di euro e a minori crediti
\n
dovuti alla vendita di alcune societ\u00e0 brasiliane per 976 milioni
\n
di euro, solo parzialmente compensati da un favorevole an-
\n
damento dei cambi per 543 milioni di euro.
\n

\n\n

\n", "dimensions": { "concept": "ifrs-full:DisclosureOfOtherNoncurrentAssetsExplanatory", "language": "it", "entity": "scheme:WOCMU6HCI0OJWNPRZS33", "period": "2022-01-01T00:00:00/2023-01-01T00:00:00" } }, "Tag1055": { "value": "\n

\n
31. Altre attivit\u00e0 non correnti - Euro 2.486 milioni
\n\n
Milioni di euro
\n
al 31.12.2022 al 31.12.2021 2022-2021
\n
Crediti verso operatori istituzionali di mercato 282 242 40 16,5%
\n
Attivit\u00e0 netta programmi del personale 8 - 8 -
\n
Altri crediti 2.196 3.026 (830) -27,4%
\n
Totale 2.486 3.268 (782) -23,9%
\n

\n\n
I \u201cCrediti verso operatori istituzionali di mercato\u201d aumentano
\n
di 40 milioni di euro rispetto al precedente esercizio, princi-
\n
palmente in Spagna relativamente all\u2019attivit\u00e0 di distribuzione.
\n
La voce \u201cAltri crediti\u201d al 31 dicembre 2022 include principal-
\n
mente crediti tributari per 1.674 milioni di euro (2.286 milioni
\n
di euro al 31 dicembre 2021) e depositi cauzionali per 301 mi-
\n
lioni di euro (340 milioni di euro a fine 2021).
\n
La variazione dell\u2019anno risente prevalentemente dei minori
\n
crediti tributari registrati prevalentemente in Brasile, ricon-
\n
ducibili al contenzioso relativo all\u2019applicazione dei tributi PIS/
\n
COFINS nel Paese per 253 milioni di euro e a minori crediti
\n
dovuti alla vendita di alcune societ\u00e0 brasiliane per 976 milioni
\n
di euro, solo parzialmente compensati da un favorevole an-
\n
damento dei cambi per 543 milioni di euro.
\n

\n\n

\n

\n
32. Altre attivit\u00e0 correnti - Euro 4.314 milioni
\n\n

\n\n
Milioni di euro
\n
al 31.12.2022 al 31.12.2021 2022-2021
\n
Crediti verso operatori istituzionali di mercato 1.033 2.205 (1.172) -53,2%
\n
Anticipi a fornitori 332 326 6 1,8%
\n
Crediti verso il personale 30 29 1 3,4%
\n
Crediti verso altri 1.056 1.071 (15) -1,4%
\n
Crediti tributari diversi 1.598 1.164 434 37,3%
\n
Ratei e risconti attivi correnti 265 207 58 28,0%
\n
Totale 4.314 5.002 (688) -13,8%
\n

\n\n

\n\n
I \u201cCrediti verso operatori istituzionali di mercato\u201d includono
\n
principalmente i crediti relativi al sistema Italia per 617 mi-
\n
lioni di euro (1.519 milioni di euro al 31 dicembre 2021) e al
\n
sistema Spagna per 388 milioni di euro (667 milioni di euro
\n
al 31 dicembre 2021). La variazione in diminuzione \u00e8 essen-
\n
zialmente riconducibile ai minori crediti, registrati in Italia,
\n
verso la Cassa per i Servizi Energetici e Ambientali (CSEA),
\n
vantati principalmente da e-distribuzione (429 milioni di
\n
euro) e da Servizio Elettrico Nazionale (106 milioni di euro)
\n
e connessi essenzialmente a meccanismi di perequazione.
\n\n
L\u2019aumento dei \u201cCrediti tributari diversi\u201d per 434 milioni di
\n
euro \u00e8 riconducibile principalmente ai maggiori crediti
\n
per imposte indirette e tasse in Italia (216 milioni di euro),
\n
in America Latina (100 milioni di euro) e nella capogruppo
\n
Enel SpA (282 milioni di euro), parzialmente compensato
\n
dalla diminuzione degli stessi registrata in Spagna (115 mi-
\n
lioni di euro) e in Nord America (93 milioni di euro).
\n

\n\n

\n", "dimensions": { "concept": "ifrs-full:DisclosureOfOtherAssetsExplanatory", "language": "it", "entity": "scheme:WOCMU6HCI0OJWNPRZS33", "period": "2022-01-01T00:00:00/2023-01-01T00:00:00" } }, "Tag1056": { "value": "\n
Milioni di euro
\n
al 31.12.2022 al 31.12.2021 2022-2021
\n
Crediti verso operatori istituzionali di mercato 282 242 40 16,5%
\n
Attivit\u00e0 netta programmi del personale 8 - 8 -
\n
Altri crediti 2.196 3.026 (830) -27,4%
\n
Totale 2.486 3.268 (782) -23,9%
\n

\n\n

\n\n
Milioni di euro
\n
al 31.12.2022 al 31.12.2021 2022-2021
\n
Crediti verso operatori istituzionali di mercato 1.033 2.205 (1.172) -53,2%
\n
Anticipi a fornitori 332 326 6 1,8%
\n
Crediti verso il personale 30 29 1 3,4%
\n
Crediti verso altri 1.056 1.071 (15) -1,4%
\n
Crediti tributari diversi 1.598 1.164 434 37,3%
\n
Ratei e risconti attivi correnti 265 207 58 28,0%
\n
Totale 4.314 5.002 (688) -13,8%
\n

\n\n

\n", "dimensions": { "concept": "ifrs-full:DisclosureOfPrepaymentsAndOtherAssetsExplanatory", "language": "it", "entity": "scheme:WOCMU6HCI0OJWNPRZS33", "period": "2022-01-01T00:00:00/2023-01-01T00:00:00" } }, "Tag1060": { "value": "\n

\n\n

\n

\n
32. Altre attivit\u00e0 correnti - Euro 4.314 milioni
\n\n

\n\n
Milioni di euro
\n
al 31.12.2022 al 31.12.2021 2022-2021
\n
Crediti verso operatori istituzionali di mercato 1.033 2.205 (1.172) -53,2%
\n
Anticipi a fornitori 332 326 6 1,8%
\n
Crediti verso il personale 30 29 1 3,4%
\n
Crediti verso altri 1.056 1.071 (15) -1,4%
\n
Crediti tributari diversi 1.598 1.164 434 37,3%
\n
Ratei e risconti attivi correnti 265 207 58 28,0%
\n
Totale 4.314 5.002 (688) -13,8%
\n

\n\n

\n\n
I \u201cCrediti verso operatori istituzionali di mercato\u201d includono
\n
principalmente i crediti relativi al sistema Italia per 617 mi-
\n
lioni di euro (1.519 milioni di euro al 31 dicembre 2021) e al
\n
sistema Spagna per 388 milioni di euro (667 milioni di euro
\n
al 31 dicembre 2021). La variazione in diminuzione \u00e8 essen-
\n
zialmente riconducibile ai minori crediti, registrati in Italia,
\n
verso la Cassa per i Servizi Energetici e Ambientali (CSEA),
\n
vantati principalmente da e-distribuzione (429 milioni di
\n
euro) e da Servizio Elettrico Nazionale (106 milioni di euro)
\n
e connessi essenzialmente a meccanismi di perequazione.
\n\n
L\u2019aumento dei \u201cCrediti tributari diversi\u201d per 434 milioni di
\n
euro \u00e8 riconducibile principalmente ai maggiori crediti
\n
per imposte indirette e tasse in Italia (216 milioni di euro),
\n
in America Latina (100 milioni di euro) e nella capogruppo
\n
Enel SpA (282 milioni di euro), parzialmente compensato
\n
dalla diminuzione degli stessi registrata in Spagna (115 mi-
\n
lioni di euro) e in Nord America (93 milioni di euro).
\n

\n\n

\n\n

\n", "dimensions": { "concept": "ifrs-full:DisclosureOfOtherCurrentAssetsExplanatory", "language": "it", "entity": "scheme:WOCMU6HCI0OJWNPRZS33", "period": "2022-01-01T00:00:00/2023-01-01T00:00:00" } }, "Tag1059": { "value": "\n
Milioni di euro
\n
al 31.12.2022 al 31.12.2021 2022-2021
\n
Crediti verso operatori istituzionali di mercato 1.033 2.205 (1.172) -53,2%
\n
Anticipi a fornitori 332 326 6 1,8%
\n
Crediti verso il personale 30 29 1 3,4%
\n
Crediti verso altri 1.056 1.071 (15) -1,4%
\n
Crediti tributari diversi 1.598 1.164 434 37,3%
\n
Ratei e risconti attivi correnti 265 207 58 28,0%
\n
Totale 4.314 5.002 (688) -13,8%
\n

\n\n
L\u2019aumento dei \u201cCrediti tributari diversi\u201d per 434 milioni di
\n
euro \u00e8 riconducibile principalmente ai maggiori crediti
\n
per imposte indirette e tasse in Italia (216 milioni di euro),
\n
in America Latina (100 milioni di euro) e nella capogruppo
\n
Enel SpA (282 milioni di euro), parzialmente compensato
\n
dalla diminuzione degli stessi registrata in Spagna (115 mi-
\n
lioni di euro) e in Nord America (93 milioni di euro).
\n

\n\n
\u2022 alla riduzione dei \u201cDebiti tributari diversi\u201d dovuta princi-
\n
palmente all\u2019Italia a seguito dell\u2019avvio nel 2021 della liqui-
\n
dazione di Gruppo ai fini IVA da parte della Capogruppo
\n
Enel SpA;
\n

\n", "dimensions": { "concept": "ifrs-full:DisclosureOfTaxReceivablesAndPayablesExplanatory", "language": "it", "entity": "scheme:WOCMU6HCI0OJWNPRZS33", "period": "2022-01-01T00:00:00/2023-01-01T00:00:00" } }, "Tag1061": { "value": "\n
33. Rimanenze - Euro 4.853 milioni
\n
Milioni di euro
\n
al 31.12.2022 al 31.12.2021 2022-2021
\n
Materie prime, sussidiarie e di consumo:
\n
- combustibili 2.396 1.023 1.373 -
\n
- materiali, apparecchi e altre giacenze 2.155 1.793 362 20,2%
\n
Totale 4.551 2.816 1.735 61,6%
\n
Certificati ambientali:
\n
- CO
\n
2
\n
emissioni inquinanti 152 139 13 9,4%
\n
- certificati verdi - 3 (3) -
\n
- certificati di efficienza energetica 6 16 (10) -62,5%
\n
Totale 158 158--
\n
Immobili destinati alla vendita 47 49 (2) -4,1%
\n
Acconti 97 86 11 12,8%
\n
TOTALE 4.853 3.109 1.744 56,1%
\n
Le rimanenze di materie prime, sussidiarie e di consumo
\n
sono costituite da materiali e apparecchi destinati alle atti-
\n
vit\u00e0 di funzionamento, manutenzione e costruzione di im-
\n
pianti di generazione e reti di distribuzione nonch\u00e9 dalle
\n
giacenze di combustibili destinati a soddisfare le esigenze
\n
delle societ\u00e0 di generazione e l\u2019attivit\u00e0 di trading.
\n
Nel corso dell\u2019esercizio l\u2019incremento complessivo delle ri-
\n
manenze, pari a 1.744 milioni di euro, \u00e8 da ricondurre prin-
\n
cipalmente alle maggiori giacenze di combustibili e mate-
\n
riali, apparecchi e altre giacenze registrate soprattutto in
\n
Italia (1.221 milioni di euro), Spagna (506 milioni di euro) e
\n
America Latina (69 milioni di euro), in particolare con riferi-
\n
mento alle scorte di gas destinato a soddisfare i fabbisogni
\n
degli impianti del Gruppo e ai maggiori stock di materiali
\n
di bassa e media tensione, parzialmente compensato dalla
\n
diminuzione delle giacenze in Russia e Romania (100 mi-
\n
lioni di euro).
\n

\n", "dimensions": { "concept": "ifrs-full:DisclosureOfInventoriesExplanatory", "language": "it", "entity": "scheme:WOCMU6HCI0OJWNPRZS33", "period": "2022-01-01T00:00:00/2023-01-01T00:00:00" } }, "Tag1041": { "value": "\n
34. Crediti commerciali - Euro 16.605 milioni
\n
Milioni di euro
\n
al 31.12.2022 al 31.12.2021 2022-2021
\n
Clienti:
\n
- vendita e trasporto di energia elettrica 10.216 10.111 105 1,0%
\n
- distribuzione e vendita di gas 3.026 2.658 368 13,8%
\n
- altre attivit\u00e0 3.118 3.158 (40) -1,3%
\n
Totale crediti verso clienti 16.360 15.927 433 2,7%
\n
Crediti commerciali verso societ\u00e0 collegate e a controllo congiunto 245 149 96 64,4%
\n
TOTALE 16.605 16.076 529 3,3%
\n
I crediti verso clienti sono iscritti al netto del relativo fondo
\n
svalutazione, che a fine esercizio \u00e8 pari a 3.783 milioni di
\n
euro, a fronte di un saldo di 3.663 milioni di euro registrato
\n
alla fine del periodo precedente.
\n
Nello specifico l\u2019incremento dell\u2019esercizio, complessiva-
\n
mente pari a 529 milioni di euro, \u00e8 rilevato principalmente
\n
in Spagna (530 milioni di euro) e in America Latina (554
\n
milioni di euro), parzialmente compensato dalla diminuzio-
\n
ne registrata in Italia (106 milioni di euro) e in Romania (500
\n
milioni di euro), che, in linea con le disposizioni dell\u2019\u201cIFRS
\n
5 - Attivit\u00e0 non correnti possedute per la vendita e attivi-
\n
t\u00e0 operative cessate\u201d, \u00e8 stata classificata come posseduta
\n
per la vendita.
\n
Le variazioni di periodo sono imputabili ai crediti per la
\n
vendita e il trasporto dell\u2019energia elettrica e del gas rilevati
\n
nel corso dell\u2019esercizio, nonch\u00e9 all\u2019incremento degli accan-
\n
tonamenti al netto dei rilasci del fondo svalutazione, in Ita-
\n
lia e in America Latina.
\n
Per maggiori dettagli sui crediti commerciali si rimanda alla
\n
nota 48 \u201cStrumenti finanziari per categoria\u201d.
\n

\n", "dimensions": { "concept": "ifrs-full:DisclosureOfTradeAndOtherReceivablesExplanatory", "language": "it", "entity": "scheme:WOCMU6HCI0OJWNPRZS33", "period": "2022-01-01T00:00:00/2023-01-01T00:00:00" } }, "Tag1042": { "value": "\n
35. Disponibilit\u00e0 liquide e mezzi equivalenti - Euro 11.041 milioni
\n
Le disponibilit\u00e0 liquide, dettagliate nella tabella successiva,
\n
sono incrementate complessivamente per 2.183 milioni di
\n
euro per effetto degli incassi derivanti dalle cessioni effet-
\n
tuate a dicembre 2022 di Enel Transmisi\u00f3n Chile, Gridsper-
\n
tise ed Celg Distribui\u00e7\u00e3o SA - Celg-D (Enel Goi\u00e1s).
\n
Milioni di euro
\n
al 31.12.2022 al 31.12.2021 2022-2021
\n
Depositi bancari e postali 8.968 8.118 850 10,5%
\n
Denaro e valori in cassa 35 8 27 -
\n
Altri investimenti di liquidit\u00e0 2.038 732 1.306 -
\n
Totale 11.041 8.858 2.183 24,6%
\n

\n", "dimensions": { "concept": "ifrs-full:DisclosureOfCashAndCashEquivalentsExplanatory", "language": "it", "entity": "scheme:WOCMU6HCI0OJWNPRZS33", "period": "2022-01-01T00:00:00/2023-01-01T00:00:00" } }, "Tag1013": { "value": "\n
36. Attivit\u00e0 e passivit\u00e0 incluse in gruppi in dismissione classificate come possedute per la
\n
vendita - Euro 6.149 milioni ed euro 3.360 milioni
\n
La movimentazione delle attivit\u00e0 possedute per la vendita
\n
nell\u2019esercizio 2022 \u00e8 di seguito dettagliata.
\n
Milioni di euro
\n
Riclassifica
\n
da/ad
\n
attivit\u00e0
\n
correnti e
\n
non
\n
Dismissioni
\n
e variaz.
\n
perimetro
\n
di consolid. Impairment Diff. cambi Investimenti
\n
Altri
\n
movimenti
\n
al 31.12.2021
\n
al 31.12.2022
\n
Immobili, impianti e macchinari 899 5.231 (1.848) (1.102) 18 47 59 3.304
\n
Attivit\u00e0 immateriali 144 1.985 (1.136) (797) 23 17 98 334
\n
Avviamento 1 550 (62) (488) (42) - 41 -
\n
Attivit\u00e0 per imposte anticipate 16 578 (408) - - - 25 211
\n
Partecipazioni valutate con il
\n
metodo del patrimonio netto
\n
4 27 (2) (1) - - (1) 27
\n
Attivit\u00e0 derivanti da contratti con
\n
i clienti non correnti
\n
- 227 (233) - (2) 84 (76) -
\n
Altre attivit\u00e0 non correnti 40 750 (639) - - - (26) 125
\n
Attivit\u00e0 finanziarie non correnti - 208 (144) - (12) - 86 138
\n
Crediti finanziari correnti e titoli - 113 (65) - - - (5) 43
\n
Altre attivit\u00e0 finanziarie correnti - 75 - - 8 - (74) 9
\n
Disponibilita liquide e mezzi
\n
equivalenti
\n
44 587 (287) - (4) - 85 425
\n
Rimanenze, crediti commerciali
\n
e altre attivit\u00e0 correnti
\n
94 2.353 (1.054) - (8) - 148 1.533
\n
Totale 1.242 12.684 (5.878) (2.388) (19) 148 360 6.149
\n
Le passivit\u00e0, invece, si movimentano nell\u2019esercizio 2022 nel
\n
seguente modo.
\n
Milioni di euro
\n
Riclassifica da/ad
\n
passivit\u00e0 correnti
\n
e non
\n
Dismissioni e
\n
variaz. perimetro
\n
di consolid. Diff. cambi Altri movimenti
\n
al 31.12.2021
\n
al 31.12.2022
\n
Finanziamenti a lungo termine 782 1.160 (1.259) 33 59 775
\n
Fondi rischi e oneri quota non
\n
corrente
\n
10 272 (242) 1 (8) 33
\n
Passivit\u00e0 per imposte differite 46 441 (207) - (40) 240
\n
TFR e altri benef\u00edci definiti
\n
relativi al personale
\n
-65(42)--23
\n
Passivit\u00e0 finanziarie non correnti 40 123 (5) (10) (79) 69
\n
Passivit\u00e0 derivanti da contratti
\n
con i clienti non correnti
\n
- 447 (5) (2) 2 442
\n
Altre passivit\u00e0 non correnti 5 649 (597) (3) 125 179
\n
Finanziamenti a breve termine 2 651 (17) (9) 15 642
\n
Quote correnti dei finanziamenti
\n
a lungo termine
\n
- 137 (1.328) (29) 1.238 18
\n
Fondi rischi e oneri quota
\n
corrente
\n
-47(14) - -33
\n
Altre passivit\u00e0 finanziarie
\n
correnti
\n
6 28 (57) (1) 36 12
\n
Debiti commerciali e altre
\n
passivit\u00e0 correnti
\n
71 1.663 (828) 4 (16) 894
\n
Totale 962 5.683 (4.601) (16) 1.332 3.360
\n

\n\n
La voce in esame include sostanzialmente le attivit\u00e0 valu-
\n
tate sulla base del minore tra il costo, inteso come valore
\n
netto contabile, e il presumibile valore di realizzo, che in
\n
ragione delle decisioni assunte dal management rispon-
\n
dono ai requisiti previsti dall\u2019\u201cIFRS 5 - Attivit\u00e0 non correnti
\n
possedute per la vendita e attivit\u00e0 operative cessate\u201d per la
\n
loro classificazione in tale voce.
\n
I saldi delle attivit\u00e0 e le passivit\u00e0 possedute per la vendita e
\n
le discontinued operation al 31 dicembre 2022 ammonta-
\n
no, rispettivamente, a 6.149 milioni di euro e 3.360 milioni
\n
di euro e fanno riferimento principalmente a:
\n
\u2022 Romania: in data 14 dicembre 2022 Enel SpA ha annun-
\n
ciato di aver stipulato un accordo di esclusiva con la so-
\n
ciet\u00e0 greca Public Power Corporation SA (PPC) in rela-
\n
zione alla potenziale cessione di tutte le partecipazioni
\n
detenute dal Gruppo Enel in Romania. A tale proposito,
\n
il valore delle attivit\u00e0 nette detenute in Romania \u00e8 stato
\n
adeguato al previsto prezzo di cessione con la rileva-
\n
zione di un adeguamento di valore pari a 696 milioni di
\n
euro, e le stesse sono state classificate come \u201cdisconti-
\n
nued operation\u201d;
\n
\u2022 Enel Green Power Hellas: la controllante Enel Green
\n
Power ha avviato un processo finalizzato alla ricerca di
\n
un investitore interessato a una partnership per la ge-
\n
stione e lo sviluppo del business delle rinnovabili in Gre-
\n
cia. Lo status delle negoziazioni fa ritenere la vendita al-
\n
tamente probabile al 31 dicembre 2022 e pertanto sono
\n
stati soddisfatti i requisiti previsti dall\u2019\u201cIFRS 5 - Attivit\u00e0
\n
non correnti possedute per la vendita e attivit\u00e0 operati-
\n
ve cessate\u201d per la classificazione delle attivit\u00e0 riferite alla
\n
Grecia come \u201cdiscontinued operation\u201d;
\n
\u2022 Enel Green Power Australia: sono state riclassificate, in
\n
considerazione dello status delle negoziazioni, tra le
\n
\"Attivit\u00e0 non correnti possedute per la vendita e atti-
\n
vit\u00e0 operative cessate\u201d, in accordo con l'IFRS 5, le due
\n
subholding detenute in Australia e le rispettive control-
\n
late, con l\u2019obiettivo di pervenire nei prossimi 12 mesi alla
\n
definizione di un accordo con terzi nell\u2019ambito del mo-
\n
dello di business della Stewardship;
\n
\u2022 Central Dock Sud ed Enel Generaci\u00f3n Costanera in Ar-
\n
gentina: il Gruppo Enel, tramite la controllata Enel Argen-
\n
tina, ha avviato le negoziazioni per la vendita del 75,7%
\n
detenuto dal Gruppo nella societ\u00e0 di generazione ter-
\n
moelettrica Enel Generaci\u00f3n Costanera. Le negoziazioni
\n
hanno riguardato anche la cessione del 41,2% detenuto
\n
nella societ\u00e0 di generazione termoelettrica Central Dock
\n
Sud. A tale proposito, il valore delle attivit\u00e0 nette riferite
\n
alle due partecipazioni \u00e8 stato riclassificato nelle attivit\u00e0
\n
disponibili per la vendita ed \u00e8 stato adeguato al previsto
\n
prezzo di cessione che ammonta a 97 milioni di euro, con
\n
la conseguente rilevazione di un adeguamento di valore
\n
totale pari a 290 milioni di euro. Il perfezionamento della
\n
cessione \u00e8 avvenuto nel corso del primo trimestre 2023;
\n
\u2022 Avikiran Solar India Private Limited in India: in seguito agli
\n
accordi firmati per la vendita parziale che prevede l\u2019ingres-
\n
so del nuovo socio, soddisfa i requisiti previsti dall\u2019\u201cIFRS 5
\n
- Attivit\u00e0 non correnti possedute per la vendita e attivit\u00e0
\n
operative cessate\u201d per la classificazione delle attivit\u00e0 nette
\n
come disponibili per la vendita. Il perfezionamento della
\n
cessione \u00e8 previsto nel corso del primo semestre 2023;
\n
\u2022 3SUN in Italia: sulla base del processo di negoziazione fi-
\n
nalizzato alla cessione di una quota pari al 50% del capi-
\n
tale sociale di 3SUN Srl, le attivit\u00e0 nette della stessa sono
\n
state riclassificate al 31 dicembre 2022 tra le \u201cAttivit\u00e0
\n
non correnti possedute per la vendita e attivit\u00e0 operative
\n
cessate\u201d, in accordo con l'IFRS 5.
\n
Nel corso del 2022 sono state realizzate alcune cessioni
\n
precedentemente classificate come disponibili per la ven-
\n
dita. In particolare:
\n
\u2022 nel corso del primo semestre 2022 sono state cedute
\n
alcune societ\u00e0 rinnovabili in Sudafrica;
\n
\u2022 nel corso del terzo trimestre si \u00e8 conclusa la vendita della
\n
societ\u00e0 CGT Fortaleza in Brasile e di alcune societ\u00e0 affe-
\n
renti al comparto finanziario di Enel X in Italia;
\n
\u2022 nel mese di ottobre 2022 si \u00e8 conclusa la cessione del-
\n
la partecipazione detenuta da Enel SpA in Enel Russia,
\n
completando cos\u00ec la dismissione di tutti gli asset di ge-
\n
nerazione elettrica in Russia. Per maggiori approfondi-
\n
menti relativi agli effetti economici dell\u2019operazione si ri-
\n
manda alla nota 6 \u201cDiscontinued operation\u201d;
\n
\u2022 nel mese di dicembre 2022 la controllata Enel Chile SA ha
\n
perfezionato la cessione dell\u2019intera partecipazione, pari
\n
al 99,09% del capitale sociale, detenuta in Enel Transmi-
\n
si\u00f3n Chile SA societ\u00e0 cilena di trasmissione di energia
\n
elettrica; e infine la controllata Enel Brasil SA ha concluso
\n
la cessione dell\u2019intera partecipazione detenuta nella so-
\n
ciet\u00e0 brasiliana di distribuzione di energia elettrica Celg
\n
Distribui\u00e7\u00e3o SA - Celg-D.
\n
Per maggiori approfondimenti relativi agli effetti economici
\n
delle operazioni di cessione sopra riportate si rimanda al
\n
paragrafo \u201cAggregazioni aziendali\u201d.
\n

\n", "dimensions": { "concept": "ifrs-full:DisclosureOfNoncurrentAssetsOrDisposalGroupsClassifiedAsHeldForSaleExplanatory", "language": "it", "entity": "scheme:WOCMU6HCI0OJWNPRZS33", "period": "2022-01-01T00:00:00/2023-01-01T00:00:00" } }, "Tag1020": { "value": "\n

\n

\n

\n

\n

\n
37. Patrimonio netto totale - Euro 42.082 milioni
\n
37.1 Patrimonio netto del Gruppo - Euro 28.657 milioni
\n
Milioni di euro
\n
2022 2021 2022-2021
\n
Capitale sociale 10.167 10.167 -
\n
Riserva azioni proprie (47) (36) (11)
\n
Altre riserve 2.740 1.721 1.019
\n
Riserva da sovrapprezzo azioni 7.496 7.496 -
\n
Riserva per strumenti di capitale - obbligazioni ibride perpetue 5.567 5.567 -
\n
Riserva legale 2.034 2.034 -
\n
Altre riserve 2.332 2.313 19
\n
Riserva conversione bilanci in valuta estera (5.912) (8.125) 2.213
\n
Riserve da valutazione strumenti finanziari di cash flow hedge (3.553) (2.268) (1.285)
\n
Riserve da valutazione strumenti finanziari costi di hedging (81) (39) (42)
\n
Riserve da valutazione strumenti finanziari FVOCI (22) 10 (32)
\n
Riserva da partecipazioni valutate con il metodo del patrimonio netto (476) (721) 245
\n
Rimisurazione delle passivit\u00e0/(attivit\u00e0) nette per piani a benef\u00edci definiti (1.063) (1.325) 262
\n
Riserva per cessioni quote azionarie senza perdita di controllo (2.390) (2.378) (12)
\n
Riserva da acquisizioni su non-controlling interest (1.192) (843) (349)
\n
Utili e perdite accumulati 15.797 17.801 (2.004)
\n
Patrimonio netto del Gruppo 28.657 29.653 (996)
\n\n
Capitale sociale - Euro 10.167 milioni
\n
Al 31 dicembre 2022 il capitale sociale di Enel SpA, intera-
\n
mente sottoscritto e versato, risulta pari a 10.166.679.946
\n
euro, rappresentato da altrettante azioni ordinarie del va-
\n
lore nominale di 1 euro ciascuna. L\u2019indicato importo del ca-
\n
pitale di Enel SpA risulta quindi invariato rispetto a quello
\n
registrato al 31 dicembre 2021.
\n
Al 31 dicembre 2022, in base alle risultanze del libro dei
\n
Soci e tenuto conto delle comunicazioni inviate alla CON-
\n
SOB e pervenute alla Societ\u00e0 ai sensi dell\u2019art. 120 del de-
\n
creto legislativo 24 febbraio 1998, n. 58, nonch\u00e9 delle altre
\n
informazioni a disposizione, gli azionisti in possesso di una
\n
partecipazione superiore al 3% del capitale della Societ\u00e0
\n
risultavano il Ministero dell\u2019Economia e delle Finanze (con il
\n
23,585% del capitale sociale) e BlackRock Inc. (con il 5,114%
\n
del capitale sociale, posseduto a titolo di gestione del ri-
\n
sparmio).
\n

\n\n\n
Riserva azioni proprie - Euro (47) milioni
\n
Alla data del 31 dicembre 2022, le azioni proprie sono
\n
rappresentate da n. 7.153.795 azioni ordinarie di Enel SpA
\n
del valore nominale di 1 euro (n. 4.889.152 al 31 dicembre
\n
2021), acquistate tramite un intermediario abilitato per un
\n
valore complessivo di 47 milioni di euro.
\n

\n\n\n
Altre riserve - Euro 2.740 milioni
\n
Riserva da sovrapprezzo azioni - Euro 7.496 milioni
\n
La riserva sovrapprezzo azioni ai sensi dell\u2019art. 2431 del co-
\n
dice civile accoglie, nel caso di emissione di azioni sopra
\n
la pari, l\u2019eccedenza del prezzo di emissione delle azioni
\n
rispetto al loro valore nominale, ivi comprese quelle deri-
\n
vate dalla conversione di obbligazioni. Tale riserva, che ha
\n
natura di riserva di capitale, non pu\u00f2 essere distribuita fino
\n
a che la riserva legale non abbia raggiunto il limite stabilito
\n
dall\u2019art. 2430 del codice civile.
\n
Riserva per strumenti di capitale - obbligazioni ibride
\n
perpetue - 5.567 milioni di euro
\n
Tale riserva accoglie il valore nominale, al netto dei costi
\n
di transazione, dei prestiti obbligazionari non convertibili
\n
subordinati ibridi perpetui denominati in euro destinati a
\n
investitori istituzionali.
\n
Nel corso del 2022 il Gruppo ha pagato coupon a titolari di
\n
obbligazioni ibride perpetue per 123 milioni di euro.
\n
Riserva legale - Euro 2.034 milioni
\n
La riserva legale rappresenta la parte di utili che secondo
\n
quanto disposto dall\u2019art. 2430 del codice civile non pu\u00f2 es-
\n
sere distribuita a titolo di dividendo.
\n

\n\n

\n\n

\n

\n\n
Altre riserve - Euro 2.332 milioni
\n
Includono 2.215 milioni di euro riferiti alla quota residua
\n
delle rettifiche di valore effettuate in sede di trasformazio-
\n
ne di Enel da ente pubblico a societ\u00e0 per azioni.
\n
In caso di distribuzione i relativi ammontari non costitu-
\n
iscono distribuzione di utile ai sensi dell\u2019art. 47 del TUIR.
\n
Riserva conversione bilanci in valuta estera - Euro (5.912)
\n
milioni
\n
La variazione positiva dell\u2019esercizio, pari a 2.213 milioni di
\n
euro, \u00e8 dovuta principalmente agli effetti della variazione di
\n
perimetro relativa alle cessioni di PJSC Enel Russia, di Cen-
\n
tral Geradora Termel\u00e9trica Fortaleza e di Celg Distribui\u00e7\u00e3o
\n
SA - Celg-D (Enel Goi\u00e1s), e all\u2019apprezzamento netto delle
\n
valute funzionali utilizzate dalle controllate estere, soprat-
\n
tutto in America Latina e Stati Uniti, rispetto all\u2019euro (valuta
\n
di presentazione della Capogruppo).
\n
Riserve da valutazione strumenti finanziari di cash flow
\n
hedge - Euro (3.553) milioni
\n
Includono gli oneri netti rilevati direttamente a patrimo-
\n
nio netto per effetto di valutazioni su derivati di copertura
\n
(cash flow hedge). La variazione del periodo \u00e8 riconducibile
\n
principalmente all\u2019andamento del prezzo delle commodity.
\n
Riserve da valutazione strumenti finanziari costi di
\n
hedging - Euro (81) milioni
\n
Tali riserve accolgono, in applicazione dell\u2019IFRS 9, la va-
\n
riazione di fair value dei currency basis point e dei punti
\n
forward. La variazione del periodo \u00e8 riconducibile princi-
\n
palmente all\u2019andamento del prezzo delle commodity.
\n
Riserve da valutazione strumenti finanziari FVOCI - Euro
\n
(22) milioni
\n
Includono gli oneri netti non realizzati relativi a valutazioni
\n
al fair value di attivit\u00e0 finanziarie.
\n
Riserva da partecipazioni valutate con il metodo del
\n
patrimonio netto - Euro (476) milioni
\n
Tale riserva accoglie la quota di risultato complessivo da
\n
rilevare direttamente a patrimonio netto, riferibile alle so-
\n
ciet\u00e0 valutate con il metodo del patrimonio netto. La va-
\n
riazione del 2022 \u00e8 da attribuire prevalentemente alla va-
\n
riazione della riserva da valutazione strumenti di Cash flow
\n
hedge di Slovak Power Holding.
\n
Rimisurazione delle passivit\u00e0/(attivit\u00e0) nette per piani a
\n
benef\u00edci definiti\u2013 Euro (1.063) milioni
\n
Tale riserva accoglie la rilevazione degli utili e perdite at-
\n
tuariali in contropartita delle passivit\u00e0 per benef\u00edci ai di-
\n
pendenti, al netto del relativo effetto fiscale.
\n
Riserva per cessioni di quote azionarie senza perdita di
\n
controllo - Euro (2.390) milioni
\n
Tale riserva accoglie principalmente:
\n
\u2022 la plusvalenza realizzata a seguito dell\u2019Offerta Pubblica di
\n
Vendita delle azioni di Enel Green Power, al netto degli
\n
oneri connessi a tale cessione e del relativo effetto fi-
\n
scale;
\n
\u2022 la cessione di quote di minoranza rilevata per effet-
\n
to dell\u2019aumento di capitale sociale di Enersis (ora Enel
\n
Am\u00e9ricas ed Enel Chile);
\n
\u2022 la minusvalenza, al netto degli oneri connessi a tale ces-
\n
sione e del relativo effetto fiscale, registrata per effetto
\n
della vendita del 21,92% di Endesa attraverso Offerta
\n
Pubblica di Vendita;
\n
\u2022 la cessione a terzi di quote di minoranza di Enel Green
\n
Power North America Renewable Energy Partners;
\n
\u2022 gli effetti della fusione in Enel Am\u00e9ricas di Endesa
\n
Am\u00e9ricas e Chilectra Am\u00e9ricas.
\n
La variazione nel corso del 2022 \u00e8 legata alla cessione del
\n
49% della partecipazione detenuta da Enel Green Power
\n
Canada nelle societ\u00e0 Pincher Creek LP e Riverview LP.
\n
Riserva da acquisizioni su non-controlling interest - Euro
\n
(1.192) milioni
\n
Tale riserva accoglie principalmente l\u2019eccedenza dei prezzi
\n
di acquisizione rispetto ai patrimoni netti contabili acquisiti
\n
a seguito dell\u2019acquisto da terzi di ulteriori interessenze in
\n
imprese gi\u00e0 controllate in America Latina.
\n
La variazione del periodo, negativa per 349 milioni di euro,
\n
si riferisce principalmente agli effetti della fusione per in-
\n
corporazione tra le societ\u00e0 Emgesa SA ESP (incorporan-
\n
te), Codensa SA ESP, Enel Green Power Colombia SAS ESP
\n
ed ESSA 2 (incorporate), a seguito della quale la percen-
\n
tuale di possesso del Gruppo in Emgesa SA ESP (ora Enel
\n
Colombia SA ESP) \u00e8 passata dal 39,89% al 47,18%, e alla
\n
cessione da Endesa X Servicios SLU a Enel X Way Srl del
\n
51% della societ\u00e0 Endesa X Way SL che ha comportato una
\n
variazione nella percentuale di possesso del Gruppo in
\n
quest\u2019ultima dal 70,11% all\u201985,35%.
\n

\n

\n\n
Utili e perdite accumulati - Euro 15.797 milioni
\n
Tale riserva accoglie gli utili di esercizi precedenti non di-
\n
stribuiti n\u00e9 accantonati in altre riserve.
\n
Nella tabella seguente viene rappresentata la movimen-
\n
tazione degli utili e delle perdite rilevati negli Other Com-
\n
prehensive Income, comprensiva delle quote di terzi con
\n
evidenza per singola voce del relativo effetto fiscale.
\n

\n\n

\n
Milioni di euro
\n
al 31.12.2021 Variazioni
\n
al 31.12.2022
\n
Totale
\n
Di cui
\n
Gruppo
\n
Di cui
\n
terzi
\n
Utili/
\n
(Perdite)
\n
rilevati a
\n
patrimonio
\n
netto
\n
nell\u2019esercizio
\n
Rilasciate
\n
a Conto
\n
economico Imposte Totale
\n
Di cui
\n
Gruppo
\n
Di cui
\n
terzi Totale
\n
Di cui
\n
Gruppo
\n
Di cui
\n
terzi
\n
Riserva
\n
conversione bilanci
\n
in valuta estera
\n
(11.790) (6.303) (5.487) 890 - - 890 879 11 (10.900) (5.424) (5.476)
\n
Riserva da
\n
valutazione degli
\n
strumenti finanziari
\n
di cash flow hedge
\n
(2.961) (2.280) (681) (3.605) 1.323 587 (1.695) (1.293) (402) (4.656) (3.573) (1.083)
\n
Riserve da
\n
valutazione
\n
strumenti finanziari
\n
costi di hedging
\n
(49) (39) (10) (40) (31) 9 (62) (52) (10) (111) (91) (20)
\n
Riserve da
\n
valutazione di
\n
attivit\u00e0 finanziarie
\n
FVOCI
\n
11 12 (1) (51) - 7 (44) (44) - (33) (32) (1)
\n
Quota OCI di
\n
societ\u00e0 collegate
\n
valutate a equity
\n
(820) (825) 5 256 - (22) 234 224 10 (586) (601) 15
\n
Riserve da
\n
valutazione di
\n
partecipazioni in
\n
altre imprese
\n
(32) (32) - 13 - - 13 13 - (19) (19) -
\n
Rimisurazione delle
\n
passivit\u00e0/(attivit\u00e0)
\n
nette per piani a
\n
benef\u00edci definiti
\n
(1.798) (1.265) (533) 403 - (79) 324 249 75 (1.474) (1.016) (458)
\n
Totale utili/
\n
(perdite) iscritti a
\n
patrimonio netto
\n
(17.439) (10.732) (6.707) (2.134) 1.292 502 (340) (24) (316) (17.779) (10.756) (7.023)
\n\n
37.2 Dividendi
\n
Ammontare distribuito
\n
(milioni di euro)
\n
Dividendo per azione
\n
(euro)
\n
Dividendi distribuiti nel 2021
\n
Dividendi relativi al 2020 3.638 0,358
\n
Acconto sul dividendo 2021
\n
(1)
\n
--
\n
Dividendi straordinari --
\n
Totale dividendi distribuiti nel 2021 3.638 0,358
\n
Dividendi distribuiti nel 2022
\n
Dividendi relativi al 2021 3.861 0,380
\n
Acconto sul dividendo 2022
\n
(2)
\n
--
\n
Dividendi straordinari --
\n
Totale dividendi distribuiti nel 2022 3.861 0,380
\n
(1) Deliberato dal Consiglio di Amministrazione del 4 novembre 2021 e messo in pagamento a decorrere dal 26 gennaio 2022 (acconto dividendo per azione
\n
0,19 euro per complessivi 1.932 milioni di euro).
\n
(2) Deliberato dal Consiglio di Amministrazione del 3 novembre 2022 e messo in pagamento a decorrere dal 25 gennaio 2023 (acconto dividendo per azione
\n
0,20 euro per complessivi 2.033 milioni di euro).
\n
I dividendi distribuiti sono esposti al netto delle quote
\n
spettanti alle azioni proprie risultate in portafoglio alle ri-
\n
spettive \u201crecord date\u201d. Tali quote sono state oggetto di ri-
\n
nuncia all\u2019incasso e destinate alla riserva denominata \u201cutili
\n
accumulati\u201d.
\n
Il dividendo dell\u2019esercizio 2022, pari a euro 0,40 per azio-
\n
ne, per un ammontare complessivo di 4.067 milioni di euro
\n
(di cui 0,20 euro per azione per complessivi 2.033 milioni di
\n
euro a titolo di acconto), verr\u00e0 proposto all\u2019Assemblea degli
\n
azionisti del 10 maggio 2023 riunita in unica convocazione.
\n

\n\n

\n\n

\n

\n\n

\n

\n

\n
Il presente Bilancio non tiene conto degli effetti della distri-
\n
buzione ai soci del dividendo dell\u2019esercizio 2022, se non
\n
per il debito verso gli azionisti per l\u2019acconto sul dividen-
\n
do 2022, deliberato dal Consiglio di Amministrazione del
\n
3 novembre 2022 per un importo massimo potenziale di
\n
2.033 milioni di euro, e messo in pagamento a decorrere
\n
dal 25 gennaio 2023 al netto della quota spettante alle n.
\n
7.153.795 azioni proprie risultate in portafoglio alla \u201crecord
\n
date\u201d del 24 gennaio 2023.
\n
Nel corso del 2022 il Gruppo ha inoltre pagato 123 milioni
\n
di euro di coupon a titolari di obbligazioni ibride perpetue.
\n\n
Gestione del capitale
\n
Gli obiettivi identificati dal Gruppo nella gestione del capi-
\n
tale sono la salvaguardia della continuit\u00e0 aziendale, la cre-
\n
azione di valore per gli stakeholder e il supporto allo svilup-
\n
po del Gruppo. In particolare, il Gruppo persegue il man-
\n
tenimento di un adeguato livello di capitalizzazione che
\n
permetta di realizzare un soddisfacente ritorno economi-
\n
co per gli azionisti e di garantire l\u2019accesso a fonti esterne
\n
di finanziamento, anche attraverso il conseguimento di un
\n
rating adeguato.
\n
In tale contesto, il Gruppo gestisce la propria struttura di
\n
capitale ed effettua aggiustamenti alla stessa, qualora i
\n
cambiamenti delle condizioni economiche lo richiedano.
\n
Non vi sono state modifiche sostanziali agli obiettivi, alle
\n
politiche o ai processi nel corso del 2022.
\n
A tal fine, il Gruppo monitora costantemente l\u2019evoluzione
\n
del livello di indebitamento in rapporto al patrimonio netto,
\n
la cui situazione al 31 dicembre 2022 e 2021 \u00e8 sintetizzata
\n
nella seguente tabella.
\n

\n

\n\n\n
Milioni di euro
\n
al 31.12.2022 al 31.12.2021 2022-2021
\n
Posizione finanziaria non corrente 68.191 54.620 13.571
\n
Posizione finanziaria corrente netta (3.315) 24 (3.339)
\n
Crediti finanziari non correnti e titoli a lungo termine (4.213) (2.692) (1.521)
\n
Derivati netti su cambio connesso a finanziamenti
\n
(1)
\n
(595) (259) (336)
\n
Indebitamento finanziario netto
\n
(1)
\n
60.068 51.693 8.375
\n
Patrimonio netto di Gruppo 28.657 29.653 (996)
\n
Interessenze di terzi 13.425 12.689 736
\n
Patrimonio netto 42.082 42.342 (260)
\n
Indice debt/equity 1,43 1,22 0,21
\n
(1) Ai fini di una migliore esposizione dell\u2019indebitamento finanziario netto, per tenere conto delle attivit\u00e0 di gestione di copertura del rischio di cambio, il Gruppo
\n
ha deciso di includere nella sua determinazione il fair value degli strumenti derivati di cash flow hedge e fair value hedge utilizzati a copertura del rischio di
\n
cambio sui finanziamenti. Conseguentemente, ai fini di una migliore comparabilit\u00e0 dei dati, si \u00e8 reso necessario rideterminare l\u2019indebitamento finanziario
\n
netto al 31 dicembre 2021.
\n
L\u2019incremento del rapporto debt/equity che misura la leva
\n
finanziaria \u00e8 ascrivibile sostanzialmente all\u2019aumento dell\u2019in-
\n
debitamento finanziario netto riconducibile principalmen-
\n
te al fabbisogno generato dagli investimenti del periodo,
\n
al pagamento di dividendi e all\u2019acquisizione di ERG Hydro.
\n
Si rinvia alla nota 47 per la composizione delle singole voci
\n
riportate in tabella.
\n

\n\n

\n\n\n

\n\n

\n\n
37.3 Interessenze di terzi - Euro 13.425 milioni
\n
Nella tabella seguente viene rappresentata la composizio-
\n
ne delle interessenze di terzi suddivisa per area geografica.
\n
Milioni di euro Patrimonio netto di terzi Risultato del periodo di terzi
\n
al 31.12.2022 al 31.12.2021 al 31.12.2022 al 31.12.2021
\n
Italia 1 1 - -
\n
Iberia 5.321 5.238 713 193
\n
America Latina 7.422 6.511 857 467
\n
Europa 328 635 (342) 5
\n
Nord America 218 151 10 6
\n
Africa, Asia e Oceania 135 153 - (3)
\n
Totale 13.425 12.689 1.238 668
\n

\n\n

\n\n

\n\n

\n\n

\n\n

\n\n

\n\n
La variazione delle interessenze di terzi si riferisce prin-
\n
cipalmente all\u2019apprezzamento delle valute funzionali delle
\n
controllate estere rispetto all\u2019euro (soprattutto in America
\n
Latina), ai risultati del periodo, all\u2019effetto dell\u2019operazione
\n
societaria avvenuta in Colombia e all\u2019impatto dell\u2019iperin-
\n
flazione. Tali effetti sono stati in parte compensati dai di-
\n
videndi distribuiti e dall\u2019adeguamento di valore degli stru-
\n
menti di copertura di cash flow hedge.
\n
Si riporta di seguito l\u2019informativa economico-finanziaria
\n
richiesta dall\u2019IFRS 12 per le societ\u00e0 controllate con interes-
\n
senze di terzi rilevanti.
\n
Milioni di euro Attivit\u00e0 non correnti Attivit\u00e0 correnti Totale attivo
\n
al 31.12.2022 al 31.12.2021 al 31.12.2022 al 31.12.2021 al 31.12.2022 al 31.12.2021
\n
Societ\u00e0
\n
controllate
\n
Enel
\n
Am\u00e9ricas
\n
29.600 28.959 5.430 4.711 35.030 33.670
\n
Enel Chile
\n
10.985 9.887 1.541 (642) 12.526 9.245
\n
Endesa
\n
45.018 43.217 11.166 3.853 56.184 47.070
\n
Milioni di euro
\n
Passivit\u00e0
\n
non correnti Passivit\u00e0 correnti Totale passivo Patrimonio netto
\n
Patrimonio netto
\n
di Gruppo
\n
Patrimonio netto di
\n
terzi
\n
al
\n
31.12.2022
\n
al
\n
31.12.2021
\n
al
\n
31.12.2022
\n
al
\n
31.12.2021
\n
al
\n
31.12.2022
\n
al
\n
31.12.2021
\n
al
\n
31.12.2022
\n
al
\n
31.12.2021
\n
al
\n
31.12.2022
\n
al
\n
31.12.2021
\n
al
\n
31.12.2022
\n
al
\n
31.12.2021
\n
Societ\u00e0
\n
controllate
\n
Enel
\n
Am\u00e9ricas
\n
11.534 11.320 6.208 6.073 17.742 17.393 17.288 16.277 12.136 11.556 5.152 4.721
\n
Enel Chile
\n
4.113 3.356 2.460 1.178 6.573 4.534 5.953 4.711 3.683 2.921 2.270 1.790
\n
Endesa
\n
18.414 15.196 17.372 11.449 35.786 26.645 20.398 20.425 15.083 15.187 5.315 5.238
\n
Milioni di euro Totale ricavi
\n
Risultato prima
\n
delle imposte
\n
Risultato netto delle
\n
continuing operation
\n
Risultato netto
\n
di Gruppo
\n
Risultato netto
\n
di terzi
\n
2022 2021 2022 2021 2022 2021 2022 2021 2022 2021
\n
Societ\u00e0
\n
controllate
\n
Enel
\n
Am\u00e9ricas
\n
14.696 13.581 1.015 1.516 221 757 (90) 337 311 420
\n
Enel Chile
\n
6.450 3.114 1.971 128 1.458 104 913 57 545 47
\n
Endesa
\n
32.714 20.217 3.055 769 2.244 589 1.534 396 710 193
\n

\n\n

\n\n

\n\n

\n", "dimensions": { "concept": "ifrs-full:DisclosureOfShareCapitalReservesAndOtherEquityInterestExplanatory", "language": "it", "entity": "scheme:WOCMU6HCI0OJWNPRZS33", "period": "2022-01-01T00:00:00/2023-01-01T00:00:00" } }, "Tag1022": { "value": "\n
Capitale sociale - Euro 10.167 milioni
\n
Al 31 dicembre 2022 il capitale sociale di Enel SpA, intera-
\n
mente sottoscritto e versato, risulta pari a 10.166.679.946
\n
euro, rappresentato da altrettante azioni ordinarie del va-
\n
lore nominale di 1 euro ciascuna. L\u2019indicato importo del ca-
\n
pitale di Enel SpA risulta quindi invariato rispetto a quello
\n
registrato al 31 dicembre 2021.
\n
Al 31 dicembre 2022, in base alle risultanze del libro dei
\n
Soci e tenuto conto delle comunicazioni inviate alla CON-
\n
SOB e pervenute alla Societ\u00e0 ai sensi dell\u2019art. 120 del de-
\n
creto legislativo 24 febbraio 1998, n. 58, nonch\u00e9 delle altre
\n
informazioni a disposizione, gli azionisti in possesso di una
\n
partecipazione superiore al 3% del capitale della Societ\u00e0
\n
risultavano il Ministero dell\u2019Economia e delle Finanze (con il
\n
23,585% del capitale sociale) e BlackRock Inc. (con il 5,114%
\n
del capitale sociale, posseduto a titolo di gestione del ri-
\n
sparmio).
\n

\n", "dimensions": { "concept": "ifrs-full:DisclosureOfIssuedCapitalExplanatory", "language": "it", "entity": "scheme:WOCMU6HCI0OJWNPRZS33", "period": "2022-01-01T00:00:00/2023-01-01T00:00:00" } }, "Tag1017": { "value": "\n
Riserva azioni proprie - Euro (47) milioni
\n
Alla data del 31 dicembre 2022, le azioni proprie sono
\n
rappresentate da n. 7.153.795 azioni ordinarie di Enel SpA
\n
del valore nominale di 1 euro (n. 4.889.152 al 31 dicembre
\n
2021), acquistate tramite un intermediario abilitato per un
\n
valore complessivo di 47 milioni di euro.
\n

\n", "dimensions": { "concept": "ifrs-full:DisclosureOfTreasurySharesExplanatory", "language": "it", "entity": "scheme:WOCMU6HCI0OJWNPRZS33", "period": "2022-01-01T00:00:00/2023-01-01T00:00:00" } }, "Tag1023": { "value": "\n
Altre riserve - Euro 2.740 milioni
\n
Riserva da sovrapprezzo azioni - Euro 7.496 milioni
\n
La riserva sovrapprezzo azioni ai sensi dell\u2019art. 2431 del co-
\n
dice civile accoglie, nel caso di emissione di azioni sopra
\n
la pari, l\u2019eccedenza del prezzo di emissione delle azioni
\n
rispetto al loro valore nominale, ivi comprese quelle deri-
\n
vate dalla conversione di obbligazioni. Tale riserva, che ha
\n
natura di riserva di capitale, non pu\u00f2 essere distribuita fino
\n
a che la riserva legale non abbia raggiunto il limite stabilito
\n
dall\u2019art. 2430 del codice civile.
\n
Riserva per strumenti di capitale - obbligazioni ibride
\n
perpetue - 5.567 milioni di euro
\n
Tale riserva accoglie il valore nominale, al netto dei costi
\n
di transazione, dei prestiti obbligazionari non convertibili
\n
subordinati ibridi perpetui denominati in euro destinati a
\n
investitori istituzionali.
\n
Nel corso del 2022 il Gruppo ha pagato coupon a titolari di
\n
obbligazioni ibride perpetue per 123 milioni di euro.
\n
Riserva legale - Euro 2.034 milioni
\n
La riserva legale rappresenta la parte di utili che secondo
\n
quanto disposto dall\u2019art. 2430 del codice civile non pu\u00f2 es-
\n
sere distribuita a titolo di dividendo.
\n

\n\n
Altre riserve - Euro 2.332 milioni
\n
Includono 2.215 milioni di euro riferiti alla quota residua
\n
delle rettifiche di valore effettuate in sede di trasformazio-
\n
ne di Enel da ente pubblico a societ\u00e0 per azioni.
\n
In caso di distribuzione i relativi ammontari non costitu-
\n
iscono distribuzione di utile ai sensi dell\u2019art. 47 del TUIR.
\n
Riserva conversione bilanci in valuta estera - Euro (5.912)
\n
milioni
\n
La variazione positiva dell\u2019esercizio, pari a 2.213 milioni di
\n
euro, \u00e8 dovuta principalmente agli effetti della variazione di
\n
perimetro relativa alle cessioni di PJSC Enel Russia, di Cen-
\n
tral Geradora Termel\u00e9trica Fortaleza e di Celg Distribui\u00e7\u00e3o
\n
SA - Celg-D (Enel Goi\u00e1s), e all\u2019apprezzamento netto delle
\n
valute funzionali utilizzate dalle controllate estere, soprat-
\n
tutto in America Latina e Stati Uniti, rispetto all\u2019euro (valuta
\n
di presentazione della Capogruppo).
\n
Riserve da valutazione strumenti finanziari di cash flow
\n
hedge - Euro (3.553) milioni
\n
Includono gli oneri netti rilevati direttamente a patrimo-
\n
nio netto per effetto di valutazioni su derivati di copertura
\n
(cash flow hedge). La variazione del periodo \u00e8 riconducibile
\n
principalmente all\u2019andamento del prezzo delle commodity.
\n
Riserve da valutazione strumenti finanziari costi di
\n
hedging - Euro (81) milioni
\n
Tali riserve accolgono, in applicazione dell\u2019IFRS 9, la va-
\n
riazione di fair value dei currency basis point e dei punti
\n
forward. La variazione del periodo \u00e8 riconducibile princi-
\n
palmente all\u2019andamento del prezzo delle commodity.
\n
Riserve da valutazione strumenti finanziari FVOCI - Euro
\n
(22) milioni
\n
Includono gli oneri netti non realizzati relativi a valutazioni
\n
al fair value di attivit\u00e0 finanziarie.
\n
Riserva da partecipazioni valutate con il metodo del
\n
patrimonio netto - Euro (476) milioni
\n
Tale riserva accoglie la quota di risultato complessivo da
\n
rilevare direttamente a patrimonio netto, riferibile alle so-
\n
ciet\u00e0 valutate con il metodo del patrimonio netto. La va-
\n
riazione del 2022 \u00e8 da attribuire prevalentemente alla va-
\n
riazione della riserva da valutazione strumenti di Cash flow
\n
hedge di Slovak Power Holding.
\n
Rimisurazione delle passivit\u00e0/(attivit\u00e0) nette per piani a
\n
benef\u00edci definiti\u2013 Euro (1.063) milioni
\n
Tale riserva accoglie la rilevazione degli utili e perdite at-
\n
tuariali in contropartita delle passivit\u00e0 per benef\u00edci ai di-
\n
pendenti, al netto del relativo effetto fiscale.
\n
Riserva per cessioni di quote azionarie senza perdita di
\n
controllo - Euro (2.390) milioni
\n
Tale riserva accoglie principalmente:
\n
\u2022 la plusvalenza realizzata a seguito dell\u2019Offerta Pubblica di
\n
Vendita delle azioni di Enel Green Power, al netto degli
\n
oneri connessi a tale cessione e del relativo effetto fi-
\n
scale;
\n
\u2022 la cessione di quote di minoranza rilevata per effet-
\n
to dell\u2019aumento di capitale sociale di Enersis (ora Enel
\n
Am\u00e9ricas ed Enel Chile);
\n
\u2022 la minusvalenza, al netto degli oneri connessi a tale ces-
\n
sione e del relativo effetto fiscale, registrata per effetto
\n
della vendita del 21,92% di Endesa attraverso Offerta
\n
Pubblica di Vendita;
\n
\u2022 la cessione a terzi di quote di minoranza di Enel Green
\n
Power North America Renewable Energy Partners;
\n
\u2022 gli effetti della fusione in Enel Am\u00e9ricas di Endesa
\n
Am\u00e9ricas e Chilectra Am\u00e9ricas.
\n
La variazione nel corso del 2022 \u00e8 legata alla cessione del
\n
49% della partecipazione detenuta da Enel Green Power
\n
Canada nelle societ\u00e0 Pincher Creek LP e Riverview LP.
\n
Riserva da acquisizioni su non-controlling interest - Euro
\n
(1.192) milioni
\n
Tale riserva accoglie principalmente l\u2019eccedenza dei prezzi
\n
di acquisizione rispetto ai patrimoni netti contabili acquisiti
\n
a seguito dell\u2019acquisto da terzi di ulteriori interessenze in
\n
imprese gi\u00e0 controllate in America Latina.
\n
La variazione del periodo, negativa per 349 milioni di euro,
\n
si riferisce principalmente agli effetti della fusione per in-
\n
corporazione tra le societ\u00e0 Emgesa SA ESP (incorporan-
\n
te), Codensa SA ESP, Enel Green Power Colombia SAS ESP
\n
ed ESSA 2 (incorporate), a seguito della quale la percen-
\n
tuale di possesso del Gruppo in Emgesa SA ESP (ora Enel
\n
Colombia SA ESP) \u00e8 passata dal 39,89% al 47,18%, e alla
\n
cessione da Endesa X Servicios SLU a Enel X Way Srl del
\n
51% della societ\u00e0 Endesa X Way SL che ha comportato una
\n
variazione nella percentuale di possesso del Gruppo in
\n
quest\u2019ultima dal 70,11% all\u201985,35%.
\n

\n

\n", "dimensions": { "concept": "ifrs-full:DisclosureOfReservesAndOtherEquityInterestExplanatory", "language": "it", "entity": "scheme:WOCMU6HCI0OJWNPRZS33", "period": "2022-01-01T00:00:00/2023-01-01T00:00:00" } }, "Tag1018": { "value": "\n
37.2 Dividendi
\n
Ammontare distribuito
\n
(milioni di euro)
\n
Dividendo per azione
\n
(euro)
\n
Dividendi distribuiti nel 2021
\n
Dividendi relativi al 2020 3.638 0,358
\n
Acconto sul dividendo 2021
\n
(1)
\n
--
\n
Dividendi straordinari --
\n
Totale dividendi distribuiti nel 2021 3.638 0,358
\n
Dividendi distribuiti nel 2022
\n
Dividendi relativi al 2021 3.861 0,380
\n
Acconto sul dividendo 2022
\n
(2)
\n
--
\n
Dividendi straordinari --
\n
Totale dividendi distribuiti nel 2022 3.861 0,380
\n
(1) Deliberato dal Consiglio di Amministrazione del 4 novembre 2021 e messo in pagamento a decorrere dal 26 gennaio 2022 (acconto dividendo per azione
\n
0,19 euro per complessivi 1.932 milioni di euro).
\n
(2) Deliberato dal Consiglio di Amministrazione del 3 novembre 2022 e messo in pagamento a decorrere dal 25 gennaio 2023 (acconto dividendo per azione
\n
0,20 euro per complessivi 2.033 milioni di euro).
\n
I dividendi distribuiti sono esposti al netto delle quote
\n
spettanti alle azioni proprie risultate in portafoglio alle ri-
\n
spettive \u201crecord date\u201d. Tali quote sono state oggetto di ri-
\n
nuncia all\u2019incasso e destinate alla riserva denominata \u201cutili
\n
accumulati\u201d.
\n
Il dividendo dell\u2019esercizio 2022, pari a euro 0,40 per azio-
\n
ne, per un ammontare complessivo di 4.067 milioni di euro
\n
(di cui 0,20 euro per azione per complessivi 2.033 milioni di
\n
euro a titolo di acconto), verr\u00e0 proposto all\u2019Assemblea degli
\n
azionisti del 10 maggio 2023 riunita in unica convocazione.
\n

\n\n

\n

\n

\n
Il presente Bilancio non tiene conto degli effetti della distri-
\n
buzione ai soci del dividendo dell\u2019esercizio 2022, se non
\n
per il debito verso gli azionisti per l\u2019acconto sul dividen-
\n
do 2022, deliberato dal Consiglio di Amministrazione del
\n
3 novembre 2022 per un importo massimo potenziale di
\n
2.033 milioni di euro, e messo in pagamento a decorrere
\n
dal 25 gennaio 2023 al netto della quota spettante alle n.
\n
7.153.795 azioni proprie risultate in portafoglio alla \u201crecord
\n
date\u201d del 24 gennaio 2023.
\n
Nel corso del 2022 il Gruppo ha inoltre pagato 123 milioni
\n
di euro di coupon a titolari di obbligazioni ibride perpetue.
\n\n
Gestione del capitale
\n
Gli obiettivi identificati dal Gruppo nella gestione del capi-
\n
tale sono la salvaguardia della continuit\u00e0 aziendale, la cre-
\n
azione di valore per gli stakeholder e il supporto allo svilup-
\n
po del Gruppo. In particolare, il Gruppo persegue il man-
\n
tenimento di un adeguato livello di capitalizzazione che
\n
permetta di realizzare un soddisfacente ritorno economi-
\n
co per gli azionisti e di garantire l\u2019accesso a fonti esterne
\n
di finanziamento, anche attraverso il conseguimento di un
\n
rating adeguato.
\n
In tale contesto, il Gruppo gestisce la propria struttura di
\n
capitale ed effettua aggiustamenti alla stessa, qualora i
\n
cambiamenti delle condizioni economiche lo richiedano.
\n
Non vi sono state modifiche sostanziali agli obiettivi, alle
\n
politiche o ai processi nel corso del 2022.
\n
A tal fine, il Gruppo monitora costantemente l\u2019evoluzione
\n
del livello di indebitamento in rapporto al patrimonio netto,
\n
la cui situazione al 31 dicembre 2022 e 2021 \u00e8 sintetizzata
\n
nella seguente tabella.
\n

\n

\n\n\n
Milioni di euro
\n
al 31.12.2022 al 31.12.2021 2022-2021
\n
Posizione finanziaria non corrente 68.191 54.620 13.571
\n
Posizione finanziaria corrente netta (3.315) 24 (3.339)
\n
Crediti finanziari non correnti e titoli a lungo termine (4.213) (2.692) (1.521)
\n
Derivati netti su cambio connesso a finanziamenti
\n
(1)
\n
(595) (259) (336)
\n
Indebitamento finanziario netto
\n
(1)
\n
60.068 51.693 8.375
\n
Patrimonio netto di Gruppo 28.657 29.653 (996)
\n
Interessenze di terzi 13.425 12.689 736
\n
Patrimonio netto 42.082 42.342 (260)
\n
Indice debt/equity 1,43 1,22 0,21
\n
(1) Ai fini di una migliore esposizione dell\u2019indebitamento finanziario netto, per tenere conto delle attivit\u00e0 di gestione di copertura del rischio di cambio, il Gruppo
\n
ha deciso di includere nella sua determinazione il fair value degli strumenti derivati di cash flow hedge e fair value hedge utilizzati a copertura del rischio di
\n
cambio sui finanziamenti. Conseguentemente, ai fini di una migliore comparabilit\u00e0 dei dati, si \u00e8 reso necessario rideterminare l\u2019indebitamento finanziario
\n
netto al 31 dicembre 2021.
\n
L\u2019incremento del rapporto debt/equity che misura la leva
\n
finanziaria \u00e8 ascrivibile sostanzialmente all\u2019aumento dell\u2019in-
\n
debitamento finanziario netto riconducibile principalmen-
\n
te al fabbisogno generato dagli investimenti del periodo,
\n
al pagamento di dividendi e all\u2019acquisizione di ERG Hydro.
\n
Si rinvia alla nota 47 per la composizione delle singole voci
\n
riportate in tabella.
\n

\n\n

\n", "dimensions": { "concept": "ifrs-full:DisclosureOfDividendsExplanatory", "language": "it", "entity": "scheme:WOCMU6HCI0OJWNPRZS33", "period": "2022-01-01T00:00:00/2023-01-01T00:00:00" } }, "Tag1016": { "value": "0.38", "decimals": 3, "dimensions": { "concept": "ifrs-full:DividendsRecognisedAsDistributionsToOwnersPerShare", "entity": "scheme:WOCMU6HCI0OJWNPRZS33", "period": "2022-01-01T00:00:00/2023-01-01T00:00:00", "unit": "iso4217:EUR/xbrli:shares" } }, "Tag1024": { "value": "0.4", "decimals": 2, "dimensions": { "concept": "ifrs-full:DividendsProposedOrDeclaredBeforeFinancialStatementsAuthorisedForIssueButNotRecognisedAsDistributionToOwnersPerShare", "entity": "scheme:WOCMU6HCI0OJWNPRZS33", "period": "2022-01-01T00:00:00/2023-01-01T00:00:00", "unit": "iso4217:EUR/xbrli:shares" } }, "Tag1015": { "value": "4067000000", "decimals": -6, "dimensions": { "concept": "ifrs-full:DividendsProposedOrDeclaredBeforeFinancialStatementsAuthorisedForIssueButNotRecognisedAsDistributionToOwners", "entity": "scheme:WOCMU6HCI0OJWNPRZS33", "period": "2022-01-01T00:00:00/2023-01-01T00:00:00", "unit": "iso4217:EUR" } }, "Tag1021": { "value": "\n
Gestione del capitale
\n
Gli obiettivi identificati dal Gruppo nella gestione del capi-
\n
tale sono la salvaguardia della continuit\u00e0 aziendale, la cre-
\n
azione di valore per gli stakeholder e il supporto allo svilup-
\n
po del Gruppo. In particolare, il Gruppo persegue il man-
\n
tenimento di un adeguato livello di capitalizzazione che
\n
permetta di realizzare un soddisfacente ritorno economi-
\n
co per gli azionisti e di garantire l\u2019accesso a fonti esterne
\n
di finanziamento, anche attraverso il conseguimento di un
\n
rating adeguato.
\n
In tale contesto, il Gruppo gestisce la propria struttura di
\n
capitale ed effettua aggiustamenti alla stessa, qualora i
\n
cambiamenti delle condizioni economiche lo richiedano.
\n
Non vi sono state modifiche sostanziali agli obiettivi, alle
\n
politiche o ai processi nel corso del 2022.
\n
A tal fine, il Gruppo monitora costantemente l\u2019evoluzione
\n
del livello di indebitamento in rapporto al patrimonio netto,
\n
la cui situazione al 31 dicembre 2022 e 2021 \u00e8 sintetizzata
\n
nella seguente tabella.
\n

\n

\n\n
Milioni di euro
\n
al 31.12.2022 al 31.12.2021 2022-2021
\n
Posizione finanziaria non corrente 68.191 54.620 13.571
\n
Posizione finanziaria corrente netta (3.315) 24 (3.339)
\n
Crediti finanziari non correnti e titoli a lungo termine (4.213) (2.692) (1.521)
\n
Derivati netti su cambio connesso a finanziamenti
\n
(1)
\n
(595) (259) (336)
\n
Indebitamento finanziario netto
\n
(1)
\n
60.068 51.693 8.375
\n
Patrimonio netto di Gruppo 28.657 29.653 (996)
\n
Interessenze di terzi 13.425 12.689 736
\n
Patrimonio netto 42.082 42.342 (260)
\n
Indice debt/equity 1,43 1,22 0,21
\n
(1) Ai fini di una migliore esposizione dell\u2019indebitamento finanziario netto, per tenere conto delle attivit\u00e0 di gestione di copertura del rischio di cambio, il Gruppo
\n
ha deciso di includere nella sua determinazione il fair value degli strumenti derivati di cash flow hedge e fair value hedge utilizzati a copertura del rischio di
\n
cambio sui finanziamenti. Conseguentemente, ai fini di una migliore comparabilit\u00e0 dei dati, si \u00e8 reso necessario rideterminare l\u2019indebitamento finanziario
\n
netto al 31 dicembre 2021.
\n
L\u2019incremento del rapporto debt/equity che misura la leva
\n
finanziaria \u00e8 ascrivibile sostanzialmente all\u2019aumento dell\u2019in-
\n
debitamento finanziario netto riconducibile principalmen-
\n
te al fabbisogno generato dagli investimenti del periodo,
\n
al pagamento di dividendi e all\u2019acquisizione di ERG Hydro.
\n
Si rinvia alla nota 47 per la composizione delle singole voci
\n
riportate in tabella.
\n

\n", "dimensions": { "concept": "ifrs-full:DisclosureOfObjectivesPoliciesAndProcessesForManagingCapitalExplanatory", "language": "it", "entity": "scheme:WOCMU6HCI0OJWNPRZS33", "period": "2022-01-01T00:00:00/2023-01-01T00:00:00" } }, "Tag1019": { "value": "\n

\n\n

\n\n
37.3 Interessenze di terzi - Euro 13.425 milioni
\n
Nella tabella seguente viene rappresentata la composizio-
\n
ne delle interessenze di terzi suddivisa per area geografica.
\n
Milioni di euro Patrimonio netto di terzi Risultato del periodo di terzi
\n
al 31.12.2022 al 31.12.2021 al 31.12.2022 al 31.12.2021
\n
Italia 1 1 - -
\n
Iberia 5.321 5.238 713 193
\n
America Latina 7.422 6.511 857 467
\n
Europa 328 635 (342) 5
\n
Nord America 218 151 10 6
\n
Africa, Asia e Oceania 135 153 - (3)
\n
Totale 13.425 12.689 1.238 668
\n

\n\n

\n\n

\n\n

\n\n

\n\n
La variazione delle interessenze di terzi si riferisce prin-
\n
cipalmente all\u2019apprezzamento delle valute funzionali delle
\n
controllate estere rispetto all\u2019euro (soprattutto in America
\n
Latina), ai risultati del periodo, all\u2019effetto dell\u2019operazione
\n
societaria avvenuta in Colombia e all\u2019impatto dell\u2019iperin-
\n
flazione. Tali effetti sono stati in parte compensati dai di-
\n
videndi distribuiti e dall\u2019adeguamento di valore degli stru-
\n
menti di copertura di cash flow hedge.
\n
Si riporta di seguito l\u2019informativa economico-finanziaria
\n
richiesta dall\u2019IFRS 12 per le societ\u00e0 controllate con interes-
\n
senze di terzi rilevanti.
\n
Milioni di euro Attivit\u00e0 non correnti Attivit\u00e0 correnti Totale attivo
\n
al 31.12.2022 al 31.12.2021 al 31.12.2022 al 31.12.2021 al 31.12.2022 al 31.12.2021
\n
Societ\u00e0
\n
controllate
\n
Enel
\n
Am\u00e9ricas
\n
29.600 28.959 5.430 4.711 35.030 33.670
\n
Enel Chile
\n
10.985 9.887 1.541 (642) 12.526 9.245
\n
Endesa
\n
45.018 43.217 11.166 3.853 56.184 47.070
\n
Milioni di euro
\n
Passivit\u00e0
\n
non correnti Passivit\u00e0 correnti Totale passivo Patrimonio netto
\n
Patrimonio netto
\n
di Gruppo
\n
Patrimonio netto di
\n
terzi
\n
al
\n
31.12.2022
\n
al
\n
31.12.2021
\n
al
\n
31.12.2022
\n
al
\n
31.12.2021
\n
al
\n
31.12.2022
\n
al
\n
31.12.2021
\n
al
\n
31.12.2022
\n
al
\n
31.12.2021
\n
al
\n
31.12.2022
\n
al
\n
31.12.2021
\n
al
\n
31.12.2022
\n
al
\n
31.12.2021
\n
Societ\u00e0
\n
controllate
\n
Enel
\n
Am\u00e9ricas
\n
11.534 11.320 6.208 6.073 17.742 17.393 17.288 16.277 12.136 11.556 5.152 4.721
\n
Enel Chile
\n
4.113 3.356 2.460 1.178 6.573 4.534 5.953 4.711 3.683 2.921 2.270 1.790
\n
Endesa
\n
18.414 15.196 17.372 11.449 35.786 26.645 20.398 20.425 15.083 15.187 5.315 5.238
\n
Milioni di euro Totale ricavi
\n
Risultato prima
\n
delle imposte
\n
Risultato netto delle
\n
continuing operation
\n
Risultato netto
\n
di Gruppo
\n
Risultato netto
\n
di terzi
\n
2022 2021 2022 2021 2022 2021 2022 2021 2022 2021
\n
Societ\u00e0
\n
controllate
\n
Enel
\n
Am\u00e9ricas
\n
14.696 13.581 1.015 1.516 221 757 (90) 337 311 420
\n
Enel Chile
\n
6.450 3.114 1.971 128 1.458 104 913 57 545 47
\n
Endesa
\n
32.714 20.217 3.055 769 2.244 589 1.534 396 710 193
\n

\n\n

\n\n

\n", "dimensions": { "concept": "ifrs-full:DisclosureOfNoncontrollingInterestsExplanatory", "language": "it", "entity": "scheme:WOCMU6HCI0OJWNPRZS33", "period": "2022-01-01T00:00:00/2023-01-01T00:00:00" } }, "Tag1026": { "value": "\n

\n\n
37.3 Interessenze di terzi - Euro 13.425 milioni
\n
Nella tabella seguente viene rappresentata la composizio-
\n
ne delle interessenze di terzi suddivisa per area geografica.
\n
Milioni di euro Patrimonio netto di terzi Risultato del periodo di terzi
\n
al 31.12.2022 al 31.12.2021 al 31.12.2022 al 31.12.2021
\n
Italia 1 1 - -
\n
Iberia 5.321 5.238 713 193
\n
America Latina 7.422 6.511 857 467
\n
Europa 328 635 (342) 5
\n
Nord America 218 151 10 6
\n
Africa, Asia e Oceania 135 153 - (3)
\n
Totale 13.425 12.689 1.238 668
\n

\n\n

\n\n

\n\n
La variazione delle interessenze di terzi si riferisce prin-
\n
cipalmente all\u2019apprezzamento delle valute funzionali delle
\n
controllate estere rispetto all\u2019euro (soprattutto in America
\n
Latina), ai risultati del periodo, all\u2019effetto dell\u2019operazione
\n
societaria avvenuta in Colombia e all\u2019impatto dell\u2019iperin-
\n
flazione. Tali effetti sono stati in parte compensati dai di-
\n
videndi distribuiti e dall\u2019adeguamento di valore degli stru-
\n
menti di copertura di cash flow hedge.
\n
Si riporta di seguito l\u2019informativa economico-finanziaria
\n
richiesta dall\u2019IFRS 12 per le societ\u00e0 controllate con interes-
\n
senze di terzi rilevanti.
\n
Milioni di euro Attivit\u00e0 non correnti Attivit\u00e0 correnti Totale attivo
\n
al 31.12.2022 al 31.12.2021 al 31.12.2022 al 31.12.2021 al 31.12.2022 al 31.12.2021
\n
Societ\u00e0
\n
controllate
\n
Enel
\n
Am\u00e9ricas
\n
29.600 28.959 5.430 4.711 35.030 33.670
\n
Enel Chile
\n
10.985 9.887 1.541 (642) 12.526 9.245
\n
Endesa
\n
45.018 43.217 11.166 3.853 56.184 47.070
\n
Milioni di euro
\n
Passivit\u00e0
\n
non correnti Passivit\u00e0 correnti Totale passivo Patrimonio netto
\n
Patrimonio netto
\n
di Gruppo
\n
Patrimonio netto di
\n
terzi
\n
al
\n
31.12.2022
\n
al
\n
31.12.2021
\n
al
\n
31.12.2022
\n
al
\n
31.12.2021
\n
al
\n
31.12.2022
\n
al
\n
31.12.2021
\n
al
\n
31.12.2022
\n
al
\n
31.12.2021
\n
al
\n
31.12.2022
\n
al
\n
31.12.2021
\n
al
\n
31.12.2022
\n
al
\n
31.12.2021
\n
Societ\u00e0
\n
controllate
\n
Enel
\n
Am\u00e9ricas
\n
11.534 11.320 6.208 6.073 17.742 17.393 17.288 16.277 12.136 11.556 5.152 4.721
\n
Enel Chile
\n
4.113 3.356 2.460 1.178 6.573 4.534 5.953 4.711 3.683 2.921 2.270 1.790
\n
Endesa
\n
18.414 15.196 17.372 11.449 35.786 26.645 20.398 20.425 15.083 15.187 5.315 5.238
\n
Milioni di euro Totale ricavi
\n
Risultato prima
\n
delle imposte
\n
Risultato netto delle
\n
continuing operation
\n
Risultato netto
\n
di Gruppo
\n
Risultato netto
\n
di terzi
\n
2022 2021 2022 2021 2022 2021 2022 2021 2022 2021
\n
Societ\u00e0
\n
controllate
\n
Enel
\n
Am\u00e9ricas
\n
14.696 13.581 1.015 1.516 221 757 (90) 337 311 420
\n
Enel Chile
\n
6.450 3.114 1.971 128 1.458 104 913 57 545 47
\n
Endesa
\n
32.714 20.217 3.055 769 2.244 589 1.534 396 710 193
\n

\n\n

\n", "dimensions": { "concept": "ifrs-full:DisclosureOfInterestsInOtherEntitiesExplanatory", "language": "it", "entity": "scheme:WOCMU6HCI0OJWNPRZS33", "period": "2022-01-01T00:00:00/2023-01-01T00:00:00" } }, "Tag1025": { "value": "\n
37.3 Interessenze di terzi - Euro 13.425 milioni
\n
Nella tabella seguente viene rappresentata la composizio-
\n
ne delle interessenze di terzi suddivisa per area geografica.
\n
Milioni di euro Patrimonio netto di terzi Risultato del periodo di terzi
\n
al 31.12.2022 al 31.12.2021 al 31.12.2022 al 31.12.2021
\n
Italia 1 1 - -
\n
Iberia 5.321 5.238 713 193
\n
America Latina 7.422 6.511 857 467
\n
Europa 328 635 (342) 5
\n
Nord America 218 151 10 6
\n
Africa, Asia e Oceania 135 153 - (3)
\n
Totale 13.425 12.689 1.238 668
\n

\n\n
La variazione delle interessenze di terzi si riferisce prin-
\n
cipalmente all\u2019apprezzamento delle valute funzionali delle
\n
controllate estere rispetto all\u2019euro (soprattutto in America
\n
Latina), ai risultati del periodo, all\u2019effetto dell\u2019operazione
\n
societaria avvenuta in Colombia e all\u2019impatto dell\u2019iperin-
\n
flazione. Tali effetti sono stati in parte compensati dai di-
\n
videndi distribuiti e dall\u2019adeguamento di valore degli stru-
\n
menti di copertura di cash flow hedge.
\n
Si riporta di seguito l\u2019informativa economico-finanziaria
\n
richiesta dall\u2019IFRS 12 per le societ\u00e0 controllate con interes-
\n
senze di terzi rilevanti.
\n
Milioni di euro Attivit\u00e0 non correnti Attivit\u00e0 correnti Totale attivo
\n
al 31.12.2022 al 31.12.2021 al 31.12.2022 al 31.12.2021 al 31.12.2022 al 31.12.2021
\n
Societ\u00e0
\n
controllate
\n
Enel
\n
Am\u00e9ricas
\n
29.600 28.959 5.430 4.711 35.030 33.670
\n
Enel Chile
\n
10.985 9.887 1.541 (642) 12.526 9.245
\n
Endesa
\n
45.018 43.217 11.166 3.853 56.184 47.070
\n
Milioni di euro
\n
Passivit\u00e0
\n
non correnti Passivit\u00e0 correnti Totale passivo Patrimonio netto
\n
Patrimonio netto
\n
di Gruppo
\n
Patrimonio netto di
\n
terzi
\n
al
\n
31.12.2022
\n
al
\n
31.12.2021
\n
al
\n
31.12.2022
\n
al
\n
31.12.2021
\n
al
\n
31.12.2022
\n
al
\n
31.12.2021
\n
al
\n
31.12.2022
\n
al
\n
31.12.2021
\n
al
\n
31.12.2022
\n
al
\n
31.12.2021
\n
al
\n
31.12.2022
\n
al
\n
31.12.2021
\n
Societ\u00e0
\n
controllate
\n
Enel
\n
Am\u00e9ricas
\n
11.534 11.320 6.208 6.073 17.742 17.393 17.288 16.277 12.136 11.556 5.152 4.721
\n
Enel Chile
\n
4.113 3.356 2.460 1.178 6.573 4.534 5.953 4.711 3.683 2.921 2.270 1.790
\n
Endesa
\n
18.414 15.196 17.372 11.449 35.786 26.645 20.398 20.425 15.083 15.187 5.315 5.238
\n
Milioni di euro Totale ricavi
\n
Risultato prima
\n
delle imposte
\n
Risultato netto delle
\n
continuing operation
\n
Risultato netto
\n
di Gruppo
\n
Risultato netto
\n
di terzi
\n
2022 2021 2022 2021 2022 2021 2022 2021 2022 2021
\n
Societ\u00e0
\n
controllate
\n
Enel
\n
Am\u00e9ricas
\n
14.696 13.581 1.015 1.516 221 757 (90) 337 311 420
\n
Enel Chile
\n
6.450 3.114 1.971 128 1.458 104 913 57 545 47
\n
Endesa
\n
32.714 20.217 3.055 769 2.244 589 1.534 396 710 193
\n

\n", "dimensions": { "concept": "ifrs-full:DisclosureOfSignificantInvestmentsInSubsidiariesExplanatory", "language": "it", "entity": "scheme:WOCMU6HCI0OJWNPRZS33", "period": "2022-01-01T00:00:00/2023-01-01T00:00:00" } }, "Tag1014": { "value": "\n
38. Finanziamenti
\n
Milioni di euro Non corrente Corrente
\n
al 31.12.2022 al 31.12.2021 al 31.12.2022 al 31.12.2021
\n
Finanziamenti a lungo termine 68.191 54.500 2.835 4.031
\n
Finanziamenti a breve termine - - 18.392 13.306
\n
Totale 68.191 54.500 21.227 17.337
\n
Per maggiori dettagli sulla natura dei finanziamenti si ri-
\n
manda alla nota 48 \u201cStrumenti finanziari per categoria\u201d.
\n

\n\n
\n\n
48.3 Finanziamenti
\n
48.3.1 Finanziamenti a lungo termine (incluse le quote in
\n
scadenza nei 12 mesi successivi) - Euro 71.026 milioni
\n
Nella seguente tabella sono riportati il valore nozionale, il
\n
valore contabile e il fair value dei finanziamenti a lungo ter-
\n
mine incluse le quote in scadenza nei 12 mesi successivi.
\n
Finanziamenti a lungo termine per categoria e tipologia di tasso di interesse
\n
(1)
\n
Milioni di euro
\n
Valore
\n
nominale
\n
Saldo
\n
contabile
\n
Quota
\n
corrente
\n
Quota con
\n
scadenza
\n
oltre i 12
\n
mesi
\n
Fair
\n
value
\n
Valore
\n
nominale
\n
Saldo
\n
contabile
\n
Quota
\n
corrente
\n
Quota con
\n
scadenza
\n
oltre i 12
\n
mesi
\n
Fair
\n
value
\n
Variazione
\n
saldo
\n
contabile
\n
2022-
\n
2021
\n
al 31.12.2022
\n
al 31.12.2021
\n
Obbligazioni:
\n
- tasso fisso quotate 30.355 29.892 978 28.914 27.468 27.857 27.413 2.119 25.294 30.279 2.479
\n
- tasso variabile quotate 2.569 2.547 537 2.010 2.473 2.574 2.557 434 2.123 2.545 (10)
\n
- tasso fisso non
\n
quotate
\n
18.959 18.727 - 18.727 17.249 11.293 11.207 50 11.157 12.670 7.520
\n
- tasso variabile non
\n
quotate
\n
525 525 97 428 600 622 622 97 525 728
\n
(97)
\n
Totale obbligazioni 52.408 51.691 1.612 50.079 47.790 42.346 41.799 2.700 39.099 46.222 9.892
\n
Finanziamenti bancari:
\n
- tasso fisso 3.367 3.273 211 3.062 3.021 2.414 2.405 238 2.167 2.298 868
\n
- tasso variabile 12.884 12.848 677 12.171 12.570 10.139 10.109 751 9.358 10.037
\n
2.739
\n
- uso linee di credito
\n
revolving
\n
30 30 2 28 26 1.054 1.054 - 1.054 1.054
\n
(1.024)
\n
Totale finanziamenti
\n
bancari
\n
16.281 16.151 890 15.261 15.617 13.607 13.568 989 12.579 13.389 2.583
\n
Leasing:
\n
- tasso fisso 2.630 2.630 251 2.379 2.630 2.477 2.477 242 2.235 2.477 153
\n
- tasso variabile 42 42 10 32 42 70 70 17 53 70
\n
(28)
\n
Totale leasing 2.672 2.672 261 2.411 2.672 2.547 2.547 259 2.288 2.547 125
\n
Altri finanziamenti
\n
non bancari:
\n
- tasso fisso 504 504 70 434 504 571 595 69 526 569 (91)
\n
- tasso variabile 8 8 2 6 12 34 22 14 8 25
\n
(14)
\n
Totale altri
\n
finanziamenti non
\n
bancari
\n
512 512 72 440 516 605 617 83 534 594
\n
(105)
\n
Totale finanziamenti
\n
a tasso fisso
\n
55.815 55.026 1.510 53.516 50.872 44.612 44.097 2.718 41.379 48.293
\n
10.929
\n
Totale finanziamenti
\n
a tasso variabile
\n
16.058 16.000 1.325 14.675 15.723 14.493 14.434 1.313 13.121 14.459 1.566
\n
TOTALE 71.873 71.026 2.835 68.191 66.595 59.105 58.531 4.031 54.500 62.752
\n
12.495
\n
(1) Non include gli \u201cAltri debiti finanziari non correnti\u201d esposti nella voce \u201cAltre passivit\u00e0 finanziarie non correnti\u201d dello Stato patrimoniale inclusi nell\u2019indebita-
\n
mento finanziario a lungo termine.
\n
\n\n
\n\n
\n\n
Nella tabella seguente \u00e8 riportato l\u2019indebitamento finanzia-
\n
rio a lungo termine per valuta e tasso di interesse.
\n
Indebitamento finanziario a lungo termine per valuta e tasso di interesse
\n
(1)
\n
Milioni di euro
\n
Saldo
\n
contabile
\n
Valore
\n
nominale
\n
Saldo
\n
contabile
\n
Valore
\n
nominale
\n
Tasso medio
\n
di interesse
\n
in vigore
\n
Tasso di
\n
interesse
\n
effettivo in
\n
vigore
\n
Tasso medio
\n
di interesse
\n
in vigore
\n
Tasso di
\n
interesse
\n
effettivo in
\n
vigore
\n
al 31.12.2022 al 31.12.2021 al 31.12.2022 al 31.12.2021
\n
Euro 34.993 35.383 32.041 32.387 1,9% 2,1% 1,6% 1,9%
\n
Dollaro statunitense 26.930 27.209 17.518 17.629 4,8% 5,1% 4,2% 4,3%
\n
Sterlina inglese 4.470 4.610 3.901 3.976 4,6% 4,8% 5,0% 5,2%
\n
Peso colombiano 1.310 1.310 1.341 1.341 10,3% 10,3% 6,5% 6,5%
\n
Real brasiliano 1.899 1.926 1.720 1.753 10,0% 10,2% 8,8% 8,9%
\n
Franco svizzero 359 360 343 344 1,8% 1,8% 1,8% 1,8%
\n
Peso cileno/UF 526 531 423 428 5,1% 5,2% 5,2% 5,2%
\n
Sol peruviano 429 429 415 415 5,3% 5,3% 5,2% 5,2%
\n
Rublo russo - - 427 427 6,8% 7,3%
\n
Altre valute 110 115 402 405
\n
Totale valute non euro 36.033 36.490 26.490 26.718
\n
TOTALE 71.026 71.873 58.531 59.105
\n
(1) Non include gli \u201cAltri debiti finanziari non correnti\u201d esposti nella voce \u201cAltre passivit\u00e0 finanziarie non correnti\u201d dello Stato patrimoniale.
\n
L\u2019indebitamento finanziario a lungo termine espresso in
\n
divise diverse dall\u2019euro ha sub\u00edto un incremento di 9.543
\n
milioni di euro, attribuibile principalmente alle movimenta-
\n
zioni del debito in dollari statunitensi.
\n
Movimentazione del valore nozionale dell\u2019indebitamento a lungo termine
\n
(1)
\n
Milioni di euro
\n
Valore
\n
nominale Rimborsi
\n
Variaz.
\n
perimetro di
\n
consolid.
\n
Nuove
\n
emissioni
\n
Altre
\n
movimentazioni
\n
Diff.
\n
di cambio
\n
Valore
\n
nominale
\n
al 31.12.2021 al 31.12.2022
\n
Obbligazioni 42.346 (2.788) (37) 12.390 - 497 52.408
\n
Finanziamenti 16.759 (6.571) (1.016)
\n
10.009 -28419.465
\n
- di cui leasing 2.547 (310) (88) 445 -782.672
\n
Totale indebitamento finanziario 59.105 (9.359) (1.053) 22.399 - 781 71.873
\n
(1) Non include la movimentazione del valore nozionale degli \u201cAltri debiti finanziari non correnti\u201d esposti nella voce \u201cAltre passivit\u00e0 finanziarie non correnti\u201d dello
\n
Stato patrimoniale.
\n
Il valore nozionale dell\u2019indebitamento a lungo termine, pari
\n
a 71.873 milioni di euro al 31 dicembre 2022, registra un in-
\n
cremento di 12.768 milioni di euro rispetto al 31 dicembre
\n
2021; tale aumento \u00e8 stato determinato da nuove emis-
\n
sioni pari a 22.399 milioni di euro e da variazioni negati-
\n
ve dei cambi pari a 781 milioni di euro, solo parzialmente
\n
compensate da rimborsi pari a 9.359 milioni di euro e dal
\n
deconsolidamento del debito di varie societ\u00e0, in particola-
\n
re quello conseguente alla cessione della partecipazione in
\n
Enel Russia, pari a 1.053 milioni di euro.
\n
I rimborsi effettuati nel corso del 2022 sono relativi a pre-
\n
stiti obbligazionari per un importo pari a 2.788 milioni di
\n
euro e a finanziamenti per un importo pari a 6.571 milioni
\n
di euro.
\n
Nello specifico, tra i rimborsi di obbligazioni effettuati nel
\n
corso del 2022 si segnalano:
\n
\u2022 50 milioni di euro relativi a un prestito obbligazionario a
\n
tasso fisso emesso da Enel Finance International scadu-
\n
to a febbraio 2022;
\n
\u2022 50 milioni di euro relativi a un prestito obbligazionario
\n
a tasso variabile emesso da Enel Finance International
\n
scaduto a febbraio 2022;
\n
\u2022 50 milioni di euro relativi a un prestito obbligazionario
\n
a tasso variabile emesso da Enel Finance International
\n
scaduto a febbraio 2022;
\n
\u2022 270.000 milioni di pesos colombiani (equivalenti a 52 mi-
\n
lioni di euro al 31 dicembre 2022) relativi a un prestito
\n
obbligazionario a tasso fisso emesso da Enel Colombia
\n
scaduto a marzo 2022;
\n
\n\n
\n\n
\n\n
\u2022 1.949 milioni di euro relativi a un prestito obbligazionario
\n
a tasso fisso emesso da Enel Finance International sca-
\n
duto a settembre 2022;
\n
\u2022 300.000 milioni di pesos colombiani (equivalenti a 58
\n
milioni di euro al 31 dicembre 2022) relativi a un prestito
\n
obbligazionario a tasso fisso emesso da Enel Colombia
\n
scaduto a settembre 2022;
\n
\u2022 50 milioni di euro relativi a un prestito obbligazionario
\n
a tasso variabile emesso da Enel Finance International
\n
scaduto a novembre 2022;
\n
\u2022 300.000 milioni di pesos colombiani (equivalenti a 58
\n
milioni di euro al 31 dicembre 2022) relativi a un prestito
\n
obbligazionario a tasso fisso emesso da Enel Colombia
\n
scaduto a dicembre 2022.
\n
Tra i principali rimborsi dei finanziamenti effettuati nell\u2019e-
\n
sercizio si evidenziano:
\n
\u2022 5.250 milioni di euro relativi a linee di credito revolving a
\n
tasso variabile di Enel SpA;
\n
\u2022 264 milioni di euro relativi a finanziamenti di Endesa, di
\n
cui 132 milioni di euro relativi a finanziamenti sostenibili;
\n
\u2022 504 milioni di euro relativi a finanziamenti sostenibili da
\n
parte delle societ\u00e0 italiane del Gruppo;
\n
\u2022 un controvalore di 354 milioni di euro relativo a societ\u00e0
\n
sudamericane.
\n
Le emissioni effettuate nel corso del 2022 sono relative a
\n
prestiti obbligazionari per un importo di 12.390 milioni di
\n
euro e a finanziamenti per 10.009 milioni di euro.
\n
Di seguito le caratteristiche principali delle operazioni fi-
\n
nanziarie effettuate nel corso del 2022 e convertite in euro
\n
al cambio del 30 dicembre 2022.
\n
\n\n
\n\n
\n\n
Emittente
\n
Data di
\n
emissione
\n
Importo in
\n
milioni di
\n
euro
\n
Valuta di
\n
emissione Tasso di interesse
\n
Tipologia
\n
tasso Scadenza
\n
Obbligazioni
\n
Enel Finance International 17.01.2022 1.250 EUR 0,25% Tasso fisso 17.11.2025
\n
Enel Finance International 17.01.2022 750 EUR 0,88% Tasso fisso 17.01.2031
\n
Enel Finance International 17.01.2022 750 EUR 1,25% Tasso fisso 17.01.2035
\n
Enel Finance International 11.04.2022 845 GBP 2,88% Tasso fisso 11.04.2029
\n
Enel Finance International 15.06.2022 703 USD 4,25% Tasso fisso 15.06.2025
\n
Enel Finance International 15.06.2022 703 USD 4,63% Tasso fisso 15.06.2027
\n
Enel Finance International 15.06.2022 937 USD 5,00% Tasso fisso 15.06.2032
\n
Enel Finance International 15.06.2022 937 USD 5,50% Tasso fisso 15.06.2052
\n
Enel Finance International 09.09.2022 1.000 EUR 3,88% Tasso fisso 09.03.2029
\n
Enel Finance International 14.10.2022 703 USD 6,80% Tasso fisso 14.10.2025
\n
Enel Finance International 14.10.2022 1.171 USD 7,50% Tasso fisso 14.10.2032
\n
Enel Finance International 14.10.2022 937 USD 7,75% Tasso fisso 14.10.2052
\n
Enel Finance America 14.10.2022 937 USD 7,10% Tasso fisso 14.10.2027
\n
Enel Distribui\u00e7\u00e3o S\u00e3o Paulo 12.05.2022 142 BRL IPCA + 6,14% Tasso variabile 15.04.2032
\n
Enel Distribui\u00e7\u00e3o Cear\u00e1 30.05.2022 106 BRL IPCA + 6,21% Tasso variabile 17.05.2032
\n
Totale obbligazioni 11.871
\n
Finanziamenti bancari
\n
Enel SpA 07.03.2022 200 EUR Euribor + 0,38% Tasso variabile 03.05.2024
\n
Enel SpA 14.09.2022 200 EUR Euribor + 0,38% Tasso variabile 03.05.2024
\n
Enel SpA 30.09.2022 350 EUR Euribor + 0,45% Tasso variabile 26.07.2025
\n
Enel SpA 30.09.2022 648 EUR Euribor + 0,40% Tasso variabile 12.05.2025
\n
Enel SpA 30.09.2022 1.852 EUR Euribor + 0,40% Tasso variabile 05.03.2026
\n
Enel SpA 30.09.2022 1.000 EUR Euribor + 0,52% Tasso variabile 02.10.2024
\n
e-distibuzione 05.08.2022 300 EUR Euribor + 0,473% Tasso variabile 05.08.2037
\n
Enel Italia 29.07.2022 60 EUR Euribor 6M + 0,462% Tasso variabile 29.07.2037
\n
Enel Finance America 06.10.2022 403 USD USD SOFR 6M CMP + 1,22% Tasso variabile 15.05.2034
\n
Enel Finance America 03.11.2022 187 USD USD TERM SOFR 3M + 1,25% Tasso variabile 05.08.2024
\n
Enel Finance America 13.12.2022 141 USD USD TERM SOFR 3M + 1,25% Tasso variabile 05.08.2024
\n
Enel Finance America 21.12.2022 141 USD USD TERM SOFR 3M + 1,25% Tasso variabile 05.08.2024
\n
Endesa 17.01.2022 300 EUR Euribor 6M + 0,53% Tasso variabile 20.12.2033
\n
Endesa 25.03.2022 400 EUR Euribor 3M + 0,72% Tasso variabile 31.07.2024
\n
Endesa 28.03.2022 250 EUR Euribor 6M + 0,368% Tasso variabile 30.03.2037
\n
Endesa 30.03.2022 50 EUR Euribor 6M + 0,45% Tasso variabile 31.07.2024
\n
Endesa 31.03.2022 250 EUR Euribor 3M + 0,85% Tasso variabile 31.07.2024
\n
Endesa 31.03.2022 275 EUR Euribor 3M + 1,20% Tasso variabile 31.07.2024
\n
Endesa 31.03.2022 75 EUR 1,405% Tasso fisso 01.04.2027
\n
Endesa 08.04.2022 50 EUR 1,967% Tasso fisso 13.05.2027
\n
Endesa 29.04.2022 50 EUR 1,967% Tasso fisso 13.05.2027
\n
Endesa 10.05.2022 100 EUR Euribor 3M + 0,65% Tasso variabile 31.07.2024
\n
Endesa 25.05.2022 500 EUR 1,895% Tasso fisso 13.05.2027
\n
Endesa 19.10.2022 200 EUR Euribor 3M + 1,30% Tasso variabile 31.07.2024
\n
Endesa 18.11.2022 250 EUR Euribor 6M + 0,582% Tasso variabile 18.11.2037
\n
Enel Colombia 05.04.2022 93 COP COP IBR 3M + 2,05% Tasso variabile 05.04.2028
\n
Enel Colombia 28.07.2022 79 COP COP IBR 3M + 1,6% Tasso variabile 28.07.2028
\n
Enel Colombia 30.11.2022 70 COP COP IBR 3M + 2,98% Tasso variabile 30.11.2029
\n
Enel Distribuci\u00f3n Per\u00fa 04.04.2022 52 PEN 6,96% Tasso fisso 19.03.2025
\n
Enel Distribui\u00e7\u00e3o Cear\u00e1 24.03.2022 51 USD USD SOFR CMP + 0,91% Tasso variabile 21.03.2025
\n
Enel Distribui\u00e7\u00e3o S\u00e3o Paulo 01.09.2022 88 USD 3,61% Tasso fisso 01.09.2037
\n
Totale finanziamenti bancari 8.665
\n
\n\n
\n\n
\n\n
La seguente tabella mostra gli effetti sul debito lordo a lun-
\n
go termine a seguito delle coperture effettuate al fine di
\n
mitigare il rischio di tasso di cambio.
\n
Milioni di euro al 31.12.2022 al 31.12.2021
\n
(1)
\n
Struttura iniziale
\n
del debito
\n
Impatto
\n
copertura
\n
del debito
\n
Struttura del
\n
debito dopo la
\n
copertura
\n
Struttura iniziale
\n
del debito
\n
Impatto
\n
copertura
\n
del debito
\n
Struttura del
\n
debito dopo la
\n
copertura
\n
Saldo
\n
contabile
\n
Valore
\n
nominale
\n
%
\n
Saldo
\n
contabile
\n
Valore
\n
nominale
\n
%
\n
Euro 34.993 35.383 49,2% 23.473 58.856 81,9% 32.041 32.387 54,8% 16.657 49.044 83,0%
\n
Dollaro statunitense 26.930 27.209 37,9% (19.741) 7.468 10,4% 17.518 17.629 29,8% (13.423) 4.206 7,1%
\n
Sterlina inglese 4.470 4.610 6,4% (4.610) - - 3.901 3.976 6,7% (3.976) - -
\n
Peso colombiano 1.310 1.310 1,8% - 1.310 1,8% 1.341 1.341 2,3% - 1.341 2,3%
\n
Real brasiliano 1.899 1.926 2,7% 1.187 3.113 4,4% 1.720 1.753 3,0% 1.028 2.781 4,7%
\n
Franco svizzero 359 360 0,5% (360) - - 343 344 0,6% (344) - -
\n
Peso cileno/UF 526 531 0,7% - 531 0,7% 423 428 0,7% - 428 0,7%
\n
Sol peruviano 429 429 0,6% - 429 0,6% 415 415 0,7% - 415 0,7%
\n
Rublo russo - - - - - - 427 427 0,7% - 427 0,7%
\n
Altre valute 110 115 0,2% 51 166 0,2% 402 405 0,7% 58 463
\n
0,8%
\n
Totale valute non euro 36.033 36.490 50,8% (23.473) 13.017 18,1% 26.490 26.718 45,2% (16.657) 10.061 17,0%
\n
TOTALE 71.026 71.873 100,0% - 71.873 100,0% 58.531 59.105 100,0% - 59.105
\n
100,0%
\n
(1) Non include gli \u201cAltri debiti finanziari non correnti\u201d esposti nella voce \u201cAltre passivit\u00e0 finanziarie non correnti\u201d dello Stato patrimoniale.
\n
L\u2019ammontare dell\u2019indebitamento a tasso variabile che non
\n
\u00e8 oggetto di copertura del rischio di tasso di interesse rap-
\n
presenta il principale elemento di rischio a causa del po-
\n
tenziale impatto negativo sul Conto economico, in termini
\n
di maggiori oneri finanziari, nel caso di un eventuale au-
\n
mento del livello dei tassi di interesse di mercato.
\n
Milioni di euro 2022 2021
\n
Ante copertura % Post-copertura
\n
% Ante copertura % Post-copertura %
\n
Tasso variabile 34.450 38,2% 31.353 34,7% 27.811 38,4% 22.478 31,0%
\n
Tasso fisso 55.815 61,8% 58.912 65,3% 44.612 61,6% 49.945 69,0%
\n
Totale 90.265 90.265 72.423 72.423
\n
Al 31 dicembre 2022 il 38,2% dell\u2019indebitamento finanziario
\n
a lungo e a breve termine \u00e8 espresso a tassi variabili (38,4%
\n
al 31 dicembre 2021). Tenuto conto delle operazioni di co-
\n
pertura dal rischio tasso di interesse in hedge accounting,
\n
risultate efficaci in base a quanto previsto dagli IFRS-EU,
\n
l\u2019esposizione al rischio tasso di interesse al 31 dicembre
\n
2021 risulta pari a 34,7% dell\u2019indebitamento finanziario a
\n
lungo e a breve termine (31% al 31 dicembre 2021). Tali ri-
\n
sultati sono in linea con i limiti stabiliti nelle policy di Risk
\n
Management.
\n
La tabella seguente riporta l\u2019impatto della riforma IBOR
\n
sull\u2019indebitamento finanziario a lungo termine per i princi-
\n
pali indici (per maggiori dettagli si rimanda al paragrafo \u201cRi-
\n
forma degli indici di riferimento per la determinazione dei
\n
tassi di interesse - riforma IBOR\u201d all\u2019interno della nota 51.1).
\n
Milioni di euro
\n
al 31.12.2022 al 31.12.2021
\n
Valore nominale Fase 1 Fase 2 Fase 1 Fase 2
\n
USD LIBOR/SOFR 1.310 - 888 -
\n
GBP LIBOR/SONIA ---
\n
-
\n
Totale 1.310 - 888 -
\n
\n\n
\n\n
\n\n
Indebitamento finanziario a lungo termine - Principali
\n
covenant
\n
I principali debiti finanziari a lungo termine del Gruppo
\n
contengono i covenant tipici della prassi internazionale.
\n
Tali indebitamenti sono rappresentati, in particolare, dalle
\n
emissioni obbligazionarie effettuate nell\u2019ambito dei pro-
\n
grammi di Global/Euro Medium Term Notes, dalle emissio-
\n
ni di strumenti obbligazionari non convertibili, subordinati
\n
ibridi (i c.d. \u201cBond Ibridi\u201d) e dai finanziamenti concessi dalle
\n
banche e da altri istituti finanziari (tra cui la Banca Europea
\n
per gli Investimenti e Cassa Depositi e Prestiti SpA).
\n
I principali covenant relativi alle emissioni obbligazionarie
\n
effettuate nell\u2019ambito dei programmi di Global/Euro Me-
\n
dium Term Notes di Enel ed Enel Finance International NV
\n
(inclusi i c.d. \u201cgreen bonds\u201d di Enel Finance International NV,
\n
garantiti da Enel SpA, utilizzati per finanziare i c.d. \u201celigi-
\n
ble green projects\u201d del Gruppo) e quelli relativi ai prestiti
\n
obbligazionari emessi da Enel Finance International NV sul
\n
mercato americano, garantiti da Enel SpA, possono essere
\n
riassunti come segue:
\n
\u2022 clausole di \u201cnegative pledge\u201d, in base alle quali l\u2019emitten-
\n
te e il garante non possono creare o mantenere in essere
\n
ipoteche, pegni o altri vincoli, su tutti o parte dei propri
\n
beni o ricavi, a garanzia di determinati indebitamenti fi-
\n
nanziari, a meno che gli stessi vincoli non siano estesi
\n
pariteticamente o pro quota ai prestiti obbligazionari in
\n
questione;
\n
\u2022 clausole di \u201cpari passu\u201d, in base alle quali i titoli obbliga-
\n
zionari e le relative garanzie costituiscono diretto, in-
\n
condizionato e non garantito obbligo dell\u2019emittente e del
\n
garante, sono senza preferenza tra loro e sono almeno
\n
allo stesso livello di \u201cseniority\u201d degli altri prestiti, non su-
\n
bordinati e non garantiti, presenti e futuri, dell\u2019emittente
\n
e del garante;
\n
\u2022 clausole di \u201ccross default\u201d, in base alle quali, nel caso si
\n
verifichi un evento di inadempimento (superiore a spe-
\n
cifiche soglie di rilevanza) su un determinato indebita-
\n
mento finanziario dell\u2019emittente o del garante e, in alcuni
\n
casi, delle societ\u00e0 rilevanti, si verifica un inadempimento
\n
anche sui prestiti in questione che possono diventare
\n
immediatamente esigibili.
\n
A partire dal 2019, Enel Finance International NV ha emesso
\n
sul mercato europeo (nell\u2019ambito del programma di emis-
\n
sioni obbligazionarie Euro Medium Term Notes - EMTN) e
\n
sul mercato americano alcuni prestiti obbligazionari \u201cso-
\n
stenibili\u201d, garantiti da Enel SpA, legati al raggiungimento
\n
di alcuni degli Obiettivi di Sviluppo Sostenibile (SDG) delle
\n
Nazioni Unite che contengono gli stessi covenant degli altri
\n
prestiti obbligazionari della stessa tipologia.
\n
Nel 2022 Enel Finance America LLC ha emesso sul mercato
\n
americano un prestito obbligazionario \u201csostenibile\u201d, garan-
\n
tito da Enel SpA, della stessa tipologia.
\n
I principali covenant relativi ai Bond Ibridi di Enel, inclusi i
\n
Bond Ibridi \u201cperpetui\u201d che prevedono l\u2019obbligo di rimborso
\n
solo in caso di scioglimento o liquidazione della Societ\u00e0,
\n
possono essere riassunti come segue:
\n
\u2022 clausole di subordinazione, in base alle quali ciascuno
\n
strumento obbligazionario ibrido \u00e8 subordinato a tutte
\n
le altre emissioni obbligazionarie dell\u2019emittente e ha un
\n
livello di \u201cseniority\u201d pari a quello degli altri strumenti fi-
\n
nanziari ibridi emessi e superiore a quello degli strumen-
\n
ti di \u201cequity\u201d;
\n
\u2022 divieto di fusione con un\u2019altra societ\u00e0 e divieto di vendita
\n
o locazione di tutti o di una parte sostanziale dei pro-
\n
pri asset a un\u2019altra societ\u00e0, a meno che quest\u2019ultima non
\n
subentri in tutte le obbligazioni in essere dell\u2019emittente.
\n
I principali covenant previsti nei contratti di finanziamento
\n
di Enel ed Enel Finance International NV e delle altre so-
\n
ciet\u00e0 del Gruppo, inclusi i \u201cSustainability-Linked Loan\u201d fa-
\n
cility agreement sottoscritti da Enel SpA, possono essere
\n
riassunti come segue:
\n
\u2022 clausole di \u201cnegative pledge\u201d, in base alle quali il debito-
\n
re e, in alcuni casi, il garante sono soggetti a limitazioni
\n
in merito alla creazione di diritti reali di garanzia o altri
\n
vincoli su tutti o parte dei rispettivi beni o attivit\u00e0, fatta
\n
eccezione per i vincoli espressamente ammessi;
\n
\u2022 clausole sulle \u201cdisposals\u201d, in base alle quali il debitore e,
\n
in alcuni casi, il garante non possono compiere atti di di-
\n
sposizione dei propri beni o attivit\u00e0, fatta eccezione per
\n
gli atti di disposizione espressamente ammessi;
\n
\u2022 clausole di \u201cpari passu\u201d, in base alle quali gli impegni di
\n
pagamento del debitore hanno lo stesso livello di \u201csenio-
\n
rity\u201d degli altri suoi obblighi di pagamento non garantiti
\n
e non subordinati;
\n
\u2022 clausole di \u201cchange of control\u201d del debitore e, in alcuni
\n
casi, del garante, che potrebbero dare luogo alla rinego-
\n
ziazione dei termini e delle condizioni dei finanziamenti o
\n
al rimborso anticipato obbligatorio dei prestiti concessi;
\n
\u2022 clausole di \u201crating\u201d, che prevedono il mantenimento del
\n
rating del debitore o del garante al di sopra di determi-
\n
nati livelli;
\n
\u2022 clausole di \u201ccross default\u201d, in base alle quali, nel caso si
\n
verifichi un inadempimento (superiore a specifiche so-
\n
glie di rilevanza) su un determinato indebitamento finan-
\n
ziario del debitore o, in alcuni casi, del garante, si verifica
\n
anche un inadempimento sui finanziamenti in questione
\n
che possono diventare immediatamente esigibili.
\n
Si fa presente che alcuni contratti di finanziamento sotto-
\n
scritti da Enel SpA, anche in qualit\u00e0 di garante, prevedono
\n
alcuni impegni aggiuntivi, quali:
\n
\u2022 l\u2019impegno all\u2019utilizzo del finanziamento esclusivamente
\n
per la copertura dei collaterali per le attivit\u00e0 di trading sui
\n
mercati dell\u2019energia;
\n
\n\n
\n\n
\n\n
\u2022 una clausola di \u201cdanno reputazionale\u201d, in base alla qua-
\n
le la banca finanziatrice pu\u00f2 richiedere la cancellazione
\n
dell\u2019impegno finanziario da essa assunto e il pagamento
\n
anticipato delle somme erogate qualora si verifichi un
\n
danno accertato alla reputazione propria o di altri sog-
\n
getti in conseguenza di sostanziali violazioni di talune
\n
normative;
\n
\u2022 l\u2019impegno, anche del garante, ad assicurare il rispetto di
\n
determinate normative e standard ambientali e sociali.
\n
In alcuni casi, i covenant esaminati sono previsti anche a
\n
carico delle societ\u00e0 rilevanti o delle societ\u00e0 controllate dei
\n
soggetti obbligati. Tutti gli indebitamenti finanziari presi
\n
in considerazione prevedono gli \u201cevents of default\u201d tipici
\n
della prassi internazionale, quali, per esempio, insolvenza,
\n
procedure concorsuali e cessazione dell\u2019attivit\u00e0 d\u2019impresa.
\n
Inoltre, si precisa che le garanzie rilasciate da Enel nell\u2019in-
\n
teresse di e-distribuzione SpA, in relazione ad alcuni con-
\n
tratti di finanziamento stipulati tra la stessa e-distribuzione
\n
SpA e Cassa Depositi e Prestiti SpA, prevedono che, al ter-
\n
mine di ogni periodo semestrale di misurazione, l\u2019indebita-
\n
mento finanziario netto consolidato di Enel non ecceda 4,5
\n
volte l\u2019EBITDA consolidato su base annua.
\n
Si fa infine presente che l\u2019indebitamento di Endesa SA, Enel
\n
Am\u00e9ricas SA ed Enel Chile SA e delle altre societ\u00e0 control-
\n
late spagnole e latinoamericane (in particolare Enel Gene-
\n
raci\u00f3n Chile SA) contiene i covenant e gli \u201cevents of defau-
\n
lt\u201d tipici della prassi internazionale.
\n
48.3.2 Finanziamenti a breve termine - Euro 18.392
\n
milioni
\n
Al 31 dicembre 2022 i finanziamenti a breve termine am-
\n
montano complessivamente a 18.392 milioni di euro, re-
\n
gistrando un incremento di 5.086 milioni di euro rispetto
\n
al 31 dicembre 2021, e sono dettagliati nella tabella che
\n
segue.
\n
Milioni di euro
\n
al 31.12.2022 al 31.12.2021 2022-2021
\n
Debiti verso banche a breve termine 1.320 1.329 (9)
\n
Commercial paper 13.838 10.708 3.130
\n
Cash collateral e altri finanziamenti su derivati 1.513 918 595
\n
Altri finanziamenti a breve termine
\n
(1)
\n
1.721 351 1.370
\n
Totale finanziamenti a breve termine 18.392 13.306 5.086
\n
(1) Non include debiti finanziari correnti ricompresi nelle \u201cAltre passivit\u00e0 finanziarie correnti\u201d.
\n
I debiti rappresentati da commercial paper, pari a 13.838
\n
milioni di euro, si riferiscono alle emissioni in capo a Enel
\n
Finance International, Endesa ed Enel Finance America.
\n
Tra i programmi di commercial paper si segnalano:
\n
\u2022 8.000 milioni di euro di Enel Finance International, incre-
\n
mentati nel corso del 2022 dai precedenti 6.000 milioni
\n
di euro;
\n
\u2022 5.000 milioni di euro di Endesa, incrementati nel corso
\n
del 2022 dai precedenti 4.000 milioni di euro;
\n
\u2022 5.000 milioni di dollari statunitensi, equivalenti a 4.414
\n
milioni di euro al 31 dicembre 2022, di Enel Finance
\n
America.
\n
Al 31 dicembre 2022 l\u2019intero ammontare delle commercial
\n
paper, pari a 13.838 milioni di euro, \u00e8 legato a obiettivi di
\n
sostenibilit\u00e0.
\n
\n\n
\n", "dimensions": { "concept": "ifrs-full:DisclosureOfBorrowingsExplanatory", "language": "it", "entity": "scheme:WOCMU6HCI0OJWNPRZS33", "period": "2022-01-01T00:00:00/2023-01-01T00:00:00" } }, "Tag1053": { "value": "\n
39. Benef\u00edci ai dipendenti - Euro 2.202 milioni
\n
Il Gruppo riconosce ai dipendenti varie forme di benef\u00edci
\n
individuati nelle prestazioni connesse a \u201ctrattamento di
\n
fine rapporto\u201d di lavoro, mensilit\u00e0 aggiuntive per raggiunti
\n
limiti di et\u00e0 o per maturazione del diritto alla pensione di
\n
anzianit\u00e0, premi di fedelt\u00e0 per il raggiungimento di deter-
\n
minati requisiti di anzianit\u00e0 in azienda, previdenza e assi-
\n
stenza sanitaria integrativa, sconti sul prezzo di fornitura
\n
dell\u2019energia elettrica consumata a uso domestico e altre
\n
prestazioni simili. In particolare:
\n
\u2022 la voce \u201cBenef\u00edci pensionistici\u201d accoglie, per quanto ri-
\n
guarda l\u2019Italia, la stima degli accantonamenti destinati a
\n
coprire i benef\u00edci relativi al trattamento di previdenza in-
\n
tegrativa dei dirigenti in quiescenza e le indennit\u00e0 spet-
\n
tanti al personale, in forza di legge o di contratto, al mo-
\n
mento della cessazione del rapporto di lavoro. Per quan-
\n
to riguarda le societ\u00e0 estere tale voce si riferisce invece
\n
ai benef\u00edci dovuti successivamente alla conclusione del
\n
rapporto di lavoro, tra cui si segnalano per significativit\u00e0 i
\n
piani per benef\u00edci pensionistici di Endesa, in Spagna, che
\n
si distinguono in tre tipologie diverse a seconda dell\u2019an-
\n
zianit\u00e0 del dipendente e della sua provenienza. In gene-
\n
rale, a seguito dell\u2019accordo quadro del 25 ottobre 2000,
\n
i dipendenti partecipano a un piano dedicato a contri-
\n
buzione definita per le prestazioni pensionistiche e a un
\n
piano a benef\u00edci definiti per quanto riguarda i casi di in-
\n
validit\u00e0 e di morte di dipendenti in servizio, per la coper-
\n
tura dei quali sono operanti idonee polizze assicurative.
\n
Si aggiungono, poi, due piani diversi e a numero chiuso
\n
(i) per i dipendenti Endesa, in servizio e non, per i quali si
\n
applicava il contratto collettivo dei lavoratori del settore
\n
elettrico ante modifica dell\u2019accordo quadro sopra citato
\n
e (ii) per i dipendenti provenienti dalle societ\u00e0 catalane
\n
incorporate in passato (Fecsa/Enher/HidroEmpord\u00e0).
\n
Entrambi i piani sono a benef\u00edci definiti e le prestazioni
\n
previste sono integralmente assicurate, eccezion fatta
\n
nel primo per le prestazioni in caso di morte di personale
\n
gi\u00e0 in pensione. Infine, sono presenti alcuni piani pensio-
\n
nistici a benef\u00edci definiti in vigore presso le societ\u00e0 che
\n
operano in Brasile;
\n
\u2022 la voce \u201cSconto energia\u201d accoglie benef\u00edci relativi alla
\n
fornitura di energia elettrica in particolare per i dipen-
\n
denti di talune societ\u00e0 estere;
\n
\u2022 la voce \u201cAssistenza sanitaria\u201d accoglie le prestazioni ga-
\n
rantite a dipendenti o ex dipendenti a fronte di spese
\n
mediche da essi sostenute;
\n
\u2022 la voce \u201cAltri benef\u00edci\u201d accoglie principalmente premi fe-
\n
delt\u00e0, diffusi in vari Paesi e che per quanto riguarda l\u2019Italia
\n
sono relativi alla stima degli oneri destinati alla copertura
\n
del beneficio che spetta al personale cui viene applicato
\n
il CCNL elettrico, al raggiungimento di determinati re-
\n
quisiti di anzianit\u00e0 in azienda (25\u00b0 e 35\u00b0 anno di servi-
\n
zio), nonch\u00e9 altri piani di incentivazione che prevedono
\n
l\u2019assegnazione, in favore di alcuni dirigenti della Societ\u00e0,
\n
del diritto a un controvalore monetario, a titolo di premio,
\n
previa verifica di determinate condizioni.
\n
La tabella di seguito riportata evidenzia la variazione del-
\n
le passivit\u00e0 per benef\u00edci definiti dopo la cessazione del
\n
rapporto di lavoro e per altri benef\u00edci a lungo termine, ri-
\n
spettivamente, al 31 dicembre 2022 e al 31 dicembre 2021
\n
nonch\u00e9 la riconciliazione di tale passivit\u00e0 con la passivit\u00e0
\n
attuariale.
\n

\n\n
Milioni di euro 2022 2021
\n
Benef\u00edci
\n
pensionistici
\n
Sconto
\n
energia
\n
Piani
\n
medici
\n
Altri
\n
benef\u00edci Totale
\n
Benef\u00edci
\n
pensionistici
\n
Sconto
\n
energia
\n
Piani
\n
medici
\n
Altri
\n
benef\u00edci Totale
\n
VARIAZIONI NELLA PASSIVIT\u00c0
\n
ATTUARIALE
\n
Variazione passivit\u00e0 attuariale
\n
esercizio precedente
\n
Passivit\u00e0 attuariale a inizio
\n
esercizio
\n
4.240 410 206 190 5.046 4.408 403 217 222 5.250
\n
Costo normale 13 1 5 13 32 17 2 4 28 51
\n
Oneri finanziari 320 7 8 5 340 214 3 7 3 227
\n
(Utili)/Perdite da cambiamenti
\n
nelle assunzioni demografiche
\n
---- - 192-(6)-186
\n
(Utili)/Perdite da cambiamenti
\n
nelle assunzioni finanziarie
\n
(533) (93) (38) (18) (682) (664) (14) 6 (1) (673)
\n
(Utili)/Perdite derivanti
\n
dall\u2019esperienza
\n
119 (80) 8 1 48 452 31 (9) - 474
\n
Costo relativo a prestazioni di
\n
lavoro passate
\n
(3) - - - (3) (17) - - (3) (20)
\n
(Utili)/Perdite derivanti da
\n
settlement
\n
(163) - - - (163) (4) - - - (4)
\n
(Utili)/Perdite su cambi 335 - 6 (1) 340 14 (1) (1) - 12
\n
Contributi versati dalla Societ\u00e0 - - - - - ---- -
\n
Contributi versati dal
\n
dipendente
\n
---- - ---- -
\n
Erogazioni (470) (15) (13) (44) (542) (379) (15) (12) (58) (464)
\n
Altri movimenti - - - (6) (6) 7 1 - (1) 7
\n
Riclassifica nell\u2019attivo di
\n
bilancio
\n
8--- 8 ---- -
\n
Variazioni nell\u2019area di
\n
consolidamento/passivit\u00e0
\n
classificata per la vendita
\n
(101) (6) (20) (22) (149) ---- -
\n
Passivit\u00e0 attuariale a fine
\n
esercizio (A)
\n
3.765 224 162 118 4.269 4.240 410 206 190 5.046
\n
VARIAZIONI NELLE ATTIVIT\u00c0
\n
AL SERVIZIO DEI PIANI
\n
Fair value dei plan asset a inizio
\n
esercizio
\n
2.348---2.3482.299---2.299
\n
Proventi finanziari 193 - - - 193 121 - - - 121
\n
Rendimento atteso delle
\n
attivit\u00e0 a servizio dei piani
\n
escluso quanto riportato nei
\n
proventi finanziari
\n
(184) - - - (184) 38 - - - 38
\n
(Utili)/Perdite su cambi 213---213 17--- 17
\n
Contributi versati dalla Societ\u00e0 286 15 13 22 336 252 15 12 28 307
\n
Contributi versati dal
\n
dipendente
\n
---- - ---- -
\n
Erogazioni (470) (15) (13) (22) (520) (379) (15) (12) (28) (434)
\n
Altri pagamenti (163) - - - (163) - - - - -
\n
Variazioni nell\u2019area di
\n
consolidamento
\n
(99) - - - (99) - - - - -
\n
Fair value dei plan asset a fine
\n
esercizio (B)
\n
2.124 - - - 2.124 2.348 - - - 2.348
\n
EFFETTO DELL\u2019ASSET CEILING
\n
Asset ceiling a inizio esercizio 26 - - - 26 13---13
\n
Proventi finanziari 2 - - - 2 1 - - - 1
\n
Cambi nell\u2019asset ceiling 27---27 12--- 12
\n
(Utili)/Perdite su cambi 2 - - - 2 - - - - -
\n
Variazioni nell\u2019area di
\n
consolidamento
\n
---- - ---- -
\n
Asset ceiling a fine esercizio (C) 57 - - - 57 26 - - - 26
\n
Passivit\u00e0 riconosciuta in
\n
bilancio (A-B+C)
\n
1.698 224 162 118 2.202 1.918 410 206 190 2.724
\n

\n\n
La passivit\u00e0 riconosciuta in bilancio si attesta, per il 2022, a
\n
2.202 milioni di euro, in diminuzione di 522 milioni di euro
\n
rispetto al 2021. Oltre alla normale movimentazione an-
\n
nuale, si registra nel 2022 la riclassifica a possedute per la
\n
vendita delle passivit\u00e0 attuariali di Enel Generaci\u00f3n Costa-
\n
nera SA e Central Dock Sud SA in Argentina, di 3SUN Srl
\n
in Italia, di tutte le societ\u00e0 presenti in Romania e Grecia e
\n
di PJSC Enel Russia e sue controllate, quest\u2019ultima vendu-
\n
ta nel corso dell\u2019ultimo trimestre 2022. Inoltre, in Spagna,
\n
la valutazione attuariale di un piano di Asociaci\u00f3n Nuclear
\n
Asc\u00f3-Vandell\u00f3s II AIE, \u00e8 risultata in attivo rispetto alla obbli-
\n
gazione assunta dalla societ\u00e0, e per questo motivo \u00e8 sta-
\n
ta riclassificata in una apposita voce dell\u2019attivo dello Stato
\n
patrimoniale.
\n
Milioni di euro
\n
2022 2021
\n
(Utili)/Perdite a Conto economico
\n
Costo normale e costo relativo a prestazioni di lavoro passate 22 9
\n
Oneri finanziari netti 149 107
\n
(Utili)/Perdite derivanti da settlement - (4)
\n
(Utili)/Perdite derivanti da altri benef\u00edci a lungo termine 722
\n
Altri movimenti (20) 1
\n
Totale 158 135
\n
Milioni di euro
\n
2022 2021
\n
Variazione negli (utili)/perdite in OCI
\n
Rendimento atteso delle attivit\u00e0 a servizio dei piani escluso quanto riportato nei proventi finanziari 184 (38)
\n
(Utili)/Perdite su piani a benef\u00edci definiti (614) (13)
\n
Variazioni nell\u2019asset ceiling escluso quanto riportato nei proventi finanziari 27 12
\n
Altri movimenti - (1)
\n
Totale (403) (40)
\n
La variazione nel costo rilevato a Conto economico \u00e8 pari
\n
a 23 milioni di euro. L\u2019impatto a Conto economico risulta
\n
quindi in aumento ma sostanzialmente in linea con quanto
\n
registrato nel 2021.
\n
La passivit\u00e0 riconosciuta in bilancio a fine esercizio \u00e8 espo-
\n
sta al netto del fair value delle attivit\u00e0 a servizio dei piani,
\n
pari a 2.124 milioni di euro al 31 dicembre 2022. La com-
\n
posizione di tali attivit\u00e0, totalmente concentrata in Spagna
\n
e Brasile, \u00e8 sintetizzabile come di seguito riportati.
\n
2022 2021
\n
Investimenti quotati in mercati attivi
\n
Azioni 10% 8%
\n
Titoli a reddito fisso 66% 54%
\n
Investimenti immobiliari 3% 3%
\n
Altro 21% -
\n
Investimenti non quotati
\n
Asset detenuti da compagnie assicurative --
\n
Altro - 35%
\n
Totale 100% 100%
\n
Le principali assunzioni utilizzate nella stima attuariale
\n
delle passivit\u00e0 per benef\u00edci ai dipendenti e delle attivit\u00e0 al
\n
servizio dei piani, determinate in coerenza con l\u2019esercizio
\n
precedente, sono evidenziate nella seguente tabella.
\n

\n\n
Italia Iberia America Latina Altri Paesi Italia Iberia America Latina Altri Paesi
\n
2022 2021
\n
Tasso di
\n
attualizzazione
\n
3,60%-
\n
3,70%
\n
3,57%-
\n
3,77%
\n
5,40%-10,40% 3,75%-7,65%
\n
0,00%-
\n
0,80%
\n
0,00%-
\n
1,16%
\n
5,60%-9,67%
\n
0,80%-
\n
8,40%
\n
Tasso di inflazione 2,30% 2,78% 3,00%-8,00%
\n
2,40%-
\n
3,50%
\n
1,50% 2,20% 3,00% -8,00%
\n
1,50%-
\n
4,01%
\n
Tasso di incremento
\n
delle retribuzioni
\n
2,30%-
\n
4,30%
\n
2,78% 3,80%-8,49%
\n
3,00%
\n
-10,00%
\n
0,80%-
\n
1,80%
\n
2,20% 3,80%-8,00%
\n
2,50%-
\n
10,00%
\n
Tasso di incremento
\n
costo spese sanitarie
\n
3,30% 4,98% 7,12%-10,00% - 2,50% 4,40% 7,12%-8,00% -
\n
Tasso di rendimento
\n
atteso delle attivit\u00e0 al
\n
servizio del piano
\n
-
\n
3,76%-
\n
3,77%
\n
10,40% 7,40% - 0,57% 9,30% -9,46% -
\n
Di seguito si riporta un\u2019analisi di sensitivit\u00e0 che illustra gli
\n
effetti sulla passivit\u00e0 attuariale per benef\u00edci definiti a segui-
\n
to di variazioni, ragionevolmente possibili alla fine dell\u2019eser-
\n
cizio, di ciascuna singola ipotesi attuariale rilevante adotta-
\n
ta nella stima della predetta passivit\u00e0.
\n
Benef\u00edci
\n
pensionistici
\n
Sconto
\n
energia
\n
Piani
\n
medici
\n
Altri
\n
benef\u00edci
\n
Benef\u00edci
\n
pensionistici
\n
Sconto
\n
energia
\n
Piani
\n
medici
\n
Altri
\n
benef\u00edci
\n
al 31.12.2022 al 31.12.2021
\n
Decremento
\n
0,5% tasso di
\n
attualizzazione
\n
185 2 6 (17) 225 27 11 -
\n
Incremento
\n
0,5% tasso di
\n
attualizzazione
\n
(118) (22) (9) (23) (184) (30) (14) (10)
\n
Incremento 0,5%
\n
tasso di inflazione
\n
16 (11) (8) (21) 2 (4) (2) (6)
\n
Decremento 0,5%
\n
tasso di inflazione
\n
37 (10) 6 (16) 28 (2) 9 (2)
\n
Incremento 0,5%
\n
delle retribuzioni
\n
29 (10) (2) (17) 14 (3) (2) -
\n
Incremento 0,5%
\n
delle pensioni
\n
in corso di
\n
erogazione
\n
28 (10) (2) (20) 14 (3) (2) (5)
\n
Incremento 1%
\n
costi assistenza
\n
sanitaria
\n
- - (147) - - - 20 1
\n
Incremento
\n
di 1 anno
\n
dell\u2019aspettativa di
\n
vita dipendenti in
\n
forza e pensionati
\n
55 (9) 5 (17) 98 (3) 14 (5)
\n
L\u2019analisi di sensitivit\u00e0 sopra indicata \u00e8 stata determinata
\n
applicando una metodologia che estrapola l\u2019effetto sulla
\n
passivit\u00e0 attuariale per benef\u00edci definiti, a seguito della va-
\n
riazione ragionevole di una singola assunzione, lasciando
\n
invariate le altre.
\n
L\u2019ammontare dei contributi che si prevede di versare relati-
\n
vamente ai piani a benef\u00edci definiti nell\u2019esercizio successivo
\n
ammonta a 221 milioni di euro.
\n
Di seguito si illustrano i pagamenti dei benef\u00edci attesi nei
\n
prossimi esercizi per piani a benef\u00edci definiti.
\n
Milioni di euro
\n
al 31.12.2022 al 31.12.2021
\n
Entro 1 anno 427 392
\n
Tra 1 e 2 anni 397 364
\n
Tra 2 e 5 anni 1.124 1.077
\n
Oltre 5 anni 1.826 1.714
\n

\n\n
Da segnalare un generale aumento dei pagamenti attesi.
\n
Tale incremento \u00e8 dovuto principalmente al Brasile e all\u2019Ar-
\n
gentina.
\n

\n", "dimensions": { "concept": "ifrs-full:DisclosureOfEmployeeBenefitsExplanatory", "language": "it", "entity": "scheme:WOCMU6HCI0OJWNPRZS33", "period": "2022-01-01T00:00:00/2023-01-01T00:00:00" } }, "Tag1057": { "value": "\n
40. Fondi rischi e oneri - Euro 7.380 milioni
\n
Milioni di euro
\n
al 31.12.2022 al 31.12.2021
\n
Non corrente Corrente Totale Non corrente Corrente Totale
\n
Fondo contenzioso, rischi e oneri diversi:
\n
- decommissioning nucleare 581 - 581 666 - 666
\n
- smantellamento, rimozione e bonifica del sito 2.686 247 2.933 3.066 203 3.269
\n
- contenzioso legale 652 51 703 790 44 834
\n
- oneri per certificati ambientali - 292 292 - 32 32
\n
- oneri su imposte e tasse 313 26 339 267 28 295
\n
- altri 803 316 1.119 821 347 1.168
\n
Totale 5.035 932 5.967 5.610 654 6.264
\n
Fondo oneri per incentivi all\u2019esodo e altri piani di
\n
ristrutturazione
\n
231 192 423 435 293 728
\n
Fondo per programmi di ristrutturazione legati alla
\n
transizione energetica
\n
789 201 990 1.152 179 1.331
\n
TOTALE 6.055 1.325 7.380 7.197 1.126 8.323
\n
Milioni di euro
\n
Accanto-
\n
namenti Rilasci Utilizzi
\n
Attualiz-
\n
zazione
\n
Accantona-
\n
menti per
\n
fondi sman-
\n
tellamento e
\n
riprisitino
\n
Variazione
\n
perimetro di
\n
consolida-
\n
mento
\n
Differenze
\n
cambio
\n
Altri
\n
movimenti
\n
Riclassifica
\n
\u201cPassivit\u00e0
\n
possedute
\n
per
\n
la vendita\u201d
\n
al
\n
31.12.2021
\n
al
\n
31.12.2022
\n
Fondo contenzioso,
\n
rischi e oneri diversi:
\n
- decommissioning
\n
nucleare
\n
666 - - - 8 (93) - - - - 581
\n
- smantellamento,
\n
rimozione e bonifica
\n
del sito
\n
3.269 201 (135) (167) (12) (207) (2) 16 (1) (29) 2.933
\n
- contenzioso legale 834 239 (123) (162) 59 - - 42 35 (221) 703
\n
- oneri per certificati
\n
ambientali
\n
32 345 (24) (8) - - - - (35) (18) 292
\n
- oneri su imposte e
\n
tasse
\n
295 45 (30) (10) 8 - 8 10 13 - 339
\n
- altri 1.168 375 (79) (309) 11 (2) 39 (3) (38) (43) 1.119
\n
Totale 6.264 1.205 (391) (656) 74 (302) 45 65 (26) (311) 5.967
\n
Fondo oneri per
\n
incentivi all\u2019esodo e altri
\n
piani di ristrutturazione
\n
728 4 (32) (244) (26) - - - (4) (3) 423
\n
Fondo per programmi
\n
di ristrutturazione
\n
legati alla transizione
\n
energetica
\n
1.331 51 (177) (157) (51) - - 2 (4) (5) 990
\n
TOTALE 8.323 1.260 (600) (1.057) (3) (302) 45 67 (34) (319) 7.380
\n
Fondo per decommissioning nucleare
\n
Al 31 dicembre 2022 il fondo accoglie esclusivamente gli
\n
oneri che verranno sostenuti al momento della dismissione
\n
degli impianti nucleari da parte di Enresa, societ\u00e0 pubblica
\n
spagnola incaricata di tale attivit\u00e0 in forza del Regio Decre-
\n
to 1349/2003 e della Legge n. 24/2005. La quantificazione
\n
degli oneri si basa su quanto riportato nel Contratto tipo
\n
tra Enresa e le societ\u00e0 elettriche, approvato dal Ministero
\n
dell\u2019Economia nel settembre del 2001, che regola l\u2019iter di
\n
smantellamento e chiusura degli impianti di generazione
\n
nucleari. L\u2019orizzonte temporale coperto corrisponde al pe-
\n
riodo compreso (tre anni) tra l\u2019interruzione della produzio-
\n
ne e il passaggio a Enresa della gestione dell\u2019impianto (c.d.
\n
\u201cpost-operational costs\u201d) e tiene conto, tra le varie assun-
\n

\n\n

\n
zioni utilizzate per stimarne l\u2019ammontare, del quantitativo
\n
di combustibile nucleare non consumato previsto alla data
\n
di chiusura di ciascuna delle centrali nucleari spagnole in
\n
base a quanto previsto dal contratto di concessione.
\n
Fondo smantellamento e ripristino impianti
\n
Il fondo \u201csmantellamento e ripristino impianti\u201d accoglie il
\n
valore attuale del costo stimato per lo smantellamento e
\n
la rimozione degli impianti non nucleari in presenza di ob-
\n
bligazioni legali o implicite. Il fondo \u00e8 riconducibile preva-
\n
lentemente al Gruppo Endesa e a Enel Produzione. In par-
\n
ticolare, la variazione del fondo nel corso del 2022 \u00e8 legata
\n
prevalentemente alla rideterminazione dei costi futuri di
\n
smantellamento di alcuni impianti in Iberia e Nord America
\n
nonch\u00e9 agli utilizzi e rilasci di fondi accantonati negli anni
\n
precedenti per far fronte al processo di decarbonizzazione.
\n
Si riporta di seguito la tabella riepilogativa della ripartizione
\n
temporale dei pagamenti relativi al fondo smantellamento
\n
e ripristino impianti.
\n
Milioni di euro
\n
Stratificazione temporale
\n
pagamenti (valore nominale)
\n
Valore
\n
attualizzato
\n
Entro 1 anno 248 247
\n
Oltre 1 anno ed entro i 5 anni 1.221 1.134
\n
Oltre i 5 anni 2.275 1.552
\n
Totale 3.744 2.933
\n
Fondo contenzioso legale
\n
Il fondo \u201ccontenzioso legale\u201d \u00e8 destinato a coprire le pas-
\n
sivit\u00e0 che potrebbero derivare da vertenze giudiziali e da
\n
altro contenzioso. Esso include la stima dell\u2019onere a fron-
\n
te dei contenziosi sorti nell\u2019esercizio, oltre che l\u2019aggiorna-
\n
mento delle stime sulle posizioni sorte negli esercizi pre-
\n
cedenti, in base alle indicazioni dei legali interni ed esterni.
\n
Il saldo dei contenziosi legali \u00e8 prevalentemente ricondu-
\n
cibile alle societ\u00e0 dell\u2019America Latina (395 milioni di euro),
\n
spagnole (169 milioni di euro) e italiane (127 milioni di euro).
\n
La riduzione del fondo rispetto all\u2019esercizio precedente,
\n
pari a 131 milioni di euro, \u00e8 principalmente giustificato da
\n
movimentazione negativa del fondo in Brasile a seguito del
\n
deconsolidamento di Celg-D.
\n
Fondo certificati ambientali
\n
Il fondo \u201ccertificati ambientali\u201d accoglie gli oneri relativi al
\n
deficit di certificati ambientali connessi all\u2019adempimento
\n
di specifici obblighi normativi, nazionali o sovranazionali, in
\n
materia di tutela ambientale ed \u00e8 riconducibile prevalente-
\n
mente all\u2019Iberia (Endesa Energ\u00eda ed Endesa Generaci\u00f3n SA).
\n
Fondo oneri su imposte e tasse
\n
Il fondo \u201coneri su imposte e tasse\u201d accoglie la stima di pas-
\n
sivit\u00e0 derivanti da contenziosi di natura tributaria relativi a
\n
imposte dirette e indirette.
\n
Si precisa che il saldo del fondo accoglie, tra gli altri, l\u2019ac-
\n
cantonamento relativo al contenzioso esistente e a quello
\n
potenziale in materia di Imposta Comunale sugli Immobili
\n
(ICI) e di Imposta Municipale Unica (IMU). In Italia, il Grup-
\n
po ha tenuto conto dell\u2019evoluzione normativa in materia
\n
catastale (che, con decorrenza 1\u00b0 gennaio 2016, ha pre-
\n
visto l\u2019esclusione di macchinari, congegni, attrezzature e
\n
altri impianti funzionali allo specifico processo produttivo
\n
dal calcolo della rendita attribuibile agli immobili censiti
\n
nel gruppo catastale D, fra i quali rientrano le centrali di
\n
produzione di energia elettrica) nella stima delle passivit\u00e0
\n
iscritte in bilancio a fronte di tale fattispecie, sia ai fini della
\n
quantificazione del rischio probabile sui contenziosi gi\u00e0 in-
\n
cardinati, sia ai fini di una ragionevole valutazione di proba-
\n
bili oneri futuri su posizioni non ancora oggetto di rilievi da
\n
parte degli Uffici dell\u2019Agenzia delle Entrate e dei Comuni.
\n\n
Altri fondi rischi e oneri futuri
\n
Gli \u201caltri\u201d fondi si riferiscono a rischi e oneri di varia natura,
\n
connessi principalmente a controversie di carattere rego-
\n
latorio, a contenziosi con enti locali per tributi e canoni od
\n
oneri di varia natura.
\n
La variazione negativa dell\u2019esercizio, pari a 49 milioni di
\n
euro, \u00e8 prevalentemente riconducibile agli utilizzi dei fondi
\n
per indennizzi assicurativi da parte di Enel Global Trading.
\n

\n\n
Fondo oneri per incentivi all\u2019esodo e altri piani
\n
di ristrutturazione
\n
Il \u201cFondo oneri per incentivi all\u2019esodo e altri piani di ristrut-
\n
turazione\u201d accoglie la stima degli oneri connessi alle offerte
\n
per risoluzioni consensuali anticipate del rapporto di lavoro
\n
derivanti da esigenze organizzative. La riduzione dell\u2019an-
\n
no pari a 305 milioni di euro risente prevalentemente degli
\n
utilizzi riferiti ai fondi di incentivazione istituiti negli esercizi
\n
precedenti in Spagna (Acuerdo de Salida Voluntaria) e in
\n
Italia per far fronte alla risoluzione anticipata del rapporto
\n
di lavoro di alcuni dipendenti.
\n
Fondo per programmi di ristrutturazione legati
\n
alla transizione energetica
\n
Enel, nel suo ruolo di leader nella transizione energetica, ha
\n
posto al centro della propria strategia la decarbonizzazio-
\n
ne e la crescita delle rinnovabili nel mondo.
\n
In tale contesto, Enel ha avviato la ristrutturazione delle
\n

\n\n
attivit\u00e0 derivanti dal processo di transizione energetica che
\n
coinvolge gli impianti di generazione da fonti termiche nelle
\n
geografie in cui il Gruppo opera. La conseguente revisione
\n
dei processi e dei modelli operativi richiede cambiamenti di
\n
ruoli e competenze dei dipendenti che il Gruppo intende at-
\n
tuare con piani altamente sostenibili basati su programmi di
\n
redeployment, con importanti piani di upskilling e reskilling e
\n
con il raggiungimento di accordi volontari individuali di pre-
\n
pensionamento. La transizione energetica si basa inoltre su
\n
un progressivo e significativo sviluppo di strumenti digitali in
\n
quanto la digitalizzazione \u00e8 fondamentale per fornire rispo-
\n
ste alle molteplici forze esterne e assumere decisioni con-
\n
sapevoli e ben ponderate a ogni livello nell\u2019ambito dell\u2019orga-
\n
nizzazione del Gruppo.
\n
A tal proposito \u00e8 stato quindi costituito nel corso del 2020
\n
un fondo per programmi di ristrutturazione, che al 31 di-
\n
cembre 2022 ammonta a 990 milioni di euro, riconducibile
\n
prevalentemente a Spagna e Italia, e accoglie la stima dei
\n
costi che il Gruppo sosterr\u00e0, a seguito dell\u2019accelerazione
\n
della transizione energetica, per tutte le attivit\u00e0, dirette e
\n
indirette, legate alla revisione dei processi e dei modelli ope-
\n
rativi oltrech\u00e9 dei ruoli e delle competenze dei dipendenti.
\n

\n", "dimensions": { "concept": "ifrs-full:DisclosureOfProvisionsExplanatory", "language": "it", "entity": "scheme:WOCMU6HCI0OJWNPRZS33", "period": "2022-01-01T00:00:00/2023-01-01T00:00:00" } }, "Tag1058": { "value": "\n
Altri fondi rischi e oneri futuri
\n
Gli \u201caltri\u201d fondi si riferiscono a rischi e oneri di varia natura,
\n
connessi principalmente a controversie di carattere rego-
\n
latorio, a contenziosi con enti locali per tributi e canoni od
\n
oneri di varia natura.
\n
La variazione negativa dell\u2019esercizio, pari a 49 milioni di
\n
euro, \u00e8 prevalentemente riconducibile agli utilizzi dei fondi
\n
per indennizzi assicurativi da parte di Enel Global Trading.
\n

\n", "dimensions": { "concept": "ifrs-full:DisclosureOfOtherProvisionsContingentLiabilitiesAndContingentAssetsExplanatory", "language": "it", "entity": "scheme:WOCMU6HCI0OJWNPRZS33", "period": "2022-01-01T00:00:00/2023-01-01T00:00:00" } }, "Tag1045": { "value": "\n
41. Altre passivit\u00e0 finanziarie non correnti - Euro - milioni
\n
Milioni di euro
\n
al 31.12.2022 al 31.12.2021 2022-2021
\n
Altre passivita finanziarie non correnti - 120 (120) -
\n
Totale - 120 (120) -
\n
La variazione delle \u201cAltre passivit\u00e0 finanziarie non correnti\u201d,
\n
pari a 120 milioni di euro, \u00e8 relativa alla diminuzione della
\n
quota non corrente dei debiti relativi al deficit del sistema
\n
elettrico spagnolo che erano inclusi nell\u2019indebitamento fi-
\n
nanziario netto.
\n

\n\n
45. Altre passivit\u00e0 finanziarie correnti - Euro 853 milioni
\n
Milioni di euro
\n
al 31.12.2022 al 31.12.2021 2022-2021
\n
Ratei e risconti finanziari passivi 710 539 171 31,7%
\n
Altre partite 143 86 57 66,3%
\n
Totale 853 625 228 36,5%
\n
L\u2019incremento delle altre passivit\u00e0 finanziarie correnti \u00e8 ri-
\n
conducibile principalmente ai maggiori ratei e risconti fi-
\n
nanziari passivi, in aumento di 171 milioni di euro, in conse-
\n
guenza dei maggiori ratei passivi sui prestiti obbligazionari.
\n
Le altre partite fanno riferimento prevalentemente a debiti
\n
per interessi maturati.
\n

\n\n
48.2 Passivit\u00e0 finanziarie per categoria
\n
La tabella seguente indica il valore contabile di ciascuna
\n
categoria delle passivit\u00e0 finanziarie previste dall\u2019IFRS 9,
\n
distinte tra passivit\u00e0 finanziarie correnti e non correnti,
\n
esponendo separatamente i derivati di copertura e i deri-
\n
vati misurati al fair value rilevato a Conto economico.
\n
Milioni di euro Non correnti Correnti
\n
Note
\n
al 31.12.2022 al 31.12.2021 al 31.12.2022 al 31.12.2021
\n
Passivit\u00e0 finanziarie valutate al costo ammortizzato 48.2.1 68.432 54.914 45.697
\n
42.330
\n
Passivit\u00e0 finanziarie al fair value rilevato a Conto economico
\n
Derivati passivi al FVTPL 48.4 588 169 11.642
\n
19.696
\n
Totale passivit\u00e0 finanziarie al fair value rilevato a Conto economico 588 169 11.642 19.696
\n
Derivati passivi designati come strumenti di copertura
\n
Derivati di fair value hedge 48.4 191 5 - -
\n
Derivati di cash flow hedge 48.4 5.116 3.165 4.499
\n
4.911
\n
Totale derivati passivi designati come strumenti di copertura 5.307 3.170 4.499 4.911
\n
TOTALE 73.158 58.253 63.007
\n
66.937
\n
Per maggiori informazioni sulla valutazione al fair value si
\n
prega di far riferimento alla nota 52 \u201cAttivit\u00e0 e passivit\u00e0 mi-
\n
surate al fair value\u201d.
\n
48.2.1 Passivit\u00e0 finanziarie valutate al costo ammortizzato
\n
La tabella seguente espone le passivit\u00e0 finanziarie valutate
\n
al costo ammortizzato per natura, suddivise in passivit\u00e0 fi-
\n
nanziarie correnti e non correnti.
\n
Milioni di euro Non correnti Correnti
\n
Note
\n
al 31.12.2022 al 31.12.2021 Note al 31.12.2022 al 31.12.2021
\n
Finanziamenti a lungo termine 48.3 68.191 54.500 48.3 2.835 4.031
\n
Finanziamenti a breve termine - - 48.3 18.392 13.306
\n
Debiti commerciali 44 36 94 44 17.605 16.865
\n
Altri debiti finanziari 205
\n
320 6.865 8.128
\n
Totale 68.432
\n
54.914 45.697 42.330
\n
\n", "dimensions": { "concept": "ifrs-full:DisclosureOfFinancialLiabilitiesExplanatory", "language": "it", "entity": "scheme:WOCMU6HCI0OJWNPRZS33", "period": "2022-01-01T00:00:00/2023-01-01T00:00:00" } }, "Tag1051": { "value": "\n

\n\n

\n\n

\n

\n

\n
42. Altre passivit\u00e0 non correnti - Euro 4.246 milioni
\n\n
Milioni di euro
\n
al 31.12.2022 al 31.12.2021 2022-2021
\n
Ratei e risconti passivi operativi 347 498 (151) -30,3%
\n
Altre partite 3.899 4.027 (128) -3,2%
\n
Totale 4.246 4.525 (279) -6,2%
\n

\n\n
La variazione delle \u201cAltre partite\u201d risente della diminuzione
\n
\u201cAltri debiti tributari maggiori di 12 mesi\u201d per 45 milioni di
\n
euro e della diminuzione degli \u201cAltri debiti diversi\u201d princi-
\n
palmente in Brasile e relativi all\u2019esito del contenzioso PIS/
\n
COFINS nel Paese (gi\u00e0 dettagliato nelle \u201cAltre attivit\u00e0 non
\n
correnti\u201d) per 351 milioni di euro, solo parzialmente com-
\n
pensata dall\u2019aumento dei \u201cDebiti per tax partnership\u201d in
\n
Nord America per 323 milioni di euro.
\n

\n\n

\n\n

\n", "dimensions": { "concept": "ifrs-full:DisclosureOfOtherNoncurrentLiabilitiesExplanatory", "language": "it", "entity": "scheme:WOCMU6HCI0OJWNPRZS33", "period": "2022-01-01T00:00:00/2023-01-01T00:00:00" } }, "Tag1048": { "value": "\n

\n\n

\n

\n

\n
42. Altre passivit\u00e0 non correnti - Euro 4.246 milioni
\n\n
Milioni di euro
\n
al 31.12.2022 al 31.12.2021 2022-2021
\n
Ratei e risconti passivi operativi 347 498 (151) -30,3%
\n
Altre partite 3.899 4.027 (128) -3,2%
\n
Totale 4.246 4.525 (279) -6,2%
\n

\n\n
La variazione delle \u201cAltre partite\u201d risente della diminuzione
\n
\u201cAltri debiti tributari maggiori di 12 mesi\u201d per 45 milioni di
\n
euro e della diminuzione degli \u201cAltri debiti diversi\u201d princi-
\n
palmente in Brasile e relativi all\u2019esito del contenzioso PIS/
\n
COFINS nel Paese (gi\u00e0 dettagliato nelle \u201cAltre attivit\u00e0 non
\n
correnti\u201d) per 351 milioni di euro, solo parzialmente com-
\n
pensata dall\u2019aumento dei \u201cDebiti per tax partnership\u201d in
\n
Nord America per 323 milioni di euro.
\n

\n\n

\n\n

\n\n

\n

\n

\n

\n

\n
43. Altre passivit\u00e0 correnti - Euro 11.713 milioni
\n\n

\n\n
Milioni di euro
\n
al 31.12.2022 al 31.12.2021 2022-2021
\n
Debiti diversi verso clienti 2.094 1.950 144 7,4%
\n
Debiti verso operatori istituzionali di mercato 2.115 2.961 (846) -28,6%
\n
Debiti verso il personale 519 471 48 10,2%
\n
Debiti tributari diversi 1.046 1.274 (228) -17,9%
\n
Debiti verso istituti di previdenza 215 205 10 4,9%
\n
Contingent consideration 46 45 1 2,2%
\n
Debiti per opzioni di vendita concesse a minoranze azionarie - 4 (4) -
\n
Ratei e risconti passivi correnti 441 395 46 11,6%
\n
Debiti per dividendi 2.228 2.191 37 1,7%
\n
Altri debiti 3.009 3.463 (454) -13,1%
\n
Totale 11.713 12.959 (1.246) -9,6%
\n

\n\n

\n\n

\n\n

\n\n

\n\n

\n
La variazione delle \u201cAltre passivit\u00e0 correnti\u201d \u00e8 essenzial-
\n
mente dovuta:
\n
\u2022 alla riduzione dei \u201cDebiti verso operatori istituzionali di
\n
mercato\u201d riconducibile principalmente all\u2019Italia per il de-
\n
cremento dei debiti verso la Cassa per i Servizi Energeti-
\n
ci e Ambientali determinato dall\u2019aggiornamento delle ta-
\n
riffe in vigore per l\u2019anno 2022 con le delibere n. 35/2022,
\n
n. 141/2022, n. 295/2022 e n. 462/2022 dell\u2019Autorit\u00e0 di
\n
Regolazione per Energia Reti e Ambiente (ARERA), con
\n
le quali sono state azzerate completamente le aliquote
\n
degli oneri di sistema per tutte le tipologie di utenza a
\n
partire dal 1\u00b0 gennaio 2022;
\n\n
\u2022 alla riduzione dei \u201cDebiti tributari diversi\u201d dovuta princi-
\n
palmente all\u2019Italia a seguito dell\u2019avvio nel 2021 della liqui-
\n
dazione di Gruppo ai fini IVA da parte della Capogruppo
\n
Enel SpA;
\n

\n\n
\u2022 alla riduzione degli \u201cAltri debiti\u201d riconducibile soprattutto
\n
all\u2019Italia per la riduzione dei derivati scaduti su commo-
\n
dity energetiche.
\n

\n\n

\n", "dimensions": { "concept": "ifrs-full:DisclosureOfOtherLiabilitiesExplanatory", "language": "it", "entity": "scheme:WOCMU6HCI0OJWNPRZS33", "period": "2022-01-01T00:00:00/2023-01-01T00:00:00" } }, "Tag1049": { "value": "\n

\n

\n

\n
42. Altre passivit\u00e0 non correnti - Euro 4.246 milioni
\n\n
Milioni di euro
\n
al 31.12.2022 al 31.12.2021 2022-2021
\n
Ratei e risconti passivi operativi 347 498 (151) -30,3%
\n
Altre partite 3.899 4.027 (128) -3,2%
\n
Totale 4.246 4.525 (279) -6,2%
\n

\n\n
La variazione delle \u201cAltre partite\u201d risente della diminuzione
\n
\u201cAltri debiti tributari maggiori di 12 mesi\u201d per 45 milioni di
\n
euro e della diminuzione degli \u201cAltri debiti diversi\u201d princi-
\n
palmente in Brasile e relativi all\u2019esito del contenzioso PIS/
\n
COFINS nel Paese (gi\u00e0 dettagliato nelle \u201cAltre attivit\u00e0 non
\n
correnti\u201d) per 351 milioni di euro, solo parzialmente com-
\n
pensata dall\u2019aumento dei \u201cDebiti per tax partnership\u201d in
\n
Nord America per 323 milioni di euro.
\n

\n\n

\n

\n

\n

\n

\n
43. Altre passivit\u00e0 correnti - Euro 11.713 milioni
\n\n

\n\n
Milioni di euro
\n
al 31.12.2022 al 31.12.2021 2022-2021
\n
Debiti diversi verso clienti 2.094 1.950 144 7,4%
\n
Debiti verso operatori istituzionali di mercato 2.115 2.961 (846) -28,6%
\n
Debiti verso il personale 519 471 48 10,2%
\n
Debiti tributari diversi 1.046 1.274 (228) -17,9%
\n
Debiti verso istituti di previdenza 215 205 10 4,9%
\n
Contingent consideration 46 45 1 2,2%
\n
Debiti per opzioni di vendita concesse a minoranze azionarie - 4 (4) -
\n
Ratei e risconti passivi correnti 441 395 46 11,6%
\n
Debiti per dividendi 2.228 2.191 37 1,7%
\n
Altri debiti 3.009 3.463 (454) -13,1%
\n
Totale 11.713 12.959 (1.246) -9,6%
\n

\n\n

\n\n

\n\n

\n
La variazione delle \u201cAltre passivit\u00e0 correnti\u201d \u00e8 essenzial-
\n
mente dovuta:
\n
\u2022 alla riduzione dei \u201cDebiti verso operatori istituzionali di
\n
mercato\u201d riconducibile principalmente all\u2019Italia per il de-
\n
cremento dei debiti verso la Cassa per i Servizi Energeti-
\n
ci e Ambientali determinato dall\u2019aggiornamento delle ta-
\n
riffe in vigore per l\u2019anno 2022 con le delibere n. 35/2022,
\n
n. 141/2022, n. 295/2022 e n. 462/2022 dell\u2019Autorit\u00e0 di
\n
Regolazione per Energia Reti e Ambiente (ARERA), con
\n
le quali sono state azzerate completamente le aliquote
\n
degli oneri di sistema per tutte le tipologie di utenza a
\n
partire dal 1\u00b0 gennaio 2022;
\n\n
\u2022 alla riduzione dei \u201cDebiti tributari diversi\u201d dovuta princi-
\n
palmente all\u2019Italia a seguito dell\u2019avvio nel 2021 della liqui-
\n
dazione di Gruppo ai fini IVA da parte della Capogruppo
\n
Enel SpA;
\n

\n\n
\u2022 alla riduzione degli \u201cAltri debiti\u201d riconducibile soprattutto
\n
all\u2019Italia per la riduzione dei derivati scaduti su commo-
\n
dity energetiche.
\n

\n", "dimensions": { "concept": "ifrs-full:DisclosureOfAccruedExpensesAndOtherLiabilitiesExplanatory", "language": "it", "entity": "scheme:WOCMU6HCI0OJWNPRZS33", "period": "2022-01-01T00:00:00/2023-01-01T00:00:00" } }, "Tag1052": { "value": "\n
Milioni di euro
\n
al 31.12.2022 al 31.12.2021 2022-2021
\n
Ratei e risconti passivi operativi 347 498 (151) -30,3%
\n
Altre partite 3.899 4.027 (128) -3,2%
\n
Totale 4.246 4.525 (279) -6,2%
\n

\n\n
Milioni di euro
\n
al 31.12.2022 al 31.12.2021 2022-2021
\n
Debiti diversi verso clienti 2.094 1.950 144 7,4%
\n
Debiti verso operatori istituzionali di mercato 2.115 2.961 (846) -28,6%
\n
Debiti verso il personale 519 471 48 10,2%
\n
Debiti tributari diversi 1.046 1.274 (228) -17,9%
\n
Debiti verso istituti di previdenza 215 205 10 4,9%
\n
Contingent consideration 46 45 1 2,2%
\n
Debiti per opzioni di vendita concesse a minoranze azionarie - 4 (4) -
\n
Ratei e risconti passivi correnti 441 395 46 11,6%
\n
Debiti per dividendi 2.228 2.191 37 1,7%
\n
Altri debiti 3.009 3.463 (454) -13,1%
\n
Totale 11.713 12.959 (1.246) -9,6%
\n

\n", "dimensions": { "concept": "ifrs-full:DisclosureOfDeferredIncomeExplanatory", "language": "it", "entity": "scheme:WOCMU6HCI0OJWNPRZS33", "period": "2022-01-01T00:00:00/2023-01-01T00:00:00" } }, "Tag1050": { "value": "\n

\n\n

\n\n

\n

\n

\n

\n

\n
43. Altre passivit\u00e0 correnti - Euro 11.713 milioni
\n\n

\n\n
Milioni di euro
\n
al 31.12.2022 al 31.12.2021 2022-2021
\n
Debiti diversi verso clienti 2.094 1.950 144 7,4%
\n
Debiti verso operatori istituzionali di mercato 2.115 2.961 (846) -28,6%
\n
Debiti verso il personale 519 471 48 10,2%
\n
Debiti tributari diversi 1.046 1.274 (228) -17,9%
\n
Debiti verso istituti di previdenza 215 205 10 4,9%
\n
Contingent consideration 46 45 1 2,2%
\n
Debiti per opzioni di vendita concesse a minoranze azionarie - 4 (4) -
\n
Ratei e risconti passivi correnti 441 395 46 11,6%
\n
Debiti per dividendi 2.228 2.191 37 1,7%
\n
Altri debiti 3.009 3.463 (454) -13,1%
\n
Totale 11.713 12.959 (1.246) -9,6%
\n

\n\n

\n\n

\n\n

\n\n

\n\n

\n\n

\n\n

\n
La variazione delle \u201cAltre passivit\u00e0 correnti\u201d \u00e8 essenzial-
\n
mente dovuta:
\n
\u2022 alla riduzione dei \u201cDebiti verso operatori istituzionali di
\n
mercato\u201d riconducibile principalmente all\u2019Italia per il de-
\n
cremento dei debiti verso la Cassa per i Servizi Energeti-
\n
ci e Ambientali determinato dall\u2019aggiornamento delle ta-
\n
riffe in vigore per l\u2019anno 2022 con le delibere n. 35/2022,
\n
n. 141/2022, n. 295/2022 e n. 462/2022 dell\u2019Autorit\u00e0 di
\n
Regolazione per Energia Reti e Ambiente (ARERA), con
\n
le quali sono state azzerate completamente le aliquote
\n
degli oneri di sistema per tutte le tipologie di utenza a
\n
partire dal 1\u00b0 gennaio 2022;
\n\n
\u2022 alla riduzione dei \u201cDebiti tributari diversi\u201d dovuta princi-
\n
palmente all\u2019Italia a seguito dell\u2019avvio nel 2021 della liqui-
\n
dazione di Gruppo ai fini IVA da parte della Capogruppo
\n
Enel SpA;
\n

\n\n
\u2022 alla riduzione degli \u201cAltri debiti\u201d riconducibile soprattutto
\n
all\u2019Italia per la riduzione dei derivati scaduti su commo-
\n
dity energetiche.
\n

\n\n

\n\n

\n", "dimensions": { "concept": "ifrs-full:DisclosureOfOtherCurrentLiabilitiesExplanatory", "language": "it", "entity": "scheme:WOCMU6HCI0OJWNPRZS33", "period": "2022-01-01T00:00:00/2023-01-01T00:00:00" } }, "Tag1047": { "value": "\n

\n\n
Milioni di euro
\n
al 31.12.2022 al 31.12.2021 2022-2021
\n
Debiti diversi verso clienti 2.094 1.950 144 7,4%
\n
Debiti verso operatori istituzionali di mercato 2.115 2.961 (846) -28,6%
\n
Debiti verso il personale 519 471 48 10,2%
\n
Debiti tributari diversi 1.046 1.274 (228) -17,9%
\n
Debiti verso istituti di previdenza 215 205 10 4,9%
\n
Contingent consideration 46 45 1 2,2%
\n
Debiti per opzioni di vendita concesse a minoranze azionarie - 4 (4) -
\n
Ratei e risconti passivi correnti 441 395 46 11,6%
\n
Debiti per dividendi 2.228 2.191 37 1,7%
\n
Altri debiti 3.009 3.463 (454) -13,1%
\n
Totale 11.713 12.959 (1.246) -9,6%
\n

\n\n

\n", "dimensions": { "concept": "ifrs-full:DisclosureOfDepositsFromCustomersExplanatory", "language": "it", "entity": "scheme:WOCMU6HCI0OJWNPRZS33", "period": "2022-01-01T00:00:00/2023-01-01T00:00:00" } }, "Tag1046": { "value": "\n
44. Debiti commerciali - Euro 17.641 milioni
\n
La voce, pari a 17.641 milioni di euro (16.959 milioni di euro
\n
al 31 dicembre 2021), accoglie i debiti per forniture di ener-
\n
gia, combustibili, materiali, apparecchi relativi ad appalti e
\n
prestazioni diverse.
\n
Nello specifico, i debiti commerciali con scadenza inferio-
\n
re a 12 mesi ammontano a 17.605 milioni di euro (16.865
\n
milioni di euro al 31 dicembre 2021) mentre quelli con sca-
\n
denza superiore a 12 mesi sono pari a 36 milioni di euro
\n
(94 milioni di euro al 31 dicembre 2021).
\n

\n", "dimensions": { "concept": "ifrs-full:DisclosureOfTradeAndOtherPayablesExplanatory", "language": "it", "entity": "scheme:WOCMU6HCI0OJWNPRZS33", "period": "2022-01-01T00:00:00/2023-01-01T00:00:00" } }, "Tag1040": { "value": "\n
46. Flussi finanziari
\n
Milioni di euro
\n
2022 2021 2022-2021
\n
Disponibilit\u00e0 e mezzi equivalenti all\u2019inizio dell\u2019esercizio
\n
(1)
\n
8.990 6.002 2.988
\n
Cash flow da attivit\u00e0 operativa
\n
(2)
\n
8.674 9.915 (1.241)
\n
di cui discontinued operation (391) 280
\n
Cash flow da attivit\u00e0 di investimento/disinvestimento (13.626) (10.875) (2.751)
\n
di cui discontinued operation (351) (453)
\n
Cash flow da attivit\u00e0 di finanziamento
\n
(2)
\n
7.369 3.931 3.438
\n
di cui discontinued operation 656 118
\n
Effetto variazione cambi su disponibilit\u00e0 liquide e mezzi equivalenti 136 17 119
\n
Disponibilit\u00e0 e mezzi equivalenti alla fine dell\u2019esercizio
\n
(3)
\n
11.543 8.990 2.553
\n
(1) Di cui \u201cDisponibilit\u00e0 liquide e mezzi equivalenti\u201d per 8.315 milioni di euro al 1\u00b0 gennaio 2022 (5.266 milioni di euro al 1\u00b0 gennaio 2021), \u201cTitoli a breve\u201d pari a 88
\n
milioni di euro al 1\u00b0 gennaio 2022 (67 milioni di euro al 1\u00b0 gennaio 2021) e \u201cDisponibilit\u00e0 liquide e mezzi equivalenti\u201d delle \u201cAttivit\u00e0 possedute per la vendita\u201d
\n
pari a 44 milioni di euro al 1\u00b0 gennaio 2022 (29 milioni di euro al 1\u00b0 gennaio 2021) e \u201cDisponibilit\u00e0 liquide e mezzi equivalenti\u201d delle \u201cdiscontinued operation\u201d
\n
pari a 543 milioni di euro al 1\u00b0 gennaio 2022 (640 milioni di euro al 1\u00b0 gennaio 2021).
\n
(2) Per una migliore rappresentazione, ai soli fini comparativi, sono stati riclassificati i proventi e oneri finanziari realizzati riferiti ai soli finanziamenti in valuta in
\n
una nuova voce \u201cIncassi/(Pagamenti) legati a derivati connessi a finanziamenti\u201d, inclusa nella sezione del cash flow da attivit\u00e0 di finanziamento.
\n
(3) Di cui \u201cDisponibilit\u00e0 liquide e mezzi equivalenti\u201d per 11.041 milioni di euro al 31 dicembre 2022 (8.315 milioni di euro al 31 dicembre 2021), \u201cTitoli a breve\u201d pari
\n
a 78 milioni di euro al 31 dicembre 2022 (88 milioni di euro al 31 dicembre 2021) e \u201cDisponibilit\u00e0 liquide e mezzi equivalenti\u201d delle \u201cAttivit\u00e0 possedute per la
\n
vendita\u201d pari a 98 milioni di euro al 31 dicembre 2022 (44 milioni di euro al 31 dicembre 2021) e delle attivit\u00e0 \u201cdiscontinued operation\u201d per 326 milioni di euro
\n
al 31 dicembre 2022 (543 milioni di euro al 31 dicembre 2021).
\n
Il cash flow da attivit\u00e0 operativa nell\u2019esercizio 2022 \u00e8 posi-
\n
tivo per 8.674 milioni di euro, in riduzione di 1.241 milioni di
\n
euro rispetto al valore dell\u2019esercizio precedente, prevalen-
\n
temente per effetto del maggior fabbisogno connesso alla
\n
variazione del capitale circolante netto.
\n
Il cash flow da attivit\u00e0 di investimento nell\u2019esercizio 2022
\n
ha assorbito liquidit\u00e0 per 13.626 milioni di euro, mentre nel
\n
2021 ne aveva assorbita per 10.875 milioni di euro.
\n
In particolare, gli investimenti in attivit\u00e0 materiali, immate-
\n
riali, investimenti immobiliari e attivit\u00e0 derivanti da contratti
\n
con i clienti, pari a 14.503 milioni di euro (inclusivi di 156
\n
milioni di euro riclassificati come disponibili per la vendita),
\n
sono in crescita rispetto al corrispondente periodo dell\u2019e-
\n
sercizio precedente.
\n
Gli investimenti in imprese o rami di imprese, espressi al
\n
netto delle disponibilit\u00e0 liquide e mezzi equivalenti acqui-
\n
siti, ammontano a 1.275 milioni di euro e si riferiscono pre-
\n
valentemente all\u2019acquisizione da parte di Enel Produzione
\n
SpA del 100% della societ\u00e0 ERG Hydro Srl (ora Enel Hydro
\n
Appennino Centrale S.r.l), per un corrispettivo pagato di
\n
1.196 milioni di euro al netto della cassa acquisita di 69 mi-
\n
lioni di euro.
\n
Le dismissioni di imprese o rami di imprese, espresse al
\n
netto delle disponibilit\u00e0 liquide e mezzi equivalenti ceduti,
\n
sono pari a 2.032 milioni di euro e si riferiscono prevalen-
\n
temente:
\n
\u2022 alla cessione da parte di Enel Green Power SpA alla so-
\n
ciet\u00e0 Al Rayyan Holding LLC (controllata da Qatar Invest-
\n
ment Autority) del 50% della partecipazione detenuta
\n
nella societ\u00e0 EGP Matimba NewCo 1 Srl, titolare indiret-
\n
tamente di sei progetti in Sudafrica (corrispettivo di 102
\n
milioni di euro al netto della cassa ceduta di 6 milioni di
\n
euro);
\n
\u2022 alla cessione da parte di Enel X Germany dell\u2019intera quota
\n
detenuta nelle societ\u00e0 Cremzow KG e Cremzow Verwal-
\n
tungs (corrispettivo di 8 milioni di euro al netto della cas-
\n
sa ceduta di 4 milioni di euro);
\n
\u2022 alla cessione da parte di Enel Brasil SA dell\u2019intera quota
\n
detenuta in CGTF - Central Geradora Termel\u00e9trica Forta-
\n
leza SA (corrispettivo di 29 milioni di euro al netto della
\n
cassa ceduta di 60 milioni di euro);
\n
\u2022 alla cessione dell\u2019intera partecipazione detenuta da Enel
\n
SpA in PJSC Enel Russia, pari al 56,43% del capitale so-
\n
ciale di quest\u2019ultima, a PJSC Lukoil e al Closed Combined
\n
Mutual Investment Fund \u201cGazprombank-Frezia\u201d (corri-
\n
spettivo di 20 milioni di euro al netto della cassa ceduta
\n
di 117 milioni di euro);
\n
\u2022 alla cessione dell\u2019intera partecipazione, detenuta da Enel
\n
Chile SA in Enel Transmisi\u00f3n Chile SA, societ\u00e0 cilena di
\n
trasmissione di energia elettrica, a Sociedad Transmiso-
\n
ra Metropolitana SpA, controllata da Inversiones Grupo
\n
Saesa Ltda, per un corrispettivo complessivo di 1.342
\n
milioni di euro;
\n
\u2022 alla cessione del 50% della controllata Gridspertise Srl,
\n
interamente detenuta da Enel, al fondo di private equi-
\n

\n\n
ty internazionale CVC Capital Partners Fund VIII, per un
\n
corrispettivo complessivo di 272 milioni di euro al netto
\n
della cassa ceduta di 27 milioni di euro;
\n
\u2022 alla cessione dell\u2019intera partecipazione detenuta da Enel
\n
Am\u00e9ricas nella societ\u00e0 brasiliana di distribuzione di ener-
\n
gia elettrica Celg Distribui\u00e7\u00e3o SA - Celg-D (Enel Goi\u00e1s)
\n
pari a circa il 99,9% del capitale sociale di quest\u2019ultima,
\n
a Equatorial Participa\u00e7\u00f5es e Investimentos SA, societ\u00e0
\n
controllata da Equatorial Energia SA, per un corrispetti-
\n
vo complessivo di 259 milioni di euro al netto della cassa
\n
ceduta di 10 milioni di euro
\n
La liquidit\u00e0 generata dalle altre attivit\u00e0 di investimento/
\n
disinvestimento del 2022 \u00e8 pari a 120 milioni di euro e si
\n
riferisce principalmente:
\n
\u2022 alla cessione dell\u20191,1% della partecipazione detenuta da
\n
Enel X International in Ufinet, con un corrispettivo netto
\n
incassato di 73 milioni di euro;
\n
\u2022 alla vendita da parte di Enel Kansas LLC del 50% della
\n
partecipazione detenuta nella societ\u00e0 Rocky Caney Hol-
\n
dings LLC e nella societ\u00e0 EGPNA Renewable Energy Par-
\n
tners per un corrispettivo complessivo di 94 milioni di
\n
euro;
\n
\u2022 all\u2019acquisizione del 50% del capitale di Mooney per un
\n
corrispettivo pagato di 225 milioni di euro;
\n
\u2022 alla cessione da parte di Enel Green Power Canada Inc.
\n
del 49% della partecipazione detenuta nelle societ\u00e0 Pin-
\n
cher Creek LP e Riverview LP per un corrispettivo di 56
\n
milioni di euro;
\n
\u2022 a disinvestimenti minori prevalentemente in Italia, Iberia,
\n
Nord America e America Latina.
\n
Il cash flow da attivit\u00e0 di finanziamento ha generato liqui-
\n
dit\u00e0 per complessivi 7.369 milioni di euro, mentre nell\u2019eser-
\n
cizio 2021 ne aveva generata per 3.931 milioni di euro. Il
\n
flusso dell\u2019esercizio 2022 \u00e8 sostanzialmente relativo:
\n
\u2022 all\u2019incremento netto quale saldo tra rimborsi, nuove ac-
\n
censioni e altre variazioni di debiti finanziari per 12.420
\n
milioni di euro;
\n
\u2022 al pagamento dei dividendi per 4.901 milioni di euro, cui
\n
si aggiungono 123 milioni di euro pagati a titolari di ob-
\n
bligazioni ibride perpetue;
\n
\u2022 agli aumenti di capitale effettuati in societ\u00e0 controllate
\n
con presenza di soci minoritari per 12 milioni di euro, in
\n
particolare in Australia.
\n
Nel 2022 il cash flow da attivit\u00e0 di investimento pari a
\n
13.626 milioni di euro ha interamente assorbito il cash flow
\n
generato dall\u2019attivit\u00e0 operativa per 8.674 milioni di euro e
\n
per la differenza si \u00e8 fatto ricorso ad attivit\u00e0 di finanzia-
\n
mento per complessivi 7.369 milioni di euro. La differenza
\n
trova riscontro nell\u2019incremento delle disponibilit\u00e0 liquide e
\n
mezzi equivalenti che al 31 dicembre 2022 risultano pari a
\n
11.543 milioni di euro a fronte di 8.990 milioni di euro a fine
\n
2021. Tale variazione risente anche degli effetti connessi
\n
all\u2019andamento positivo dei cambi delle diverse valute locali
\n
rispetto all\u2019euro per 136 milioni di euro.
\n

\n", "dimensions": { "concept": "ifrs-full:DisclosureOfCashFlowStatementExplanatory", "language": "it", "entity": "scheme:WOCMU6HCI0OJWNPRZS33", "period": "2022-01-01T00:00:00/2023-01-01T00:00:00" } }, "Tag1039": { "value": "\n
47. Posizione finanziaria netta e crediti finanziari e titoli a lungo termine
\n
- Euro 60.068 milioni
\n
La tabella seguente mostra la ricostruzione della \u201cPosizio-
\n
ne finanziaria netta e crediti finanziari e titoli a lungo ter-
\n
mine\u201d a partire dalle voci presenti nello schema di Stato
\n
patrimoniale consolidato.
\n
Milioni di euro
\n
Note
\n
al 31.12.2022 al 31.12.2021 2022-2021
\n
Finanziamenti a lungo termine 38 68.191 54.500 13.691 25,1%
\n
Altri debiti finanziari non correnti
\n
(1)
\n
41 - 120 (120) -
\n
Finanziamenti a breve termine 38 18.392 13.306 5.086 38,2%
\n
Altri debiti finanziari correnti
\n
(2)
\n
-12(12) -
\n
Quota corrente dei finanziamenti a lungo termine 38 2.835 4.031 (1.196) -29,7%
\n
Attivit\u00e0 finanziarie non correnti incluse nell\u2019indebitamento 29.1 (4.213) (2.692) (1.521) -56,5%
\n
Attivit\u00e0 finanziarie correnti incluse nell\u2019indebitamento 30.1 (13.501) (8.467) (5.034) -59,5%
\n
Disponibilit\u00e0 liquide e mezzi equivalenti 35 (11.041) (8.858) (2.183) -24,6%
\n
Derivati netti su cambio connesso a finanziamenti
\n
(3)
\n
(595) (259) (336) -
\n
Totale
\n
(3)
\n
60.068 51.693 8.375 16,2%
\n
(1) La voce \u201cAltri debiti finanziari non correnti\u201d \u00e8 rappresentata dalla voce \u201cAltre passivit\u00e0 finanziarie non correnti\u201d dello Stato patrimoniale.
\n
(2) La voce \u201cAltri debiti finanziari correnti\u201d \u00e8 inclusa nella voce \u201cAltre passivit\u00e0 finanziarie correnti\u201d dello Stato patrimoniale.
\n
(3) Ai fini di una migliore comparabilit\u00e0 dei dati, si \u00e8 reso necessario rideterminare l\u2019indebitamento finanziario netto al 31 dicembre 2021 secondo la nuova
\n
modalit\u00e0 di rappresentazione dell\u2019indebitamento finanziario netto del Gruppo Enel.
\n

\n\n
Il prospetto della posizione finanziaria netta \u00e8 in linea con
\n
l\u2019Orientamento n. 39 emanato il 4 marzo 2021 dall\u2019ESMA,
\n
applicabile dal 5 maggio 2021, e con il Richiamo di Atten-
\n
zione n. 5/2021 emesso dalla CONSOB il 29 aprile 2021,
\n
che ha sostituito i riferimenti alle raccomandazioni CESR e
\n
quelli presenti nella Comunicazione n. DEM/6064293 del
\n
28 luglio 2006 in materia di posizione finanziaria netta.
\n
Nel seguito viene riportata la posizione finanziaria netta, ri-
\n
spettivamente al 31 dicembre 2022 e al 31 dicembre 2021,
\n
riconciliata con l\u2019indebitamento finanziario netto predispo-
\n
sto secondo le modalit\u00e0 di rappresentazione del Gruppo
\n
Enel.
\n
Milioni di euro
\n
al 31.12.2022 al 31.12.2021 2022-2021
\n
Liquidit\u00e0
\n
Denaro e valori in cassa 35 8 27 -
\n
Depositi bancari e postali 8.968 8.118 850 10,5%
\n
Disponibilit\u00e0 liquide 9.003 8.126 877 10,8%
\n
Mezzi equivalenti a disponibilit\u00e0 liquide 2.038 732 1.306 -
\n
Titoli 78 88 (10) -11,4%
\n
Crediti finanziari a breve termine 10.585 6.841 3.744 54,7%
\n
Quota corrente crediti finanziari a lungo termine 2.838 1.538 1.300 84,5%
\n
Altre attivit\u00e0 finanziarie correnti 13.501 8.467 5.034 59,5%
\n
Liquidit\u00e0 24.542 17.325 7.217 41,7%
\n
Indebitamento finanziario corrente
\n
Debiti verso banche (1.320) (1.329) 9 0,7%
\n
Commercial paper (13.838) (10.708) (3.130) -29,2%
\n
Altri debiti finanziari correnti
\n
(1)
\n
(3.234) (1.281) (1.953) -
\n
Debito finanziario corrente (inclusi gli strumenti di debito) (18.392) (13.318) (5.074) -38,1%
\n
Quota corrente di finanziamenti bancari (890) (989) 99 10,0%
\n
Quota corrente debiti per obbligazioni emesse (1.612) (2.700) 1.088 40,3%
\n
Quota corrente debiti verso altri finanziatori (333) (342) 9 2,6%
\n
Quota corrente del debito finanziario non corrente (2.835) (4.031) 1.196 29,7%
\n
Indebitamento finanziario corrente 21.227 (17.349) (3.878) -22,4%
\n
Indebitamento finanziario corrente netto 3.315 (24) 3.339 -
\n
Indebitamento finanziario non corrente
\n
Debiti verso banche e istituti finanziatori (15.261) (12.579) (2.682) -21,3%
\n
Debiti verso altri finanziatori
\n
(2)
\n
(2.851) (2.942) 91 3,1%
\n
Debito finanziario non corrente (esclusi la parte corrente
\n
e gli strumenti di debito)
\n
(18.112) (15.521) (2.591) -16,7%
\n
Obbligazioni (50.079) (39.099) 10.980 -28,1%
\n
Debiti commerciali e altri debiti non correnti non remunerati che
\n
presentano una significativa componente di finanziamento
\n
----
\n
Indebitamento finanziario non corrente (68.191) (54.620) (13.571) -24,8%
\n
Attivit\u00e0 finanziarie inerenti alle \u201cAttivit\u00e0 classificate come possedute
\n
per la vendita\u201d
\n
543 85 458 -
\n
Passivit\u00e0 finanziarie inerenti alle \u201cPassivit\u00e0 incluse in gruppi in dismissione
\n
classificate come possedute per la vendita\u201d
\n
(1.435) (784) (651) -83,0%
\n
Totale indebitamento finanziario
\n
come da Comunicazione CONSOB
\n
(65.768) (55.343) (10.425) -18,8%
\n
Crediti finanziari non correnti e titoli a lungo termine 4.213 2.692 1.521 56,5%
\n
Derivati netti su cambio connesso a finanziamenti
\n
(3)
\n
595 259 336 -
\n
( - ) Attivit\u00e0 finanziarie inerenti alle \u201cAttivit\u00e0 classificate come possedute
\n
per la vendita\u201d
\n
(543) (85) (458) -
\n
( - ) Passivit\u00e0 finanziarie inerenti alle \u201cPassivit\u00e0 incluse in gruppi in
\n
dismissione classificate come possedute per la vendita\u201d
\n
1.435 784 651 83,0%
\n
INDEBITAMENTO FINANZIARIO NETTO
\n
(3)
\n
(60.068) (51.693) (8.375) -16,2%
\n
(1) Include i \u201cDebiti finanziari correnti\u201d ricompresi nelle \u201cAltre passivit\u00e0 finanziarie correnti\u201d dello Stato patrimoniale.
\n
(2) Include gli \u201cAltri debiti finanziari non correnti\u201d esposti nella voce \u201cAltre passivit\u00e0 finanziarie non correnti\u201d dello Stato patrimoniale.
\n
(3) Ai fini di una migliore comparabilit\u00e0 dei dati, si \u00e8 reso necessario rideterminare l\u2019indebitamento finanziario netto al 31 dicembre 2021 secondo la nuova
\n
modalit\u00e0 di rappresentazione dell\u2019indebitamento finanziario netto del Gruppo Enel.
\n

\n\n
Si precisa che nella posizione netta ai fini CONSOB non
\n
sono inclusi n\u00e9 i derivati designati in hedge accounting n\u00e9
\n
quelli di trading in quanto negoziati con finalit\u00e0 di coper-
\n
tura gestionale.
\n
Al 31 dicembre 2022 tali attivit\u00e0 e passivit\u00e0 finanziarie sono
\n
esposte separatamente nello schema di Stato patrimonia-
\n
le nelle seguenti voci: \u201cDerivati finanziari attivi non correnti\u201d
\n
per 3.970 milioni di euro (2.772 milioni di euro al 31 dicem-
\n
bre 2021), \u201cDerivati finanziari attivi correnti\u201d per 14.830 mi-
\n
lioni di euro (22.791 milioni di euro al 31 dicembre 2021),
\n
\u201cDerivati finanziari passivi non correnti\u201d per 5.895 milioni di
\n
euro (3.339 milioni di euro al 31 dicembre 2021), e \u201cDerivati
\n
finanziari passivi correnti\u201d per 16.141 milioni di euro (24.607
\n
milioni di euro al 31 dicembre 2021).
\n
Inoltre, ai fini di una migliore rappresentazione dell\u2019indebi-
\n
tamento finanziario netto del Gruppo Enel, \u00e8 stato deciso
\n
di includere il fair value dei cross currency swap stipulati a
\n
copertura dei finanziamenti in valuta estera verso contro-
\n
parti esterne. Per un maggior approfondimento sulla clas-
\n
sificazione di tali derivati si rimanda alla nota 51 \u201cDerivati ed
\n
hedge accounting\u201d.
\n

\n\n
48.1.2 Attivit\u00e0 finanziarie al fair value a patrimonio netto
\n
La tabella seguente espone le attivit\u00e0 finanziarie al fair va-
\n
lue a patrimonio netto (FVOCI) per natura, suddivise in atti-
\n
vit\u00e0 finanziarie correnti e non correnti.
\n
Milioni di euro Non correnti Correnti
\n
Note
\n
al 31.12.2022 al 31.12.2021 Note al 31.12.2022 al 31.12.2021
\n
Partecipazioni altre imprese al FVOCI 29 360
\n
40 --
\n
Titoli 29.1 447 403 30.1 78 87
\n
Crediti e altre attivit\u00e0 finanziarie valutate al FVOCI 94
\n
263 201 57
\n
Totale 901 706 279 144
\n

\n\n
Movimentazione delle attivit\u00e0 finanziarie al FVOCI
\n
Partecipazioni in altre imprese
\n
Milioni di euro Non correnti Correnti
\n
Saldo di apertura al 01.01.2021 40 -
\n
Acquisizioni 2-
\n
Vendite -
\n
-
\n
Variazioni del fair value con impatti a patrimonio netto - -
\n
Altre variazioni (2)
\n
-
\n
Saldo di chiusura al 31.12.2021 40 -
\n
Saldo di apertura al 01.01.2022 40
\n
-
\n
Acquisizioni 149 -
\n
Vendite -
\n
-
\n
Variazioni del fair value con impatti a patrimonio netto 11 -
\n
Altre variazioni 160
\n
-
\n
Saldo di chiusura al 31.12.2022 360 -
\n
Titoli e altri crediti al FVOCI
\n
Milioni di euro Non correnti Correnti
\n
Saldo di apertura al 01.01.2021 551 102
\n
Acquisizioni 165 -
\n
Vendite (87)
\n
-
\n
Variazioni del fair value con impatti a patrimonio netto 2 -
\n
Riclassifiche (85) 85
\n
Altre variazioni 120
\n
(43)
\n
Saldo di chiusura al 31.12.2021 666 144
\n
Saldo di apertura al 01.01.2022 666
\n
144
\n
Acquisizioni 225 -
\n
Vendite (41)
\n
(14)
\n
Variazioni del fair value con impatti a patrimonio netto (38) -
\n
Riclassifiche (102) 102
\n
Altre variazioni (168)
\n
47
\n
Saldo di chiusura al 31.12.2022 541 279
\n
\n", "dimensions": { "concept": "ifrs-full:DisclosureOfDebtSecuritiesExplanatory", "language": "it", "entity": "scheme:WOCMU6HCI0OJWNPRZS33", "period": "2022-01-01T00:00:00/2023-01-01T00:00:00" } }, "Tag1036": { "value": "\n

\n
48. Strumenti finanziari per categoria
\n
Nella presente nota si forniscono le disclosure necessarie
\n
per la valutazione della significativit\u00e0 degli strumenti fi-
\n
nanziari per la posizione finanziaria e la performance del
\n
Gruppo.
\n\n
48.1 Attivit\u00e0 finanziarie per categoria
\n
La tabella seguente indica il valore contabile di ciascuna
\n
categoria delle attivit\u00e0 finanziarie previste dall\u2019IFRS 9, di-
\n
stinte tra attivit\u00e0 finanziarie correnti e non correnti, espo-
\n
nendo separatamente i derivati di copertura e i derivati mi-
\n
surati al fair value rilevato a Conto economico.
\n
Milioni di euro Non correnti Correnti
\n
Note
\n
al 31.12.2022 al 31.12.2021 al 31.12.2022 al 31.12.2021
\n
Attivit\u00e0 finanziarie al costo ammortizzato 48.1.1 5.731 4.092 40.057 34.671
\n
Attivit\u00e0 finanziarie al FVOCI 48.1.2 901 706 279 144
\n
Attivit\u00e0 finanziarie al fair value rilevato a Conto economico
\n
Derivati attivi al FVTPL 48.1.3 473 277 12.075 19.664
\n
Altre attivit\u00e0 finanziarie al FVTPL 48.1.3 3.442 2.662 1.049 141
\n
Totale attivit\u00e0 finanziarie al fair value rilevato a Conto economico 3.915 2.939 13.124 19.805
\n
Derivati attivi designati come strumenti di copertura
\n
Derivati di fair value hedge 48.1.4 37 61 - -
\n
Derivati di cash flow hedge 48.1.4 3.460 2.434 2.755 3.127
\n
Totale derivati attivi designati come strumenti di copertura 3.497 2.495 2.755 3.127
\n
TOTALE 14.044 10.232 56.215 57.747
\n
Per maggiori informazioni sulla rilevazione e classificazione
\n
dei derivati attivi correnti e non correnti si prega di far rife-
\n
rimento alla nota 51 \u201cDerivati ed hedge accounting\u201d.
\n
Per maggiori informazioni sulla valutazione al fair value si
\n
prega di far riferimento alla nota 52 \u201cAttivit\u00e0 e passivit\u00e0 mi-
\n
surate al fair value\u201d.
\n

\n\n

\n\n
\n

\n

\n

\n\n
\n\n
\n
\n
48.1.1 Attivit\u00e0 finanziarie valutate al costo ammortizzato
\n
La tabella seguente espone le attivit\u00e0 finanziarie valutate al
\n
costo ammortizzato per natura, suddivise in attivit\u00e0 finan-
\n
ziarie correnti e non correnti.
\n\n
Milioni di euro Non correnti Correnti
\n
Note
\n
al 31.12.2022 al 31.12.2021 Note al 31.12.2022 al 31.12.2021
\n
Disponibilit\u00e0 liquide e mezzi equivalenti - - 35 10.169 8.759
\n
Crediti commerciali 34 1.388 1.301 34 15.217 14.775
\n
Quota corrente di crediti finanziari a lungo termine - - 30.1 2.838 1.538
\n
Cash collateral - - 30.1 8.319 6.485
\n
Altri crediti finanziari 29.1 3.766 2.289 30.1 2.090 315
\n
Attivit\u00e0 finanziarie da accordi per servizi in concessione al costo
\n
ammortizzato
\n
29 295 260 29 12 64
\n
Altre attivit\u00e0 finanziarie al costo ammortizzato 282 242 1.412 2.735
\n
Totale 5.731 4.092 40.057 34.671
\n
\n\n
Impairment delle attivit\u00e0 finanziarie valutate al costo
\n
ammortizzato
\n
Le attivit\u00e0 finanziarie valutate al costo ammortizzato am-
\n
montano a 45.788 milioni di euro al 31 dicembre 2022
\n
(38.763 milioni di euro al 31 dicembre 2021) e sono rile-
\n
vate al netto del fondo perdite attese, pari a 4.087 milioni
\n
di euro al 31 dicembre 2022 (4.051 milioni di euro alla fine
\n
dell\u2019esercizio precedente).
\n
Il Gruppo detiene essenzialmente le seguenti tipologie di
\n
attivit\u00e0 finanziarie valutate al costo ammortizzato e sotto-
\n
poste a impairment:
\n
\u2022 disponibilit\u00e0 liquide e mezzi equivalenti;
\n
\u2022 crediti commerciali e attivit\u00e0 derivanti da contratti con
\n
clienti;
\n
\u2022 crediti finanziari; e
\n
\u2022 altre attivit\u00e0 finanziarie.
\n
Bench\u00e9 le disponibilit\u00e0 liquide e mezzi equivalenti siano
\n
state assoggettate a impairment in base all\u2019IFRS 9, la per-
\n
dita attesa identificata risulta trascurabile.
\n\n
La perdita attesa (Expected Credit Loss, ECL) \u2013 calcolata
\n
utilizzando la probabilit\u00e0 di default (PD), la perdita in caso
\n
di default (LGD) e l\u2019esposizione al rischio in caso di default
\n
(EAD) \u2013 \u00e8 la differenza fra i flussi finanziari dovuti in base al
\n
contratto e i flussi finanziari attesi (comprensivi dei manca-
\n
ti incassi) attualizzati usando il tasso di interesse effettivo
\n
originario.
\n
Ai fini del calcolo dell\u2019ECL, il Gruppo applica due diversi ap-
\n
procci:
\n
\u2022 l\u2019approccio generale, per le attivit\u00e0 finanziarie diverse
\n
da crediti commerciali, le attivit\u00e0 derivanti da contratti
\n
con i clienti e i crediti per leasing. Tale metodo si applica
\n
verificando se vi \u00e8 stato un incremento significativo del
\n
rischio di credito rispetto all\u2019iscrizione iniziale, mediante
\n
confronto tra la probabilit\u00e0 di default all\u2019origination e la
\n
probabilit\u00e0 di default alla data di riferimento del bilancio.
\n
In base ai risultati di tale verifica, si rileva un fondo per-
\n
dite attese, calcolato in base alle perdite attese previste
\n
per i successivi 12 mesi (ECL a 12 mesi) o lungo tutta la
\n
vita dell\u2019attivit\u00e0 (ECL Lifetime) (c.d. \u201cstaging\u201d):
\n
\u2013 l\u2019ECL a 12 mesi, per le attivit\u00e0 finanziarie che non han-
\n
no sub\u00edto un incremento significativo del rischio di
\n
credito rispetto alla rilevazione iniziale;
\n
\u2013 l\u2019ECL Lifetime, per le attivit\u00e0 finanziarie che hanno
\n
sub\u00edto un incremento significativo del rischio di cre-
\n
dito o che risultano deteriorate (ossia, in default sulla
\n
base di informazioni relative allo scaduto);
\n
\u2022 l\u2019approccio semplificato, per i crediti commerciali, le atti-
\n
vit\u00e0 derivanti da contratti con i clienti e crediti per leasing
\n
con o senza componente finanziaria significativa, in base
\n
alla ECL Lifetime senza tracciare le variazioni del rischio
\n
di credito.
\n
La rettifica forward-looking potr\u00e0 essere applicata consi-
\n
derando informazioni qualitative e quantitative al fine di
\n
riflettere eventi e scenari macroeconomici futuri che po-
\n
trebbero influenzare il rischio del portafoglio o dello stru-
\n
mento finanziario.
\n
In base alla natura delle attivit\u00e0 finanziarie e delle informa-
\n
zioni disponibili sul rischio di credito, la verifica dell\u2019incre-
\n
mento significativo del rischio di credito pu\u00f2 essere effet-
\n
tuata su:
\n
\u2022 base individuale, in presenza di crediti singolarmente
\n
significativi e per tutti i crediti che sono verificati singo-
\n
larmente ai fini dell\u2019impairment in base a informazioni
\n
ragionevoli e supportabili;
\n
\u2022 base collettiva, quando il reperimento di informazioni ra-
\n
gionevoli e supportabili per verificare le perdite attese su
\n
base individuale richiederebbe costi o sforzi eccessivi.
\n
Quando non ci sono ragionevoli aspettative di recuperare
\n
un\u2019attivit\u00e0 finanziaria integralmente o parzialmente, si pro-
\n
ceder\u00e0 a ridurre direttamente il suo valore contabile lordo.
\n
L\u2019eliminazione contabile (ossia, write-off) costituisce un
\n
evento di derecognition (per es., estinzione, trasferimento
\n
o scadenza del diritto a incassare dei flussi finanziari).
\n
\n
\n\n
\n\n
\n\n

\n\n

\n\n
\n\n
La tabella che segue indica le perdite attese rilevate per le
\n
attivit\u00e0 finanziarie valutate al costo ammortizzato in base
\n
all\u2019approccio generale e semplificato.
\n
Milioni di euro al 31.12.2022 al 31.12.2021
\n
Importo lordo
\n
Fondo perdite
\n
attese Totale Importo lordo
\n
Fondo perdite
\n
attese Totale
\n
Disponibilit\u00e0 liquide e mezzi equivalenti 10.169 - 10.169 8.759 - 8.759
\n
Crediti commerciali 20.388 3.783 16.605 19.739 3.663 16.076
\n
Crediti finanziari 17.261 248 17.013 10.861 234
\n
10.627
\n
Altre attivit\u00e0 finanziarie al costo ammortizzato 2.057 56 2.001 3.455 154 3.301
\n
Totale 49.875 4.087 45.788 42.814 4.051 38.763
\n
Per misurare le perdite attese, il Gruppo valuta i crediti
\n
commerciali e le attivit\u00e0 derivanti da contratti con i clienti
\n
basandosi sull\u2019approccio semplificato, su base sia indivi-
\n
duale (per es., pubbliche amministrazioni, autorit\u00e0, con-
\n
troparti finanziarie, venditori all\u2019ingrosso, trader e grandi
\n
societ\u00e0 ecc.) sia collettiva (per es., clienti al dettaglio).
\n
In caso di valutazioni individuali, la PD \u00e8 ottenuta prevalen-
\n
temente da provider esterni.
\n
Diversamente, in caso di valutazioni su base collettiva, i
\n
crediti commerciali sono raggruppati in base alle caratte-
\n
ristiche di rischio di credito condivise e informazioni sullo
\n
scaduto, considerando una specifica definizione di default.
\n
In base a ciascun business e framework regolatorio loca-
\n
le, nonch\u00e9 alle differenze fra i portafogli di clienti, anche in
\n
termini di tassi di default e recupero (comprese le aspetta-
\n
tive di recupero oltre 90 giorni):
\n
\u2022 il Gruppo applica principalmente una definizione di de-
\n
fault basata su uno scaduto di 180 giorni e pertanto,
\n
oltre tale termine, si presume che i crediti commerciali
\n
siano deteriorati (ossia, credit-impaired); e
\n
\u2022 si definiscono specifici cluster sulla base degli specifici
\n
mercati, business e caratteristiche di rischio.
\n
Le attivit\u00e0 derivanti da contratti con i clienti presentano so-
\n
stanzialmente le stesse caratteristiche di rischio dei crediti
\n
commerciali, a parit\u00e0 di tipologie contrattuali.
\n
Al fine di misurare la ECL per i crediti commerciali su base
\n
collettiva nonch\u00e9 per le attivit\u00e0 derivanti da contratti con i
\n
clienti, il Gruppo considera le seguenti assunzioni riguardo
\n
ai parametri di ECL:
\n
\u2022 la PD, ipotizzata pari al tasso medio di default, \u00e8 calcolata
\n
per cluster e considerando dati storici di almeno 24 mesi;
\n
\u2022 la LGD \u00e8 funzione dei tassi di recupero di ciascun cluster,
\n
attualizzata in base al tasso di interesse effettivo; e
\n
\u2022 l\u2019EAD \u00e8 stimata pari al valore contabile alla data di riferi-
\n
mento del bilancio al netto dei depositi di cassa, com-
\n
prese le fatture emesse ma non scadute e le fatture da
\n
emettere.
\n
Si fa presente che, nonostante peggioramenti delle curve
\n
di incasso su alcuni segmenti di clientela di cui si \u00e8 tenuto
\n
conto nella valutazione dell\u2019impairment dei crediti com-
\n
merciali, il portafoglio di Gruppo ha dimostrato \u2013 fino a
\n
oggi \u2013 resilienza al contesto macroeconomico e allo sce-
\n
nario prezzi attuale. Tutto ci\u00f2 grazie a un rafforzamento dei
\n
canali di incasso digitali e a una solida diversificazione della
\n
customer base.
\n
La tabella seguente indica la movimentazione del fondo
\n
perdite attese su crediti finanziari (in base all\u2019approccio
\n
generale).
\n
Milioni di euro Fondo perdite attese 12 mesi Fondo perdite attese Lifetime
\n
Saldo di apertura al 01.01.2021 65 143
\n
Accantonamenti -9
\n
Utilizzi --
\n
Rilasci a Conto economico (25) (9)
\n
Altre variazioni 25 26
\n
Saldo di chiusura al 31.12.2021 65 169
\n
Saldo di apertura al 01.01.2022 65 169
\n
Accantonamenti 22 5
\n
Utilizzi --
\n
Rilasci a Conto economico - (11)
\n
Altre variazioni (58) 56
\n
Saldo di chiusura al 31.12.2022 29 219
\n
\n\n

\n\n

\n\n

\n

\n

\n\n

\n

\n\n
La tabella seguente indica la movimentazione del fondo
\n
perdite attese su crediti commerciali (in base all\u2019approccio
\n
semplificato).
\n
Milioni di euro
\n
Saldo di apertura al 01.01.2021 3.287
\n
Accantonamenti 1.285
\n
Utilizzi 709
\n
Rilasci a Conto economico (202)
\n
Altre variazioni (1.416)
\n
Saldo di chiusura al 31.12.2021 3.663
\n
Saldo di apertura al 01.01.2022 3.663
\n
Accantonamenti 1.375
\n
Utilizzi (766)
\n
Rilasci a Conto economico (265)
\n
Altre variazioni (224)
\n
Saldo di chiusura al 31.12.2022 3.783
\n
La tabella seguente indica la movimentazione del fondo
\n
perdite attese su altre attivit\u00e0 finanziarie al costo ammor-
\n
tizzato (in base all\u2019approccio semplificato).
\n
Milioni di euro Fondo perdite attese Lifetime
\n
Saldo di apertura al 01.01.2021 129
\n
Accantonamenti 94
\n
Utilizzi -
\n
Rilasci a Conto economico (1)
\n
Altre variazioni (68)
\n
Saldo di chiusura al 31.12.2021 154
\n
Saldo di apertura al 01.01.2022 154
\n
Accantonamenti 180
\n
Utilizzi -
\n
Rilasci a Conto economico (1)
\n
Altre variazioni (277)
\n
Saldo di chiusura al 31.12.2022 56
\n
Si precisa che nella nota 49 \u201cRisk management\u201d sono for-
\n
nite informazioni aggiuntive relativamente all\u2019esposizione
\n
al rischio di credito e alle perdite attese.
\n

\n\n\n
48.1.2 Attivit\u00e0 finanziarie al fair value a patrimonio netto
\n
La tabella seguente espone le attivit\u00e0 finanziarie al fair va-
\n
lue a patrimonio netto (FVOCI) per natura, suddivise in atti-
\n
vit\u00e0 finanziarie correnti e non correnti.
\n
Milioni di euro Non correnti Correnti
\n
Note
\n
al 31.12.2022 al 31.12.2021 Note al 31.12.2022 al 31.12.2021
\n
Partecipazioni altre imprese al FVOCI 29 360
\n
40 --
\n
Titoli 29.1 447 403 30.1 78 87
\n
Crediti e altre attivit\u00e0 finanziarie valutate al FVOCI 94
\n
263 201 57
\n
Totale 901 706 279 144
\n

\n\n

\n\n

\n\n
\n

\n

\n\n
\n
\n\n
Movimentazione delle attivit\u00e0 finanziarie al FVOCI
\n
Partecipazioni in altre imprese
\n
Milioni di euro Non correnti Correnti
\n
Saldo di apertura al 01.01.2021 40 -
\n
Acquisizioni 2-
\n
Vendite -
\n
-
\n
Variazioni del fair value con impatti a patrimonio netto - -
\n
Altre variazioni (2)
\n
-
\n
Saldo di chiusura al 31.12.2021 40 -
\n
Saldo di apertura al 01.01.2022 40
\n
-
\n
Acquisizioni 149 -
\n
Vendite -
\n
-
\n
Variazioni del fair value con impatti a patrimonio netto 11 -
\n
Altre variazioni 160
\n
-
\n
Saldo di chiusura al 31.12.2022 360 -
\n
Titoli e altri crediti al FVOCI
\n
Milioni di euro Non correnti Correnti
\n
Saldo di apertura al 01.01.2021 551 102
\n
Acquisizioni 165 -
\n
Vendite (87)
\n
-
\n
Variazioni del fair value con impatti a patrimonio netto 2 -
\n
Riclassifiche (85) 85
\n
Altre variazioni 120
\n
(43)
\n
Saldo di chiusura al 31.12.2021 666 144
\n
Saldo di apertura al 01.01.2022 666
\n
144
\n
Acquisizioni 225 -
\n
Vendite (41)
\n
(14)
\n
Variazioni del fair value con impatti a patrimonio netto (38) -
\n
Riclassifiche (102) 102
\n
Altre variazioni (168)
\n
47
\n
Saldo di chiusura al 31.12.2022 541 279
\n
\n\n

\n

\n

\n

\n\n
\n\n
\n\n
\n\n
\n\n
48.1.3 Attivit\u00e0 finanziarie al fair value rilevato
\n
a Conto economico
\n
La tabella seguente espone le attivit\u00e0 finanziarie al fair va-
\n
lue rilevato a Conto economico (FVTPL) per natura, suddi-
\n
vise in attivit\u00e0 finanziarie correnti e non correnti.
\n
Milioni di euro Non correnti Correnti
\n
Note
\n
al 31.12.2022 al 31.12.2021 Note al 31.12.2022 al 31.12.2021
\n
Derivati al FVTPL 51 473 277 51 12.075 19.664
\n
Investimenti in attivit\u00e0 liquide - - 35 872 99
\n
Attivit\u00e0 finanziarie al FVTPL - - 30, 30.1 176 41
\n
Titoli --30.1-
\n
1
\n
Partecipazioni in altre imprese al FVTPL 29 6 32 - -
\n
Attivit\u00e0 finanziarie da accordi per servizi in concessione al FVTPL 29 3.436 2.630 - -
\n
Totale 3.915 2.939 13.123 19.805
\n
\n\n
\n\n
\n\n
\n\n
\n\n
48.1.4 Derivati attivi designati come strumenti
\n
di copertura
\n
Per maggiori dettagli sui derivati attivi si prega di far riferi-
\n
mento alla nota 51 \u201cDerivati ed hedge accounting\u201d.
\n
\n\n

\n\n
\n\n
48.2 Passivit\u00e0 finanziarie per categoria
\n
La tabella seguente indica il valore contabile di ciascuna
\n
categoria delle passivit\u00e0 finanziarie previste dall\u2019IFRS 9,
\n
distinte tra passivit\u00e0 finanziarie correnti e non correnti,
\n
esponendo separatamente i derivati di copertura e i deri-
\n
vati misurati al fair value rilevato a Conto economico.
\n
Milioni di euro Non correnti Correnti
\n
Note
\n
al 31.12.2022 al 31.12.2021 al 31.12.2022 al 31.12.2021
\n
Passivit\u00e0 finanziarie valutate al costo ammortizzato 48.2.1 68.432 54.914 45.697
\n
42.330
\n
Passivit\u00e0 finanziarie al fair value rilevato a Conto economico
\n
Derivati passivi al FVTPL 48.4 588 169 11.642
\n
19.696
\n
Totale passivit\u00e0 finanziarie al fair value rilevato a Conto economico 588 169 11.642 19.696
\n
Derivati passivi designati come strumenti di copertura
\n
Derivati di fair value hedge 48.4 191 5 - -
\n
Derivati di cash flow hedge 48.4 5.116 3.165 4.499
\n
4.911
\n
Totale derivati passivi designati come strumenti di copertura 5.307 3.170 4.499 4.911
\n
TOTALE 73.158 58.253 63.007
\n
66.937
\n
Per maggiori informazioni sulla valutazione al fair value si
\n
prega di far riferimento alla nota 52 \u201cAttivit\u00e0 e passivit\u00e0 mi-
\n
surate al fair value\u201d.
\n
48.2.1 Passivit\u00e0 finanziarie valutate al costo ammortizzato
\n
La tabella seguente espone le passivit\u00e0 finanziarie valutate
\n
al costo ammortizzato per natura, suddivise in passivit\u00e0 fi-
\n
nanziarie correnti e non correnti.
\n
Milioni di euro Non correnti Correnti
\n
Note
\n
al 31.12.2022 al 31.12.2021 Note al 31.12.2022 al 31.12.2021
\n
Finanziamenti a lungo termine 48.3 68.191 54.500 48.3 2.835 4.031
\n
Finanziamenti a breve termine - - 48.3 18.392 13.306
\n
Debiti commerciali 44 36 94 44 17.605 16.865
\n
Altri debiti finanziari 205
\n
320 6.865 8.128
\n
Totale 68.432
\n
54.914 45.697 42.330
\n
\n\n

\n\n
\n\n
\n\n
48.3 Finanziamenti
\n
48.3.1 Finanziamenti a lungo termine (incluse le quote in
\n
scadenza nei 12 mesi successivi) - Euro 71.026 milioni
\n
Nella seguente tabella sono riportati il valore nozionale, il
\n
valore contabile e il fair value dei finanziamenti a lungo ter-
\n
mine incluse le quote in scadenza nei 12 mesi successivi.
\n
Finanziamenti a lungo termine per categoria e tipologia di tasso di interesse
\n
(1)
\n
Milioni di euro
\n
Valore
\n
nominale
\n
Saldo
\n
contabile
\n
Quota
\n
corrente
\n
Quota con
\n
scadenza
\n
oltre i 12
\n
mesi
\n
Fair
\n
value
\n
Valore
\n
nominale
\n
Saldo
\n
contabile
\n
Quota
\n
corrente
\n
Quota con
\n
scadenza
\n
oltre i 12
\n
mesi
\n
Fair
\n
value
\n
Variazione
\n
saldo
\n
contabile
\n
2022-
\n
2021
\n
al 31.12.2022
\n
al 31.12.2021
\n
Obbligazioni:
\n
- tasso fisso quotate 30.355 29.892 978 28.914 27.468 27.857 27.413 2.119 25.294 30.279 2.479
\n
- tasso variabile quotate 2.569 2.547 537 2.010 2.473 2.574 2.557 434 2.123 2.545 (10)
\n
- tasso fisso non
\n
quotate
\n
18.959 18.727 - 18.727 17.249 11.293 11.207 50 11.157 12.670 7.520
\n
- tasso variabile non
\n
quotate
\n
525 525 97 428 600 622 622 97 525 728
\n
(97)
\n
Totale obbligazioni 52.408 51.691 1.612 50.079 47.790 42.346 41.799 2.700 39.099 46.222 9.892
\n
Finanziamenti bancari:
\n
- tasso fisso 3.367 3.273 211 3.062 3.021 2.414 2.405 238 2.167 2.298 868
\n
- tasso variabile 12.884 12.848 677 12.171 12.570 10.139 10.109 751 9.358 10.037
\n
2.739
\n
- uso linee di credito
\n
revolving
\n
30 30 2 28 26 1.054 1.054 - 1.054 1.054
\n
(1.024)
\n
Totale finanziamenti
\n
bancari
\n
16.281 16.151 890 15.261 15.617 13.607 13.568 989 12.579 13.389 2.583
\n
Leasing:
\n
- tasso fisso 2.630 2.630 251 2.379 2.630 2.477 2.477 242 2.235 2.477 153
\n
- tasso variabile 42 42 10 32 42 70 70 17 53 70
\n
(28)
\n
Totale leasing 2.672 2.672 261 2.411 2.672 2.547 2.547 259 2.288 2.547 125
\n
Altri finanziamenti
\n
non bancari:
\n
- tasso fisso 504 504 70 434 504 571 595 69 526 569 (91)
\n
- tasso variabile 8 8 2 6 12 34 22 14 8 25
\n
(14)
\n
Totale altri
\n
finanziamenti non
\n
bancari
\n
512 512 72 440 516 605 617 83 534 594
\n
(105)
\n
Totale finanziamenti
\n
a tasso fisso
\n
55.815 55.026 1.510 53.516 50.872 44.612 44.097 2.718 41.379 48.293
\n
10.929
\n
Totale finanziamenti
\n
a tasso variabile
\n
16.058 16.000 1.325 14.675 15.723 14.493 14.434 1.313 13.121 14.459 1.566
\n
TOTALE 71.873 71.026 2.835 68.191 66.595 59.105 58.531 4.031 54.500 62.752
\n
12.495
\n
(1) Non include gli \u201cAltri debiti finanziari non correnti\u201d esposti nella voce \u201cAltre passivit\u00e0 finanziarie non correnti\u201d dello Stato patrimoniale inclusi nell\u2019indebita-
\n
mento finanziario a lungo termine.
\n
\n\n
\n\n

\n\n
\n\n
\n\n
Nella tabella seguente \u00e8 riportato l\u2019indebitamento finanzia-
\n
rio a lungo termine per valuta e tasso di interesse.
\n
Indebitamento finanziario a lungo termine per valuta e tasso di interesse
\n
(1)
\n
Milioni di euro
\n
Saldo
\n
contabile
\n
Valore
\n
nominale
\n
Saldo
\n
contabile
\n
Valore
\n
nominale
\n
Tasso medio
\n
di interesse
\n
in vigore
\n
Tasso di
\n
interesse
\n
effettivo in
\n
vigore
\n
Tasso medio
\n
di interesse
\n
in vigore
\n
Tasso di
\n
interesse
\n
effettivo in
\n
vigore
\n
al 31.12.2022 al 31.12.2021 al 31.12.2022 al 31.12.2021
\n
Euro 34.993 35.383 32.041 32.387 1,9% 2,1% 1,6% 1,9%
\n
Dollaro statunitense 26.930 27.209 17.518 17.629 4,8% 5,1% 4,2% 4,3%
\n
Sterlina inglese 4.470 4.610 3.901 3.976 4,6% 4,8% 5,0% 5,2%
\n
Peso colombiano 1.310 1.310 1.341 1.341 10,3% 10,3% 6,5% 6,5%
\n
Real brasiliano 1.899 1.926 1.720 1.753 10,0% 10,2% 8,8% 8,9%
\n
Franco svizzero 359 360 343 344 1,8% 1,8% 1,8% 1,8%
\n
Peso cileno/UF 526 531 423 428 5,1% 5,2% 5,2% 5,2%
\n
Sol peruviano 429 429 415 415 5,3% 5,3% 5,2% 5,2%
\n
Rublo russo - - 427 427 6,8% 7,3%
\n
Altre valute 110 115 402 405
\n
Totale valute non euro 36.033 36.490 26.490 26.718
\n
TOTALE 71.026 71.873 58.531 59.105
\n
(1) Non include gli \u201cAltri debiti finanziari non correnti\u201d esposti nella voce \u201cAltre passivit\u00e0 finanziarie non correnti\u201d dello Stato patrimoniale.
\n
L\u2019indebitamento finanziario a lungo termine espresso in
\n
divise diverse dall\u2019euro ha sub\u00edto un incremento di 9.543
\n
milioni di euro, attribuibile principalmente alle movimenta-
\n
zioni del debito in dollari statunitensi.
\n
Movimentazione del valore nozionale dell\u2019indebitamento a lungo termine
\n
(1)
\n
Milioni di euro
\n
Valore
\n
nominale Rimborsi
\n
Variaz.
\n
perimetro di
\n
consolid.
\n
Nuove
\n
emissioni
\n
Altre
\n
movimentazioni
\n
Diff.
\n
di cambio
\n
Valore
\n
nominale
\n
al 31.12.2021 al 31.12.2022
\n
Obbligazioni 42.346 (2.788) (37) 12.390 - 497 52.408
\n
Finanziamenti 16.759 (6.571) (1.016)
\n
10.009 -28419.465
\n
- di cui leasing 2.547 (310) (88) 445 -782.672
\n
Totale indebitamento finanziario 59.105 (9.359) (1.053) 22.399 - 781 71.873
\n
(1) Non include la movimentazione del valore nozionale degli \u201cAltri debiti finanziari non correnti\u201d esposti nella voce \u201cAltre passivit\u00e0 finanziarie non correnti\u201d dello
\n
Stato patrimoniale.
\n
Il valore nozionale dell\u2019indebitamento a lungo termine, pari
\n
a 71.873 milioni di euro al 31 dicembre 2022, registra un in-
\n
cremento di 12.768 milioni di euro rispetto al 31 dicembre
\n
2021; tale aumento \u00e8 stato determinato da nuove emis-
\n
sioni pari a 22.399 milioni di euro e da variazioni negati-
\n
ve dei cambi pari a 781 milioni di euro, solo parzialmente
\n
compensate da rimborsi pari a 9.359 milioni di euro e dal
\n
deconsolidamento del debito di varie societ\u00e0, in particola-
\n
re quello conseguente alla cessione della partecipazione in
\n
Enel Russia, pari a 1.053 milioni di euro.
\n
I rimborsi effettuati nel corso del 2022 sono relativi a pre-
\n
stiti obbligazionari per un importo pari a 2.788 milioni di
\n
euro e a finanziamenti per un importo pari a 6.571 milioni
\n
di euro.
\n
Nello specifico, tra i rimborsi di obbligazioni effettuati nel
\n
corso del 2022 si segnalano:
\n
\u2022 50 milioni di euro relativi a un prestito obbligazionario a
\n
tasso fisso emesso da Enel Finance International scadu-
\n
to a febbraio 2022;
\n
\u2022 50 milioni di euro relativi a un prestito obbligazionario
\n
a tasso variabile emesso da Enel Finance International
\n
scaduto a febbraio 2022;
\n
\u2022 50 milioni di euro relativi a un prestito obbligazionario
\n
a tasso variabile emesso da Enel Finance International
\n
scaduto a febbraio 2022;
\n
\u2022 270.000 milioni di pesos colombiani (equivalenti a 52 mi-
\n
lioni di euro al 31 dicembre 2022) relativi a un prestito
\n
obbligazionario a tasso fisso emesso da Enel Colombia
\n
scaduto a marzo 2022;
\n
\n\n
\n\n

\n\n
\n\n
\n\n
\u2022 1.949 milioni di euro relativi a un prestito obbligazionario
\n
a tasso fisso emesso da Enel Finance International sca-
\n
duto a settembre 2022;
\n
\u2022 300.000 milioni di pesos colombiani (equivalenti a 58
\n
milioni di euro al 31 dicembre 2022) relativi a un prestito
\n
obbligazionario a tasso fisso emesso da Enel Colombia
\n
scaduto a settembre 2022;
\n
\u2022 50 milioni di euro relativi a un prestito obbligazionario
\n
a tasso variabile emesso da Enel Finance International
\n
scaduto a novembre 2022;
\n
\u2022 300.000 milioni di pesos colombiani (equivalenti a 58
\n
milioni di euro al 31 dicembre 2022) relativi a un prestito
\n
obbligazionario a tasso fisso emesso da Enel Colombia
\n
scaduto a dicembre 2022.
\n
Tra i principali rimborsi dei finanziamenti effettuati nell\u2019e-
\n
sercizio si evidenziano:
\n
\u2022 5.250 milioni di euro relativi a linee di credito revolving a
\n
tasso variabile di Enel SpA;
\n
\u2022 264 milioni di euro relativi a finanziamenti di Endesa, di
\n
cui 132 milioni di euro relativi a finanziamenti sostenibili;
\n
\u2022 504 milioni di euro relativi a finanziamenti sostenibili da
\n
parte delle societ\u00e0 italiane del Gruppo;
\n
\u2022 un controvalore di 354 milioni di euro relativo a societ\u00e0
\n
sudamericane.
\n
Le emissioni effettuate nel corso del 2022 sono relative a
\n
prestiti obbligazionari per un importo di 12.390 milioni di
\n
euro e a finanziamenti per 10.009 milioni di euro.
\n
Di seguito le caratteristiche principali delle operazioni fi-
\n
nanziarie effettuate nel corso del 2022 e convertite in euro
\n
al cambio del 30 dicembre 2022.
\n
\n\n
\n\n

\n\n
\n\n
\n\n
Emittente
\n
Data di
\n
emissione
\n
Importo in
\n
milioni di
\n
euro
\n
Valuta di
\n
emissione Tasso di interesse
\n
Tipologia
\n
tasso Scadenza
\n
Obbligazioni
\n
Enel Finance International 17.01.2022 1.250 EUR 0,25% Tasso fisso 17.11.2025
\n
Enel Finance International 17.01.2022 750 EUR 0,88% Tasso fisso 17.01.2031
\n
Enel Finance International 17.01.2022 750 EUR 1,25% Tasso fisso 17.01.2035
\n
Enel Finance International 11.04.2022 845 GBP 2,88% Tasso fisso 11.04.2029
\n
Enel Finance International 15.06.2022 703 USD 4,25% Tasso fisso 15.06.2025
\n
Enel Finance International 15.06.2022 703 USD 4,63% Tasso fisso 15.06.2027
\n
Enel Finance International 15.06.2022 937 USD 5,00% Tasso fisso 15.06.2032
\n
Enel Finance International 15.06.2022 937 USD 5,50% Tasso fisso 15.06.2052
\n
Enel Finance International 09.09.2022 1.000 EUR 3,88% Tasso fisso 09.03.2029
\n
Enel Finance International 14.10.2022 703 USD 6,80% Tasso fisso 14.10.2025
\n
Enel Finance International 14.10.2022 1.171 USD 7,50% Tasso fisso 14.10.2032
\n
Enel Finance International 14.10.2022 937 USD 7,75% Tasso fisso 14.10.2052
\n
Enel Finance America 14.10.2022 937 USD 7,10% Tasso fisso 14.10.2027
\n
Enel Distribui\u00e7\u00e3o S\u00e3o Paulo 12.05.2022 142 BRL IPCA + 6,14% Tasso variabile 15.04.2032
\n
Enel Distribui\u00e7\u00e3o Cear\u00e1 30.05.2022 106 BRL IPCA + 6,21% Tasso variabile 17.05.2032
\n
Totale obbligazioni 11.871
\n
Finanziamenti bancari
\n
Enel SpA 07.03.2022 200 EUR Euribor + 0,38% Tasso variabile 03.05.2024
\n
Enel SpA 14.09.2022 200 EUR Euribor + 0,38% Tasso variabile 03.05.2024
\n
Enel SpA 30.09.2022 350 EUR Euribor + 0,45% Tasso variabile 26.07.2025
\n
Enel SpA 30.09.2022 648 EUR Euribor + 0,40% Tasso variabile 12.05.2025
\n
Enel SpA 30.09.2022 1.852 EUR Euribor + 0,40% Tasso variabile 05.03.2026
\n
Enel SpA 30.09.2022 1.000 EUR Euribor + 0,52% Tasso variabile 02.10.2024
\n
e-distibuzione 05.08.2022 300 EUR Euribor + 0,473% Tasso variabile 05.08.2037
\n
Enel Italia 29.07.2022 60 EUR Euribor 6M + 0,462% Tasso variabile 29.07.2037
\n
Enel Finance America 06.10.2022 403 USD USD SOFR 6M CMP + 1,22% Tasso variabile 15.05.2034
\n
Enel Finance America 03.11.2022 187 USD USD TERM SOFR 3M + 1,25% Tasso variabile 05.08.2024
\n
Enel Finance America 13.12.2022 141 USD USD TERM SOFR 3M + 1,25% Tasso variabile 05.08.2024
\n
Enel Finance America 21.12.2022 141 USD USD TERM SOFR 3M + 1,25% Tasso variabile 05.08.2024
\n
Endesa 17.01.2022 300 EUR Euribor 6M + 0,53% Tasso variabile 20.12.2033
\n
Endesa 25.03.2022 400 EUR Euribor 3M + 0,72% Tasso variabile 31.07.2024
\n
Endesa 28.03.2022 250 EUR Euribor 6M + 0,368% Tasso variabile 30.03.2037
\n
Endesa 30.03.2022 50 EUR Euribor 6M + 0,45% Tasso variabile 31.07.2024
\n
Endesa 31.03.2022 250 EUR Euribor 3M + 0,85% Tasso variabile 31.07.2024
\n
Endesa 31.03.2022 275 EUR Euribor 3M + 1,20% Tasso variabile 31.07.2024
\n
Endesa 31.03.2022 75 EUR 1,405% Tasso fisso 01.04.2027
\n
Endesa 08.04.2022 50 EUR 1,967% Tasso fisso 13.05.2027
\n
Endesa 29.04.2022 50 EUR 1,967% Tasso fisso 13.05.2027
\n
Endesa 10.05.2022 100 EUR Euribor 3M + 0,65% Tasso variabile 31.07.2024
\n
Endesa 25.05.2022 500 EUR 1,895% Tasso fisso 13.05.2027
\n
Endesa 19.10.2022 200 EUR Euribor 3M + 1,30% Tasso variabile 31.07.2024
\n
Endesa 18.11.2022 250 EUR Euribor 6M + 0,582% Tasso variabile 18.11.2037
\n
Enel Colombia 05.04.2022 93 COP COP IBR 3M + 2,05% Tasso variabile 05.04.2028
\n
Enel Colombia 28.07.2022 79 COP COP IBR 3M + 1,6% Tasso variabile 28.07.2028
\n
Enel Colombia 30.11.2022 70 COP COP IBR 3M + 2,98% Tasso variabile 30.11.2029
\n
Enel Distribuci\u00f3n Per\u00fa 04.04.2022 52 PEN 6,96% Tasso fisso 19.03.2025
\n
Enel Distribui\u00e7\u00e3o Cear\u00e1 24.03.2022 51 USD USD SOFR CMP + 0,91% Tasso variabile 21.03.2025
\n
Enel Distribui\u00e7\u00e3o S\u00e3o Paulo 01.09.2022 88 USD 3,61% Tasso fisso 01.09.2037
\n
Totale finanziamenti bancari 8.665
\n
\n\n
\n\n

\n\n
\n\n
\n\n
La seguente tabella mostra gli effetti sul debito lordo a lun-
\n
go termine a seguito delle coperture effettuate al fine di
\n
mitigare il rischio di tasso di cambio.
\n
Milioni di euro al 31.12.2022 al 31.12.2021
\n
(1)
\n
Struttura iniziale
\n
del debito
\n
Impatto
\n
copertura
\n
del debito
\n
Struttura del
\n
debito dopo la
\n
copertura
\n
Struttura iniziale
\n
del debito
\n
Impatto
\n
copertura
\n
del debito
\n
Struttura del
\n
debito dopo la
\n
copertura
\n
Saldo
\n
contabile
\n
Valore
\n
nominale
\n
%
\n
Saldo
\n
contabile
\n
Valore
\n
nominale
\n
%
\n
Euro 34.993 35.383 49,2% 23.473 58.856 81,9% 32.041 32.387 54,8% 16.657 49.044 83,0%
\n
Dollaro statunitense 26.930 27.209 37,9% (19.741) 7.468 10,4% 17.518 17.629 29,8% (13.423) 4.206 7,1%
\n
Sterlina inglese 4.470 4.610 6,4% (4.610) - - 3.901 3.976 6,7% (3.976) - -
\n
Peso colombiano 1.310 1.310 1,8% - 1.310 1,8% 1.341 1.341 2,3% - 1.341 2,3%
\n
Real brasiliano 1.899 1.926 2,7% 1.187 3.113 4,4% 1.720 1.753 3,0% 1.028 2.781 4,7%
\n
Franco svizzero 359 360 0,5% (360) - - 343 344 0,6% (344) - -
\n
Peso cileno/UF 526 531 0,7% - 531 0,7% 423 428 0,7% - 428 0,7%
\n
Sol peruviano 429 429 0,6% - 429 0,6% 415 415 0,7% - 415 0,7%
\n
Rublo russo - - - - - - 427 427 0,7% - 427 0,7%
\n
Altre valute 110 115 0,2% 51 166 0,2% 402 405 0,7% 58 463
\n
0,8%
\n
Totale valute non euro 36.033 36.490 50,8% (23.473) 13.017 18,1% 26.490 26.718 45,2% (16.657) 10.061 17,0%
\n
TOTALE 71.026 71.873 100,0% - 71.873 100,0% 58.531 59.105 100,0% - 59.105
\n
100,0%
\n
(1) Non include gli \u201cAltri debiti finanziari non correnti\u201d esposti nella voce \u201cAltre passivit\u00e0 finanziarie non correnti\u201d dello Stato patrimoniale.
\n
L\u2019ammontare dell\u2019indebitamento a tasso variabile che non
\n
\u00e8 oggetto di copertura del rischio di tasso di interesse rap-
\n
presenta il principale elemento di rischio a causa del po-
\n
tenziale impatto negativo sul Conto economico, in termini
\n
di maggiori oneri finanziari, nel caso di un eventuale au-
\n
mento del livello dei tassi di interesse di mercato.
\n
Milioni di euro 2022 2021
\n
Ante copertura % Post-copertura
\n
% Ante copertura % Post-copertura %
\n
Tasso variabile 34.450 38,2% 31.353 34,7% 27.811 38,4% 22.478 31,0%
\n
Tasso fisso 55.815 61,8% 58.912 65,3% 44.612 61,6% 49.945 69,0%
\n
Totale 90.265 90.265 72.423 72.423
\n
Al 31 dicembre 2022 il 38,2% dell\u2019indebitamento finanziario
\n
a lungo e a breve termine \u00e8 espresso a tassi variabili (38,4%
\n
al 31 dicembre 2021). Tenuto conto delle operazioni di co-
\n
pertura dal rischio tasso di interesse in hedge accounting,
\n
risultate efficaci in base a quanto previsto dagli IFRS-EU,
\n
l\u2019esposizione al rischio tasso di interesse al 31 dicembre
\n
2021 risulta pari a 34,7% dell\u2019indebitamento finanziario a
\n
lungo e a breve termine (31% al 31 dicembre 2021). Tali ri-
\n
sultati sono in linea con i limiti stabiliti nelle policy di Risk
\n
Management.
\n
La tabella seguente riporta l\u2019impatto della riforma IBOR
\n
sull\u2019indebitamento finanziario a lungo termine per i princi-
\n
pali indici (per maggiori dettagli si rimanda al paragrafo \u201cRi-
\n
forma degli indici di riferimento per la determinazione dei
\n
tassi di interesse - riforma IBOR\u201d all\u2019interno della nota 51.1).
\n
Milioni di euro
\n
al 31.12.2022 al 31.12.2021
\n
Valore nominale Fase 1 Fase 2 Fase 1 Fase 2
\n
USD LIBOR/SOFR 1.310 - 888 -
\n
GBP LIBOR/SONIA ---
\n
-
\n
Totale 1.310 - 888 -
\n
\n\n
\n\n

\n\n
\n\n
\n\n
Indebitamento finanziario a lungo termine - Principali
\n
covenant
\n
I principali debiti finanziari a lungo termine del Gruppo
\n
contengono i covenant tipici della prassi internazionale.
\n
Tali indebitamenti sono rappresentati, in particolare, dalle
\n
emissioni obbligazionarie effettuate nell\u2019ambito dei pro-
\n
grammi di Global/Euro Medium Term Notes, dalle emissio-
\n
ni di strumenti obbligazionari non convertibili, subordinati
\n
ibridi (i c.d. \u201cBond Ibridi\u201d) e dai finanziamenti concessi dalle
\n
banche e da altri istituti finanziari (tra cui la Banca Europea
\n
per gli Investimenti e Cassa Depositi e Prestiti SpA).
\n
I principali covenant relativi alle emissioni obbligazionarie
\n
effettuate nell\u2019ambito dei programmi di Global/Euro Me-
\n
dium Term Notes di Enel ed Enel Finance International NV
\n
(inclusi i c.d. \u201cgreen bonds\u201d di Enel Finance International NV,
\n
garantiti da Enel SpA, utilizzati per finanziare i c.d. \u201celigi-
\n
ble green projects\u201d del Gruppo) e quelli relativi ai prestiti
\n
obbligazionari emessi da Enel Finance International NV sul
\n
mercato americano, garantiti da Enel SpA, possono essere
\n
riassunti come segue:
\n
\u2022 clausole di \u201cnegative pledge\u201d, in base alle quali l\u2019emitten-
\n
te e il garante non possono creare o mantenere in essere
\n
ipoteche, pegni o altri vincoli, su tutti o parte dei propri
\n
beni o ricavi, a garanzia di determinati indebitamenti fi-
\n
nanziari, a meno che gli stessi vincoli non siano estesi
\n
pariteticamente o pro quota ai prestiti obbligazionari in
\n
questione;
\n
\u2022 clausole di \u201cpari passu\u201d, in base alle quali i titoli obbliga-
\n
zionari e le relative garanzie costituiscono diretto, in-
\n
condizionato e non garantito obbligo dell\u2019emittente e del
\n
garante, sono senza preferenza tra loro e sono almeno
\n
allo stesso livello di \u201cseniority\u201d degli altri prestiti, non su-
\n
bordinati e non garantiti, presenti e futuri, dell\u2019emittente
\n
e del garante;
\n
\u2022 clausole di \u201ccross default\u201d, in base alle quali, nel caso si
\n
verifichi un evento di inadempimento (superiore a spe-
\n
cifiche soglie di rilevanza) su un determinato indebita-
\n
mento finanziario dell\u2019emittente o del garante e, in alcuni
\n
casi, delle societ\u00e0 rilevanti, si verifica un inadempimento
\n
anche sui prestiti in questione che possono diventare
\n
immediatamente esigibili.
\n
A partire dal 2019, Enel Finance International NV ha emesso
\n
sul mercato europeo (nell\u2019ambito del programma di emis-
\n
sioni obbligazionarie Euro Medium Term Notes - EMTN) e
\n
sul mercato americano alcuni prestiti obbligazionari \u201cso-
\n
stenibili\u201d, garantiti da Enel SpA, legati al raggiungimento
\n
di alcuni degli Obiettivi di Sviluppo Sostenibile (SDG) delle
\n
Nazioni Unite che contengono gli stessi covenant degli altri
\n
prestiti obbligazionari della stessa tipologia.
\n
Nel 2022 Enel Finance America LLC ha emesso sul mercato
\n
americano un prestito obbligazionario \u201csostenibile\u201d, garan-
\n
tito da Enel SpA, della stessa tipologia.
\n
I principali covenant relativi ai Bond Ibridi di Enel, inclusi i
\n
Bond Ibridi \u201cperpetui\u201d che prevedono l\u2019obbligo di rimborso
\n
solo in caso di scioglimento o liquidazione della Societ\u00e0,
\n
possono essere riassunti come segue:
\n
\u2022 clausole di subordinazione, in base alle quali ciascuno
\n
strumento obbligazionario ibrido \u00e8 subordinato a tutte
\n
le altre emissioni obbligazionarie dell\u2019emittente e ha un
\n
livello di \u201cseniority\u201d pari a quello degli altri strumenti fi-
\n
nanziari ibridi emessi e superiore a quello degli strumen-
\n
ti di \u201cequity\u201d;
\n
\u2022 divieto di fusione con un\u2019altra societ\u00e0 e divieto di vendita
\n
o locazione di tutti o di una parte sostanziale dei pro-
\n
pri asset a un\u2019altra societ\u00e0, a meno che quest\u2019ultima non
\n
subentri in tutte le obbligazioni in essere dell\u2019emittente.
\n
I principali covenant previsti nei contratti di finanziamento
\n
di Enel ed Enel Finance International NV e delle altre so-
\n
ciet\u00e0 del Gruppo, inclusi i \u201cSustainability-Linked Loan\u201d fa-
\n
cility agreement sottoscritti da Enel SpA, possono essere
\n
riassunti come segue:
\n
\u2022 clausole di \u201cnegative pledge\u201d, in base alle quali il debito-
\n
re e, in alcuni casi, il garante sono soggetti a limitazioni
\n
in merito alla creazione di diritti reali di garanzia o altri
\n
vincoli su tutti o parte dei rispettivi beni o attivit\u00e0, fatta
\n
eccezione per i vincoli espressamente ammessi;
\n
\u2022 clausole sulle \u201cdisposals\u201d, in base alle quali il debitore e,
\n
in alcuni casi, il garante non possono compiere atti di di-
\n
sposizione dei propri beni o attivit\u00e0, fatta eccezione per
\n
gli atti di disposizione espressamente ammessi;
\n
\u2022 clausole di \u201cpari passu\u201d, in base alle quali gli impegni di
\n
pagamento del debitore hanno lo stesso livello di \u201csenio-
\n
rity\u201d degli altri suoi obblighi di pagamento non garantiti
\n
e non subordinati;
\n
\u2022 clausole di \u201cchange of control\u201d del debitore e, in alcuni
\n
casi, del garante, che potrebbero dare luogo alla rinego-
\n
ziazione dei termini e delle condizioni dei finanziamenti o
\n
al rimborso anticipato obbligatorio dei prestiti concessi;
\n
\u2022 clausole di \u201crating\u201d, che prevedono il mantenimento del
\n
rating del debitore o del garante al di sopra di determi-
\n
nati livelli;
\n
\u2022 clausole di \u201ccross default\u201d, in base alle quali, nel caso si
\n
verifichi un inadempimento (superiore a specifiche so-
\n
glie di rilevanza) su un determinato indebitamento finan-
\n
ziario del debitore o, in alcuni casi, del garante, si verifica
\n
anche un inadempimento sui finanziamenti in questione
\n
che possono diventare immediatamente esigibili.
\n
Si fa presente che alcuni contratti di finanziamento sotto-
\n
scritti da Enel SpA, anche in qualit\u00e0 di garante, prevedono
\n
alcuni impegni aggiuntivi, quali:
\n
\u2022 l\u2019impegno all\u2019utilizzo del finanziamento esclusivamente
\n
per la copertura dei collaterali per le attivit\u00e0 di trading sui
\n
mercati dell\u2019energia;
\n
\n\n
\n\n

\n\n
\n\n
\n\n
\u2022 una clausola di \u201cdanno reputazionale\u201d, in base alla qua-
\n
le la banca finanziatrice pu\u00f2 richiedere la cancellazione
\n
dell\u2019impegno finanziario da essa assunto e il pagamento
\n
anticipato delle somme erogate qualora si verifichi un
\n
danno accertato alla reputazione propria o di altri sog-
\n
getti in conseguenza di sostanziali violazioni di talune
\n
normative;
\n
\u2022 l\u2019impegno, anche del garante, ad assicurare il rispetto di
\n
determinate normative e standard ambientali e sociali.
\n
In alcuni casi, i covenant esaminati sono previsti anche a
\n
carico delle societ\u00e0 rilevanti o delle societ\u00e0 controllate dei
\n
soggetti obbligati. Tutti gli indebitamenti finanziari presi
\n
in considerazione prevedono gli \u201cevents of default\u201d tipici
\n
della prassi internazionale, quali, per esempio, insolvenza,
\n
procedure concorsuali e cessazione dell\u2019attivit\u00e0 d\u2019impresa.
\n
Inoltre, si precisa che le garanzie rilasciate da Enel nell\u2019in-
\n
teresse di e-distribuzione SpA, in relazione ad alcuni con-
\n
tratti di finanziamento stipulati tra la stessa e-distribuzione
\n
SpA e Cassa Depositi e Prestiti SpA, prevedono che, al ter-
\n
mine di ogni periodo semestrale di misurazione, l\u2019indebita-
\n
mento finanziario netto consolidato di Enel non ecceda 4,5
\n
volte l\u2019EBITDA consolidato su base annua.
\n
Si fa infine presente che l\u2019indebitamento di Endesa SA, Enel
\n
Am\u00e9ricas SA ed Enel Chile SA e delle altre societ\u00e0 control-
\n
late spagnole e latinoamericane (in particolare Enel Gene-
\n
raci\u00f3n Chile SA) contiene i covenant e gli \u201cevents of defau-
\n
lt\u201d tipici della prassi internazionale.
\n
48.3.2 Finanziamenti a breve termine - Euro 18.392
\n
milioni
\n
Al 31 dicembre 2022 i finanziamenti a breve termine am-
\n
montano complessivamente a 18.392 milioni di euro, re-
\n
gistrando un incremento di 5.086 milioni di euro rispetto
\n
al 31 dicembre 2021, e sono dettagliati nella tabella che
\n
segue.
\n
Milioni di euro
\n
al 31.12.2022 al 31.12.2021 2022-2021
\n
Debiti verso banche a breve termine 1.320 1.329 (9)
\n
Commercial paper 13.838 10.708 3.130
\n
Cash collateral e altri finanziamenti su derivati 1.513 918 595
\n
Altri finanziamenti a breve termine
\n
(1)
\n
1.721 351 1.370
\n
Totale finanziamenti a breve termine 18.392 13.306 5.086
\n
(1) Non include debiti finanziari correnti ricompresi nelle \u201cAltre passivit\u00e0 finanziarie correnti\u201d.
\n
I debiti rappresentati da commercial paper, pari a 13.838
\n
milioni di euro, si riferiscono alle emissioni in capo a Enel
\n
Finance International, Endesa ed Enel Finance America.
\n
Tra i programmi di commercial paper si segnalano:
\n
\u2022 8.000 milioni di euro di Enel Finance International, incre-
\n
mentati nel corso del 2022 dai precedenti 6.000 milioni
\n
di euro;
\n
\u2022 5.000 milioni di euro di Endesa, incrementati nel corso
\n
del 2022 dai precedenti 4.000 milioni di euro;
\n
\u2022 5.000 milioni di dollari statunitensi, equivalenti a 4.414
\n
milioni di euro al 31 dicembre 2022, di Enel Finance
\n
America.
\n
Al 31 dicembre 2022 l\u2019intero ammontare delle commercial
\n
paper, pari a 13.838 milioni di euro, \u00e8 legato a obiettivi di
\n
sostenibilit\u00e0.
\n
\n\n
\n\n
48.4 Derivati passivi
\n
Per maggiori dettagli sui derivati passivi si prega di far rife-
\n
rimento alla nota 51 \u201cDerivati ed hedge accounting\u201d.
\n

\n\n
48.5 Utili/(Perdite) netti
\n
La tabella seguente presenta gli utili e le perdite nette divi-
\n
si per categoria di strumento finanziario, a esclusione dei
\n
derivati.
\n
Milioni di euro 2022 2021
\n
(1)
\n
Utili/(Perdite)
\n
netti
\n
di cui:
\n
(Impairment)/
\n
Ripristini di
\n
impairment
\n
Utili/(Perdite)
\n
netti
\n
di cui:
\n
(Impairment)/
\n
Ripristini di
\n
impairment
\n
Attivit\u00e0 finanziarie al costo ammortizzato (1.242) (1.305) (883) (1.151)
\n
Attivit\u00e0 finanziarie al FVOCI
\n
Partecipazioni al FVOCI - - - -
\n
Altre attivit\u00e0 finanziarie al FVOCI (4) - 15 -
\n
Totale attivit\u00e0 finanziarie al FVOCI (4) - 15 -
\n
Attivit\u00e0 finanziarie al FVTPL
\n
Attivit\u00e0 finanziarie al FVTPL 9 - 3 -
\n
Attivit\u00e0 designate alla rilevazione iniziale (fair value option) - - - -
\n
Totale attivit\u00e0 finanziarie al FVTPL 9 - 3 -
\n
Passivit\u00e0 finanziarie valutate al costo ammortizzato (2.357) - (4.310) -
\n
Passivit\u00e0 finanziarie al FVTPL
\n
Passivit\u00e0 finanziarie detenute per la negoziazione - - - -
\n
Passivit\u00e0 designate alla rilevazione iniziale (fair value option) - - - -
\n
Totale passivit\u00e0 finanziarie al FVTPL - - - -
\n
(1) Il dato relativo all\u2019esercizio 2021 \u00e8 stato rideterminato, ai soli fini comparativi, per tenere conto della classificazione nella voce \u201cRisultato netto delle discon-
\n
tinued operation\u201d degli utili(perdite) netti afferenti alle attivit\u00e0 detenute in Russia (cedute nel corso del quarto trimestre 2022), Romania e Grecia in quanto
\n
sono stati soddisfatti i requisiti previsti dal principio contabile internazionale IFRS 5 per la loro classificazione come \u201cdiscontinued operation\u201d.
\n
Per maggiori dettagli sugli utili/(perdite) netti sui derivati, si
\n
prega di far riferimento alla nota 14 \u201cProventi/(Oneri) finan-
\n
ziari netti da contratti derivati\u201d.
\n

\n", "dimensions": { "concept": "ifrs-full:DisclosureOfFinancialInstrumentsExplanatory", "language": "it", "entity": "scheme:WOCMU6HCI0OJWNPRZS33", "period": "2022-01-01T00:00:00/2023-01-01T00:00:00" } }, "Tag1031": { "value": "\n
\n
\n
48.1.1 Attivit\u00e0 finanziarie valutate al costo ammortizzato
\n
La tabella seguente espone le attivit\u00e0 finanziarie valutate al
\n
costo ammortizzato per natura, suddivise in attivit\u00e0 finan-
\n
ziarie correnti e non correnti.
\n\n
Milioni di euro Non correnti Correnti
\n
Note
\n
al 31.12.2022 al 31.12.2021 Note al 31.12.2022 al 31.12.2021
\n
Disponibilit\u00e0 liquide e mezzi equivalenti - - 35 10.169 8.759
\n
Crediti commerciali 34 1.388 1.301 34 15.217 14.775
\n
Quota corrente di crediti finanziari a lungo termine - - 30.1 2.838 1.538
\n
Cash collateral - - 30.1 8.319 6.485
\n
Altri crediti finanziari 29.1 3.766 2.289 30.1 2.090 315
\n
Attivit\u00e0 finanziarie da accordi per servizi in concessione al costo
\n
ammortizzato
\n
29 295 260 29 12 64
\n
Altre attivit\u00e0 finanziarie al costo ammortizzato 282 242 1.412 2.735
\n
Totale 5.731 4.092 40.057 34.671
\n
\n\n
Impairment delle attivit\u00e0 finanziarie valutate al costo
\n
ammortizzato
\n
Le attivit\u00e0 finanziarie valutate al costo ammortizzato am-
\n
montano a 45.788 milioni di euro al 31 dicembre 2022
\n
(38.763 milioni di euro al 31 dicembre 2021) e sono rile-
\n
vate al netto del fondo perdite attese, pari a 4.087 milioni
\n
di euro al 31 dicembre 2022 (4.051 milioni di euro alla fine
\n
dell\u2019esercizio precedente).
\n
Il Gruppo detiene essenzialmente le seguenti tipologie di
\n
attivit\u00e0 finanziarie valutate al costo ammortizzato e sotto-
\n
poste a impairment:
\n
\u2022 disponibilit\u00e0 liquide e mezzi equivalenti;
\n
\u2022 crediti commerciali e attivit\u00e0 derivanti da contratti con
\n
clienti;
\n
\u2022 crediti finanziari; e
\n
\u2022 altre attivit\u00e0 finanziarie.
\n
Bench\u00e9 le disponibilit\u00e0 liquide e mezzi equivalenti siano
\n
state assoggettate a impairment in base all\u2019IFRS 9, la per-
\n
dita attesa identificata risulta trascurabile.
\n\n
La perdita attesa (Expected Credit Loss, ECL) \u2013 calcolata
\n
utilizzando la probabilit\u00e0 di default (PD), la perdita in caso
\n
di default (LGD) e l\u2019esposizione al rischio in caso di default
\n
(EAD) \u2013 \u00e8 la differenza fra i flussi finanziari dovuti in base al
\n
contratto e i flussi finanziari attesi (comprensivi dei manca-
\n
ti incassi) attualizzati usando il tasso di interesse effettivo
\n
originario.
\n
Ai fini del calcolo dell\u2019ECL, il Gruppo applica due diversi ap-
\n
procci:
\n
\u2022 l\u2019approccio generale, per le attivit\u00e0 finanziarie diverse
\n
da crediti commerciali, le attivit\u00e0 derivanti da contratti
\n
con i clienti e i crediti per leasing. Tale metodo si applica
\n
verificando se vi \u00e8 stato un incremento significativo del
\n
rischio di credito rispetto all\u2019iscrizione iniziale, mediante
\n
confronto tra la probabilit\u00e0 di default all\u2019origination e la
\n
probabilit\u00e0 di default alla data di riferimento del bilancio.
\n
In base ai risultati di tale verifica, si rileva un fondo per-
\n
dite attese, calcolato in base alle perdite attese previste
\n
per i successivi 12 mesi (ECL a 12 mesi) o lungo tutta la
\n
vita dell\u2019attivit\u00e0 (ECL Lifetime) (c.d. \u201cstaging\u201d):
\n
\u2013 l\u2019ECL a 12 mesi, per le attivit\u00e0 finanziarie che non han-
\n
no sub\u00edto un incremento significativo del rischio di
\n
credito rispetto alla rilevazione iniziale;
\n
\u2013 l\u2019ECL Lifetime, per le attivit\u00e0 finanziarie che hanno
\n
sub\u00edto un incremento significativo del rischio di cre-
\n
dito o che risultano deteriorate (ossia, in default sulla
\n
base di informazioni relative allo scaduto);
\n
\u2022 l\u2019approccio semplificato, per i crediti commerciali, le atti-
\n
vit\u00e0 derivanti da contratti con i clienti e crediti per leasing
\n
con o senza componente finanziaria significativa, in base
\n
alla ECL Lifetime senza tracciare le variazioni del rischio
\n
di credito.
\n
La rettifica forward-looking potr\u00e0 essere applicata consi-
\n
derando informazioni qualitative e quantitative al fine di
\n
riflettere eventi e scenari macroeconomici futuri che po-
\n
trebbero influenzare il rischio del portafoglio o dello stru-
\n
mento finanziario.
\n
In base alla natura delle attivit\u00e0 finanziarie e delle informa-
\n
zioni disponibili sul rischio di credito, la verifica dell\u2019incre-
\n
mento significativo del rischio di credito pu\u00f2 essere effet-
\n
tuata su:
\n
\u2022 base individuale, in presenza di crediti singolarmente
\n
significativi e per tutti i crediti che sono verificati singo-
\n
larmente ai fini dell\u2019impairment in base a informazioni
\n
ragionevoli e supportabili;
\n
\u2022 base collettiva, quando il reperimento di informazioni ra-
\n
gionevoli e supportabili per verificare le perdite attese su
\n
base individuale richiederebbe costi o sforzi eccessivi.
\n
Quando non ci sono ragionevoli aspettative di recuperare
\n
un\u2019attivit\u00e0 finanziaria integralmente o parzialmente, si pro-
\n
ceder\u00e0 a ridurre direttamente il suo valore contabile lordo.
\n
L\u2019eliminazione contabile (ossia, write-off) costituisce un
\n
evento di derecognition (per es., estinzione, trasferimento
\n
o scadenza del diritto a incassare dei flussi finanziari).
\n
\n
\n\n
\n\n
La tabella che segue indica le perdite attese rilevate per le
\n
attivit\u00e0 finanziarie valutate al costo ammortizzato in base
\n
all\u2019approccio generale e semplificato.
\n
Milioni di euro al 31.12.2022 al 31.12.2021
\n
Importo lordo
\n
Fondo perdite
\n
attese Totale Importo lordo
\n
Fondo perdite
\n
attese Totale
\n
Disponibilit\u00e0 liquide e mezzi equivalenti 10.169 - 10.169 8.759 - 8.759
\n
Crediti commerciali 20.388 3.783 16.605 19.739 3.663 16.076
\n
Crediti finanziari 17.261 248 17.013 10.861 234
\n
10.627
\n
Altre attivit\u00e0 finanziarie al costo ammortizzato 2.057 56 2.001 3.455 154 3.301
\n
Totale 49.875 4.087 45.788 42.814 4.051 38.763
\n
Per misurare le perdite attese, il Gruppo valuta i crediti
\n
commerciali e le attivit\u00e0 derivanti da contratti con i clienti
\n
basandosi sull\u2019approccio semplificato, su base sia indivi-
\n
duale (per es., pubbliche amministrazioni, autorit\u00e0, con-
\n
troparti finanziarie, venditori all\u2019ingrosso, trader e grandi
\n
societ\u00e0 ecc.) sia collettiva (per es., clienti al dettaglio).
\n
In caso di valutazioni individuali, la PD \u00e8 ottenuta prevalen-
\n
temente da provider esterni.
\n
Diversamente, in caso di valutazioni su base collettiva, i
\n
crediti commerciali sono raggruppati in base alle caratte-
\n
ristiche di rischio di credito condivise e informazioni sullo
\n
scaduto, considerando una specifica definizione di default.
\n
In base a ciascun business e framework regolatorio loca-
\n
le, nonch\u00e9 alle differenze fra i portafogli di clienti, anche in
\n
termini di tassi di default e recupero (comprese le aspetta-
\n
tive di recupero oltre 90 giorni):
\n
\u2022 il Gruppo applica principalmente una definizione di de-
\n
fault basata su uno scaduto di 180 giorni e pertanto,
\n
oltre tale termine, si presume che i crediti commerciali
\n
siano deteriorati (ossia, credit-impaired); e
\n
\u2022 si definiscono specifici cluster sulla base degli specifici
\n
mercati, business e caratteristiche di rischio.
\n
Le attivit\u00e0 derivanti da contratti con i clienti presentano so-
\n
stanzialmente le stesse caratteristiche di rischio dei crediti
\n
commerciali, a parit\u00e0 di tipologie contrattuali.
\n
Al fine di misurare la ECL per i crediti commerciali su base
\n
collettiva nonch\u00e9 per le attivit\u00e0 derivanti da contratti con i
\n
clienti, il Gruppo considera le seguenti assunzioni riguardo
\n
ai parametri di ECL:
\n
\u2022 la PD, ipotizzata pari al tasso medio di default, \u00e8 calcolata
\n
per cluster e considerando dati storici di almeno 24 mesi;
\n
\u2022 la LGD \u00e8 funzione dei tassi di recupero di ciascun cluster,
\n
attualizzata in base al tasso di interesse effettivo; e
\n
\u2022 l\u2019EAD \u00e8 stimata pari al valore contabile alla data di riferi-
\n
mento del bilancio al netto dei depositi di cassa, com-
\n
prese le fatture emesse ma non scadute e le fatture da
\n
emettere.
\n
Si fa presente che, nonostante peggioramenti delle curve
\n
di incasso su alcuni segmenti di clientela di cui si \u00e8 tenuto
\n
conto nella valutazione dell\u2019impairment dei crediti com-
\n
merciali, il portafoglio di Gruppo ha dimostrato \u2013 fino a
\n
oggi \u2013 resilienza al contesto macroeconomico e allo sce-
\n
nario prezzi attuale. Tutto ci\u00f2 grazie a un rafforzamento dei
\n
canali di incasso digitali e a una solida diversificazione della
\n
customer base.
\n
La tabella seguente indica la movimentazione del fondo
\n
perdite attese su crediti finanziari (in base all\u2019approccio
\n
generale).
\n
Milioni di euro Fondo perdite attese 12 mesi Fondo perdite attese Lifetime
\n
Saldo di apertura al 01.01.2021 65 143
\n
Accantonamenti -9
\n
Utilizzi --
\n
Rilasci a Conto economico (25) (9)
\n
Altre variazioni 25 26
\n
Saldo di chiusura al 31.12.2021 65 169
\n
Saldo di apertura al 01.01.2022 65 169
\n
Accantonamenti 22 5
\n
Utilizzi --
\n
Rilasci a Conto economico - (11)
\n
Altre variazioni (58) 56
\n
Saldo di chiusura al 31.12.2022 29 219
\n
\n\n
La tabella seguente indica la movimentazione del fondo
\n
perdite attese su crediti commerciali (in base all\u2019approccio
\n
semplificato).
\n
Milioni di euro
\n
Saldo di apertura al 01.01.2021 3.287
\n
Accantonamenti 1.285
\n
Utilizzi 709
\n
Rilasci a Conto economico (202)
\n
Altre variazioni (1.416)
\n
Saldo di chiusura al 31.12.2021 3.663
\n
Saldo di apertura al 01.01.2022 3.663
\n
Accantonamenti 1.375
\n
Utilizzi (766)
\n
Rilasci a Conto economico (265)
\n
Altre variazioni (224)
\n
Saldo di chiusura al 31.12.2022 3.783
\n
La tabella seguente indica la movimentazione del fondo
\n
perdite attese su altre attivit\u00e0 finanziarie al costo ammor-
\n
tizzato (in base all\u2019approccio semplificato).
\n
Milioni di euro Fondo perdite attese Lifetime
\n
Saldo di apertura al 01.01.2021 129
\n
Accantonamenti 94
\n
Utilizzi -
\n
Rilasci a Conto economico (1)
\n
Altre variazioni (68)
\n
Saldo di chiusura al 31.12.2021 154
\n
Saldo di apertura al 01.01.2022 154
\n
Accantonamenti 180
\n
Utilizzi -
\n
Rilasci a Conto economico (1)
\n
Altre variazioni (277)
\n
Saldo di chiusura al 31.12.2022 56
\n
Si precisa che nella nota 49 \u201cRisk management\u201d sono for-
\n
nite informazioni aggiuntive relativamente all\u2019esposizione
\n
al rischio di credito e alle perdite attese.
\n

\n", "dimensions": { "concept": "ifrs-full:DisclosureOfAllowanceForCreditLossesExplanatory", "language": "it", "entity": "scheme:WOCMU6HCI0OJWNPRZS33", "period": "2022-01-01T00:00:00/2023-01-01T00:00:00" } }, "Tag1034": { "value": "\n
\n\n
\n\n
\n\n
\n\n
48.1.3 Attivit\u00e0 finanziarie al fair value rilevato
\n
a Conto economico
\n
La tabella seguente espone le attivit\u00e0 finanziarie al fair va-
\n
lue rilevato a Conto economico (FVTPL) per natura, suddi-
\n
vise in attivit\u00e0 finanziarie correnti e non correnti.
\n
Milioni di euro Non correnti Correnti
\n
Note
\n
al 31.12.2022 al 31.12.2021 Note al 31.12.2022 al 31.12.2021
\n
Derivati al FVTPL 51 473 277 51 12.075 19.664
\n
Investimenti in attivit\u00e0 liquide - - 35 872 99
\n
Attivit\u00e0 finanziarie al FVTPL - - 30, 30.1 176 41
\n
Titoli --30.1-
\n
1
\n
Partecipazioni in altre imprese al FVTPL 29 6 32 - -
\n
Attivit\u00e0 finanziarie da accordi per servizi in concessione al FVTPL 29 3.436 2.630 - -
\n
Totale 3.915 2.939 13.123 19.805
\n
\n\n
\n\n
\n\n
\n\n
\n", "dimensions": { "concept": "ifrs-full:DisclosureOfFinancialInstrumentsAtFairValueThroughProfitOrLossExplanatory", "language": "it", "entity": "scheme:WOCMU6HCI0OJWNPRZS33", "period": "2022-01-01T00:00:00/2023-01-01T00:00:00" } }, "Tag1029": { "value": "\n
\n\n
\n\n
\n\n
48.1.3 Attivit\u00e0 finanziarie al fair value rilevato
\n
a Conto economico
\n
La tabella seguente espone le attivit\u00e0 finanziarie al fair va-
\n
lue rilevato a Conto economico (FVTPL) per natura, suddi-
\n
vise in attivit\u00e0 finanziarie correnti e non correnti.
\n
Milioni di euro Non correnti Correnti
\n
Note
\n
al 31.12.2022 al 31.12.2021 Note al 31.12.2022 al 31.12.2021
\n
Derivati al FVTPL 51 473 277 51 12.075 19.664
\n
Investimenti in attivit\u00e0 liquide - - 35 872 99
\n
Attivit\u00e0 finanziarie al FVTPL - - 30, 30.1 176 41
\n
Titoli --30.1-
\n
1
\n
Partecipazioni in altre imprese al FVTPL 29 6 32 - -
\n
Attivit\u00e0 finanziarie da accordi per servizi in concessione al FVTPL 29 3.436 2.630 - -
\n
Totale 3.915 2.939 13.123 19.805
\n
\n\n
\n\n
\n\n
\n", "dimensions": { "concept": "ifrs-full:DisclosureOfFinancialInstrumentsDesignatedAtFairValueThroughProfitOrLossExplanatory", "language": "it", "entity": "scheme:WOCMU6HCI0OJWNPRZS33", "period": "2022-01-01T00:00:00/2023-01-01T00:00:00" } }, "Tag1030": { "value": "\n
\n\n
48.1.3 Attivit\u00e0 finanziarie al fair value rilevato
\n
a Conto economico
\n
La tabella seguente espone le attivit\u00e0 finanziarie al fair va-
\n
lue rilevato a Conto economico (FVTPL) per natura, suddi-
\n
vise in attivit\u00e0 finanziarie correnti e non correnti.
\n
Milioni di euro Non correnti Correnti
\n
Note
\n
al 31.12.2022 al 31.12.2021 Note al 31.12.2022 al 31.12.2021
\n
Derivati al FVTPL 51 473 277 51 12.075 19.664
\n
Investimenti in attivit\u00e0 liquide - - 35 872 99
\n
Attivit\u00e0 finanziarie al FVTPL - - 30, 30.1 176 41
\n
Titoli --30.1-
\n
1
\n
Partecipazioni in altre imprese al FVTPL 29 6 32 - -
\n
Attivit\u00e0 finanziarie da accordi per servizi in concessione al FVTPL 29 3.436 2.630 - -
\n
Totale 3.915 2.939 13.123 19.805
\n
\n\n
\n", "dimensions": { "concept": "ifrs-full:DisclosureOfFinancialInstrumentsHeldForTradingExplanatory", "language": "it", "entity": "scheme:WOCMU6HCI0OJWNPRZS33", "period": "2022-01-01T00:00:00/2023-01-01T00:00:00" } }, "Tag1033": { "value": "\n
48.1.3 Attivit\u00e0 finanziarie al fair value rilevato
\n
a Conto economico
\n
La tabella seguente espone le attivit\u00e0 finanziarie al fair va-
\n
lue rilevato a Conto economico (FVTPL) per natura, suddi-
\n
vise in attivit\u00e0 finanziarie correnti e non correnti.
\n
Milioni di euro Non correnti Correnti
\n
Note
\n
al 31.12.2022 al 31.12.2021 Note al 31.12.2022 al 31.12.2021
\n
Derivati al FVTPL 51 473 277 51 12.075 19.664
\n
Investimenti in attivit\u00e0 liquide - - 35 872 99
\n
Attivit\u00e0 finanziarie al FVTPL - - 30, 30.1 176 41
\n
Titoli --30.1-
\n
1
\n
Partecipazioni in altre imprese al FVTPL 29 6 32 - -
\n
Attivit\u00e0 finanziarie da accordi per servizi in concessione al FVTPL 29 3.436 2.630 - -
\n
Totale 3.915 2.939 13.123 19.805
\n
\n", "dimensions": { "concept": "ifrs-full:DisclosureOfFinancialAssetsHeldForTradingExplanatory", "language": "it", "entity": "scheme:WOCMU6HCI0OJWNPRZS33", "period": "2022-01-01T00:00:00/2023-01-01T00:00:00" } }, "Tag1032": { "value": "\n
48.3 Finanziamenti
\n
48.3.1 Finanziamenti a lungo termine (incluse le quote in
\n
scadenza nei 12 mesi successivi) - Euro 71.026 milioni
\n
Nella seguente tabella sono riportati il valore nozionale, il
\n
valore contabile e il fair value dei finanziamenti a lungo ter-
\n
mine incluse le quote in scadenza nei 12 mesi successivi.
\n
Finanziamenti a lungo termine per categoria e tipologia di tasso di interesse
\n
(1)
\n
Milioni di euro
\n
Valore
\n
nominale
\n
Saldo
\n
contabile
\n
Quota
\n
corrente
\n
Quota con
\n
scadenza
\n
oltre i 12
\n
mesi
\n
Fair
\n
value
\n
Valore
\n
nominale
\n
Saldo
\n
contabile
\n
Quota
\n
corrente
\n
Quota con
\n
scadenza
\n
oltre i 12
\n
mesi
\n
Fair
\n
value
\n
Variazione
\n
saldo
\n
contabile
\n
2022-
\n
2021
\n
al 31.12.2022
\n
al 31.12.2021
\n
Obbligazioni:
\n
- tasso fisso quotate 30.355 29.892 978 28.914 27.468 27.857 27.413 2.119 25.294 30.279 2.479
\n
- tasso variabile quotate 2.569 2.547 537 2.010 2.473 2.574 2.557 434 2.123 2.545 (10)
\n
- tasso fisso non
\n
quotate
\n
18.959 18.727 - 18.727 17.249 11.293 11.207 50 11.157 12.670 7.520
\n
- tasso variabile non
\n
quotate
\n
525 525 97 428 600 622 622 97 525 728
\n
(97)
\n
Totale obbligazioni 52.408 51.691 1.612 50.079 47.790 42.346 41.799 2.700 39.099 46.222 9.892
\n
Finanziamenti bancari:
\n
- tasso fisso 3.367 3.273 211 3.062 3.021 2.414 2.405 238 2.167 2.298 868
\n
- tasso variabile 12.884 12.848 677 12.171 12.570 10.139 10.109 751 9.358 10.037
\n
2.739
\n
- uso linee di credito
\n
revolving
\n
30 30 2 28 26 1.054 1.054 - 1.054 1.054
\n
(1.024)
\n
Totale finanziamenti
\n
bancari
\n
16.281 16.151 890 15.261 15.617 13.607 13.568 989 12.579 13.389 2.583
\n
Leasing:
\n
- tasso fisso 2.630 2.630 251 2.379 2.630 2.477 2.477 242 2.235 2.477 153
\n
- tasso variabile 42 42 10 32 42 70 70 17 53 70
\n
(28)
\n
Totale leasing 2.672 2.672 261 2.411 2.672 2.547 2.547 259 2.288 2.547 125
\n
Altri finanziamenti
\n
non bancari:
\n
- tasso fisso 504 504 70 434 504 571 595 69 526 569 (91)
\n
- tasso variabile 8 8 2 6 12 34 22 14 8 25
\n
(14)
\n
Totale altri
\n
finanziamenti non
\n
bancari
\n
512 512 72 440 516 605 617 83 534 594
\n
(105)
\n
Totale finanziamenti
\n
a tasso fisso
\n
55.815 55.026 1.510 53.516 50.872 44.612 44.097 2.718 41.379 48.293
\n
10.929
\n
Totale finanziamenti
\n
a tasso variabile
\n
16.058 16.000 1.325 14.675 15.723 14.493 14.434 1.313 13.121 14.459 1.566
\n
TOTALE 71.873 71.026 2.835 68.191 66.595 59.105 58.531 4.031 54.500 62.752
\n
12.495
\n
(1) Non include gli \u201cAltri debiti finanziari non correnti\u201d esposti nella voce \u201cAltre passivit\u00e0 finanziarie non correnti\u201d dello Stato patrimoniale inclusi nell\u2019indebita-
\n
mento finanziario a lungo termine.
\n
\n\n
Nella tabella seguente \u00e8 riportato l\u2019indebitamento finanzia-
\n
rio a lungo termine per valuta e tasso di interesse.
\n
Indebitamento finanziario a lungo termine per valuta e tasso di interesse
\n
(1)
\n
Milioni di euro
\n
Saldo
\n
contabile
\n
Valore
\n
nominale
\n
Saldo
\n
contabile
\n
Valore
\n
nominale
\n
Tasso medio
\n
di interesse
\n
in vigore
\n
Tasso di
\n
interesse
\n
effettivo in
\n
vigore
\n
Tasso medio
\n
di interesse
\n
in vigore
\n
Tasso di
\n
interesse
\n
effettivo in
\n
vigore
\n
al 31.12.2022 al 31.12.2021 al 31.12.2022 al 31.12.2021
\n
Euro 34.993 35.383 32.041 32.387 1,9% 2,1% 1,6% 1,9%
\n
Dollaro statunitense 26.930 27.209 17.518 17.629 4,8% 5,1% 4,2% 4,3%
\n
Sterlina inglese 4.470 4.610 3.901 3.976 4,6% 4,8% 5,0% 5,2%
\n
Peso colombiano 1.310 1.310 1.341 1.341 10,3% 10,3% 6,5% 6,5%
\n
Real brasiliano 1.899 1.926 1.720 1.753 10,0% 10,2% 8,8% 8,9%
\n
Franco svizzero 359 360 343 344 1,8% 1,8% 1,8% 1,8%
\n
Peso cileno/UF 526 531 423 428 5,1% 5,2% 5,2% 5,2%
\n
Sol peruviano 429 429 415 415 5,3% 5,3% 5,2% 5,2%
\n
Rublo russo - - 427 427 6,8% 7,3%
\n
Altre valute 110 115 402 405
\n
Totale valute non euro 36.033 36.490 26.490 26.718
\n
TOTALE 71.026 71.873 58.531 59.105
\n
(1) Non include gli \u201cAltri debiti finanziari non correnti\u201d esposti nella voce \u201cAltre passivit\u00e0 finanziarie non correnti\u201d dello Stato patrimoniale.
\n
L\u2019indebitamento finanziario a lungo termine espresso in
\n
divise diverse dall\u2019euro ha sub\u00edto un incremento di 9.543
\n
milioni di euro, attribuibile principalmente alle movimenta-
\n
zioni del debito in dollari statunitensi.
\n
Movimentazione del valore nozionale dell\u2019indebitamento a lungo termine
\n
(1)
\n
Milioni di euro
\n
Valore
\n
nominale Rimborsi
\n
Variaz.
\n
perimetro di
\n
consolid.
\n
Nuove
\n
emissioni
\n
Altre
\n
movimentazioni
\n
Diff.
\n
di cambio
\n
Valore
\n
nominale
\n
al 31.12.2021 al 31.12.2022
\n
Obbligazioni 42.346 (2.788) (37) 12.390 - 497 52.408
\n
Finanziamenti 16.759 (6.571) (1.016)
\n
10.009 -28419.465
\n
- di cui leasing 2.547 (310) (88) 445 -782.672
\n
Totale indebitamento finanziario 59.105 (9.359) (1.053) 22.399 - 781 71.873
\n
(1) Non include la movimentazione del valore nozionale degli \u201cAltri debiti finanziari non correnti\u201d esposti nella voce \u201cAltre passivit\u00e0 finanziarie non correnti\u201d dello
\n
Stato patrimoniale.
\n
Il valore nozionale dell\u2019indebitamento a lungo termine, pari
\n
a 71.873 milioni di euro al 31 dicembre 2022, registra un in-
\n
cremento di 12.768 milioni di euro rispetto al 31 dicembre
\n
2021; tale aumento \u00e8 stato determinato da nuove emis-
\n
sioni pari a 22.399 milioni di euro e da variazioni negati-
\n
ve dei cambi pari a 781 milioni di euro, solo parzialmente
\n
compensate da rimborsi pari a 9.359 milioni di euro e dal
\n
deconsolidamento del debito di varie societ\u00e0, in particola-
\n
re quello conseguente alla cessione della partecipazione in
\n
Enel Russia, pari a 1.053 milioni di euro.
\n
I rimborsi effettuati nel corso del 2022 sono relativi a pre-
\n
stiti obbligazionari per un importo pari a 2.788 milioni di
\n
euro e a finanziamenti per un importo pari a 6.571 milioni
\n
di euro.
\n
Nello specifico, tra i rimborsi di obbligazioni effettuati nel
\n
corso del 2022 si segnalano:
\n
\u2022 50 milioni di euro relativi a un prestito obbligazionario a
\n
tasso fisso emesso da Enel Finance International scadu-
\n
to a febbraio 2022;
\n
\u2022 50 milioni di euro relativi a un prestito obbligazionario
\n
a tasso variabile emesso da Enel Finance International
\n
scaduto a febbraio 2022;
\n
\u2022 50 milioni di euro relativi a un prestito obbligazionario
\n
a tasso variabile emesso da Enel Finance International
\n
scaduto a febbraio 2022;
\n
\u2022 270.000 milioni di pesos colombiani (equivalenti a 52 mi-
\n
lioni di euro al 31 dicembre 2022) relativi a un prestito
\n
obbligazionario a tasso fisso emesso da Enel Colombia
\n
scaduto a marzo 2022;
\n
\n\n
\u2022 1.949 milioni di euro relativi a un prestito obbligazionario
\n
a tasso fisso emesso da Enel Finance International sca-
\n
duto a settembre 2022;
\n
\u2022 300.000 milioni di pesos colombiani (equivalenti a 58
\n
milioni di euro al 31 dicembre 2022) relativi a un prestito
\n
obbligazionario a tasso fisso emesso da Enel Colombia
\n
scaduto a settembre 2022;
\n
\u2022 50 milioni di euro relativi a un prestito obbligazionario
\n
a tasso variabile emesso da Enel Finance International
\n
scaduto a novembre 2022;
\n
\u2022 300.000 milioni di pesos colombiani (equivalenti a 58
\n
milioni di euro al 31 dicembre 2022) relativi a un prestito
\n
obbligazionario a tasso fisso emesso da Enel Colombia
\n
scaduto a dicembre 2022.
\n
Tra i principali rimborsi dei finanziamenti effettuati nell\u2019e-
\n
sercizio si evidenziano:
\n
\u2022 5.250 milioni di euro relativi a linee di credito revolving a
\n
tasso variabile di Enel SpA;
\n
\u2022 264 milioni di euro relativi a finanziamenti di Endesa, di
\n
cui 132 milioni di euro relativi a finanziamenti sostenibili;
\n
\u2022 504 milioni di euro relativi a finanziamenti sostenibili da
\n
parte delle societ\u00e0 italiane del Gruppo;
\n
\u2022 un controvalore di 354 milioni di euro relativo a societ\u00e0
\n
sudamericane.
\n
Le emissioni effettuate nel corso del 2022 sono relative a
\n
prestiti obbligazionari per un importo di 12.390 milioni di
\n
euro e a finanziamenti per 10.009 milioni di euro.
\n
Di seguito le caratteristiche principali delle operazioni fi-
\n
nanziarie effettuate nel corso del 2022 e convertite in euro
\n
al cambio del 30 dicembre 2022.
\n
\n\n
Emittente
\n
Data di
\n
emissione
\n
Importo in
\n
milioni di
\n
euro
\n
Valuta di
\n
emissione Tasso di interesse
\n
Tipologia
\n
tasso Scadenza
\n
Obbligazioni
\n
Enel Finance International 17.01.2022 1.250 EUR 0,25% Tasso fisso 17.11.2025
\n
Enel Finance International 17.01.2022 750 EUR 0,88% Tasso fisso 17.01.2031
\n
Enel Finance International 17.01.2022 750 EUR 1,25% Tasso fisso 17.01.2035
\n
Enel Finance International 11.04.2022 845 GBP 2,88% Tasso fisso 11.04.2029
\n
Enel Finance International 15.06.2022 703 USD 4,25% Tasso fisso 15.06.2025
\n
Enel Finance International 15.06.2022 703 USD 4,63% Tasso fisso 15.06.2027
\n
Enel Finance International 15.06.2022 937 USD 5,00% Tasso fisso 15.06.2032
\n
Enel Finance International 15.06.2022 937 USD 5,50% Tasso fisso 15.06.2052
\n
Enel Finance International 09.09.2022 1.000 EUR 3,88% Tasso fisso 09.03.2029
\n
Enel Finance International 14.10.2022 703 USD 6,80% Tasso fisso 14.10.2025
\n
Enel Finance International 14.10.2022 1.171 USD 7,50% Tasso fisso 14.10.2032
\n
Enel Finance International 14.10.2022 937 USD 7,75% Tasso fisso 14.10.2052
\n
Enel Finance America 14.10.2022 937 USD 7,10% Tasso fisso 14.10.2027
\n
Enel Distribui\u00e7\u00e3o S\u00e3o Paulo 12.05.2022 142 BRL IPCA + 6,14% Tasso variabile 15.04.2032
\n
Enel Distribui\u00e7\u00e3o Cear\u00e1 30.05.2022 106 BRL IPCA + 6,21% Tasso variabile 17.05.2032
\n
Totale obbligazioni 11.871
\n
Finanziamenti bancari
\n
Enel SpA 07.03.2022 200 EUR Euribor + 0,38% Tasso variabile 03.05.2024
\n
Enel SpA 14.09.2022 200 EUR Euribor + 0,38% Tasso variabile 03.05.2024
\n
Enel SpA 30.09.2022 350 EUR Euribor + 0,45% Tasso variabile 26.07.2025
\n
Enel SpA 30.09.2022 648 EUR Euribor + 0,40% Tasso variabile 12.05.2025
\n
Enel SpA 30.09.2022 1.852 EUR Euribor + 0,40% Tasso variabile 05.03.2026
\n
Enel SpA 30.09.2022 1.000 EUR Euribor + 0,52% Tasso variabile 02.10.2024
\n
e-distibuzione 05.08.2022 300 EUR Euribor + 0,473% Tasso variabile 05.08.2037
\n
Enel Italia 29.07.2022 60 EUR Euribor 6M + 0,462% Tasso variabile 29.07.2037
\n
Enel Finance America 06.10.2022 403 USD USD SOFR 6M CMP + 1,22% Tasso variabile 15.05.2034
\n
Enel Finance America 03.11.2022 187 USD USD TERM SOFR 3M + 1,25% Tasso variabile 05.08.2024
\n
Enel Finance America 13.12.2022 141 USD USD TERM SOFR 3M + 1,25% Tasso variabile 05.08.2024
\n
Enel Finance America 21.12.2022 141 USD USD TERM SOFR 3M + 1,25% Tasso variabile 05.08.2024
\n
Endesa 17.01.2022 300 EUR Euribor 6M + 0,53% Tasso variabile 20.12.2033
\n
Endesa 25.03.2022 400 EUR Euribor 3M + 0,72% Tasso variabile 31.07.2024
\n
Endesa 28.03.2022 250 EUR Euribor 6M + 0,368% Tasso variabile 30.03.2037
\n
Endesa 30.03.2022 50 EUR Euribor 6M + 0,45% Tasso variabile 31.07.2024
\n
Endesa 31.03.2022 250 EUR Euribor 3M + 0,85% Tasso variabile 31.07.2024
\n
Endesa 31.03.2022 275 EUR Euribor 3M + 1,20% Tasso variabile 31.07.2024
\n
Endesa 31.03.2022 75 EUR 1,405% Tasso fisso 01.04.2027
\n
Endesa 08.04.2022 50 EUR 1,967% Tasso fisso 13.05.2027
\n
Endesa 29.04.2022 50 EUR 1,967% Tasso fisso 13.05.2027
\n
Endesa 10.05.2022 100 EUR Euribor 3M + 0,65% Tasso variabile 31.07.2024
\n
Endesa 25.05.2022 500 EUR 1,895% Tasso fisso 13.05.2027
\n
Endesa 19.10.2022 200 EUR Euribor 3M + 1,30% Tasso variabile 31.07.2024
\n
Endesa 18.11.2022 250 EUR Euribor 6M + 0,582% Tasso variabile 18.11.2037
\n
Enel Colombia 05.04.2022 93 COP COP IBR 3M + 2,05% Tasso variabile 05.04.2028
\n
Enel Colombia 28.07.2022 79 COP COP IBR 3M + 1,6% Tasso variabile 28.07.2028
\n
Enel Colombia 30.11.2022 70 COP COP IBR 3M + 2,98% Tasso variabile 30.11.2029
\n
Enel Distribuci\u00f3n Per\u00fa 04.04.2022 52 PEN 6,96% Tasso fisso 19.03.2025
\n
Enel Distribui\u00e7\u00e3o Cear\u00e1 24.03.2022 51 USD USD SOFR CMP + 0,91% Tasso variabile 21.03.2025
\n
Enel Distribui\u00e7\u00e3o S\u00e3o Paulo 01.09.2022 88 USD 3,61% Tasso fisso 01.09.2037
\n
Totale finanziamenti bancari 8.665
\n
\n\n
La seguente tabella mostra gli effetti sul debito lordo a lun-
\n
go termine a seguito delle coperture effettuate al fine di
\n
mitigare il rischio di tasso di cambio.
\n
Milioni di euro al 31.12.2022 al 31.12.2021
\n
(1)
\n
Struttura iniziale
\n
del debito
\n
Impatto
\n
copertura
\n
del debito
\n
Struttura del
\n
debito dopo la
\n
copertura
\n
Struttura iniziale
\n
del debito
\n
Impatto
\n
copertura
\n
del debito
\n
Struttura del
\n
debito dopo la
\n
copertura
\n
Saldo
\n
contabile
\n
Valore
\n
nominale
\n
%
\n
Saldo
\n
contabile
\n
Valore
\n
nominale
\n
%
\n
Euro 34.993 35.383 49,2% 23.473 58.856 81,9% 32.041 32.387 54,8% 16.657 49.044 83,0%
\n
Dollaro statunitense 26.930 27.209 37,9% (19.741) 7.468 10,4% 17.518 17.629 29,8% (13.423) 4.206 7,1%
\n
Sterlina inglese 4.470 4.610 6,4% (4.610) - - 3.901 3.976 6,7% (3.976) - -
\n
Peso colombiano 1.310 1.310 1,8% - 1.310 1,8% 1.341 1.341 2,3% - 1.341 2,3%
\n
Real brasiliano 1.899 1.926 2,7% 1.187 3.113 4,4% 1.720 1.753 3,0% 1.028 2.781 4,7%
\n
Franco svizzero 359 360 0,5% (360) - - 343 344 0,6% (344) - -
\n
Peso cileno/UF 526 531 0,7% - 531 0,7% 423 428 0,7% - 428 0,7%
\n
Sol peruviano 429 429 0,6% - 429 0,6% 415 415 0,7% - 415 0,7%
\n
Rublo russo - - - - - - 427 427 0,7% - 427 0,7%
\n
Altre valute 110 115 0,2% 51 166 0,2% 402 405 0,7% 58 463
\n
0,8%
\n
Totale valute non euro 36.033 36.490 50,8% (23.473) 13.017 18,1% 26.490 26.718 45,2% (16.657) 10.061 17,0%
\n
TOTALE 71.026 71.873 100,0% - 71.873 100,0% 58.531 59.105 100,0% - 59.105
\n
100,0%
\n
(1) Non include gli \u201cAltri debiti finanziari non correnti\u201d esposti nella voce \u201cAltre passivit\u00e0 finanziarie non correnti\u201d dello Stato patrimoniale.
\n
L\u2019ammontare dell\u2019indebitamento a tasso variabile che non
\n
\u00e8 oggetto di copertura del rischio di tasso di interesse rap-
\n
presenta il principale elemento di rischio a causa del po-
\n
tenziale impatto negativo sul Conto economico, in termini
\n
di maggiori oneri finanziari, nel caso di un eventuale au-
\n
mento del livello dei tassi di interesse di mercato.
\n
Milioni di euro 2022 2021
\n
Ante copertura % Post-copertura
\n
% Ante copertura % Post-copertura %
\n
Tasso variabile 34.450 38,2% 31.353 34,7% 27.811 38,4% 22.478 31,0%
\n
Tasso fisso 55.815 61,8% 58.912 65,3% 44.612 61,6% 49.945 69,0%
\n
Totale 90.265 90.265 72.423 72.423
\n
Al 31 dicembre 2022 il 38,2% dell\u2019indebitamento finanziario
\n
a lungo e a breve termine \u00e8 espresso a tassi variabili (38,4%
\n
al 31 dicembre 2021). Tenuto conto delle operazioni di co-
\n
pertura dal rischio tasso di interesse in hedge accounting,
\n
risultate efficaci in base a quanto previsto dagli IFRS-EU,
\n
l\u2019esposizione al rischio tasso di interesse al 31 dicembre
\n
2021 risulta pari a 34,7% dell\u2019indebitamento finanziario a
\n
lungo e a breve termine (31% al 31 dicembre 2021). Tali ri-
\n
sultati sono in linea con i limiti stabiliti nelle policy di Risk
\n
Management.
\n
La tabella seguente riporta l\u2019impatto della riforma IBOR
\n
sull\u2019indebitamento finanziario a lungo termine per i princi-
\n
pali indici (per maggiori dettagli si rimanda al paragrafo \u201cRi-
\n
forma degli indici di riferimento per la determinazione dei
\n
tassi di interesse - riforma IBOR\u201d all\u2019interno della nota 51.1).
\n
Milioni di euro
\n
al 31.12.2022 al 31.12.2021
\n
Valore nominale Fase 1 Fase 2 Fase 1 Fase 2
\n
USD LIBOR/SOFR 1.310 - 888 -
\n
GBP LIBOR/SONIA ---
\n
-
\n
Totale 1.310 - 888 -
\n
\n\n
Indebitamento finanziario a lungo termine - Principali
\n
covenant
\n
I principali debiti finanziari a lungo termine del Gruppo
\n
contengono i covenant tipici della prassi internazionale.
\n
Tali indebitamenti sono rappresentati, in particolare, dalle
\n
emissioni obbligazionarie effettuate nell\u2019ambito dei pro-
\n
grammi di Global/Euro Medium Term Notes, dalle emissio-
\n
ni di strumenti obbligazionari non convertibili, subordinati
\n
ibridi (i c.d. \u201cBond Ibridi\u201d) e dai finanziamenti concessi dalle
\n
banche e da altri istituti finanziari (tra cui la Banca Europea
\n
per gli Investimenti e Cassa Depositi e Prestiti SpA).
\n
I principali covenant relativi alle emissioni obbligazionarie
\n
effettuate nell\u2019ambito dei programmi di Global/Euro Me-
\n
dium Term Notes di Enel ed Enel Finance International NV
\n
(inclusi i c.d. \u201cgreen bonds\u201d di Enel Finance International NV,
\n
garantiti da Enel SpA, utilizzati per finanziare i c.d. \u201celigi-
\n
ble green projects\u201d del Gruppo) e quelli relativi ai prestiti
\n
obbligazionari emessi da Enel Finance International NV sul
\n
mercato americano, garantiti da Enel SpA, possono essere
\n
riassunti come segue:
\n
\u2022 clausole di \u201cnegative pledge\u201d, in base alle quali l\u2019emitten-
\n
te e il garante non possono creare o mantenere in essere
\n
ipoteche, pegni o altri vincoli, su tutti o parte dei propri
\n
beni o ricavi, a garanzia di determinati indebitamenti fi-
\n
nanziari, a meno che gli stessi vincoli non siano estesi
\n
pariteticamente o pro quota ai prestiti obbligazionari in
\n
questione;
\n
\u2022 clausole di \u201cpari passu\u201d, in base alle quali i titoli obbliga-
\n
zionari e le relative garanzie costituiscono diretto, in-
\n
condizionato e non garantito obbligo dell\u2019emittente e del
\n
garante, sono senza preferenza tra loro e sono almeno
\n
allo stesso livello di \u201cseniority\u201d degli altri prestiti, non su-
\n
bordinati e non garantiti, presenti e futuri, dell\u2019emittente
\n
e del garante;
\n
\u2022 clausole di \u201ccross default\u201d, in base alle quali, nel caso si
\n
verifichi un evento di inadempimento (superiore a spe-
\n
cifiche soglie di rilevanza) su un determinato indebita-
\n
mento finanziario dell\u2019emittente o del garante e, in alcuni
\n
casi, delle societ\u00e0 rilevanti, si verifica un inadempimento
\n
anche sui prestiti in questione che possono diventare
\n
immediatamente esigibili.
\n
A partire dal 2019, Enel Finance International NV ha emesso
\n
sul mercato europeo (nell\u2019ambito del programma di emis-
\n
sioni obbligazionarie Euro Medium Term Notes - EMTN) e
\n
sul mercato americano alcuni prestiti obbligazionari \u201cso-
\n
stenibili\u201d, garantiti da Enel SpA, legati al raggiungimento
\n
di alcuni degli Obiettivi di Sviluppo Sostenibile (SDG) delle
\n
Nazioni Unite che contengono gli stessi covenant degli altri
\n
prestiti obbligazionari della stessa tipologia.
\n
Nel 2022 Enel Finance America LLC ha emesso sul mercato
\n
americano un prestito obbligazionario \u201csostenibile\u201d, garan-
\n
tito da Enel SpA, della stessa tipologia.
\n
I principali covenant relativi ai Bond Ibridi di Enel, inclusi i
\n
Bond Ibridi \u201cperpetui\u201d che prevedono l\u2019obbligo di rimborso
\n
solo in caso di scioglimento o liquidazione della Societ\u00e0,
\n
possono essere riassunti come segue:
\n
\u2022 clausole di subordinazione, in base alle quali ciascuno
\n
strumento obbligazionario ibrido \u00e8 subordinato a tutte
\n
le altre emissioni obbligazionarie dell\u2019emittente e ha un
\n
livello di \u201cseniority\u201d pari a quello degli altri strumenti fi-
\n
nanziari ibridi emessi e superiore a quello degli strumen-
\n
ti di \u201cequity\u201d;
\n
\u2022 divieto di fusione con un\u2019altra societ\u00e0 e divieto di vendita
\n
o locazione di tutti o di una parte sostanziale dei pro-
\n
pri asset a un\u2019altra societ\u00e0, a meno che quest\u2019ultima non
\n
subentri in tutte le obbligazioni in essere dell\u2019emittente.
\n
I principali covenant previsti nei contratti di finanziamento
\n
di Enel ed Enel Finance International NV e delle altre so-
\n
ciet\u00e0 del Gruppo, inclusi i \u201cSustainability-Linked Loan\u201d fa-
\n
cility agreement sottoscritti da Enel SpA, possono essere
\n
riassunti come segue:
\n
\u2022 clausole di \u201cnegative pledge\u201d, in base alle quali il debito-
\n
re e, in alcuni casi, il garante sono soggetti a limitazioni
\n
in merito alla creazione di diritti reali di garanzia o altri
\n
vincoli su tutti o parte dei rispettivi beni o attivit\u00e0, fatta
\n
eccezione per i vincoli espressamente ammessi;
\n
\u2022 clausole sulle \u201cdisposals\u201d, in base alle quali il debitore e,
\n
in alcuni casi, il garante non possono compiere atti di di-
\n
sposizione dei propri beni o attivit\u00e0, fatta eccezione per
\n
gli atti di disposizione espressamente ammessi;
\n
\u2022 clausole di \u201cpari passu\u201d, in base alle quali gli impegni di
\n
pagamento del debitore hanno lo stesso livello di \u201csenio-
\n
rity\u201d degli altri suoi obblighi di pagamento non garantiti
\n
e non subordinati;
\n
\u2022 clausole di \u201cchange of control\u201d del debitore e, in alcuni
\n
casi, del garante, che potrebbero dare luogo alla rinego-
\n
ziazione dei termini e delle condizioni dei finanziamenti o
\n
al rimborso anticipato obbligatorio dei prestiti concessi;
\n
\u2022 clausole di \u201crating\u201d, che prevedono il mantenimento del
\n
rating del debitore o del garante al di sopra di determi-
\n
nati livelli;
\n
\u2022 clausole di \u201ccross default\u201d, in base alle quali, nel caso si
\n
verifichi un inadempimento (superiore a specifiche so-
\n
glie di rilevanza) su un determinato indebitamento finan-
\n
ziario del debitore o, in alcuni casi, del garante, si verifica
\n
anche un inadempimento sui finanziamenti in questione
\n
che possono diventare immediatamente esigibili.
\n
Si fa presente che alcuni contratti di finanziamento sotto-
\n
scritti da Enel SpA, anche in qualit\u00e0 di garante, prevedono
\n
alcuni impegni aggiuntivi, quali:
\n
\u2022 l\u2019impegno all\u2019utilizzo del finanziamento esclusivamente
\n
per la copertura dei collaterali per le attivit\u00e0 di trading sui
\n
mercati dell\u2019energia;
\n
\n\n
\u2022 una clausola di \u201cdanno reputazionale\u201d, in base alla qua-
\n
le la banca finanziatrice pu\u00f2 richiedere la cancellazione
\n
dell\u2019impegno finanziario da essa assunto e il pagamento
\n
anticipato delle somme erogate qualora si verifichi un
\n
danno accertato alla reputazione propria o di altri sog-
\n
getti in conseguenza di sostanziali violazioni di talune
\n
normative;
\n
\u2022 l\u2019impegno, anche del garante, ad assicurare il rispetto di
\n
determinate normative e standard ambientali e sociali.
\n
In alcuni casi, i covenant esaminati sono previsti anche a
\n
carico delle societ\u00e0 rilevanti o delle societ\u00e0 controllate dei
\n
soggetti obbligati. Tutti gli indebitamenti finanziari presi
\n
in considerazione prevedono gli \u201cevents of default\u201d tipici
\n
della prassi internazionale, quali, per esempio, insolvenza,
\n
procedure concorsuali e cessazione dell\u2019attivit\u00e0 d\u2019impresa.
\n
Inoltre, si precisa che le garanzie rilasciate da Enel nell\u2019in-
\n
teresse di e-distribuzione SpA, in relazione ad alcuni con-
\n
tratti di finanziamento stipulati tra la stessa e-distribuzione
\n
SpA e Cassa Depositi e Prestiti SpA, prevedono che, al ter-
\n
mine di ogni periodo semestrale di misurazione, l\u2019indebita-
\n
mento finanziario netto consolidato di Enel non ecceda 4,5
\n
volte l\u2019EBITDA consolidato su base annua.
\n
Si fa infine presente che l\u2019indebitamento di Endesa SA, Enel
\n
Am\u00e9ricas SA ed Enel Chile SA e delle altre societ\u00e0 control-
\n
late spagnole e latinoamericane (in particolare Enel Gene-
\n
raci\u00f3n Chile SA) contiene i covenant e gli \u201cevents of defau-
\n
lt\u201d tipici della prassi internazionale.
\n
48.3.2 Finanziamenti a breve termine - Euro 18.392
\n
milioni
\n
Al 31 dicembre 2022 i finanziamenti a breve termine am-
\n
montano complessivamente a 18.392 milioni di euro, re-
\n
gistrando un incremento di 5.086 milioni di euro rispetto
\n
al 31 dicembre 2021, e sono dettagliati nella tabella che
\n
segue.
\n
Milioni di euro
\n
al 31.12.2022 al 31.12.2021 2022-2021
\n
Debiti verso banche a breve termine 1.320 1.329 (9)
\n
Commercial paper 13.838 10.708 3.130
\n
Cash collateral e altri finanziamenti su derivati 1.513 918 595
\n
Altri finanziamenti a breve termine
\n
(1)
\n
1.721 351 1.370
\n
Totale finanziamenti a breve termine 18.392 13.306 5.086
\n
(1) Non include debiti finanziari correnti ricompresi nelle \u201cAltre passivit\u00e0 finanziarie correnti\u201d.
\n
I debiti rappresentati da commercial paper, pari a 13.838
\n
milioni di euro, si riferiscono alle emissioni in capo a Enel
\n
Finance International, Endesa ed Enel Finance America.
\n
Tra i programmi di commercial paper si segnalano:
\n
\u2022 8.000 milioni di euro di Enel Finance International, incre-
\n
mentati nel corso del 2022 dai precedenti 6.000 milioni
\n
di euro;
\n
\u2022 5.000 milioni di euro di Endesa, incrementati nel corso
\n
del 2022 dai precedenti 4.000 milioni di euro;
\n
\u2022 5.000 milioni di dollari statunitensi, equivalenti a 4.414
\n
milioni di euro al 31 dicembre 2022, di Enel Finance
\n
America.
\n
Al 31 dicembre 2022 l\u2019intero ammontare delle commercial
\n
paper, pari a 13.838 milioni di euro, \u00e8 legato a obiettivi di
\n
sostenibilit\u00e0.
\n
\n", "dimensions": { "concept": "ifrs-full:DisclosureOfSubordinatedLiabilitiesExplanatory", "language": "it", "entity": "scheme:WOCMU6HCI0OJWNPRZS33", "period": "2022-01-01T00:00:00/2023-01-01T00:00:00" } }, "Tag1027": { "value": "\n
49. Risk management
\n
Governance e obiettivi di gestione dei rischi
\n
finanziari
\n
Il Gruppo Enel, nello svolgimento della propria attivit\u00e0 indu-
\n
striale, \u00e8 esposto a rischi di natura finanziaria quali il rischio
\n
di tasso di interesse, di commodity, di tasso di cambio, cre-
\n
dito e controparte e di liquidit\u00e0.
\n
L\u2019obiettivo primario di Enel \u00e8 quello di mitigare opportu-
\n
namente i rischi finanziari, affinch\u00e9 questi non comportino
\n
variazioni inattese dei risultati economici.
\n
Nei paragrafi successivi verranno dettagliati i rischi di natu-
\n
ra finanziaria sopra menzionati.
\n
Le fonti dell\u2019esposizione a tali rischi non hanno sub\u00edto va-
\n
riazioni rispetto al precedente esercizio.
\n
Rischio di tasso di interesse
\n
Il rischio di tasso di interesse deriva principalmente dall\u2019im-
\n
piego di strumenti finanziari e si manifesta principalmente
\n
come variazione inattesa degli oneri relativi alle passivi-
\n
t\u00e0 finanziarie, se indicizzati a tasso variabile e/o soggetti
\n
all\u2019incertezza delle condizioni economiche nella negozia-
\n
zione dei nuovi strumenti di debito, nonch\u00e9 come variazio-
\n
ne inattesa del valore di strumenti finanziari valutati al fair
\n
value (quali il debito a tasso fisso).
\n
Le principali passivit\u00e0 finanziarie detenute dal Gruppo
\n
comprendono prestiti obbligazionari, finanziamenti ban-
\n
cari, debiti verso altri finanziatori, commercial paper, deri-
\n
vati, depositi in denaro ricevuti a garanzia di contratti com-
\n
merciali o derivati (garanzie passive, cash collateral).
\n
Il Gruppo gestisce il rischio di tasso di interesse principal-
\n
mente attraverso la definizione di una struttura finanzia-
\n
ria ottimale con il duplice obiettivo di stabilizzazione degli
\n
oneri e di contenimento del costo della provvista.
\n
Tale obiettivo viene raggiunto sia attraverso la diversifica-
\n
zione del portafoglio di passivit\u00e0 finanziarie, per tipologia
\n
contrattuale, durata e condizioni, sia modificando il profilo
\n
di rischio di specifiche esposizioni attraverso la stipula di
\n
contratti finanziari derivati OTC, principalmente interest
\n
rate swap e interest rate option. La scadenza del contratto
\n
derivato non eccede la scadenza della passivit\u00e0 finanziaria
\n
sottostante cosicch\u00e9 ogni variazione del fair value e/o dei
\n

\n\n

\n
flussi di cassa attesi dell\u2019uno bilancia la corrispondente va-
\n
riazione del fair value e/o dei flussi di cassa attesi dell\u2019altra.
\n
In alcuni casi residuali possono essere adottate tecniche di
\n
proxy hedging, qualora gli strumenti di copertura relativi ai
\n
fattori di rischio nativi non siano disponibili sul mercato o
\n
non siano sufficientemente liquidi.
\n
Attraverso i contratti di interest rate swap, Enel concorda
\n
con la controparte di scambiare periodicamente i flussi di
\n
cassa relativi agli interessi a tasso variabile con quelli rela-
\n
tivi agli interessi a tasso fisso, entrambi calcolati sul mede-
\n
simo capitale nozionale di riferimento.
\n
Nella tabella seguente viene fornito, alla data del 31 dicem-
\n
bre 2022 e del 31 dicembre 2021 il nozionale dei contratti
\n
derivati su tasso di interesse suddiviso per tipologia con-
\n
trattuale.
\n
Milioni di euro Valore nozionale
\n
al 31.12.2022 al 31.12.2021
\n
Da variabile a fisso interest rate swap 5.836
\n
7. 7 00
\n
Da fisso a variabile interest rate swap 1.401 722
\n
Da fisso a fisso interest rate swap --
\n
Da variabile a variabile interest rate swap 618 391
\n
Interest rate option -50
\n
Totale 7.855
\n
8.863
\n
Per maggiori dettagli sui derivati su tasso di interesse si
\n
prega di far riferimento alla nota 51 \u201cDerivati ed hedge ac-
\n
counting\u201d.
\n
Analisi di sensitivit\u00e0 del tasso di interesse
\n
Enel effettua l\u2019analisi di sensitivit\u00e0 attraverso la stima degli
\n
effetti sul valore delle poste di bilancio relative al portafo-
\n
glio in strumenti finanziari derivanti da variazioni nel livello
\n
dei tassi di interesse.
\n
In particolare, l\u2019analisi di sensitivit\u00e0 misura il potenziale im-
\n
patto sul Conto economico e sul patrimonio netto di diver-
\n
si scenari di mercato che determinerebbero la variazione
\n
del fair value degli strumenti finanziari derivati e la variazio-
\n
ne degli oneri finanziari relativi alla quota di indebitamento
\n
lordo non coperto.
\n
Tali scenari di mercato sono ottenuti mediante la traslazio-
\n
ne parallela, in aumento e in diminuzione, della curva dei
\n
tassi di interesse di riferimento alla data di bilancio.
\n
Non sono state introdotte modifiche n\u00e9 dei metodi n\u00e9 delle
\n
assunzioni utilizzate nell\u2019analisi di sensitivit\u00e0 rispetto al pe-
\n
riodo precedente.
\n
Mantenendo costanti tutte le altre variabili, il risultato pri-
\n
ma delle imposte \u00e8 impattato dalle variazioni nel livello dei
\n
tassi di interesse come segue.
\n
Milioni di euro 2022
\n
Impatto a Conto economico
\n
(al lordo delle imposte)
\n
Impatto a patrimonio netto
\n
(al lordo delle imposte)
\n
Punti base Incremento Decremento Incremento
\n
Decremento
\n
Variazione degli oneri finanziari sul debito lordo di lungo
\n
termine a tasso variabile dopo le coperture
\n
25 32
\n
(32) --
\n
Variazione del fair value degli strumenti finanziari derivati
\n
classificati non di copertura
\n
25 25
\n
(25) --
\n
Variazione del fair value degli strumenti finanziari derivati
\n
designati come strumenti di copertura
\n
Cash flow hedge 25 - - 29 (29)
\n
Fair value hedge 25 - - (9)
\n
9
\n
Al 31 dicembre 2022 il 22,3% (24,5% al 31 dicembre 2021)
\n
del valore nozionale dell\u2019indebitamento finanziario lordo a
\n
lungo termine \u00e8 espresso a tassi variabili. Tenuto conto di
\n
efficaci relazioni di copertura dei flussi finanziari connessi
\n
al rischio di tasso di interesse (in base a quanto previsto
\n
dagli IFRS-EU), il valore nozionale dell\u2019indebitamento finan-
\n
ziario lordo a lungo termine, al 31 dicembre 2022, risulta
\n
essere coperto per l\u201982,0% rispetto all\u2019esposizione (coperto
\n
per l\u201984,5% al 31 dicembre 2021).
\n\n
Rischio di tasso di cambio
\n
Il rischio di tasso di cambio si manifesta principalmente
\n
come variazioni inattese delle poste di bilancio derivanti da
\n
transazioni denominate in una valuta diversa dalla valuta di
\n
conto. Il Bilancio consolidato del Gruppo \u00e8 inoltre soggetto
\n
al rischio traslativo come conseguenza della conversione
\n
dei bilanci delle controllate estere, denominati in valuta lo-
\n
cale, in euro quale valuta di conto del Gruppo.
\n
L\u2019esposizione del Gruppo al rischio di tasso di cambio \u00e8
\n
legata in particolare alle operazioni di compravendita di
\n

\n\n

\n\n

\n\n
combustibili ed energia, agli investimenti (flussi di cassa
\n
per costi capitalizzati), ai dividendi e alla compravendita di
\n
partecipazioni, ai rapporti commerciali e alle attivit\u00e0 e pas-
\n
sivit\u00e0 finanziarie.
\n
Le policy di Gruppo relative alla gestione del rischio di
\n
cambio prevedono la mitigazione degli effetti sul risultato
\n
economico delle variazioni del livello dei tassi di cambio,
\n
con l\u2019esclusione degli effetti traslativi connessi al consoli-
\n
damento contabile.
\n
Al fine di minimizzare l\u2019esposizione al rischio di tasso di
\n
cambio, Enel adotta strategie di diversificazione geogra-
\n
fica delle fonti di ricavo e di costo, nonch\u00e9 formule di in-
\n
dicizzazione nei contratti commerciali, e stipula diverse ti-
\n
pologie di contratti derivati, tipicamente sul mercato Over
\n
the Counter (OTC).
\n
I contratti derivati presenti nel portafoglio di strumen-
\n
ti finanziari del Gruppo sono cross currency interest rate
\n
swap, currency forward e currency swap. La scadenza di
\n
tali contratti non eccede la scadenza dello strumento sot-
\n
tostante cosicch\u00e9 ogni variazione del fair value e/o dei
\n
flussi di cassa attesi degli uni bilancia le corrispondenti va-
\n
riazioni del fair value e/o dei flussi di cassa attesi degli altri.
\n
I cross currency interest rate swap consentono di trasfor-
\n
mare una passivit\u00e0 finanziaria a lungo termine, denominata
\n
in una divisa diversa da quella di conto, in un\u2019equivalente
\n
passivit\u00e0 finanziaria denominata nella divisa di conto.
\n
I currency forward sono contratti con i quali le controparti
\n
concordano lo scambio bidirezionale di capitali denomina-
\n
ti in divise diverse, a una determinata data futura e a un
\n
certo tasso di cambio (c.d. \u201cstrike\u201d). Tali contratti possono
\n
prevedere la consegna effettiva del capitale scambiato
\n
(deliverable forward) o la corresponsione del differenziale
\n
generato dalla disuguaglianza tra il tasso di cambio strike
\n
e il livello del cambio prevalente sul mercato alla data di
\n
scadenza (non-deliverable forward). In quest\u2019ultimo caso, il
\n
tasso di cambio strike e/o il tasso di cambio spot possono
\n
essere determinati come medie dei tassi osservati in un
\n
determinato periodo.
\n
I currency swap sono contratti con i quali le controparti
\n
concordano due operazioni di segno opposto a differen-
\n
ti date future (tipicamente una a pronti e una a termine)
\n
che prevedono lo scambio di capitali denominati in divise
\n
diverse.
\n
Nella seguente tabella viene fornito, alla data del 31 dicem-
\n
bre 2022 e del 31 dicembre 2021, il nozionale delle ope-
\n
razioni in essere suddivise per tipologia di posta coperta.
\n
Milioni di euro Valore nozionale
\n
al 31.12.2022 al 31.12.2021
\n
Cross currency interest rate swap (CCIRS) a copertura indebitamento in valuta 28.444 21.123
\n
Contratti currency forward a copertura del rischio cambio commodity 8.392 6.183
\n
Contratti currency forward/CCIRS a copertura di flussi futuri in valuta diversa dall\u2019euro 5.333 5.034
\n
Altri contratti forward 1.497 926
\n
Totale 43.666 33.266
\n
In particolare, si evidenziano:
\n
\u2022 contratti CCIRS con un ammontare nozionale di 28.444
\n
milioni di euro volti alla copertura del rischio cambio col-
\n
legato all\u2019indebitamento contratto in valuta (21.123 milio-
\n
ni di euro al 31 dicembre 2021);
\n
\u2022 contratti currency forward e cross currency swap con
\n
un ammontare nozionale complessivo di 13.725 milioni
\n
di euro utilizzati per coprire il rischio cambio connesso
\n
alle attivit\u00e0 di acquisto di gas naturale e combustibili, e
\n
ai flussi attesi in valute diverse dall\u2019euro (11.217 milioni di
\n
euro al 31 dicembre 2021); la variazione del valore nozio-
\n
nale nell\u2019anno ha risentito di una maggiore esposizione
\n
al rischio cambio, in particolare verso il dollaro statuni-
\n
tense, conseguente all\u2019aumento dei prezzi del gas na-
\n
turale e alla ripresa della produzione di energia elettrica
\n
da carbone;
\n
\u2022 gli \u201cAltri contratti forward\u201d, in cui sono ricomprese le ope-
\n
razioni in derivati OTC posti in essere al fine di mitigare il
\n
rischio di cambio relativo ai flussi attesi in valute diverse
\n
dalla moneta di conto connessi all\u2019acquisizione di beni
\n
d\u2019investimento nel settore delle energie rinnovabili e del-
\n
le infrastrutture e reti (contatori digitali di ultima genera-
\n
zione), ai costi operativi della fornitura di servizi cloud e
\n
a ricavi derivanti dalla vendita di energia rinnovabile. Nel
\n
corso del 2022 sono state coperte le esposizioni alle flut-
\n
tuazioni del tasso di cambio euro/renminbi cinese deri-
\n
vanti dagli investimenti in progetti BESS (Battery Energy
\n
Storage System).
\n
Al 31 dicembre 2022 si rileva che il 51% (45% al 31 dicem-
\n
bre 2021) dell\u2019indebitamento a lungo termine di Gruppo \u00e8
\n
espresso in divise diverse dall\u2019euro.
\n
Tenuto conto delle operazioni di copertura dal rischio di
\n
tasso di cambio, la percentuale di indebitamento non co-
\n
perta da tale rischio si attesta al 18% al 31 dicembre 2022
\n
(17% al 31 dicembre 2021).
\n
Analisi di sensitivit\u00e0 del rischio di tasso di cambio
\n
Enel effettua l\u2019analisi di sensitivit\u00e0 attraverso la stima degli
\n
effetti sul valore delle poste di bilancio relative al portafo-
\n
glio in strumenti finanziari derivanti da variazioni nel livello
\n
dei tassi di cambio.
\n

\n\n

\n\n

\n

\n\n
In particolare, l\u2019analisi di sensitivit\u00e0 misura il potenziale im-
\n
patto sul Conto economico e sul patrimonio netto di diver-
\n
si scenari di mercato che determinerebbero la variazione
\n
del fair value degli strumenti finanziari derivati e la variazio-
\n
ne degli oneri finanziari relativi alla quota di indebitamento
\n
lordo di medio-lungo termine non coperto.
\n
Tali scenari sono ottenuti mediante l\u2019apprezzamento e il
\n
deprezzamento del tasso di cambio dell\u2019euro verso tutte
\n
le altre divise rispetto al valore rilevato alla data di bilancio.
\n
Non sono state introdotte modifiche n\u00e9 dei metodi n\u00e9 delle
\n
assunzioni utilizzate nell\u2019analisi di sensitivit\u00e0 rispetto al pe-
\n
riodo precedente.
\n
Mantenendo costanti tutte le altre variabili, il risultato pri-
\n
ma delle imposte \u00e8 impattato dalle variazioni nel livello dei
\n
tassi di cambio come segue.
\n
Milioni di euro 2022
\n
Impatto a Conto economico
\n
(al lordo delle imposte)
\n
Impatto a patrimonio netto
\n
(al lordo delle imposte)
\n
Tasso di
\n
cambio EUR Appr. EUR Depr. EUR Appr.
\n
EUR Depr.
\n
Variazione degli oneri finanziari sul debito lordo di lungo
\n
termine in valuta diversa dall\u2019euro dopo le coperture
\n
10% ----
\n
Variazione del fair value degli strumenti finanziari derivati
\n
classificati non di copertura
\n
10% 880
\n
(1.073) --
\n
Variazione del fair value degli strumenti finanziari derivati
\n
designati come strumenti di copertura
\n
Cash flow hedge 10% - - (3.434) 4.193
\n
Fair value hedge 10% (40) 49 - -
\n

\n\n\n
Rischio di prezzo delle commodity
\n
Il rischio di oscillazione dei prezzi delle commodity ener-
\n
getiche, quali energia elettrica, gas, petrolio, CO
\n
2
\n
ecc. e
\n
delle materie prime, quali minerali e metalli, \u00e8 generato
\n
dalla volatilit\u00e0 dei prezzi e dalle correlazioni strutturali tra
\n
essi esistenti, che rendono incerto il margine derivante dal-
\n
le operazioni di compravendita di energia, combustibili e
\n
materiali a prezzo variabile (per es., contratti bilaterali indi-
\n
cizzati, operazioni sul mercato spot ecc.).
\n
Le esposizioni derivanti dai contratti indicizzati sono de-
\n
terminate attraverso la scomposizione delle formule con-
\n
trattuali nei fattori di rischio sottostanti.
\n
Per contenere gli effetti delle oscillazioni e stabilizzare il
\n
margine in conformit\u00e0 con le policy e i limiti operativi defi-
\n
niti dalla governance di Gruppo, garantendo un adeguato
\n
margine di flessibilit\u00e0 per cogliere eventuali opportunit\u00e0
\n
nel breve termine, Enel elabora e pianifica sia strategie
\n
che intervengono nelle varie fasi del processo industriale
\n
legato alla produzione e vendita di energia e di gas (quali
\n
l\u2019approvvigionamento anticipato e gli accordi commerciali
\n
a lungo termine), sia piani e tecniche di mitigazione del ri-
\n
schio tramite l\u2019utilizzo di contratti derivati (hedging).
\n
In relazione all\u2019energia venduta, il Gruppo ricorre prevalen-
\n
temente alla stipula di contratti a prezzo fisso, attraverso
\n
accordi bilaterali fisici (per es., PPA) e contratti finanziari
\n
(per es., contratti per differenza, VPP ecc.) nei quali le dif-
\n
ferenze sono regolate a favore della controparte, nel caso
\n
il prezzo di mercato dell\u2019energia superi il prezzo strike, e
\n
a favore di Enel, nel caso contrario. L\u2019esposizione residua,
\n
derivante dalle vendite di energia sul mercato spot, non
\n
coperte dai suddetti contratti, \u00e8 aggregata per fattori di
\n
rischio omogenei che possono essere gestiti attraverso
\n
operazioni di copertura sul mercato. Per i portafogli in-
\n
dustriali sono adottate tecniche di proxy hedging qualora
\n
gli strumenti di copertura relativi ai particolari fattori di ri-
\n
schio che generano l\u2019esposizione non siano disponibili sul
\n
mercato o non siano sufficientemente liquidi. Inoltre, Enel
\n
applica tecniche di portfolio hedging per valutare opportu-
\n
nit\u00e0 di netting fra esposizioni infragruppo.
\n
Gli strumenti di copertura utilizzati dal Gruppo sono pre-
\n
valentemente contratti derivati plain vanilla (in particolare,
\n
forward, swap, opzioni su commodity, future e contratti
\n
per differenza).
\n
Alcuni di questi prodotti possono essere indicizzati a sot-
\n
tostanti diversi (carbone, gas, petrolio, CO
\n
2
\n
, diverse geo-
\n
grafie ecc.) e le formule possono essere studiate e adattate
\n
a seconda delle esigenze specifiche.
\n
Enel inoltre svolge attivit\u00e0 di proprietary trading con l\u2019obiet-
\n
tivo di presidiare i mercati delle commodity energetiche di
\n
riferimento per il Gruppo. Tale attivit\u00e0 consiste nell\u2019assun-
\n
zione di esposizioni sulle commodity energetiche (prodotti
\n
petroliferi, gas, carbone, certificati CO
\n
2
\n
ed energia elettri-
\n
ca) attraverso strumenti finanziari derivati e contratti fisici
\n
scambiati su mercati regolamentati e Over the Counter
\n
(OTC), ottimizzando il profitto grazie a operazioni effettuate
\n
sulla base delle aspettative di evoluzione dei mercati.
\n
La seguente tabella espone il valore nozionale delle tran-
\n
sazioni outstanding al 31 dicembre 2022 e al 31 dicembre
\n
2021, suddiviso per tipologia di strumento.
\n

\n\n

\n\n

\n

\n\n
Milioni di euro Valore nozionale
\n
al 31.12.2022 al 31.12.2021
\n
Contratti forward e future 114.128 90.273
\n
Swap 11.271 12.122
\n
Opzioni 504 1.076
\n
Embedded --
\n
Totale 125.903 103.471
\n
Per maggiori dettagli si prega di far riferimento alla nota 51
\n
\u201cDerivati ed hedge accounting\u201d.
\n
Analisi di sensitivit\u00e0 del rischio di prezzo delle
\n
commodity
\n
La seguente tabella presenta l\u2019analisi di sensitivit\u00e0 a cam-
\n
biamenti ragionevolmente possibili nei prezzi delle com-
\n
modity sottostanti il modello di valutazione considerati
\n
nello scenario alla stessa data, mantenendo tutte le altre
\n
variabili costanti.
\n
L\u2019impatto sul risultato prima delle imposte, in caso di un in-
\n
cremento del 15% e di un decremento del 15% dei prezzi
\n
delle commodity principali che compongono gli scena-
\n
ri dei combustibili e il paniere delle formule utilizzate nei
\n
contratti, \u00e8 dovuto principalmente alla variazione del prez-
\n
zo dell\u2019energia, del gas e dei prodotti petroliferi e, in minor
\n
misura, della CO
\n
2.
\n
L\u2019impatto sul patrimonio netto, applican-
\n
do gli stessi shift sulla curva dei prezzi, \u00e8 dovuto princi-
\n
palmente alla variazione del prezzo dell\u2019energia elettrica
\n
e delle commodity petrolifere e, in misura inferiore, della
\n
CO
\n
2
\n
. L\u2019esposizione del Gruppo a variazioni dei prezzi delle
\n
altre commodity non \u00e8 materiale.
\n
Milioni di euro 2022
\n
Impatto a Conto economico
\n
(al lordo delle imposte)
\n
Impatto a patrimonio netto
\n
(al lordo delle imposte)
\n
Prezzo commodity Incremento Decremento Incremento Decremento
\n
Variazioni nel fair value dei derivati su commodity
\n
di trading
\n
20% (165) 169 - -
\n
Variazioni nel fair value dei derivati su commodity
\n
designati come strumenti di copertura
\n
20% (17) 22 (273) 243
\n

\n\n\n
Credito e Controparte
\n
Le operazioni commerciali, su commodity e di natura fi-
\n
nanziaria espongono il Gruppo al rischio di credito, ovvero
\n
all\u2019eventualit\u00e0 che un peggioramento del merito creditizio
\n
delle controparti o l\u2019inadempimento degli obblighi con-
\n
trattuali di pagamento determini l\u2019interruzione dei flussi di
\n
cassa in entrata e l\u2019aumento dei costi di incasso (rischio di
\n
regolamento), nonch\u00e9 minori flussi di ricavi dovuti alla so-
\n
stituzione di operazioni originarie con analoghe negoziate
\n
a condizioni di mercato sfavorevoli (rischio di sostituzione).
\n
Si pu\u00f2 incorrere inoltre in rischi reputazionali ed economici
\n
derivanti da un\u2019esposizione significativa verso una singola
\n
controparte, gruppi di clienti correlati o controparti ope-
\n
ranti nello stesso settore ovvero appartenenti alla stessa
\n
area geografica.
\n
Pertanto, l\u2019esposizione al rischio di credito e controparte \u00e8
\n
riconducibile alle seguenti tipologie di operativit\u00e0:
\n
\u2022 vendita e distribuzione di energia elettrica e gas nei
\n
mercati liberi e regolamentati e fornitura di beni e servizi
\n
(crediti commerciali verso terzi);
\n
\u2022 attivit\u00e0 di negoziazione che comportano uno scambio
\n
fisico od operazioni su strumenti finanziari (portafoglio
\n
commodity);
\n
\u2022 attivit\u00e0 di negoziazione di strumenti derivati, depositi
\n
bancari e pi\u00f9 in generale di strumenti finanziari (porta-
\n
foglio finanziario).
\n
Allo scopo di perseguire la minimizzazione del rischio di
\n
credito e controparte, la gestione e il controllo delle espo-
\n
sizioni creditizie vengono effettuati a livello di Regione,
\n
Paese e Linea di Business Globale da unit\u00e0 organizzative
\n
diverse, assicurando in tal modo la necessaria segregazio-
\n
ne tra attivit\u00e0 di gestione e di controllo del rischio. Il mo-
\n
nitoraggio dell\u2019esposizione consolidata viene assicurato
\n
dalla Holding.
\n
Inoltre, a livello di Gruppo \u00e8 prevista, in tutte le principali
\n
Regioni, Paesi e Linee di Business Globali e a livello conso-
\n
lidato, l\u2019applicazione di criteri omogenei per la misurazio-
\n
ne, il monitoraggio e il controllo delle esposizioni creditizie
\n
commerciali, al fine di identificare tempestivamente i feno-
\n
meni degenerativi della qualit\u00e0 dei crediti in essere e delle
\n
eventuali azioni di mitigazione da implementare.
\n
La politica di gestione del rischio di credito e contropar-
\n
te derivante da attivit\u00e0 commerciali prevede la valutazione
\n
preliminare del merito creditizio delle controparti e l\u2019ado-
\n
zione di strumenti di mitigazione quali l\u2019acquisizione di ga-
\n
ranzie reali o personali.
\n

\n\n

\n\n

\n\n
Inoltre, il Gruppo pone in essere operazioni di cessione dei
\n
crediti senza rivalsa (pro soluto), che danno luogo all\u2019inte-
\n
grale eliminazione dal bilancio delle corrispondenti attivit\u00e0
\n
oggetto di cessione, essendo stati ritenuti trasferiti i rischi
\n
e i benef\u00edci a esse connessi.
\n
Con riferimento all\u2019operativit\u00e0 finanziaria e su commodity,
\n
la mitigazione del rischio \u00e8 perseguita attraverso un siste-
\n
ma di valutazione delle controparti omogeneo a livello di
\n
Gruppo, implementato anche a livello di Regione/Paese/Li-
\n
nea di Business Globale, nonch\u00e9 l\u2019adozione di specifici fra-
\n
mework contrattuali standardizzati che prevedono clauso-
\n
le di mitigazione del rischio (es: netting) ed eventualmente
\n
lo scambio di cash collateral.
\n
Nonostante peggioramenti delle curve di incasso su alcuni
\n
segmenti di clientela di cui si \u00e8 tenuto conto nella valuta-
\n
zione dell\u2019impairment dei crediti commerciali, il portafoglio
\n
di Gruppo ha dimostrato \u2013 fino a oggi \u2013 resilienza al con-
\n
testo macroeconomico e allo scenario prezzi attuale. Tutto
\n
ci\u00f2 grazie a un rafforzamento dei canali di incasso digitali e
\n
a una solida diversificazione della customer base.
\n
Crediti finanziari
\n
Milioni di euro
\n
al 31.12.2022
\n
Staging
\n
Base per
\n
la rilevazione del
\n
fondo perdite attese
\n
Loss rate medio
\n
(PD*LGD)
\n
Valore contabile
\n
lordo
\n
Fondo perdite
\n
attese Valore netto
\n
Performing 12 m ECL 1,2% 16.918 205 16.713
\n
Underperforming Lifetime ECL 4,1% 266 11 255
\n
Non-performing Lifetime ECL 12,6% 254 32
\n
222
\n
Totale 17.438 248 17.190
\n

\n\n

\n\n

\n\n
Attivit\u00e0 derivanti dai contratti con i clienti, crediti commerciali e altri crediti: valutazione individuale
\n
Milioni di euro
\n
al 31.12.2022
\n
Loss rate medio
\n
(PD*LGD)
\n
Valore
\n
contabile lordo
\n
Fondo perdite
\n
attese Valore netto
\n
Attivit\u00e0 da contratti con i clienti - 79 - 79
\n
Crediti commerciali
\n
Crediti commerciali non scaduti 0,7% 5.560 41 5.519
\n
Crediti commerciali scaduti:
\n
- 1-30 giorni 1,0% 477 5 472
\n
- 31-60 giorni 1,3% 75 1 74
\n
- 61-90 giorni 2,8% 36 1 35
\n
- 91-120 giorni 7,1% 28 2 26
\n
- 121-150 giorni 12,5% 24 3 21
\n
- 151-180 giorni 5,9% 51 3 48
\n
- pi\u00f9 di 180 giorni (credit impaired) 80,8% 1.629 1.317 312
\n
Totale crediti commerciali 7.880 1.373 6.507
\n
Altri crediti
\n
Altri crediti non scaduti 2,2% 1.401 31 1.370
\n
Altri crediti scaduti:
\n
- 1-30 giorni -35 -35
\n
- 31-60 giorni -219 -219
\n
- 61-90 giorni ----
\n
- 91-120 giorni ----
\n
- 121-150 giorni ----
\n
- 151-180 giorni -2-2
\n
- pi\u00f9 di 180 giorni (credit impaired) 16,3% 147 24 123
\n
Totale altri crediti 1.804 55 1.749
\n
TOTALE 9.763 1.428 8.335
\n
Milioni di euro
\n
al 31.12.2021
\n
Loss rate medio
\n
(PD*LGD)
\n
Valore
\n
contabile lordo
\n
Fondo perdite
\n
attese Valore netto
\n
Attivit\u00e0 da contratti con i clienti - 110 - 110
\n
Crediti commerciali
\n
Crediti commerciali non scaduti 0,7% 5.339 39 5.300
\n
Crediti 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%341717
\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
\n
Totale crediti commerciali 7.868 1.481 6.387
\n
Altri crediti
\n
Altri crediti non scaduti 1,9% 1.712 32 1.680
\n
Altri 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
\n
Totale altri crediti 2.642 78 2.564
\n
TOTALE 10.620 1.559 9.061
\n

\n\n

\n\n

\n\n
Attivit\u00e0 derivanti dai contratti con i clienti, crediti commerciali e altri crediti: valutazione collettiva
\n
Milioni di euro
\n
al 31.12.2022
\n
Loss rate medio
\n
(PD*LGD)
\n
Valore
\n
contabile lordo
\n
Fondo perdite
\n
attese Valore netto
\n
Attivit\u00e0 da contratti con i clienti 4,3% 46 2 44
\n
Crediti commerciali
\n
Crediti commerciali non scaduti 2,4% 7.698 187 7.511
\n
Crediti commerciali scaduti:
\n
- 1-30 giorni 2,6% 535 14 521
\n
- 31-60 giorni 42,3% 123 52 71
\n
- 61-90 giorni 24,0% 275 66 209
\n
- 91-120 giorni 29,0% 186 54 132
\n
- 121-150 giorni 35,6% 146 52 94
\n
- 151-180 giorni 45,0% 129 58 71
\n
- pi\u00f9 di 180 giorni (credit impaired) 56,4% 3.416 1.927 1.489
\n
Totale crediti commerciali 12.508 2.410 10.098
\n
Altri crediti
\n
Altri crediti non scaduti - 251 - 251
\n
Altri crediti scaduti:
\n
- 1-30 giorni 50,0% 2 1 1
\n
- 31-60 giorni ----
\n
- 61-90 giorni ----
\n
- 91-120 giorni ----
\n
- 121-150 giorni ----
\n
- 151-180 giorni ----
\n
- pi\u00f9 di 180 giorni (credit impaired) ----
\n
Totale altri crediti 253 1 252
\n
TOTALE 12.807 2.413 10.394
\n
Milioni di euro
\n
al 31.12.2021
\n
Loss rate medio
\n
(PD*LGD)
\n
Valore
\n
contabile lordo
\n
Fondo perdite
\n
attese Valore netto
\n
Attivit\u00e0 da contratti con i clienti 11,5% 26 2 24
\n
Crediti commerciali
\n
Crediti commerciali non scaduti 1,7% 4.603 77 4.526
\n
Crediti 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
\n
Totale crediti commerciali 11.871 2.182 9.689
\n
Altri crediti
\n
Altri crediti non scaduti - 804 76 728
\n
Altri 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
\n
Totale altri crediti 813 76 737
\n
TOTALE 12.710 2.260 10.450
\n

\n\n

\n\n

\n\n
Rischio di liquidit\u00e0
\n
Il rischio di liquidit\u00e0 si manifesta come incertezza sulla ca-
\n
pacit\u00e0 del Gruppo di adempiere alle proprie obbligazioni,
\n
associate a passivit\u00e0 finanziarie che sono regolate tramite
\n
la cassa o altre attivit\u00e0 finanziarie.
\n
Enel gestisce il rischio di liquidit\u00e0 attuando opportune mi-
\n
sure tese a garantire un adeguato livello di risorse finanzia-
\n
rie liquide, minimizzandone il relativo costo opportunit\u00e0 e
\n
mantenendo una struttura del debito equilibrata in termini
\n
di scadenze e fonti di finanziamento.
\n
Nel breve termine, il rischio di liquidit\u00e0 \u00e8 mitigato garan-
\n
tendo un adeguato livello di risorse incondizionatamen-
\n
te disponibili, ivi comprese le disponibilit\u00e0 di cassa e i
\n
depositi a breve termine, le linee di credito committed
\n
disponibili e il portafoglio di attivit\u00e0 altamente liquide.
\n
Nel lungo termine, il rischio di liquidit\u00e0 \u00e8 mitigato garan-
\n
tendo un profilo equilibrato di scadenze del debito e l\u2019ac-
\n
cesso a diverse fonti di finanziamento in termini di mercati,
\n
valute e controparti.
\n
La mitigazione del rischio di liquidit\u00e0 consente al Gruppo
\n
di mantenere un profilo di merito creditizio che garantisce
\n
l\u2019accesso al mercato dei capitali e limiti il costo delle fonti
\n
di finanziamento, con conseguenti effetti positivi sulla sua
\n
situazione economica, patrimoniale e finanziaria.
\n
Il Gruppo ha a disposizione le seguenti linee di credito e
\n
commercial paper non utilizzate.
\n
Milioni di euro al 31.12.2022 al 31.12.2021
\n
Con scadenza
\n
entro un anno
\n
Con scadenza
\n
oltre un anno
\n
Con scadenza
\n
entro un anno
\n
Con scadenza
\n
oltre un anno
\n
Linee di credito committed 355 19.122 438 14.822
\n
Linee di credito uncommitted 980 - 888 -
\n
Commercial paper 3.847 - 3.709 -
\n
Totale 5.182 19.122 5.035 14.822
\n
Analisi delle scadenze
\n
La tabella seguente riassume il profilo temporale del piano
\n
di rimborsi del debito a lungo termine del Gruppo.
\n
Milioni di euro
\n
Al 31.12.2022 Quota con scadenza nel
\n
Meno di tre
\n
mesi
\n
Tra tre mesi
\n
e un anno 2024 2025 2026 2027 Oltre
\n
Obbligazioni:
\n
- tasso fisso quotate 54 924 4.674 3.421 3.848 3.738 13.233
\n
- tasso variabile quotate 237 300 391 304 225 199 891
\n
- tasso fisso non quotate - - 1.403 1.395 1.163 2.529 12.237
\n
- tasso variabile non quotate - 97 97 97 97 97 40
\n
Totale obbligazioni 291 1.321 6.565 5.217 5.333 6.563 26.401
\n
Finanziamenti bancari:
\n
- tasso fisso 73 138 928 288 406 692 748
\n
- tasso variabile 120 557 3.144 1.196 2.399 944 4.488
\n
- uso linee di credito revolving - 2 - 26 2 - -
\n
Totale finanziamenti bancari 193 697 4.072 1.510 2.807 1.636 5.236
\n
Leasing:
\n
- tasso fisso 67 184 219 200 172 144 1.644
\n
- tasso variabile 1 9 10 11 6 1 4
\n
Totale leasing 68 193 229 211 178 145 1.648
\n
Altri finanziamenti non bancari:
\n
- tasso fisso 18 52 61 56 60 56 201
\n
- tasso variabile - 2 - 6---
\n
Totale altri finanziamenti non bancari 18 54 61 62 60 56 201
\n
TOTALE 570 2.265 10.927 7.000 8.378 8.400 33.486
\n

\n\n

\n\n

\n
Impegni per l\u2019acquisto delle commodity
\n
Nel corso dello svolgimento del proprio business il Gruppo
\n
Enel ha sottoscritto contratti per l\u2019acquisto di una specifica
\n
quantit\u00e0 di commodity a una certa data futura ma aventi
\n
le caratteristiche di uso proprio per poter rientrare nella
\n
cosiddetta \u201cown use exemption\u201d prevista dall\u2019IFRS 9.
\n
La seguente tabella riporta l\u2019analisi dei flussi di cassa non
\n
attualizzati in relazione agli impegni outstanding al 31 di-
\n
cembre 2022.
\n
Milioni di euro
\n
al 31.12.2022 2022-2025 2026-2030 2031-2035 Oltre
\n
Impegni per acquisti di commodity:
\n
- energia elettrica 64.878 18.777 17.752 10.913 17.436
\n
- combustibili 96.996 11.842 59.697 13.466 11.991
\n
Totale 161.874 30.619 77.449 24.379
\n
29.427
\n

\n", "dimensions": { "concept": "ifrs-full:DisclosureOfFinancialRiskManagementExplanatory", "language": "it", "entity": "scheme:WOCMU6HCI0OJWNPRZS33", "period": "2022-01-01T00:00:00/2023-01-01T00:00:00" } }, "Tag1028": { "value": "\n
Rischio di tasso di cambio
\n
Il rischio di tasso di cambio si manifesta principalmente
\n
come variazioni inattese delle poste di bilancio derivanti da
\n
transazioni denominate in una valuta diversa dalla valuta di
\n
conto. Il Bilancio consolidato del Gruppo \u00e8 inoltre soggetto
\n
al rischio traslativo come conseguenza della conversione
\n
dei bilanci delle controllate estere, denominati in valuta lo-
\n
cale, in euro quale valuta di conto del Gruppo.
\n
L\u2019esposizione del Gruppo al rischio di tasso di cambio \u00e8
\n
legata in particolare alle operazioni di compravendita di
\n

\n\n
combustibili ed energia, agli investimenti (flussi di cassa
\n
per costi capitalizzati), ai dividendi e alla compravendita di
\n
partecipazioni, ai rapporti commerciali e alle attivit\u00e0 e pas-
\n
sivit\u00e0 finanziarie.
\n
Le policy di Gruppo relative alla gestione del rischio di
\n
cambio prevedono la mitigazione degli effetti sul risultato
\n
economico delle variazioni del livello dei tassi di cambio,
\n
con l\u2019esclusione degli effetti traslativi connessi al consoli-
\n
damento contabile.
\n
Al fine di minimizzare l\u2019esposizione al rischio di tasso di
\n
cambio, Enel adotta strategie di diversificazione geogra-
\n
fica delle fonti di ricavo e di costo, nonch\u00e9 formule di in-
\n
dicizzazione nei contratti commerciali, e stipula diverse ti-
\n
pologie di contratti derivati, tipicamente sul mercato Over
\n
the Counter (OTC).
\n
I contratti derivati presenti nel portafoglio di strumen-
\n
ti finanziari del Gruppo sono cross currency interest rate
\n
swap, currency forward e currency swap. La scadenza di
\n
tali contratti non eccede la scadenza dello strumento sot-
\n
tostante cosicch\u00e9 ogni variazione del fair value e/o dei
\n
flussi di cassa attesi degli uni bilancia le corrispondenti va-
\n
riazioni del fair value e/o dei flussi di cassa attesi degli altri.
\n
I cross currency interest rate swap consentono di trasfor-
\n
mare una passivit\u00e0 finanziaria a lungo termine, denominata
\n
in una divisa diversa da quella di conto, in un\u2019equivalente
\n
passivit\u00e0 finanziaria denominata nella divisa di conto.
\n
I currency forward sono contratti con i quali le controparti
\n
concordano lo scambio bidirezionale di capitali denomina-
\n
ti in divise diverse, a una determinata data futura e a un
\n
certo tasso di cambio (c.d. \u201cstrike\u201d). Tali contratti possono
\n
prevedere la consegna effettiva del capitale scambiato
\n
(deliverable forward) o la corresponsione del differenziale
\n
generato dalla disuguaglianza tra il tasso di cambio strike
\n
e il livello del cambio prevalente sul mercato alla data di
\n
scadenza (non-deliverable forward). In quest\u2019ultimo caso, il
\n
tasso di cambio strike e/o il tasso di cambio spot possono
\n
essere determinati come medie dei tassi osservati in un
\n
determinato periodo.
\n
I currency swap sono contratti con i quali le controparti
\n
concordano due operazioni di segno opposto a differen-
\n
ti date future (tipicamente una a pronti e una a termine)
\n
che prevedono lo scambio di capitali denominati in divise
\n
diverse.
\n
Nella seguente tabella viene fornito, alla data del 31 dicem-
\n
bre 2022 e del 31 dicembre 2021, il nozionale delle ope-
\n
razioni in essere suddivise per tipologia di posta coperta.
\n
Milioni di euro Valore nozionale
\n
al 31.12.2022 al 31.12.2021
\n
Cross currency interest rate swap (CCIRS) a copertura indebitamento in valuta 28.444 21.123
\n
Contratti currency forward a copertura del rischio cambio commodity 8.392 6.183
\n
Contratti currency forward/CCIRS a copertura di flussi futuri in valuta diversa dall\u2019euro 5.333 5.034
\n
Altri contratti forward 1.497 926
\n
Totale 43.666 33.266
\n
In particolare, si evidenziano:
\n
\u2022 contratti CCIRS con un ammontare nozionale di 28.444
\n
milioni di euro volti alla copertura del rischio cambio col-
\n
legato all\u2019indebitamento contratto in valuta (21.123 milio-
\n
ni di euro al 31 dicembre 2021);
\n
\u2022 contratti currency forward e cross currency swap con
\n
un ammontare nozionale complessivo di 13.725 milioni
\n
di euro utilizzati per coprire il rischio cambio connesso
\n
alle attivit\u00e0 di acquisto di gas naturale e combustibili, e
\n
ai flussi attesi in valute diverse dall\u2019euro (11.217 milioni di
\n
euro al 31 dicembre 2021); la variazione del valore nozio-
\n
nale nell\u2019anno ha risentito di una maggiore esposizione
\n
al rischio cambio, in particolare verso il dollaro statuni-
\n
tense, conseguente all\u2019aumento dei prezzi del gas na-
\n
turale e alla ripresa della produzione di energia elettrica
\n
da carbone;
\n
\u2022 gli \u201cAltri contratti forward\u201d, in cui sono ricomprese le ope-
\n
razioni in derivati OTC posti in essere al fine di mitigare il
\n
rischio di cambio relativo ai flussi attesi in valute diverse
\n
dalla moneta di conto connessi all\u2019acquisizione di beni
\n
d\u2019investimento nel settore delle energie rinnovabili e del-
\n
le infrastrutture e reti (contatori digitali di ultima genera-
\n
zione), ai costi operativi della fornitura di servizi cloud e
\n
a ricavi derivanti dalla vendita di energia rinnovabile. Nel
\n
corso del 2022 sono state coperte le esposizioni alle flut-
\n
tuazioni del tasso di cambio euro/renminbi cinese deri-
\n
vanti dagli investimenti in progetti BESS (Battery Energy
\n
Storage System).
\n
Al 31 dicembre 2022 si rileva che il 51% (45% al 31 dicem-
\n
bre 2021) dell\u2019indebitamento a lungo termine di Gruppo \u00e8
\n
espresso in divise diverse dall\u2019euro.
\n
Tenuto conto delle operazioni di copertura dal rischio di
\n
tasso di cambio, la percentuale di indebitamento non co-
\n
perta da tale rischio si attesta al 18% al 31 dicembre 2022
\n
(17% al 31 dicembre 2021).
\n
Analisi di sensitivit\u00e0 del rischio di tasso di cambio
\n
Enel effettua l\u2019analisi di sensitivit\u00e0 attraverso la stima degli
\n
effetti sul valore delle poste di bilancio relative al portafo-
\n
glio in strumenti finanziari derivanti da variazioni nel livello
\n
dei tassi di cambio.
\n

\n\n
In particolare, l\u2019analisi di sensitivit\u00e0 misura il potenziale im-
\n
patto sul Conto economico e sul patrimonio netto di diver-
\n
si scenari di mercato che determinerebbero la variazione
\n
del fair value degli strumenti finanziari derivati e la variazio-
\n
ne degli oneri finanziari relativi alla quota di indebitamento
\n
lordo di medio-lungo termine non coperto.
\n
Tali scenari sono ottenuti mediante l\u2019apprezzamento e il
\n
deprezzamento del tasso di cambio dell\u2019euro verso tutte
\n
le altre divise rispetto al valore rilevato alla data di bilancio.
\n
Non sono state introdotte modifiche n\u00e9 dei metodi n\u00e9 delle
\n
assunzioni utilizzate nell\u2019analisi di sensitivit\u00e0 rispetto al pe-
\n
riodo precedente.
\n
Mantenendo costanti tutte le altre variabili, il risultato pri-
\n
ma delle imposte \u00e8 impattato dalle variazioni nel livello dei
\n
tassi di cambio come segue.
\n
Milioni di euro 2022
\n
Impatto a Conto economico
\n
(al lordo delle imposte)
\n
Impatto a patrimonio netto
\n
(al lordo delle imposte)
\n
Tasso di
\n
cambio EUR Appr. EUR Depr. EUR Appr.
\n
EUR Depr.
\n
Variazione degli oneri finanziari sul debito lordo di lungo
\n
termine in valuta diversa dall\u2019euro dopo le coperture
\n
10% ----
\n
Variazione del fair value degli strumenti finanziari derivati
\n
classificati non di copertura
\n
10% 880
\n
(1.073) --
\n
Variazione del fair value degli strumenti finanziari derivati
\n
designati come strumenti di copertura
\n
Cash flow hedge 10% - - (3.434) 4.193
\n
Fair value hedge 10% (40) 49 - -
\n

\n\n
Rischio tasso di cambio
\n
La tabella seguente mostra il profilo di scadenza del valo-
\n
re nozionale e relativo tasso di cambio medio contrattuale
\n
degli strumenti di copertura sul rischio di tasso di cambio
\n
delle transazioni in essere al 31 dicembre 2022 e al 31 di-
\n
cembre 2021.
\n
Milioni di euro Maturity
\n
2023 2024 2025 2026 2027 Oltre Totale
\n
Al 31.12.2022
\n
Cross currency interest rate swap
\n
Totale valore nozionale CCIRS 1.908 4.831 2.648 1.265 2.380 15.701 28.733
\n
Valore nozionale CCIRS EUR/USD 1.171 2.290 2.107 1.171 1.615 11.529 19.883
\n
Tasso di cambio contrattuale medio EUR/USD 1,33 1,13 1,07 1,18 1,10 1,15
\n
Valore nozionale CCIRS EUR/GBP - 958 - - 564 3.721 5.243
\n
Tasso di cambio contrattuale medio EUR/GBP 0,88 0,90 0,81
\n
Valore nozionale CCIRS EUR/CHF - 228 - - 132 - 360
\n
Tasso di cambio contrattuale medio EUR/CHF 1,06 1,21
\n
Valore nozionale CCIRS USD/BRL 140 288 239 94 - - 761
\n
Tasso di cambio contrattuale medio USD/BRL 5,22 5,50 5,22 5,29
\n
Valore nozionale CCIRS EUR/BRL 597 438 181 - 70 - 1.286
\n
Tasso di cambio contrattuale medio EUR/BRL 6,09 6,25 6,16 3,92
\n
Currency forward
\n
Totale valore nozionale forward 6.127 2.374 625 - - - 9.126
\n
Valore nozionale - currency forward EUR/USD 4.713 2.345 625 - - - 7.683
\n
Tasso di cambio contrattuale medio forward - EUR/USD 1,09 1,10 1,11
\n
Valore nozionale - currency forward USD/BRL 333 -----333
\n
Tasso di cambio contrattuale medio forward - USD/BRL 5,61
\n
Valore nozionale - currency forward EUR/CNH 311 -----311
\n
Tasso di cambio contrattuale medio forward - EUR/CNH 7,41
\n
Valore nozionale - currency forward USD/CLP 199 20----219
\n
Tasso di cambio contrattuale medio forward - USD/CLP 906,90 921,05
\n
Valore nozionale - currency forward USD/COP 156 2----158
\n
Tasso di cambio contrattuale medio forward - USD/COP 4.720,74 4.444,96
\n
\n\n
Milioni di euro Maturity
\n
2022 2023 2024 2025 2026 Oltre Totale
\n
Al 31.12.2021
\n
Cross currency interest rate swap
\n
Totale valore nozionale CCIRS 258 1.574 4.638 1.002 1.153 12.814 21.439
\n
Valore nozionale CCIRS EUR/USD - 1.104 2.158 661 1.104 8.632 13.659
\n
Tasso di cambio contrattuale medio EUR/USD 1,33 1,13 1,17 1,18 1,21
\n
Valore nozionale CCIRS EUR/GBP - - 1.012 - - 3.678 4.690
\n
Tasso di cambio contrattuale medio EUR/GBP 0,88 0,82
\n
Valore nozionale CCIRS EUR/CHF - - 218 - - 126 344
\n
Tasso di cambio contrattuale medio EUR/CHF 1,06 1,21
\n
Valore nozionale CCIRS USD/BRL 98 132 295 155 49 244 973
\n
Tasso di cambio contrattuale medio USD/BRL 4,81 5,22 5,55 5,29 5,39 3,57
\n
Valore nozionale CCIRS EUR/BRL 160 339 402 79 - 77 1.057
\n
Tasso di cambio contrattuale medio EUR/BRL 6,41 6,44 6,25 6,71 3,92
\n
Currency forward
\n
Totale valore nozionale forward 4.324 1.320 371 4 - - 6.019
\n
Valore nozionale - currency forward EUR/USD 3.064 1.268 371 4 - - 4.707
\n
Tasso di cambio contrattuale medio forward - EUR/USD 1,16 1,19 1,18 1,18
\n
Valore nozionale - currency forward USD/BRL 311 -----311
\n
Tasso di cambio contrattuale medio forward - USD/BRL 5,65
\n
Valore nozionale - currency forward USD/COP 284 -----284
\n
Tasso di cambio contrattuale medio forward - USD/COP 3.963,93
\n
Valore nozionale - currency forward USD/CLP 145-----145
\n
Tasso di cambio contrattuale medio forward - USD/CLP 818,94
\n
Valore nozionale - currency forward USD/CAD 107 -----107
\n
Tasso di cambio contrattuale medio forward - USD/CAD 1,24
\n

\n\n
La tabella seguente espone il valore nozionale e il fair value
\n
degli strumenti di copertura sul rischio di tasso di cambio
\n
delle transazioni in essere al 31 dicembre 2022 e al 31 di-
\n
cembre 2021 suddivisi per tipologia di elemento coperto.
\n
Milioni di euro Fair value Nozionale Fair value Nozionale
\n
Strumento di copertura Elemento coperto Attivit\u00e0 Passivit\u00e0 Attivit\u00e0 Passivit\u00e0
\n
al 31.12.2022 al 31.12.2021
\n
Fair value hedge
\n
Cross currency interest rate swap
\n
(CCIRS)
\n
Finanziamenti/Obbligazioni in valuta
\n
estera a tasso fisso
\n
15 (99) 1.097 12 - 595
\n
Cross currency interest rate swap
\n
(CCIRS)
\n
Finanziamenti in valuta estera a tasso
\n
variabile
\n
-- -30-77
\n
Cash flow hedge
\n
Cross currency interest rate swap
\n
(CCIRS)
\n
Finanziamenti/Crediti in valuta estera
\n
a tasso variabile
\n
95 (76) 1.061 88 (19) 953
\n
Cross currency interest rate swap
\n
(CCIRS)
\n
Finanziament/Crediti in valuta estera
\n
a tasso fisso
\n
4 (233) 2.445 43 (58) 2.553
\n
Cross currency interest rate swap
\n
(CCIRS)
\n
Obbligazioni in valuta estera a tasso
\n
variabile
\n
60 - 414 37 - 344
\n
Cross currency interest rate swap
\n
(CCIRS)
\n
Obbligazioni in valuta estera a tasso
\n
fisso
\n
1.864 (1.293) 23.381 1.159 (1.095) 16.601
\n
Cross currency interest rate swap
\n
(CCIRS)
\n
Flussi di cassa futuri in valuta - (50) 335 - (75) 316
\n
Currency forward Flussi di cassa futuri in valuta 9 (6) 326 7 (3) 378
\n
Currency forward Acquisti futuri di commodity in valuta 192 (135) 7.508 106 (36) 4.802
\n
Currency forward
\n
Acquisti di beni di investimento e
\n
altro in valuta
\n
19 (23) 1.292 20 (7) 839
\n
Totale 2.258 (1.915) 37.859 1.502 (1.293) 27.458
\n
Per le relazioni di copertura in cash flow hedge e fair value
\n
hedge si evidenziano:
\n
\u2022 contratti CCIRS con un ammontare nozionale di 26.923
\n
milioni di euro volti alla copertura del rischio cambio col-
\n
legato all\u2019indebitamento a tasso fisso contratto in valuta
\n
diversa dall\u2019euro e un fair value positivo pari a 258 milioni
\n
di euro;
\n
\u2022 contratti CCIRS con un ammontare nozionale di 1.810
\n
milioni di euro volti alla copertura del rischio cambio col-
\n
legato all\u2019indebitamento a tasso variabile contratto in va-
\n
luta e un fair value positivo pari a 29 milioni di euro;
\n
\u2022 contratti currency forward con un ammontare nozionale
\n
complessivo di 7.834 milioni di euro utilizzati per coprire
\n
il rischio cambio connesso alle attivit\u00e0 di acquisto di gas
\n
naturale, all\u2019acquisto di combustibili e ai flussi attesi in
\n
valute diverse dall\u2019euro con un fair value positivo com-
\n
plessivo pari a 60 milioni di euro;
\n
\u2022 contratti currency forward con un ammontare nozionale
\n
di 1.292 milioni di euro e un fair value negativo pari a 4
\n
milioni di euro, relativi a operazioni in derivati OTC posti
\n
in essere al fine di mitigare il rischio di cambio relativo
\n
ai flussi attesi in valute diverse dalla moneta di conto,
\n
connessi all\u2019acquisizione di beni d\u2019investimento nel set-
\n
tore delle energie rinnovabili e delle infrastrutture e reti
\n
(contatori digitali di ultima generazione), ai costi opera-
\n
tivi della fornitura di servizi cloud e a ricavi derivanti dalla
\n
vendita di energia rinnovabile.
\n
La tabella seguente espone il valore nozionale e il fair value
\n
dei derivati di copertura del rischio di cambio al 31 dicem-
\n
bre 2022 e al 31 dicembre 2021 suddivisi per tipologia di
\n
relazione di copertura.
\n
Milioni di euro Nozionale Fair value attivit\u00e0 Nozionale Fair value passivit\u00e0
\n
Derivati
\n
al 31.12.2022 al 31.12.2021 al 31.12.2022 al 31.12.2021 al 31.12.2022 al 31.12.2021 al 31.12.2022 al 31.12.2021
\n
Fair value hedge
\n
CCIRS 99 672 15 42 998 - (99) -
\n
Totale 99 672 15 42 998 - (99) -
\n
Cash flow hedge
\n
Currency forward 4.313 4.117 220 133 4.813 1.902 (164) (46)
\n
CCIRS 16.695 13.553 2.023 1.327 10.941 7.214 (1.652) (1.247)
\n
Totale 21.008 17.670 2.243 1.460 15.754 9.116 (1.816) (1.293)
\n
TOTALE DERIVATI
\n
SUL TASSO DI CAMBIO
\n
21.107 18.342 2.258 1.502 16.752 9.116 (1.915) (1.293)
\n

\n\n
Il valore nozionale dei CCIRS al 31 dicembre 2022, pari
\n
a 28.733 milioni di euro (21.439 milioni di euro al 31 di-
\n
cembre 2021), evidenzia un incremento di 7.294 milioni di
\n
euro. In particolare, si rileva che sono scaduti cross cur-
\n
rency interest rate swap per un valore complessivo di 258
\n
milioni di euro a fronte di nuovi derivati per un contro-
\n
valore complessivo di 7.500 milioni di euro, di cui 6.936
\n
milioni di euro a fronte delle emissioni obbligazionarie
\n
in sterline e dollari statunitensi intervenute nel corso
\n
del 2022. Inoltre, a seguito della novazione di un presti-
\n
to obbligazionario in dollari statunitensi da Enel Finance
\n
International a Enel Finance America, si rileva la chiusura
\n
anticipata del relativo cross currency interest rate swap
\n
per un ammontare pari a 662 milioni di euro. Il valore ri-
\n
sente infine dell\u2019andamento del cambio dell\u2019euro rispetto
\n
alle principali divise e dell\u2019effetto delle quote di ammorta-
\n
mento che hanno determinato un incremento del valore
\n
nozionale per 714 milioni di euro.
\n
Il valore nozionale dei currency forward al 31 dicembre
\n
2022, pari a 9.126 milioni di euro (6.019 milioni di euro al
\n
31 dicembre 2021), evidenzia un incremento di 3.107 mi-
\n
lioni di euro. L\u2019esposizione al rischio cambio, in particolare
\n
al dollaro statunitense, deriva principalmente dalle attivit\u00e0
\n
di acquisto di gas naturale, dall\u2019acquisto di combustibili e
\n
da flussi di cassa relativi a investimenti. Le variazioni del
\n
valore nozionale risentono di una maggiore esposizione al
\n
rischio cambio, in particolare verso il dollaro statunitense,
\n
conseguente all\u2019aumento dei prezzi del gas naturale, e del-
\n
la ripresa della produzione di energia elettrica da carbone.
\n

\n

\n", "dimensions": { "concept": "ifrs-full:DisclosureOfEffectOfChangesInForeignExchangeRatesExplanatory", "language": "it", "entity": "scheme:WOCMU6HCI0OJWNPRZS33", "period": "2022-01-01T00:00:00/2023-01-01T00:00:00" } }, "Tag998": { "value": "\n
Rischio di prezzo delle commodity
\n
Il rischio di oscillazione dei prezzi delle commodity ener-
\n
getiche, quali energia elettrica, gas, petrolio, CO
\n
2
\n
ecc. e
\n
delle materie prime, quali minerali e metalli, \u00e8 generato
\n
dalla volatilit\u00e0 dei prezzi e dalle correlazioni strutturali tra
\n
essi esistenti, che rendono incerto il margine derivante dal-
\n
le operazioni di compravendita di energia, combustibili e
\n
materiali a prezzo variabile (per es., contratti bilaterali indi-
\n
cizzati, operazioni sul mercato spot ecc.).
\n
Le esposizioni derivanti dai contratti indicizzati sono de-
\n
terminate attraverso la scomposizione delle formule con-
\n
trattuali nei fattori di rischio sottostanti.
\n
Per contenere gli effetti delle oscillazioni e stabilizzare il
\n
margine in conformit\u00e0 con le policy e i limiti operativi defi-
\n
niti dalla governance di Gruppo, garantendo un adeguato
\n
margine di flessibilit\u00e0 per cogliere eventuali opportunit\u00e0
\n
nel breve termine, Enel elabora e pianifica sia strategie
\n
che intervengono nelle varie fasi del processo industriale
\n
legato alla produzione e vendita di energia e di gas (quali
\n
l\u2019approvvigionamento anticipato e gli accordi commerciali
\n
a lungo termine), sia piani e tecniche di mitigazione del ri-
\n
schio tramite l\u2019utilizzo di contratti derivati (hedging).
\n
In relazione all\u2019energia venduta, il Gruppo ricorre prevalen-
\n
temente alla stipula di contratti a prezzo fisso, attraverso
\n
accordi bilaterali fisici (per es., PPA) e contratti finanziari
\n
(per es., contratti per differenza, VPP ecc.) nei quali le dif-
\n
ferenze sono regolate a favore della controparte, nel caso
\n
il prezzo di mercato dell\u2019energia superi il prezzo strike, e
\n
a favore di Enel, nel caso contrario. L\u2019esposizione residua,
\n
derivante dalle vendite di energia sul mercato spot, non
\n
coperte dai suddetti contratti, \u00e8 aggregata per fattori di
\n
rischio omogenei che possono essere gestiti attraverso
\n
operazioni di copertura sul mercato. Per i portafogli in-
\n
dustriali sono adottate tecniche di proxy hedging qualora
\n
gli strumenti di copertura relativi ai particolari fattori di ri-
\n
schio che generano l\u2019esposizione non siano disponibili sul
\n
mercato o non siano sufficientemente liquidi. Inoltre, Enel
\n
applica tecniche di portfolio hedging per valutare opportu-
\n
nit\u00e0 di netting fra esposizioni infragruppo.
\n
Gli strumenti di copertura utilizzati dal Gruppo sono pre-
\n
valentemente contratti derivati plain vanilla (in particolare,
\n
forward, swap, opzioni su commodity, future e contratti
\n
per differenza).
\n
Alcuni di questi prodotti possono essere indicizzati a sot-
\n
tostanti diversi (carbone, gas, petrolio, CO
\n
2
\n
, diverse geo-
\n
grafie ecc.) e le formule possono essere studiate e adattate
\n
a seconda delle esigenze specifiche.
\n
Enel inoltre svolge attivit\u00e0 di proprietary trading con l\u2019obiet-
\n
tivo di presidiare i mercati delle commodity energetiche di
\n
riferimento per il Gruppo. Tale attivit\u00e0 consiste nell\u2019assun-
\n
zione di esposizioni sulle commodity energetiche (prodotti
\n
petroliferi, gas, carbone, certificati CO
\n
2
\n
ed energia elettri-
\n
ca) attraverso strumenti finanziari derivati e contratti fisici
\n
scambiati su mercati regolamentati e Over the Counter
\n
(OTC), ottimizzando il profitto grazie a operazioni effettuate
\n
sulla base delle aspettative di evoluzione dei mercati.
\n
La seguente tabella espone il valore nozionale delle tran-
\n
sazioni outstanding al 31 dicembre 2022 e al 31 dicembre
\n
2021, suddiviso per tipologia di strumento.
\n

\n\n
Milioni di euro Valore nozionale
\n
al 31.12.2022 al 31.12.2021
\n
Contratti forward e future 114.128 90.273
\n
Swap 11.271 12.122
\n
Opzioni 504 1.076
\n
Embedded --
\n
Totale 125.903 103.471
\n
Per maggiori dettagli si prega di far riferimento alla nota 51
\n
\u201cDerivati ed hedge accounting\u201d.
\n
Analisi di sensitivit\u00e0 del rischio di prezzo delle
\n
commodity
\n
La seguente tabella presenta l\u2019analisi di sensitivit\u00e0 a cam-
\n
biamenti ragionevolmente possibili nei prezzi delle com-
\n
modity sottostanti il modello di valutazione considerati
\n
nello scenario alla stessa data, mantenendo tutte le altre
\n
variabili costanti.
\n
L\u2019impatto sul risultato prima delle imposte, in caso di un in-
\n
cremento del 15% e di un decremento del 15% dei prezzi
\n
delle commodity principali che compongono gli scena-
\n
ri dei combustibili e il paniere delle formule utilizzate nei
\n
contratti, \u00e8 dovuto principalmente alla variazione del prez-
\n
zo dell\u2019energia, del gas e dei prodotti petroliferi e, in minor
\n
misura, della CO
\n
2.
\n
L\u2019impatto sul patrimonio netto, applican-
\n
do gli stessi shift sulla curva dei prezzi, \u00e8 dovuto princi-
\n
palmente alla variazione del prezzo dell\u2019energia elettrica
\n
e delle commodity petrolifere e, in misura inferiore, della
\n
CO
\n
2
\n
. L\u2019esposizione del Gruppo a variazioni dei prezzi delle
\n
altre commodity non \u00e8 materiale.
\n
Milioni di euro 2022
\n
Impatto a Conto economico
\n
(al lordo delle imposte)
\n
Impatto a patrimonio netto
\n
(al lordo delle imposte)
\n
Prezzo commodity Incremento Decremento Incremento Decremento
\n
Variazioni nel fair value dei derivati su commodity
\n
di trading
\n
20% (165) 169 - -
\n
Variazioni nel fair value dei derivati su commodity
\n
designati come strumenti di copertura
\n
20% (17) 22 (273) 243
\n

\n", "dimensions": { "concept": "ifrs-full:DisclosureOfMarketRiskExplanatory", "language": "it", "entity": "scheme:WOCMU6HCI0OJWNPRZS33", "period": "2022-01-01T00:00:00/2023-01-01T00:00:00" } }, "Tag999": { "value": "\n
Credito e Controparte
\n
Le operazioni commerciali, su commodity e di natura fi-
\n
nanziaria espongono il Gruppo al rischio di credito, ovvero
\n
all\u2019eventualit\u00e0 che un peggioramento del merito creditizio
\n
delle controparti o l\u2019inadempimento degli obblighi con-
\n
trattuali di pagamento determini l\u2019interruzione dei flussi di
\n
cassa in entrata e l\u2019aumento dei costi di incasso (rischio di
\n
regolamento), nonch\u00e9 minori flussi di ricavi dovuti alla so-
\n
stituzione di operazioni originarie con analoghe negoziate
\n
a condizioni di mercato sfavorevoli (rischio di sostituzione).
\n
Si pu\u00f2 incorrere inoltre in rischi reputazionali ed economici
\n
derivanti da un\u2019esposizione significativa verso una singola
\n
controparte, gruppi di clienti correlati o controparti ope-
\n
ranti nello stesso settore ovvero appartenenti alla stessa
\n
area geografica.
\n
Pertanto, l\u2019esposizione al rischio di credito e controparte \u00e8
\n
riconducibile alle seguenti tipologie di operativit\u00e0:
\n
\u2022 vendita e distribuzione di energia elettrica e gas nei
\n
mercati liberi e regolamentati e fornitura di beni e servizi
\n
(crediti commerciali verso terzi);
\n
\u2022 attivit\u00e0 di negoziazione che comportano uno scambio
\n
fisico od operazioni su strumenti finanziari (portafoglio
\n
commodity);
\n
\u2022 attivit\u00e0 di negoziazione di strumenti derivati, depositi
\n
bancari e pi\u00f9 in generale di strumenti finanziari (porta-
\n
foglio finanziario).
\n
Allo scopo di perseguire la minimizzazione del rischio di
\n
credito e controparte, la gestione e il controllo delle espo-
\n
sizioni creditizie vengono effettuati a livello di Regione,
\n
Paese e Linea di Business Globale da unit\u00e0 organizzative
\n
diverse, assicurando in tal modo la necessaria segregazio-
\n
ne tra attivit\u00e0 di gestione e di controllo del rischio. Il mo-
\n
nitoraggio dell\u2019esposizione consolidata viene assicurato
\n
dalla Holding.
\n
Inoltre, a livello di Gruppo \u00e8 prevista, in tutte le principali
\n
Regioni, Paesi e Linee di Business Globali e a livello conso-
\n
lidato, l\u2019applicazione di criteri omogenei per la misurazio-
\n
ne, il monitoraggio e il controllo delle esposizioni creditizie
\n
commerciali, al fine di identificare tempestivamente i feno-
\n
meni degenerativi della qualit\u00e0 dei crediti in essere e delle
\n
eventuali azioni di mitigazione da implementare.
\n
La politica di gestione del rischio di credito e contropar-
\n
te derivante da attivit\u00e0 commerciali prevede la valutazione
\n
preliminare del merito creditizio delle controparti e l\u2019ado-
\n
zione di strumenti di mitigazione quali l\u2019acquisizione di ga-
\n
ranzie reali o personali.
\n

\n\n
Inoltre, il Gruppo pone in essere operazioni di cessione dei
\n
crediti senza rivalsa (pro soluto), che danno luogo all\u2019inte-
\n
grale eliminazione dal bilancio delle corrispondenti attivit\u00e0
\n
oggetto di cessione, essendo stati ritenuti trasferiti i rischi
\n
e i benef\u00edci a esse connessi.
\n
Con riferimento all\u2019operativit\u00e0 finanziaria e su commodity,
\n
la mitigazione del rischio \u00e8 perseguita attraverso un siste-
\n
ma di valutazione delle controparti omogeneo a livello di
\n
Gruppo, implementato anche a livello di Regione/Paese/Li-
\n
nea di Business Globale, nonch\u00e9 l\u2019adozione di specifici fra-
\n
mework contrattuali standardizzati che prevedono clauso-
\n
le di mitigazione del rischio (es: netting) ed eventualmente
\n
lo scambio di cash collateral.
\n
Nonostante peggioramenti delle curve di incasso su alcuni
\n
segmenti di clientela di cui si \u00e8 tenuto conto nella valuta-
\n
zione dell\u2019impairment dei crediti commerciali, il portafoglio
\n
di Gruppo ha dimostrato \u2013 fino a oggi \u2013 resilienza al con-
\n
testo macroeconomico e allo scenario prezzi attuale. Tutto
\n
ci\u00f2 grazie a un rafforzamento dei canali di incasso digitali e
\n
a una solida diversificazione della customer base.
\n
Crediti finanziari
\n
Milioni di euro
\n
al 31.12.2022
\n
Staging
\n
Base per
\n
la rilevazione del
\n
fondo perdite attese
\n
Loss rate medio
\n
(PD*LGD)
\n
Valore contabile
\n
lordo
\n
Fondo perdite
\n
attese Valore netto
\n
Performing 12 m ECL 1,2% 16.918 205 16.713
\n
Underperforming Lifetime ECL 4,1% 266 11 255
\n
Non-performing Lifetime ECL 12,6% 254 32
\n
222
\n
Totale 17.438 248 17.190
\n

\n\n
Attivit\u00e0 derivanti dai contratti con i clienti, crediti commerciali e altri crediti: valutazione individuale
\n
Milioni di euro
\n
al 31.12.2022
\n
Loss rate medio
\n
(PD*LGD)
\n
Valore
\n
contabile lordo
\n
Fondo perdite
\n
attese Valore netto
\n
Attivit\u00e0 da contratti con i clienti - 79 - 79
\n
Crediti commerciali
\n
Crediti commerciali non scaduti 0,7% 5.560 41 5.519
\n
Crediti commerciali scaduti:
\n
- 1-30 giorni 1,0% 477 5 472
\n
- 31-60 giorni 1,3% 75 1 74
\n
- 61-90 giorni 2,8% 36 1 35
\n
- 91-120 giorni 7,1% 28 2 26
\n
- 121-150 giorni 12,5% 24 3 21
\n
- 151-180 giorni 5,9% 51 3 48
\n
- pi\u00f9 di 180 giorni (credit impaired) 80,8% 1.629 1.317 312
\n
Totale crediti commerciali 7.880 1.373 6.507
\n
Altri crediti
\n
Altri crediti non scaduti 2,2% 1.401 31 1.370
\n
Altri crediti scaduti:
\n
- 1-30 giorni -35 -35
\n
- 31-60 giorni -219 -219
\n
- 61-90 giorni ----
\n
- 91-120 giorni ----
\n
- 121-150 giorni ----
\n
- 151-180 giorni -2-2
\n
- pi\u00f9 di 180 giorni (credit impaired) 16,3% 147 24 123
\n
Totale altri crediti 1.804 55 1.749
\n
TOTALE 9.763 1.428 8.335
\n
Milioni di euro
\n
al 31.12.2021
\n
Loss rate medio
\n
(PD*LGD)
\n
Valore
\n
contabile lordo
\n
Fondo perdite
\n
attese Valore netto
\n
Attivit\u00e0 da contratti con i clienti - 110 - 110
\n
Crediti commerciali
\n
Crediti commerciali non scaduti 0,7% 5.339 39 5.300
\n
Crediti 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%341717
\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
\n
Totale crediti commerciali 7.868 1.481 6.387
\n
Altri crediti
\n
Altri crediti non scaduti 1,9% 1.712 32 1.680
\n
Altri 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
\n
Totale altri crediti 2.642 78 2.564
\n
TOTALE 10.620 1.559 9.061
\n

\n\n
Attivit\u00e0 derivanti dai contratti con i clienti, crediti commerciali e altri crediti: valutazione collettiva
\n
Milioni di euro
\n
al 31.12.2022
\n
Loss rate medio
\n
(PD*LGD)
\n
Valore
\n
contabile lordo
\n
Fondo perdite
\n
attese Valore netto
\n
Attivit\u00e0 da contratti con i clienti 4,3% 46 2 44
\n
Crediti commerciali
\n
Crediti commerciali non scaduti 2,4% 7.698 187 7.511
\n
Crediti commerciali scaduti:
\n
- 1-30 giorni 2,6% 535 14 521
\n
- 31-60 giorni 42,3% 123 52 71
\n
- 61-90 giorni 24,0% 275 66 209
\n
- 91-120 giorni 29,0% 186 54 132
\n
- 121-150 giorni 35,6% 146 52 94
\n
- 151-180 giorni 45,0% 129 58 71
\n
- pi\u00f9 di 180 giorni (credit impaired) 56,4% 3.416 1.927 1.489
\n
Totale crediti commerciali 12.508 2.410 10.098
\n
Altri crediti
\n
Altri crediti non scaduti - 251 - 251
\n
Altri crediti scaduti:
\n
- 1-30 giorni 50,0% 2 1 1
\n
- 31-60 giorni ----
\n
- 61-90 giorni ----
\n
- 91-120 giorni ----
\n
- 121-150 giorni ----
\n
- 151-180 giorni ----
\n
- pi\u00f9 di 180 giorni (credit impaired) ----
\n
Totale altri crediti 253 1 252
\n
TOTALE 12.807 2.413 10.394
\n
Milioni di euro
\n
al 31.12.2021
\n
Loss rate medio
\n
(PD*LGD)
\n
Valore
\n
contabile lordo
\n
Fondo perdite
\n
attese Valore netto
\n
Attivit\u00e0 da contratti con i clienti 11,5% 26 2 24
\n
Crediti commerciali
\n
Crediti commerciali non scaduti 1,7% 4.603 77 4.526
\n
Crediti 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
\n
Totale crediti commerciali 11.871 2.182 9.689
\n
Altri crediti
\n
Altri crediti non scaduti - 804 76 728
\n
Altri 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
\n
Totale altri crediti 813 76 737
\n
TOTALE 12.710 2.260 10.450
\n

\n", "dimensions": { "concept": "ifrs-full:DisclosureOfCreditRiskExplanatory", "language": "it", "entity": "scheme:WOCMU6HCI0OJWNPRZS33", "period": "2022-01-01T00:00:00/2023-01-01T00:00:00" } }, "Tag1000": { "value": "\n
Rischio di liquidit\u00e0
\n
Il rischio di liquidit\u00e0 si manifesta come incertezza sulla ca-
\n
pacit\u00e0 del Gruppo di adempiere alle proprie obbligazioni,
\n
associate a passivit\u00e0 finanziarie che sono regolate tramite
\n
la cassa o altre attivit\u00e0 finanziarie.
\n
Enel gestisce il rischio di liquidit\u00e0 attuando opportune mi-
\n
sure tese a garantire un adeguato livello di risorse finanzia-
\n
rie liquide, minimizzandone il relativo costo opportunit\u00e0 e
\n
mantenendo una struttura del debito equilibrata in termini
\n
di scadenze e fonti di finanziamento.
\n
Nel breve termine, il rischio di liquidit\u00e0 \u00e8 mitigato garan-
\n
tendo un adeguato livello di risorse incondizionatamen-
\n
te disponibili, ivi comprese le disponibilit\u00e0 di cassa e i
\n
depositi a breve termine, le linee di credito committed
\n
disponibili e il portafoglio di attivit\u00e0 altamente liquide.
\n
Nel lungo termine, il rischio di liquidit\u00e0 \u00e8 mitigato garan-
\n
tendo un profilo equilibrato di scadenze del debito e l\u2019ac-
\n
cesso a diverse fonti di finanziamento in termini di mercati,
\n
valute e controparti.
\n
La mitigazione del rischio di liquidit\u00e0 consente al Gruppo
\n
di mantenere un profilo di merito creditizio che garantisce
\n
l\u2019accesso al mercato dei capitali e limiti il costo delle fonti
\n
di finanziamento, con conseguenti effetti positivi sulla sua
\n
situazione economica, patrimoniale e finanziaria.
\n
Il Gruppo ha a disposizione le seguenti linee di credito e
\n
commercial paper non utilizzate.
\n
Milioni di euro al 31.12.2022 al 31.12.2021
\n
Con scadenza
\n
entro un anno
\n
Con scadenza
\n
oltre un anno
\n
Con scadenza
\n
entro un anno
\n
Con scadenza
\n
oltre un anno
\n
Linee di credito committed 355 19.122 438 14.822
\n
Linee di credito uncommitted 980 - 888 -
\n
Commercial paper 3.847 - 3.709 -
\n
Totale 5.182 19.122 5.035 14.822
\n
Analisi delle scadenze
\n
La tabella seguente riassume il profilo temporale del piano
\n
di rimborsi del debito a lungo termine del Gruppo.
\n
Milioni di euro
\n
Al 31.12.2022 Quota con scadenza nel
\n
Meno di tre
\n
mesi
\n
Tra tre mesi
\n
e un anno 2024 2025 2026 2027 Oltre
\n
Obbligazioni:
\n
- tasso fisso quotate 54 924 4.674 3.421 3.848 3.738 13.233
\n
- tasso variabile quotate 237 300 391 304 225 199 891
\n
- tasso fisso non quotate - - 1.403 1.395 1.163 2.529 12.237
\n
- tasso variabile non quotate - 97 97 97 97 97 40
\n
Totale obbligazioni 291 1.321 6.565 5.217 5.333 6.563 26.401
\n
Finanziamenti bancari:
\n
- tasso fisso 73 138 928 288 406 692 748
\n
- tasso variabile 120 557 3.144 1.196 2.399 944 4.488
\n
- uso linee di credito revolving - 2 - 26 2 - -
\n
Totale finanziamenti bancari 193 697 4.072 1.510 2.807 1.636 5.236
\n
Leasing:
\n
- tasso fisso 67 184 219 200 172 144 1.644
\n
- tasso variabile 1 9 10 11 6 1 4
\n
Totale leasing 68 193 229 211 178 145 1.648
\n
Altri finanziamenti non bancari:
\n
- tasso fisso 18 52 61 56 60 56 201
\n
- tasso variabile - 2 - 6---
\n
Totale altri finanziamenti non bancari 18 54 61 62 60 56 201
\n
TOTALE 570 2.265 10.927 7.000 8.378 8.400 33.486
\n

\n", "dimensions": { "concept": "ifrs-full:DisclosureOfLiquidityRiskExplanatory", "language": "it", "entity": "scheme:WOCMU6HCI0OJWNPRZS33", "period": "2022-01-01T00:00:00/2023-01-01T00:00:00" } }, "Tag997": { "value": "\n
50. Compensazione di attivit\u00e0 e passivit\u00e0 finanziarie
\n
Si fa presente che al 31 dicembre 2022 non sono presenti
\n
posizioni compensate tra le attivit\u00e0 e le passivit\u00e0 iscritte in
\n
bilancio in quanto la policy adottata dal Gruppo Enel non
\n
prevede la regolazione netta delle attivit\u00e0 e passivit\u00e0 finan-
\n
ziarie.
\n

\n", "dimensions": { "concept": "ifrs-full:DisclosureOfOffsettingOfFinancialAssetsAndFinancialLiabilitiesExplanatory", "language": "it", "entity": "scheme:WOCMU6HCI0OJWNPRZS33", "period": "2022-01-01T00:00:00/2023-01-01T00:00:00" } }, "Tag985": { "value": "\n
Riforma degli indici di riferimento per la determinazione
\n
dei tassi di interesse - \u201criforma IBOR\u201d
\n
Overview
\n
Gli indici di riferimento basati sui mercati interbancari (In-
\n
terbank Offered Rates, \u201cIBOR\u201d) rappresentano tassi di ri-
\n
ferimento ai quali le banche possono prendere in prestito
\n
fondi nel mercato interbancario su base non garantita, per
\n
un dato periodo che va dall\u2019overnight ai 12 mesi, in una de-
\n
terminata divisa.
\n
Negli anni recenti ci sono stati vari casi di manipolazione di
\n
tali tassi da parte delle banche che contribuiscono al loro
\n
calcolo, e per questa ragione gli enti regolatori nel mon-
\n
do hanno iniziato una fondamentale riforma degli indici
\n
di riferimento per la determinazione dei tassi di interesse,
\n
che include la sostituzione di alcuni indici di riferimento
\n
con tassi di riferimento alternativi privi di rischio (\u201criforma
\n
IBOR\u201d).
\n
La principale esposizione del Gruppo agli IBOR \u00e8 basata su
\n
Euribor e USD LIBOR.
\n
L\u2019Euribor \u00e8 ancora considerato in linea con l\u2019European
\n
Benchmarks Regulation (BMR) e questo consente ai parte-
\n
cipanti al mercato di continuare a utilizzarlo sia per i con-
\n
tratti esistenti sia per quelli nuovi.
\n
In linea con le pi\u00f9 recenti pubblicazioni su questo tema da
\n
parte dei maggiori enti regolatori:
\n
\u2022 gli indici USD LIBOR 1 mese, 3 mesi e 6 mesi divente-
\n
ranno non rappresentativi dopo il 30 giugno 2023 e il
\n
tasso di riferimento alternativo sar\u00e0 il Secured Overnight
\n
Financing Rate (SOFR);
\n

\n\n
\u2022 gli indici GBP LIBOR 1 mese, 3 mesi e 6 mesi divente-
\n
ranno non rappresentativi dopo il 31 dicembre 2021 e il
\n
tasso di riferimento alternativo sar\u00e0 lo Sterling Overnight
\n
Index Average (SONIA).
\n
In conseguenza della riforma IBOR sono state previste
\n
alcune deroghe temporanee alle regole sulle relazioni di
\n
copertura in attuazione delle modifiche all\u2019IFRS 9 emesse
\n
a settembre 2019 (fase 1) e ad agosto 2020 (fase 2) per
\n
indirizzare, rispettivamente:
\n
\u2022 tematiche ante sostituzione che impattano l\u2019informativa
\n
finanziaria nel periodo che precede la sostituzione di un
\n
indice di riferimento per la determinazione dei tassi di
\n
interesse esistente con un tasso alternativo pressoch\u00e9
\n
privo di rischio (fase 1); e
\n
\u2022 tematiche post-sostituzione che potrebbero impattare
\n
l\u2019informativa finanziaria quando un indice di riferimento
\n
per la determinazione dei tassi di interesse esistente \u00e8
\n
riformato o sostituito e dunque quando non c\u2019\u00e8 pi\u00f9 l\u2019in-
\n
certezza iniziale, ma i contratti e le relazioni di copertura
\n
devono ancora essere aggiornate per riflettere i nuovi
\n
tassi di riferimento (fase 2).
\n
Impatto della riforma IBOR sul Gruppo
\n
In un contesto di incertezza che riguarda la transizio-
\n
ne IBOR nei vari Paesi, il Gruppo ha definito il perimetro
\n
globale, in termini di numerosit\u00e0 e di valore nominale, dei
\n
contratti impattati dalla riforma. Inoltre, alcune modifiche
\n
contrattuali sono gi\u00e0 state effettuate nei contratti prece-
\n
dentemente indicizzati al GBP LIBOR nel corso del 2021 e
\n
altre lo saranno durante il 2023 sulla base dell\u2019evoluzione
\n
della riforma IBOR e delle prassi di mercato.
\n

\n", "dimensions": { "concept": "ifrs-full:DescriptionOfChangesToEntitysRiskManagementStrategyArisingFromEntitysExposureToFinancialInstrumentsSubjectToInterestRateBenchmarkReformExplanatory", "language": "it", "entity": "scheme:WOCMU6HCI0OJWNPRZS33", "period": "2022-01-01T00:00:00/2023-01-01T00:00:00" } }, "Tag975": { "value": "\n

\n
Valutazione al fair value
\n\n
52. Attivit\u00e0 e passivit\u00e0 misurate
\n
al fair value
\n
Il Gruppo determina il fair value in conformit\u00e0 all\u2019IFRS 13 ogni
\n
volta che tale criterio di valorizzazione \u00e8 richiesto dai princ\u00edpi
\n
contabili internazionali.
\n
Il fair value rappresenta il prezzo che si percepirebbe per la
\n
vendita di un\u2019attivit\u00e0 ovvero che si pagherebbe per il trasfe-
\n
rimento di una passivit\u00e0 nell\u2019ambito di una transazione or-
\n
dinaria posta in essere tra operatori di mercato, alla data di
\n
valutazione (c.d. \u201cexit price\u201d).
\n
La sua proxy migliore \u00e8 il prezzo di mercato, ossia il suo prez-
\n
zo corrente, pubblicamente disponibile ed effettivamente
\n
negoziato su un mercato liquido e attivo.
\n
Il fair value delle attivit\u00e0 e delle passivit\u00e0 \u00e8 classificato in una
\n
gerarchia del fair value che prevede tre diversi livelli, definiti
\n
come segue, in base agli input e alle tecniche di valutazione
\n
utilizzati per valutare il fair value:
\n
\u2022 Livello 1: prezzi quotati (non modificati) su mercati attivi per
\n
attivit\u00e0 o passivit\u00e0 identiche cui la societ\u00e0 pu\u00f2 accedere alla
\n
data di valutazione;
\n
\u2022 Livello 2: input diversi da prezzi quotati di cui al Livello 1 che
\n
sono osservabili per l\u2019attivit\u00e0 o per la passivit\u00e0, sia diretta-
\n
mente (come i prezzi) sia indirettamente (derivati da prezzi);
\n
\u2022 Livello 3: input per l\u2019attivit\u00e0 e la passivit\u00e0 non basati su dati
\n
osservabili di mercato (input non osservabili).
\n
In questa nota sono fornite alcune informazioni di dettaglio
\n
inerenti alle tecniche di valutazione e gli input utilizzati per
\n
elaborare tali valutazioni.
\n
A tale scopo:
\n
\u2022 le valutazioni ricorrenti al fair value di attivit\u00e0 o passivit\u00e0
\n
sono quelle che gli IFRS richiedono o permettono nello
\n
Stato patrimoniale alla fine di ogni periodo;
\n
\u2022 le valutazioni non ricorrenti al fair value di attivit\u00e0 o passivi-
\n
t\u00e0 sono quelle che gli IFRS richiedono o permettono nello
\n
Stato patrimoniale in particolari circostanze.
\n
Per aspetti generali o di informativa circa le contabilizzazioni
\n
relative a tali fattispecie, si rimanda alla nota 2 \u201cPrinc\u00edpi conta-
\n
bili e criteri di valutazione\u201d.
\n
52.1 Attivit\u00e0 misurate al fair value nello Stato
\n
patrimoniale
\n
Nella tabella che segue sono esposte, per ogni classe di at-
\n
tivit\u00e0 valutata al fair value nello Stato patrimoniale, su base
\n
ricorrente e non ricorrente, le valutazioni al fair value alla fine
\n
del periodo e il livello nella gerarchia del fair value in cui \u00e8 stata
\n
classificata la specifica attivit\u00e0.
\n

\n\n

\n\n

\n

\n

\n\n

\n

\n\n
Milioni di euro Attivit\u00e0 non correnti Attivit\u00e0 correnti
\n
Note Fair value Livello 1 Livello 2 Livello 3 Fair value Livello 1 Livello 2 Livello 3
\n
al 31.12.2022 al 31.12.2022
\n
Partecipazioni in altre imprese
\n
FVOCI
\n
29 360 14 43 303 - - - -
\n
Titoli FVOCI 29.1, 30.1 447 447 - - 78 78 - -
\n
Crediti e altre attivit\u00e0 finanziarie
\n
valutate al FVOCI
\n
94 - 94 - 201 - 201 -
\n
Partecipazioni in altre imprese
\n
FVTPL
\n
29 7--7 ----
\n
Attivit\u00e0 finanziarie da accordi
\n
per servizi in concessione
\n
FVTPL
\n
29 3.436 - 3.436 - - - - -
\n
Crediti e altre attivit\u00e0 finanziarie
\n
valutate al FVTPL
\n
8--8 176176--
\n
Altri investimenti di liquidit\u00e0 al
\n
FVTPL
\n
---- 87242-830
\n
Contributi non monetari relativi
\n
a certificati ambientali
\n
16--16 ----
\n
Derivati di fair value hedge:
\n
- tassi 51 22 - 22 - - - - -
\n
- cambi 51 15 - 15 - - - - -
\n
Derivati di cash flow hedge:
\n
- tassi 51 336 - 336 - - - - -
\n
- cambi 51 1.854 - 1.854 - 389 - 389 -
\n
- commodity 51 1.270 314 300 656 2.366 496 1.597 273
\n
Derivati di trading:
\n
- tassi 51 - - - - - - - -
\n
- cambi 51 1 - 1 - 74 - 74 -
\n
- commodity 51 472 109 362 1 12.001 10.640 1.360 1
\n
Rimanenze valutate al fair value 51 15 15 - - 18 - 18 -
\n
Corrispettivi potenziali
\n
(contingent consideration)
\n
5--5 2-2-
\n

\n\n
Il fair value delle \u201cPartecipazioni in altre imprese FVOCI\u201d \u00e8 sta-
\n
to determinato per le imprese quotate sulla base del prez-
\n
zo di negoziazione fissato alla data di chiusura dell\u2019esercizio,
\n
mentre per le societ\u00e0 non quotate sulla base di una valutazio-
\n
ne, ritenuta attendibile, degli elementi patrimoniali rilevanti.
\n\n
Le \u201cAttivit\u00e0 finanziarie da accordi per servizi in concessione
\n
FVTPL\u201d sono relative all\u2019attivit\u00e0 di distribuzione di energia
\n
elettrica sul mercato brasiliano, prevalentemente da parte
\n
delle societ\u00e0 Enel Distribui\u00e7\u00e3o Rio de Janeiro, Enel Distribu-
\n
i\u00e7\u00e3o Cear\u00e1 ed Enel Distribui\u00e7\u00e3o S\u00e3o Paulo, nonch\u00e9 all\u2019im-
\n
pianto di generazione di PH Chucas in Costa Rica, e sono
\n
contabilizzate applicando l\u2019IFRIC 12.
\n

\n\n
Il fair value \u00e8 stato stimato come valore netto del replace-
\n
ment cost basato sugli ultimi dati sulle tariffe disponibili e
\n
sull\u2019indice generale dei prezzi del mercato brasiliano.
\n
La quota corrente dei \u201cCrediti e altre attivit\u00e0 finanziarie al
\n
FVTPL\u201d \u00e8 rappresentata essenzialmente da investimenti di
\n
liquidit\u00e0; la valutazione del loro fair value rientra nelle ca-
\n
sistiche di Livello 1 in quanto basata su input di mercato.
\n
La quota non corrente dei \u201cCrediti e altre attivit\u00e0 finanziarie
\n
al FVTPL\u201d accoglie nel Livello 3 il credito relativo alla ces-
\n
sione di Slovak Power Holding pari a 8 milioni di euro al
\n
31 dicembre 2022, il cui fair value \u00e8 determinato in base
\n
all\u2019applicazione della formula del prezzo prevista contrat-
\n
tualmente. La quota corrente dei \u201cCrediti e altre attivit\u00e0
\n
finanziarie al FVTPL\u201d accoglie nel Livello 1 gli investimenti
\n
in titoli e fondi detenuti principalmente da societ\u00e0 dell\u2019A-
\n
merica Latina.
\n
La quota corrente degli \u201cAltri investimenti di liquidit\u00e0 al
\n
FVTPL\u201d al Livello 3 si riferisce principalmente alle attivit\u00e0 di
\n
ottimizzazione delle eccedenze di cassa di Enel SpA.
\n
Per quanto concerne i contratti derivati; il fair value \u00e8 de-
\n
terminato utilizzando le quotazioni ufficiali per gli stru-
\n
menti scambiati in mercati regolamentati. Il fair value degli
\n
strumenti non quotati in mercati regolamentati, \u00e8 deter-
\n
minato mediante modelli di valutazione appropriati per
\n
ciascuna categoria di strumento finanziario e utilizzando
\n
i dati di mercato relativi alla data di chiusura dell\u2019esercizio
\n
contabile (quali tassi di interesse, tassi di cambio, volatili-
\n

\n\n

\n\n

\n\n
t\u00e0) attualizzando i flussi di cassa attesi in base alle curve dei
\n
tassi di interesse e convertendo in euro gli importi espressi
\n
in divise diverse dall\u2019euro utilizzando i tassi di cambio forniti
\n
da World Markets Refinitiv (WMR) Company.
\n
I derivati su tassi di interesse e di cambio rientrano integral-
\n
mente nella casistica di Livello 2.
\n
Relativamente ai derivati su commodity, la valutazione del
\n
fair value, si configura in larghissima misura nelle casistiche
\n
di Livello 1 o Livello 2 in quanto basata su input di mercato,
\n
trattandosi di contratti stipulati verso controparti di Borsa,
\n
principali operatori del settore od operatori finanziari.
\n
Marginali eccezioni sono rappresentate da alcuni contrat-
\n
ti finanziari a lungo termine (Virtual Power Purchase Agre-
\n
ement - VPPA) per i quali si \u00e8 in parte usufruito anche di
\n
modelli di valutazione interna, necessari per valorizzare tali
\n
strumenti sugli orizzonti temporali pi\u00f9 lontani, data la scarsa
\n
liquidit\u00e0 delle variabili sottostanti.
\n
In conformit\u00e0 con i princ\u00edpi contabili internazionali, il Gruppo
\n
valuta il rischio di credito, sia della controparte (Credit Valua-
\n
tion Adjustment o CVA) sia proprio (Debit Valuation Adjust-
\n
ment o DVA), al fine di poter effettuare l\u2019aggiustamento del
\n
fair value per la corrispondente misura del rischio contro-
\n
parte ove necessario. In particolare, il Gruppo misura il CVA/
\n
DVA utilizzando la tecnica di valutazione basata sulla Poten-
\n
tial Future Exposure dell\u2019esposizione netta di controparte
\n
e allocando, successivamente, l\u2019aggiustamento sui singoli
\n
strumenti finanziari che lo costituiscono. Tale tecnica si av-
\n
vale unicamente di input osservabili sul mercato.
\n
52.2 Attivit\u00e0 non misurate al fair value
\n
nello Stato patrimoniale
\n
Nella tabella che segue sono esposti, per ogni classe di at-
\n
tivit\u00e0 non valutata al fair value su base ricorrente ma per la
\n
quale il fair value deve essere indicato, il fair value alla fine
\n
del periodo e il livello nella gerarchia del fair value in cui \u00e8
\n
stata classificata tale valutazione.
\n
Milioni di euro Attivit\u00e0 non correnti Attivit\u00e0 correnti
\n
Note Fair value Livello 1 Livello 2 Livello 3 Fair value Livello 1 Livello 2 Livello 3
\n
al 31.12.2022 al 31.12.2022
\n
Investimenti immobiliari 22 154 16 - 138 - - - -
\n
Rimanenze 33 - - - - 47 - - 47
\n
La tabella accoglie il fair value di investimenti immobiliari
\n
e rimanenze di immobili non strumentali rispettivamente
\n
per 154 milioni di euro e per 47 milioni di euro. Tali importi
\n
sono stati calcolati con l\u2019ausilio di stime di periti indipen-
\n
denti che hanno utilizzato differenti tecniche di valutazione
\n
a seconda della specificit\u00e0 dei casi in questione.
\n
52.3 Passivit\u00e0 misurate al fair value
\n
nello Stato patrimoniale
\n
Nella tabella che segue sono esposti, per ogni classe di
\n
passivit\u00e0 valutata al fair value nello Stato patrimoniale, su
\n
base ricorrente e non ricorrente, la valutazione al fair value
\n
alla fine del periodo e il livello nella gerarchia del fair value
\n
in cui \u00e8 stata classificata la specifica passivit\u00e0.
\n
Milioni di euro Passivit\u00e0 non correnti Passivit\u00e0 correnti
\n
Note Fair value Livello 1 Livello 2 Livello 3 Fair value Livello 1 Livello 2 Livello 3
\n
al 31.12.2022 al 31.12.2022
\n
Derivati di fair value hedge:
\n
- tassi 51 92 - 92 - ----
\n
- cambi 51 99-99- ----
\n
- commodity 51 - - - - ----
\n
Derivati di cash flow hedge:
\n
- tassi 51 59 - 59 - 1 - 1 -
\n
- cambi 51 1.640 - 1.640 - 176 - 176 -
\n
- commodity 51 3.417 1.722 1.551 144 4.322 3.049 1.250 23
\n
Derivati di trading:
\n
- tassi 51 - - - - 23 - 23 -
\n
- cambi 51 1 - 1 - 34 - 34 -
\n
- commodity 51 587 192 395 - 11.585 10.595 990 -
\n
Corrispettivi potenziali
\n
(contingent consideration)
\n
46 - - 46 46 - 44 2
\n

\n\n

\n\n
\n\n
La voce \u201cCorrispettivi potenziali\u201d fa riferimento prevalen-
\n
temente ad alcune partecipazioni detenute dal Gruppo
\n
in Nord America, il cui fair value \u00e8 stato determinato sulla
\n
base delle condizioni contrattuali presenti negli accordi tra
\n
le parti.
\n
52.4 Passivit\u00e0 non misurate al fair value
\n
nello Stato patrimoniale
\n
Nella tabella che segue sono esposti, per ogni classe di
\n
passivit\u00e0 non valutata al fair value nello Stato patrimoniale,
\n
ma per la quale il fair value deve essere indicato, il fair value
\n
alla fine del periodo e il livello nella gerarchia del fair value
\n
in cui \u00e8 stata classificata tale valutazione.
\n
Milioni di euro
\n
Note Fair value Livello 1 Livello 2 Livello 3
\n
al 31.12.2022
\n
Obbligazioni:
\n
- a tasso fisso 48.3.1 44.717 41.964 2.753 -
\n
- a tasso variabile 48.3.1 3.073 62 3.011 -
\n
Finanziamenti bancari:
\n
- a tasso fisso 48.3.1 3.021 - 3.021 -
\n
- a tasso variabile 48.3.1 12.596 - 12.596 -
\n
Debiti verso altri finanziatori:
\n
- a tasso fisso 48.3.1 3.134 - 3.134 -
\n
- a tasso variabile 48.3.1 54 - 54 -
\n
Totale 66.595 42.026 24.569 -
\n
Per gli strumenti di debito quotati il fair value \u00e8 determina-
\n
to utilizzando le quotazioni ufficiali, mentre per quelli non
\n
quotati \u00e8 determinato mediante modelli di valutazione ap-
\n
propriati per ciascuna categoria di strumento finanziario
\n
e utilizzando i dati di mercato relativi alla data di chiusura
\n
dell\u2019esercizio, ivi inclusi gli spread creditizi di Enel.
\n
\n\n

\n", "dimensions": { "concept": "ifrs-full:DisclosureOfFairValueMeasurementExplanatory", "language": "it", "entity": "scheme:WOCMU6HCI0OJWNPRZS33", "period": "2022-01-01T00:00:00/2023-01-01T00:00:00" } }, "Tag974": { "value": "\n
52. Attivit\u00e0 e passivit\u00e0 misurate
\n
al fair value
\n
Il Gruppo determina il fair value in conformit\u00e0 all\u2019IFRS 13 ogni
\n
volta che tale criterio di valorizzazione \u00e8 richiesto dai princ\u00edpi
\n
contabili internazionali.
\n
Il fair value rappresenta il prezzo che si percepirebbe per la
\n
vendita di un\u2019attivit\u00e0 ovvero che si pagherebbe per il trasfe-
\n
rimento di una passivit\u00e0 nell\u2019ambito di una transazione or-
\n
dinaria posta in essere tra operatori di mercato, alla data di
\n
valutazione (c.d. \u201cexit price\u201d).
\n
La sua proxy migliore \u00e8 il prezzo di mercato, ossia il suo prez-
\n
zo corrente, pubblicamente disponibile ed effettivamente
\n
negoziato su un mercato liquido e attivo.
\n
Il fair value delle attivit\u00e0 e delle passivit\u00e0 \u00e8 classificato in una
\n
gerarchia del fair value che prevede tre diversi livelli, definiti
\n
come segue, in base agli input e alle tecniche di valutazione
\n
utilizzati per valutare il fair value:
\n
\u2022 Livello 1: prezzi quotati (non modificati) su mercati attivi per
\n
attivit\u00e0 o passivit\u00e0 identiche cui la societ\u00e0 pu\u00f2 accedere alla
\n
data di valutazione;
\n
\u2022 Livello 2: input diversi da prezzi quotati di cui al Livello 1 che
\n
sono osservabili per l\u2019attivit\u00e0 o per la passivit\u00e0, sia diretta-
\n
mente (come i prezzi) sia indirettamente (derivati da prezzi);
\n
\u2022 Livello 3: input per l\u2019attivit\u00e0 e la passivit\u00e0 non basati su dati
\n
osservabili di mercato (input non osservabili).
\n
In questa nota sono fornite alcune informazioni di dettaglio
\n
inerenti alle tecniche di valutazione e gli input utilizzati per
\n
elaborare tali valutazioni.
\n
A tale scopo:
\n
\u2022 le valutazioni ricorrenti al fair value di attivit\u00e0 o passivit\u00e0
\n
sono quelle che gli IFRS richiedono o permettono nello
\n
Stato patrimoniale alla fine di ogni periodo;
\n
\u2022 le valutazioni non ricorrenti al fair value di attivit\u00e0 o passivi-
\n
t\u00e0 sono quelle che gli IFRS richiedono o permettono nello
\n
Stato patrimoniale in particolari circostanze.
\n
Per aspetti generali o di informativa circa le contabilizzazioni
\n
relative a tali fattispecie, si rimanda alla nota 2 \u201cPrinc\u00edpi conta-
\n
bili e criteri di valutazione\u201d.
\n
52.1 Attivit\u00e0 misurate al fair value nello Stato
\n
patrimoniale
\n
Nella tabella che segue sono esposte, per ogni classe di at-
\n
tivit\u00e0 valutata al fair value nello Stato patrimoniale, su base
\n
ricorrente e non ricorrente, le valutazioni al fair value alla fine
\n
del periodo e il livello nella gerarchia del fair value in cui \u00e8 stata
\n
classificata la specifica attivit\u00e0.
\n

\n\n

\n

\n\n
Milioni di euro Attivit\u00e0 non correnti Attivit\u00e0 correnti
\n
Note Fair value Livello 1 Livello 2 Livello 3 Fair value Livello 1 Livello 2 Livello 3
\n
al 31.12.2022 al 31.12.2022
\n
Partecipazioni in altre imprese
\n
FVOCI
\n
29 360 14 43 303 - - - -
\n
Titoli FVOCI 29.1, 30.1 447 447 - - 78 78 - -
\n
Crediti e altre attivit\u00e0 finanziarie
\n
valutate al FVOCI
\n
94 - 94 - 201 - 201 -
\n
Partecipazioni in altre imprese
\n
FVTPL
\n
29 7--7 ----
\n
Attivit\u00e0 finanziarie da accordi
\n
per servizi in concessione
\n
FVTPL
\n
29 3.436 - 3.436 - - - - -
\n
Crediti e altre attivit\u00e0 finanziarie
\n
valutate al FVTPL
\n
8--8 176176--
\n
Altri investimenti di liquidit\u00e0 al
\n
FVTPL
\n
---- 87242-830
\n
Contributi non monetari relativi
\n
a certificati ambientali
\n
16--16 ----
\n
Derivati di fair value hedge:
\n
- tassi 51 22 - 22 - - - - -
\n
- cambi 51 15 - 15 - - - - -
\n
Derivati di cash flow hedge:
\n
- tassi 51 336 - 336 - - - - -
\n
- cambi 51 1.854 - 1.854 - 389 - 389 -
\n
- commodity 51 1.270 314 300 656 2.366 496 1.597 273
\n
Derivati di trading:
\n
- tassi 51 - - - - - - - -
\n
- cambi 51 1 - 1 - 74 - 74 -
\n
- commodity 51 472 109 362 1 12.001 10.640 1.360 1
\n
Rimanenze valutate al fair value 51 15 15 - - 18 - 18 -
\n
Corrispettivi potenziali
\n
(contingent consideration)
\n
5--5 2-2-
\n

\n\n
Il fair value delle \u201cPartecipazioni in altre imprese FVOCI\u201d \u00e8 sta-
\n
to determinato per le imprese quotate sulla base del prez-
\n
zo di negoziazione fissato alla data di chiusura dell\u2019esercizio,
\n
mentre per le societ\u00e0 non quotate sulla base di una valutazio-
\n
ne, ritenuta attendibile, degli elementi patrimoniali rilevanti.
\n\n
Le \u201cAttivit\u00e0 finanziarie da accordi per servizi in concessione
\n
FVTPL\u201d sono relative all\u2019attivit\u00e0 di distribuzione di energia
\n
elettrica sul mercato brasiliano, prevalentemente da parte
\n
delle societ\u00e0 Enel Distribui\u00e7\u00e3o Rio de Janeiro, Enel Distribu-
\n
i\u00e7\u00e3o Cear\u00e1 ed Enel Distribui\u00e7\u00e3o S\u00e3o Paulo, nonch\u00e9 all\u2019im-
\n
pianto di generazione di PH Chucas in Costa Rica, e sono
\n
contabilizzate applicando l\u2019IFRIC 12.
\n

\n\n
Il fair value \u00e8 stato stimato come valore netto del replace-
\n
ment cost basato sugli ultimi dati sulle tariffe disponibili e
\n
sull\u2019indice generale dei prezzi del mercato brasiliano.
\n
La quota corrente dei \u201cCrediti e altre attivit\u00e0 finanziarie al
\n
FVTPL\u201d \u00e8 rappresentata essenzialmente da investimenti di
\n
liquidit\u00e0; la valutazione del loro fair value rientra nelle ca-
\n
sistiche di Livello 1 in quanto basata su input di mercato.
\n
La quota non corrente dei \u201cCrediti e altre attivit\u00e0 finanziarie
\n
al FVTPL\u201d accoglie nel Livello 3 il credito relativo alla ces-
\n
sione di Slovak Power Holding pari a 8 milioni di euro al
\n
31 dicembre 2022, il cui fair value \u00e8 determinato in base
\n
all\u2019applicazione della formula del prezzo prevista contrat-
\n
tualmente. La quota corrente dei \u201cCrediti e altre attivit\u00e0
\n
finanziarie al FVTPL\u201d accoglie nel Livello 1 gli investimenti
\n
in titoli e fondi detenuti principalmente da societ\u00e0 dell\u2019A-
\n
merica Latina.
\n
La quota corrente degli \u201cAltri investimenti di liquidit\u00e0 al
\n
FVTPL\u201d al Livello 3 si riferisce principalmente alle attivit\u00e0 di
\n
ottimizzazione delle eccedenze di cassa di Enel SpA.
\n
Per quanto concerne i contratti derivati; il fair value \u00e8 de-
\n
terminato utilizzando le quotazioni ufficiali per gli stru-
\n
menti scambiati in mercati regolamentati. Il fair value degli
\n
strumenti non quotati in mercati regolamentati, \u00e8 deter-
\n
minato mediante modelli di valutazione appropriati per
\n
ciascuna categoria di strumento finanziario e utilizzando
\n
i dati di mercato relativi alla data di chiusura dell\u2019esercizio
\n
contabile (quali tassi di interesse, tassi di cambio, volatili-
\n

\n\n
t\u00e0) attualizzando i flussi di cassa attesi in base alle curve dei
\n
tassi di interesse e convertendo in euro gli importi espressi
\n
in divise diverse dall\u2019euro utilizzando i tassi di cambio forniti
\n
da World Markets Refinitiv (WMR) Company.
\n
I derivati su tassi di interesse e di cambio rientrano integral-
\n
mente nella casistica di Livello 2.
\n
Relativamente ai derivati su commodity, la valutazione del
\n
fair value, si configura in larghissima misura nelle casistiche
\n
di Livello 1 o Livello 2 in quanto basata su input di mercato,
\n
trattandosi di contratti stipulati verso controparti di Borsa,
\n
principali operatori del settore od operatori finanziari.
\n
Marginali eccezioni sono rappresentate da alcuni contrat-
\n
ti finanziari a lungo termine (Virtual Power Purchase Agre-
\n
ement - VPPA) per i quali si \u00e8 in parte usufruito anche di
\n
modelli di valutazione interna, necessari per valorizzare tali
\n
strumenti sugli orizzonti temporali pi\u00f9 lontani, data la scarsa
\n
liquidit\u00e0 delle variabili sottostanti.
\n
In conformit\u00e0 con i princ\u00edpi contabili internazionali, il Gruppo
\n
valuta il rischio di credito, sia della controparte (Credit Valua-
\n
tion Adjustment o CVA) sia proprio (Debit Valuation Adjust-
\n
ment o DVA), al fine di poter effettuare l\u2019aggiustamento del
\n
fair value per la corrispondente misura del rischio contro-
\n
parte ove necessario. In particolare, il Gruppo misura il CVA/
\n
DVA utilizzando la tecnica di valutazione basata sulla Poten-
\n
tial Future Exposure dell\u2019esposizione netta di controparte
\n
e allocando, successivamente, l\u2019aggiustamento sui singoli
\n
strumenti finanziari che lo costituiscono. Tale tecnica si av-
\n
vale unicamente di input osservabili sul mercato.
\n
52.2 Attivit\u00e0 non misurate al fair value
\n
nello Stato patrimoniale
\n
Nella tabella che segue sono esposti, per ogni classe di at-
\n
tivit\u00e0 non valutata al fair value su base ricorrente ma per la
\n
quale il fair value deve essere indicato, il fair value alla fine
\n
del periodo e il livello nella gerarchia del fair value in cui \u00e8
\n
stata classificata tale valutazione.
\n
Milioni di euro Attivit\u00e0 non correnti Attivit\u00e0 correnti
\n
Note Fair value Livello 1 Livello 2 Livello 3 Fair value Livello 1 Livello 2 Livello 3
\n
al 31.12.2022 al 31.12.2022
\n
Investimenti immobiliari 22 154 16 - 138 - - - -
\n
Rimanenze 33 - - - - 47 - - 47
\n
La tabella accoglie il fair value di investimenti immobiliari
\n
e rimanenze di immobili non strumentali rispettivamente
\n
per 154 milioni di euro e per 47 milioni di euro. Tali importi
\n
sono stati calcolati con l\u2019ausilio di stime di periti indipen-
\n
denti che hanno utilizzato differenti tecniche di valutazione
\n
a seconda della specificit\u00e0 dei casi in questione.
\n
52.3 Passivit\u00e0 misurate al fair value
\n
nello Stato patrimoniale
\n
Nella tabella che segue sono esposti, per ogni classe di
\n
passivit\u00e0 valutata al fair value nello Stato patrimoniale, su
\n
base ricorrente e non ricorrente, la valutazione al fair value
\n
alla fine del periodo e il livello nella gerarchia del fair value
\n
in cui \u00e8 stata classificata la specifica passivit\u00e0.
\n
Milioni di euro Passivit\u00e0 non correnti Passivit\u00e0 correnti
\n
Note Fair value Livello 1 Livello 2 Livello 3 Fair value Livello 1 Livello 2 Livello 3
\n
al 31.12.2022 al 31.12.2022
\n
Derivati di fair value hedge:
\n
- tassi 51 92 - 92 - ----
\n
- cambi 51 99-99- ----
\n
- commodity 51 - - - - ----
\n
Derivati di cash flow hedge:
\n
- tassi 51 59 - 59 - 1 - 1 -
\n
- cambi 51 1.640 - 1.640 - 176 - 176 -
\n
- commodity 51 3.417 1.722 1.551 144 4.322 3.049 1.250 23
\n
Derivati di trading:
\n
- tassi 51 - - - - 23 - 23 -
\n
- cambi 51 1 - 1 - 34 - 34 -
\n
- commodity 51 587 192 395 - 11.585 10.595 990 -
\n
Corrispettivi potenziali
\n
(contingent consideration)
\n
46 - - 46 46 - 44 2
\n

\n\n
La voce \u201cCorrispettivi potenziali\u201d fa riferimento prevalen-
\n
temente ad alcune partecipazioni detenute dal Gruppo
\n
in Nord America, il cui fair value \u00e8 stato determinato sulla
\n
base delle condizioni contrattuali presenti negli accordi tra
\n
le parti.
\n
52.4 Passivit\u00e0 non misurate al fair value
\n
nello Stato patrimoniale
\n
Nella tabella che segue sono esposti, per ogni classe di
\n
passivit\u00e0 non valutata al fair value nello Stato patrimoniale,
\n
ma per la quale il fair value deve essere indicato, il fair value
\n
alla fine del periodo e il livello nella gerarchia del fair value
\n
in cui \u00e8 stata classificata tale valutazione.
\n
Milioni di euro
\n
Note Fair value Livello 1 Livello 2 Livello 3
\n
al 31.12.2022
\n
Obbligazioni:
\n
- a tasso fisso 48.3.1 44.717 41.964 2.753 -
\n
- a tasso variabile 48.3.1 3.073 62 3.011 -
\n
Finanziamenti bancari:
\n
- a tasso fisso 48.3.1 3.021 - 3.021 -
\n
- a tasso variabile 48.3.1 12.596 - 12.596 -
\n
Debiti verso altri finanziatori:
\n
- a tasso fisso 48.3.1 3.134 - 3.134 -
\n
- a tasso variabile 48.3.1 54 - 54 -
\n
Totale 66.595 42.026 24.569 -
\n
Per gli strumenti di debito quotati il fair value \u00e8 determina-
\n
to utilizzando le quotazioni ufficiali, mentre per quelli non
\n
quotati \u00e8 determinato mediante modelli di valutazione ap-
\n
propriati per ciascuna categoria di strumento finanziario
\n
e utilizzando i dati di mercato relativi alla data di chiusura
\n
dell\u2019esercizio, ivi inclusi gli spread creditizi di Enel.
\n
\n", "dimensions": { "concept": "ifrs-full:DisclosureOfFairValueOfFinancialInstrumentsExplanatory", "language": "it", "entity": "scheme:WOCMU6HCI0OJWNPRZS33", "period": "2022-01-01T00:00:00/2023-01-01T00:00:00" } }, "Tag955": { "value": "\n
53. Pagamenti basati su azioni
\n
A partire dall\u2019esercizio 2019, l\u2019Assemblea degli azionisti di
\n
Enel SpA (\u201cEnel\u201d o la \u201cSociet\u00e0\u201d) ha deliberato con caden-
\n
za annuale l\u2019adozione di piani di incentivazione di lungo
\n
termine su base azionaria destinati al management della
\n
stessa Enel e/o di societ\u00e0 da questa controllate ai sensi
\n
dell\u2019art. 2359 del codice civile; in particolare, ciascuno dei
\n
piani di incentivazione approvati (ossia, Piano di incentiva-
\n
zione di lungo termine per il 2019; Piano di incentivazio-
\n
ne di lungo termine per il 2020; Piano di incentivazione di
\n
lungo termine per il 2021; Piano di incentivazione di lungo
\n
termine per il 2022, di seguito, rispettivamente \u201cPiano LTI
\n
2019\u201d, \u201cPiano LTI 2020\u201d, \u201cPiano LTI 2021\u201d, \u201cPiano LTI 2022\u201d
\n
e, congiuntamente, i \u201cPiani\u201d) prevede, subordinatamen-
\n
te al raggiungimento di specifici obiettivi di performance,
\n
l\u2019assegnazione di azioni ordinarie della Societ\u00e0 (\u201cAzioni\u201d) ai
\n
rispettivi beneficiari.
\n
Nello specifico, i Piani approvati sono rivolti all\u2019Amministra-
\n
tore Delegato/Direttore Generale di Enel e ai manager del
\n
Gruppo Enel che occupano le posizioni pi\u00f9 direttamente
\n
responsabili dei risultati aziendali o considerate di interes-
\n
se strategico e prevedono l\u2019assegnazione ai destinatari di
\n
un incentivo rappresentato da una componente di natu-
\n
ra monetaria e da una componente azionaria. Il suddetto
\n
incentivo \u2013 determinato, al momento dell\u2019assegnazione,
\n
in un valore base calcolato in rapporto alla remunerazione
\n
fissa del singolo destinatario \u2013 pu\u00f2 variare, in funzione del
\n
livello di raggiungimento di ciascuno degli obiettivi di per-
\n
formance triennali previsti dai Piani, da zero fino a un mas-
\n
simo del 280% ovvero del 180% del valore base nel caso,
\n
rispettivamente, dell\u2019Amministratore Delegato/Direttore
\n
Generale ovvero degli altri destinatari.
\n
Tali Piani prevedono inoltre che, rispetto al totale dell\u2019incen-
\n
tivo effettivamente maturato, il premio sia interamente cor-
\n
risposto in Azioni (i) per l\u2019Amministratore Delegato/Direttore
\n
Generale, fino al 100% del valore base assegnato (ovvero fino
\n
al 130% relativamente al solo Piano LTI 2022), e (ii) per gli al-
\n
tri destinatari, fino al 50% del valore base assegnato (ovvero
\n
fino al 65% relativamente al solo Piano LTI 2022).
\n

\n\n
L\u2019erogazione dell\u2019incentivo previsto dai singoli Piani \u00e8 su-
\n
bordinata al raggiungimento di specifici obiettivi di per-
\n
formance nel corso del triennio di riferimento (c.d. \u201cper-
\n
formance period\u201d). Qualora tali obiettivi siano raggiunti,
\n
l\u2019incentivo maturato viene erogato ai destinatari \u2013 sia per
\n
la componente azionaria sia per quella monetaria \u2013 per il
\n
30% nel primo esercizio successivo al termine del perfor-
\n
mance period triennale e per il restante 70% nel secondo
\n
esercizio successivo al termine del performance period
\n
triennale. L\u2019erogazione di una porzione rilevante della re-
\n
munerazione variabile di lungo termine (pari al 70% del to-
\n
tale) risulta quindi differita al secondo esercizio successivo
\n
rispetto al triennio di riferimento degli obiettivi di perfor-
\n
mance dei singoli Piani (c.d. \u201cdeferred payment\u201d).
\n
Nella tabella di seguito rappresentata vengono riportate
\n
alcune informazioni relative al Piano LTI 2019, al Piano LTI
\n
2020, al Piano LTI 2021 e al Piano LTI 2022.
\n
Per ulteriori informazioni sulle caratteristiche dei Piani
\n
si rinvia ai rispettivi Documenti informativi, predisposti ai
\n
sensi dell\u2019art. 84 bis del Regolamento adottato dalla CON-
\n
SOB con delibera del 14 maggio 1999 n. 11971 (\u201cRegola-
\n
mento Emittenti\u201d) e messi a disposizione del pubblico nella
\n
sezione del sito internet della Societ\u00e0 (www.enel.com) de-
\n
dicata alle Assemblee degli azionisti di riferimento, svoltesi
\n
rispettivamente in data 16 maggio 2019, 14 maggio 2020,
\n
20 maggio 2021 e 19 maggio 2022.
\n
Data di assegnazione
\n
delle Azioni Performance period
\n
Verifica
\n
raggiungimento
\n
obiettivi
\n
Erogazione
\n
dell\u2019incentivo
\n
Piano LTI 2019 12.11.2019
\n
(47)
\n
2019-2021 2022
\n
(48)
\n
2022-2023
\n
(49)
\n
Piano LTI 2020 17.09.2020
\n
(50)
\n
2020-2022 2023
\n
(51)
\n
2023-2024
\n
Piano LTI 2021 16.09.2021
\n
(52)
\n
2021-2023 2024
\n
(53)
\n
2024-2025
\n
Piano LTI 2022 21.09.2022
\n
(54)
\n
2022-2024 2025
\n
(55)
\n
2025-2026
\n
In attuazione delle autorizzazioni conferite dalle Assem-
\n
blee degli azionisti tenutesi nelle date sopra richiamate
\n
(16 maggio 2019, 14 maggio 2020, 20 maggio 2021 e 19
\n
maggio 2022) e nel rispetto dei relativi termini e condizioni,
\n
il Consiglio di Amministrazione ha approvato \u2013 nelle adu-
\n
nanze del 19 settembre 2019, 29 luglio 2020, 17 giugno
\n
2021 e 16 giugno 2022 \u2013 l\u2019avvio di programmi di acquisto
\n
di Azioni proprie a servizio rispettivamente del Piano LTI
\n
2019, del Piano LTI 2020, del Piano LTI 2021 e del Piano LTI
\n
2022. Il numero di Azioni il cui acquisto \u00e8 stato autorizzato
\n
dal Consiglio di Amministrazione per ciascun Piano, l\u2019effet-
\n
tivo numero di Azioni acquistate, il relativo prezzo medio
\n
ponderato e il controvalore complessivo sono di seguito
\n
rappresentati.
\n
(47) 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
\n
conto della proposta formulata dal Comitato per le Nomine e le Remunerazioni nella riunione dell\u201911 novembre 2019).
\n
(48) In occasione dell\u2019approvazione del Bilancio consolidato del Gruppo Enel al 31 dicembre 2021, il Consiglio di Amministrazione ha proceduto alla verifica del
\n
livello di raggiungimento degli obiettivi di performance del Piano LTI 2019.
\n
(49) Al riguardo si precisa che in data 5 settembre 2022 la Societ\u00e0 ha provveduto alla erogazione di parte della componente azionaria del premio spettante ai
\n
destinatari del Piano LTI 2019, secondo i termini e le modalit\u00e0 previste dal Regolamento di attuazione del medesimo Piano.
\n
(50) 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
\n
conto della proposta formulata dal Comitato per le Nomine e le Remunerazioni nella riunione del 16 settembre 2020).
\n
(51) In occasione dell\u2019approvazione del Bilancio consolidato del Gruppo Enel al 31 dicembre 2022, il Consiglio di Amministrazione proceder\u00e0 alla verifica del livello
\n
di raggiungimento degli obiettivi di performance del Piano LTI 2020.
\n
(52) 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
\n
conto della proposta formulata dal Comitato per le Nomine e le Remunerazioni nella riunione del 9 giugno 2021).
\n
(53) In occasione dell\u2019approvazione del Bilancio consolidato del Gruppo Enel al 31 dicembre 2023, il Consiglio di Amministrazione proceder\u00e0 alla verifica del livello
\n
di raggiungimento degli obiettivi di performance del Piano LTI 2021.
\n
(54) La data si riferisce alla riunione del Consiglio di Amministrazione che ha approvato modalit\u00e0 e tempi di assegnazione del Piano LTI 2022 ai destinatari (tenuto
\n
conto della proposta formulata dal Comitato per le Nomine e le Remunerazioni nella riunione dell\u20198 giugno 2022).
\n
(55) In occasione dell\u2019approvazione del Bilancio consolidato del Gruppo Enel al 31 dicembre 2024, il Consiglio di Amministrazione proceder\u00e0 alla verifica del livello
\n
di raggiungimento degli obiettivi di performance del Piano LTI 2022.
\n

\n\n
Acquisti autorizzati dal
\n
Consiglio di Amministrazione Acquisti effettuati
\n
Numero di Azioni Numero di Azioni
\n
Prezzo medio ponderato
\n
(euro per azione)
\n
Controvalore complessivo
\n
(euro)
\n
Piano LTI 2019
\n
Numero non superiore a
\n
2.500.000 per un corrispettivo
\n
massimo di 10.500.000 milioni
\n
di euro
\n
1.549.152
\n
(56)
\n
6,7779 10.499.999
\n
Piano LTI 2020 1.720.000 1.720.000
\n
(57)
\n
7,4366 12.790.870
\n
Piano LTI 2021 1.620.000 1.620.000
\n
(58)
\n
7,8737 12.755.459
\n
Piano LTI 2022 2.700.000 2.700.000
\n
(59)
\n
5,1951 14.026.715
\n
Per effetto degli acquisti effettuati a servizio del Piano LTI
\n
2019, del Piano LTI 2020, del Piano LTI 2021 e del Piano LTI
\n
2022, e tenuto conto della erogazione intervenuta in data
\n
5 settembre 2022 di n. 435.357 Azioni ai destinatari del
\n
Piano LTI 2019, al 31 dicembre 2022 Enel detiene comples-
\n
sivamente n. 7.153.795 Azioni proprie, pari allo 0,07% circa
\n
del capitale sociale.
\n
Le seguenti informazioni riguardano gli strumenti rappre-
\n
sentativi di capitale assegnati durante gli esercizi 2019,
\n
2020, 2021 e 2022.
\n
2022 2021
\n
Numero azioni
\n
assegnate alla data di
\n
assegnazione
\n
Fair value
\n
per azione
\n
alla data di
\n
assegnazione
\n
Numero di azioni
\n
potenzialmente
\n
erogabili
\n
Numero di azioni
\n
erogate
\n
Numero di azioni
\n
potenzialmente
\n
erogabili
\n
Numero di azioni
\n
erogate
\n
Piano LTI 2019 1.538.547 6,983 1.021.328 435.357
\n
(60)
\n
1.529.182 -
\n
Piano LTI 2020 1.638.775 7,380 1.631.951 - 1.638.775 -
\n
Piano LTI 2021 1.577.773 7,0010 1.577.773 - 1.577.773 -
\n
Piano LTI 2022 2.398.143 4,8495 2.395.323 - - -
\n
Il fair value di tali strumenti rappresentativi di capitale \u00e8 mi-
\n
surato sulla base del prezzo di mercato delle Azioni alla data
\n
di assegnazione
\n
(61)
\n
.
\n
Il costo relativo alla componente azionaria \u00e8 determinato
\n
con riferimento al fair value degli strumenti rappresentativi
\n
di capitale assegnati ed \u00e8 rilevato lungo la durata del vesting
\n
period in contropartita alle riserve di patrimonio netto.
\n
I costi totali del Gruppo rilevati a Conto economico am-
\n
montano a 11 milioni di euro nell\u2019esercizio 2022 (9 milioni
\n
di euro nel 2021).
\n
Non ci sono state cancellazioni o modifiche che hanno in-
\n
teressato il Piano LTI 2022 e/o il Piano LTI 2021 e/o il Piano
\n
LTI 2020 e/o il Piano LTI 2019.
\n
(56) Azioni acquistate nel periodo compreso tra il 23 settembre e il 2 dicembre 2019, equivalenti allo 0,015% circa del capitale sociale.
\n
(57) Azioni acquistate nel periodo compreso tra il 3 settembre e il 28 ottobre 2020, equivalenti allo 0,017% circa del capitale sociale.
\n
(58) Azioni acquistate nel periodo compreso tra il 18 giugno e il 21 luglio 2021, equivalenti allo 0,016% circa del capitale sociale.
\n
(59) Azioni acquistate nel periodo compreso tra il 17 giugno e il 20 luglio 2022, equivalenti allo 0,026% circa del capitale sociale.
\n
(60) Nella tabella \u00e8 valorizzato il numero di Azioni erogate, in data 5 settembre 2022, ai destinatari del Piano LTI 2019 e che costituiscono parte della componente
\n
azionaria del premio riconosciuto ai suddetti destinatari a seguito della consuntivazione degli obiettivi di performance del Piano stesso. Per la restante parte
\n
della componente azionaria del premio \u00e8 previsto un differimento al 2023, secondo i termini e le modalit\u00e0 di cui al Regolamento di attuazione del Piano LTI 2019.
\n
(61) 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
\n
che 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 settembre 2020, ovverosia alla data della riunione del Consiglio di Amministrazione
\n
che 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 settembre 2021, ovverosia alla data della riunione del Consiglio di Amministrazione
\n
che ha approvato modalit\u00e0 e tempi di assegnazione del Piano LTI 2021 ai destinatari.
\n
Con riferimento al Piano LTI 2022, la data di assegnazione si riferisce al 21 settembre 2022, ovverosia alla data della riunione del Consiglio di Amministrazione
\n
che ha approvato modalit\u00e0 e tempi di assegnazione del Piano LTI 2022 ai destinatari.
\n

\n", "dimensions": { "concept": "ifrs-full:DisclosureOfSharebasedPaymentArrangementsExplanatory", "language": "it", "entity": "scheme:WOCMU6HCI0OJWNPRZS33", "period": "2022-01-01T00:00:00/2023-01-01T00:00:00" } }, "Tag934": { "value": "\n
54. Informativa sulle parti correlate
\n
In quanto operatore nel campo della produzione, della di-
\n
stribuzione, del trasporto e della vendita di energia elet-
\n
trica, nonch\u00e9 della vendita di gas naturale, Enel effettua
\n
transazioni con un certo numero di societ\u00e0 controllate di-
\n
rettamente o indirettamente dallo Stato italiano, azionista
\n
di riferimento del Gruppo.
\n
La tabella sottostante riepiloga le principali transazioni in-
\n
trattenute con tali controparti.
\n
Parte correlata Rapporto Natura delle principali transazioni
\n
Acquirente Unico
\n
Interamente controllata indirettamente dal Ministero
\n
dell\u2019Economia e delle Finanze
\n
Acquisto di energia elettrica destinata al mercato di maggior tutela
\n
Gruppo Cassa
\n
Depositi e Prestiti
\n
Controllata direttamente dal Ministero dell\u2019Economia e
\n
delle Finanze
\n
Vendita di energia elettrica sul Mercato dei Servizi di Dispacciamento
\n
(Terna)
\n
Vendita di servizi di trasporto di energia elettrica (Gruppo Eni)
\n
Acquisto di servizi di trasporto, dispacciamento e misura (Terna)
\n
Acquisto di servizi di postalizzazione (Poste Italiane)
\n
Acquisto di combustibili per gli impianti di generazione, di servizi di
\n
stoccaggio e distribuzione del gas naturale (Gruppo Eni)
\n
GSE - Gestore dei
\n
Servizi Energetici
\n
Interamente controllata direttamente dal Ministero
\n
dell\u2019Economia e delle Finanze
\n
Vendita di energia elettrica incentivata
\n
Versamento della componente A3 per incentivazione fonti rinnovabili
\n
GME - Gestore dei
\n
Mercati Energetici
\n
Interamente controllata indirettamente dal Ministero
\n
dell\u2019Economia e delle Finanze
\n
Vendita di energia elettrica in Borsa (GME)
\n
Acquisto di energia elettrica in Borsa per pompaggi e
\n
programmazione impianti (GME)
\n
Gruppo Leonardo
\n
Controllata direttamente dal Ministero dell\u2019Economia e
\n
delle Finanze
\n
Acquisto di servizi informatici e fornitura di beni
\n
Inoltre, il Gruppo intrattiene rapporti di natura prevalentemen-
\n
te commerciale nei confronti delle societ\u00e0 collegate o parte-
\n
cipate con quote di minoranza.
\n
Infine, Enel intrattiene con i fondi pensione FOPEN e FONDE-
\n
NEL, con la Fondazione Enel e con Enel Cuore, societ\u00e0 Onlus
\n
di Enel operante nell\u2019ambito dell\u2019assistenza sociale e socio-sa-
\n
nitaria, rapporti istituzionali e di finalit\u00e0 sociale.
\n
Tutte le transazioni con parti correlate sono state concluse
\n
alle normali condizioni di mercato, in alcuni casi determinate
\n
dall\u2019Autorit\u00e0 di Regolazione per Energia Reti e Ambiente.
\n

\n\n
Linea di credito garantita da SACE - Informativa
\n
finanziaria ex art. 13, comma 3, lett. c) (ii), del
\n
Regolamento CONSOB in materia di operazioni
\n
con parti correlate
\n
In osservanza degli obblighi informativi previsti dall\u2019art.
\n
13, comma 3, lettera c) (ii), del Regolamento CONSOB n.
\n
17221 del 12 marzo 2010, come successivamente modifi-
\n
cato (il \u201cRegolamento CONSOB OPC\u201d), e dall\u2019art. 13.4, lett.
\n
c) (ii), della Procedura per la disciplina delle operazioni con
\n
parti correlate adottata dalla Societ\u00e0 (la \u201cProcedura OPC
\n
Enel\u201d), si segnala che nel corso dell\u2019esercizio 2022 \u00e8 stata
\n
effettuata un\u2019operazione con parti correlate di maggiore
\n
rilevanza avente natura ordinaria e conclusa a condizioni
\n
equivalenti a quelle di mercato o standard. In particolare,
\n
tale operazione ha avuto a oggetto la stipula, in data 23
\n
dicembre 2022, tra Enel SpA e un pool di enti finanziatori
\n
\u2013 composto da Banco BPM SpA, BPER Banca SpA, Cassa
\n
Depositi e Prestiti SpA, Intesa Sanpaolo SpA e UniCredit
\n
SpA \u2013 di un contratto di finanziamento nella forma di linea
\n
di credito revolving per un importo di 12 miliardi di euro,
\n
garantita sino al 70% del valore nominale da SACE SpA.
\n
Tale linea di credito, con l\u2019assistenza della relativa ga-
\n
ranzia, \u00e8 volta a soddisfare le esigenze delle societ\u00e0 del
\n
Gruppo Enel operanti in Italia (nello specifico Enel Global
\n
Trading SpA) relative alla copertura dei collaterali per le
\n
attivit\u00e0 di commercio sul mercato dell\u2019energia e si collo-
\n
ca nell\u2019ambito delle misure temporanee a sostegno della
\n
liquidit\u00e0 delle imprese, prestate sotto forma di garanzia,
\n
contemplate dall\u2019art. 15 del decreto legge 17 maggio
\n
2022, n. 50 convertito con legge 15 luglio 2022, n. 91 (c.d.
\n
\u201cDecreto Aiuti\u201d), come successivamente modificato.
\n
L\u2019operazione, intesa nel suo complesso, costituisce
\n
un\u2019operazione con parti correlate in quanto Enel SpA,
\n
Cassa Depositi e Prestiti SpA e SACE SpA sono soggette
\n
al comune controllo del Ministero dell\u2019Economia e delle
\n
Finanze e, tenuto conto degli importi sopra indicati (e,
\n
in particolare, in considerazione del controvalore della
\n
garanzia), si qualifica come operazione con parti cor-
\n
relate di \u201cmaggiore rilevanza\u201d. Ci\u00f2 posto, l\u2019operazione in
\n
esame \u00e8 stata conclusa avvalendosi dell\u2019esenzione di cui
\n
all\u2019art. 13, comma 3, lettera c), del Regolamento CON-
\n
SOB OPC e all\u2019art. 13.4, lettera c), della Procedura OPC
\n
Enel, in quanto operazione ordinaria conclusa a condi-
\n
zioni equivalenti a quelle di mercato o standard.
\n
In particolare, l\u2019operazione \u00e8 ascrivibile all\u2019ordinario
\n
esercizio dell\u2019\u201cattivit\u00e0 finanziaria connessa all\u2019attivit\u00e0
\n
operativa\u201d del Gruppo di cui Enel SpA \u00e8 a capo, tenu-
\n
to conto tra l\u2019altro dell\u2019oggetto, della ricorrenza e delle
\n
dimensioni della stessa, nonch\u00e9 della natura delle con-
\n
troparti. Inoltre, i principali termini e condizioni a essa
\n
applicabili sono disciplinati dall\u2019art. 15 del \u201cDecreto Aiuti\u201d
\n
e Cassa Depositi e Prestiti SpA applica a Enel SpA, per
\n
la quota del finanziamento di sua competenza, i mede-
\n
simi termini e condizioni che sono applicati dalle altre
\n
banche.
\n
Le tabelle seguenti forniscono una sintesi dei rapporti so-
\n
pra descritti nonch\u00e9 dei rapporti economici e patrimoniali
\n
con parti correlate, societ\u00e0 collegate e a controllo con-
\n
giunto rispettivamente in essere al 31 dicembre 2022 e al
\n
31 dicembre 2021.
\n

\n\n
Milioni di euro
\n
Acquirente Unico GME GSE
\n
Gruppo Cassa
\n
Depositi e Prestiti Altre
\n
Rapporti economici
\n
Ricavi delle vendite e delle prestazioni - 7.949 87 4.497 196
\n
Altri proventi - - - 389 -
\n
Altri proventi finanziari - - - - -
\n
Energia elettrica, gas e combustibile 6.379 16.817 2 4.266 3
\n
Servizi e altri materiali - 220 2 3.258 73
\n
Altri costi operativi 10 147 - 420 3
\n
Risultati netti da contratti su commodity - - - 50 -
\n
Altri oneri finanziari 1 - 2 10 -
\n
Milioni di euro
\n
Acquirente Unico GME GSE
\n
Gruppo Cassa Depositi
\n
e Prestiti Altre
\n
Rapporti patrimoniali
\n
Altre attivit\u00e0 finanziarie non correnti - - - - -
\n
Crediti commerciali - 220 6 1.040 38
\n
Derivati finanziari attivi correnti - - - - -
\n
Altre attivit\u00e0 finanziarie correnti - - - 5 -
\n
Altre attivit\u00e0 correnti - - 30 58 2
\n
Finanziamenti a lungo termine - - - 447 -
\n
Passivit\u00e0 derivanti da contratti con i clienti non
\n
correnti
\n
--- 9 8
\n
Derivati finanziari passivi non correnti - - - - -
\n
Finanziamenti a breve termine - - - - -
\n
Quote correnti dei finanziamenti a lungo termine - - - 89 -
\n
Debiti commerciali 1.211 305 6 1.097 (1)
\n
Altre passivit\u00e0 finanziarie correnti - - - - -
\n
Passivit\u00e0 derivanti da contratti con i clienti
\n
correnti
\n
--- 23 20
\n
Altre passivit\u00e0 correnti - - - 3 23
\n
Altre informazioni
\n
Garanzie rilasciate - 20 - 11 58
\n
Garanzie ricevute - - - 134 36
\n
Impegni - - - 149 -
\n

\n\n
Totale 2022
\n
Societ\u00e0 collegate e a
\n
controllo congiunto
\n
Totale generale 2022
\n
Totale voce
\n
di bilancio Incidenza %
\n
12.729 210 12.939 135.653 9,5%
\n
389 - 389 4.864 8,0%
\n
- 154 154 3.430 4,5%
\n
27.467 413 27.880 96.896 28,8%
\n
3.553 247 3.800 20.228 18,8%
\n
580 1 581 4.685 12,4%
\n
50 - 50 2.365 2,1%
\n
13 21 34 5.880 0,6%
\n
Totale al 31.12.2022
\n
Societ\u00e0 collegate e a
\n
controllo congiunto
\n
Totale generale al
\n
31.12.2022
\n
Totale voce
\n
di bilancio Incidenza %
\n
- 1.885 1.885 8.359 22,6%
\n
1.304 259 1.563 16.605 9,4%
\n
- 5 514.830 -
\n
5 99 104 13.753 0,8%
\n
90 63 153 4.314 3,5%
\n
447 327 774 68.191 1,1%
\n
17 - 17 5.747 0,3%
\n
- 9 9 5.895 0,2%
\n
- 14 14 18.392 0,1%
\n
89 21 110 2.835 3,9%
\n
2.618 192 2.810 17.641 15,9%
\n
- 1 18530,1%
\n
43 - 43 1.775 2,4%
\n
26 21 47 11.713 0,4%
\n
89 - 89
\n
170 - 170
\n
149 - 149
\n

\n\n
Milioni di euro
\n
Acquirente Unico GME GSE
\n
Gruppo Cassa
\n
Depositi e Prestiti Altre
\n
Rapporti economici
\n
Ricavi delle vendite e delle prestazioni - 3.018 275 3.165 210
\n
Altri proventi - - - 5 -
\n
Altri proventi finanziari - - - 15 -
\n
Energia elettrica, gas e combustibile 4.613 6.363 - 2.572 -
\n
Servizi e altri materiali - 75 3 2.874 57
\n
Altri costi operativi 6 198 - 13 1
\n
Risultati netti da contratti su commodity - - - 13 -
\n
Altri oneri finanziari - - - 10 -
\n
(1) I dati relativi all\u2019esercizio 2021 sono stati rideterminati, ai soli fini comparativi, per tenere conto della classificazione nella voce \u201cRisultato netto delle discon-
\n
tinued operation\u201d dei risultati afferenti alle attivit\u00e0 detenute in Russia (cedute nel corso del quarto trimestre 2022), Romania e Grecia in quanto sono stati
\n
soddisfatti i requisiti previsti dal principio contabile internazionale IFRS 5 per la loro classificazione come \u201cdiscontinued operation\u201d.
\n
Milioni di euro
\n
Acquirente Unico GME GSE
\n
Gruppo Cassa
\n
Depositi e Prestiti Altre
\n
Rapporti patrimoniali
\n
Altre attivit\u00e0 finanziarie non correnti -----
\n
Derivati finanziari attivi non correnti -----
\n
Altre attivit\u00e0 non correnti - - - 119 -
\n
Crediti commerciali - 469 9 659 36
\n
Derivati finanziari attivi correnti -----
\n
Altre attivit\u00e0 finanziarie correnti ----1
\n
Altre attivit\u00e0 correnti - - 76 21 2
\n
Finanziamenti a lungo termine - - - 536 -
\n
Passivit\u00e0 derivanti da contratti con i
\n
clienti non correnti
\n
---1877
\n
Derivati finanziari passivi non correnti -----
\n
Finanziamenti a breve termine -----
\n
Quote correnti dei finanziamenti a lungo
\n
termine
\n
---89-
\n
Debiti commerciali 1.903 641 1 1.466 12
\n
Passivit\u00e0 derivanti da contratti con i
\n
clienti correnti
\n
---12-
\n
Altre passivit\u00e0 correnti - - - 38 38
\n
Altre informazioni
\n
Garanzie rilasciate - 40 - 11 59
\n
Garanzie ricevute - - - 138 36
\n
Impegni - - - 401 -
\n

\n\n
Totale 2021
\n
Societ\u00e0 collegate e a
\n
controllo congiunto Totale generale 2021
\n
Totale voce
\n
di bilancio
\n
(1)
\n
Incidenza %
\n
6.668 342 7.010 81.900 8,6%
\n
5 1 6 3.819 0,2%
\n
15 123 138 1.862 7,4%
\n
13.548 278 13.826 47.702 29,0%
\n
3.009 143 3.152 19.240 16,4%
\n
218 - 218 1.968 11,1%
\n
13 11 24 2.523 1,0%
\n
10 22 32 6.087 0,5%
\n
Totale
\n
al 31.12.2021
\n
Societ\u00e0 collegate e a
\n
controllo congiunto
\n
Totale generale
\n
al 31.12.2021
\n
Totale voce
\n
di bilancio Incidenza %
\n
- 1.120 1.120 5.704 19,6%
\n
- 14 14 2.772 0,5%
\n
119 - 119 3.268 3,6%
\n
1.173 148 1.321 16.076 8,2%
\n
- 32 32 22.791 0,1%
\n
1 156 157 8.645 1,8%
\n
99 24 123 5.002 2,5%
\n
536 344 880 54.500 1,6%
\n
194 - 194 6.214 3,1%
\n
- 1 1 3.339 -
\n
- 6 6 13.306 -
\n
89 20 109 4.031 2,7%
\n
4.023 59 4.082 16.959 24,1%
\n
12 - 12 1.433 0,8%
\n
76 4 80 12.959 0,6%
\n
110 - 110
\n
174 - 174
\n
401 - 401
\n

\n\n
In merito all\u2019informativa sulla retribuzione degli Ammini-
\n
stratori, del Collegio Sindacale, del Direttore Generale e dei
\n
dirigenti con responsabilit\u00e0 strategiche, prevista dallo IAS
\n
24, si rimanda alle seguenti tabelle.
\n
Milioni di euro
\n
2022 2021 2022-2021
\n
Compensi riferiti ai componenti del Consiglio di Amministrazione
\n
e del Collegio Sindacale, al Direttore Generale
\n
Benef\u00edci a breve termine per i dipendenti 5 5 - -
\n
Altri benef\u00edci a lungo termine 1 1 - -
\n
Totale 66--
\n
Milioni di euro
\n
2022 2021 2022-2021
\n
Compensi riferiti ai dirigenti con responsabilit\u00e0 strategiche
\n
Benef\u00edci a breve termine per i dipendenti 13 13 - -
\n
Altri benef\u00edci a lungo termine 2 4 (2) -50%
\n
Totale 15 17 (2) -11,8%
\n
Nel corso del mese di novembre 2010 il Consiglio di Ammi-
\n
nistrazione di Enel SpA ha approvato una procedura che di-
\n
sciplina l\u2019approvazione e l\u2019esecuzione delle operazioni con
\n
parti correlate poste in essere da Enel SpA, direttamente
\n
ovvero per il tramite di societ\u00e0 controllate (la \u201cProcedura
\n
OPC Enel\u201d). Tale procedura (reperibile all\u2019indirizzo \u201chttps://
\n
www.enel.com/it/investitori/governance/statuto-rego-
\n
lamenti-politiche\u201d) individua una serie di regole volte ad
\n
assicurare la trasparenza e la correttezza, sia sostanziale
\n
sia procedurale, delle operazioni con parti correlate ed
\n
\u00e8 stata adottata in attuazione di quanto disposto dall\u2019art.
\n
2391 bis del codice civile e dalla disciplina attuativa detta-
\n
ta dalla CONSOB con Regolamento n. 17221 del 12 marzo
\n
2010, come successivamente modificato (il \u201cRegolamento
\n
CONSOB OPC\u201d).
\n

\n", "dimensions": { "concept": "ifrs-full:DisclosureOfRelatedPartyExplanatory", "language": "it", "entity": "scheme:WOCMU6HCI0OJWNPRZS33", "period": "2022-01-01T00:00:00/2023-01-01T00:00:00" } }, "Tag898": { "value": "\n
55. Erogazioni pubbliche - Informativa
\n
ex art. 1, commi 125-129, legge n. 124/2017
\n
Ai sensi dell\u2019art. 1, commi 125 e 126, della legge n. 124/2017
\n
e successive modificazioni, di seguito sono indicate le in-
\n
formazioni in merito alle erogazioni ricevute da enti e am-
\n
ministrazioni pubbliche italiane, nonch\u00e9 le erogazioni con-
\n
cesse da Enel SpA e dalle societ\u00e0 controllate consolidate
\n
integralmente a imprese, persone ed enti pubblici e privati.
\n
L\u2019informativa tiene conto: (i) delle erogazioni ricevute da
\n
soggetti pubblici/entit\u00e0 statali italiani; e (ii) delle erogazioni
\n
concesse da parte di Enel SpA e delle controllate del Grup-
\n
po a soggetti pubblici o privati residenti o stabiliti in Italia.
\n
L\u2019informativa di seguito presentata include le erogazioni di
\n
importo superiore a 10.000 euro, effettuate dal medesimo
\n
soggetto erogante nel corso del 2022, anche tramite una
\n
pluralit\u00e0 di transazioni economiche. Il criterio di rilevazione
\n
utilizzato \u00e8 quello cosiddetto \u201cdi cassa\u201d.
\n
Ai sensi delle disposizioni dell\u2019art. 3 quater del decreto
\n
legge 14 dicembre 2018, n. 135, convertito dalla legge 11
\n
febbraio 2019, n. 12, per le erogazioni ricevute si rinvia alle
\n
indicazioni contenute nel Registro Nazionale degli Aiuti di
\n
Stato di cui all\u2019art. 52 della legge 24 dicembre 2012, n. 234.
\n
Erogazioni ricevute in milioni di euro
\n
Istituto finanziario/
\n
Ente erogatore
\n
Societ\u00e0
\n
beneficiaria Importo Note
\n
Anpal Enel Green Power
\n
Italia Srl
\n
(0,04) Tranche di contributo a fondo perduto restituita per la seconda istanza
\n
FNC-C-06952, finanziato nell\u2019ambito del Fondo Nuove Competenze, di cui art. 88 del
\n
decreto legge 19 maggio 2020 e al decreto interministeriale del 9 ottobre 2020
\n
Anpal Enel Green Power
\n
Italia Srl
\n
(0,05) Tranche di contributo a fondo perduto restituita per la terza istanza FNC-C-10223,
\n
finanziato nell\u2019ambito del Fondo Nuove Competenze, di cui art. 88 del decreto legge
\n
19 maggio 2020 e al decreto interministeriale del 9 ottobre 2020
\n
Invitalia MISE Enel Green Power
\n
Italia Srl
\n
(8,44) Restituzione tranche di contributo sul primo SAL del Contratto di Sviluppo 3SUN HJT,
\n
a seguito di abbandono dell\u2019iniziativa originaria di ampliamento dello stabilimento di
\n
Catania
\n
Anpal Enel Green Power
\n
SpA
\n
(0,07) Tranche di contributo a fondo perduto restituita per la seconda istanza
\n
FNC-C-06952, finanziato nell\u2019ambito del Fondo Nuove Competenze, di cui art. 88 del
\n
decreto legge 19 maggio 2020 e al decreto interministeriale del 9 ottobre 2020
\n
Anpal Enel Green Power
\n
SpA
\n
(0,05) Tranche di contributo a fondo perduto restituita per la terza istanza FNC-C-10223,
\n
finanziato nell\u2019ambito del Fondo Nuove Competenze, di cui art. 88 del decreto legge
\n
19 maggio 2020 e al decreto interministeriale del 9 ottobre 2020
\n
Anpal Enel Global
\n
Thermal
\n
Generation Srl
\n
(0,06) Tranche di contributo a fondo perduto restituita per la seconda istanza
\n
FNC-C-06952, finanziato nell\u2019ambito del Fondo Nuove Competenze, di cui art. 88 del
\n
decreto legge 19 maggio 2020 e al decreto interministeriale del 9 ottobre 2020
\n
Anpal Enel Global
\n
Thermal
\n
Generation Srl
\n
(0,02) Tranche di contributo a fondo perduto restituita per la terza istanza FNC-C-10223,
\n
finanziato nell\u2019ambito del Fondo Nuove Competenze, di cui art. 88 del decreto legge
\n
19 maggio 2020 e al decreto interministeriale del 9 ottobre 2020
\n
Anpal Enel Grids (0,04) Tranche di contributo a fondo perduto restituita per la seconda istanza
\n
FNC-C-06952, finanziato nell\u2019ambito del Fondo Nuove Competenze, di cui art. 88 del
\n
decreto legge 19 maggio 2020 e al decreto interministeriale del 9 ottobre 2020
\n
Anpal Enel Grids (0,04) Tranche di contributo a fondo perduto restituita per la terza istanza FNC-C-10223,
\n
finanziato nell\u2019ambito del Fondo Nuove Competenze, di cui art. 88 del decreto legge
\n
19 maggio 2020 e al decreto interministeriale del 9 ottobre 2020
\n
Anpal Enel Global Trading
\n
SpA
\n
(0,005) Tranche di contributo a fondo perduto restituita per la seconda istanza
\n
FNC-C-06952, finanziato nell\u2019ambito del Fondo Nuove Competenze, di cui art. 88 del
\n
decreto legge 19 maggio 2020 e al decreto interministeriale del 9 ottobre 2020
\n
Anpal Enel Global Trading
\n
SpA
\n
(0,006) Tranche di contributo a fondo perduto restituita per la terza istanza FNC-C-10223,
\n
finanziato nell\u2019ambito del Fondo Nuove Competenze, di cui art. 88 del decreto legge
\n
19 maggio 2020 e al decreto interministeriale del 9 ottobre 2020
\n
Anpal Enel Produzione
\n
SpA
\n
(0,04) Tranche di contributo a fondo perduto restituita per la seconda istanza
\n
FNC-C-06952, finanziato nell\u2019ambito del Fondo Nuove Competenze, di cui art. 88 del
\n
decreto legge 19 maggio 2020 e al decreto interministeriale del 9 ottobre 2020
\n
Anpal Enel Produzione
\n
SpA
\n
(0,03) Tranche di contributo a fondo perduto restituita per la terza istanza FNC-C-10223,
\n
finanziato nell\u2019ambito del Fondo Nuove Competenze, di cui art. 88 del decreto legge
\n
19 maggio 2020 e al decreto interministeriale del 9 ottobre 2020
\n
Anpal e-distribuzione
\n
SpA
\n
(0,17) Tranche di contributo a fondo perduto restituita per la seconda istanza
\n
FNC-C-06952, finanziato nell\u2019ambito del Fondo Nuove Competenze, di cui art. 88 del
\n
decreto legge 19 maggio 2020 e al decreto interministeriale del 9 ottobre 2020
\n

\n\n
Erogazioni ricevute in milioni di euro
\n
Istituto finanziario/
\n
Ente erogatore
\n
Societ\u00e0
\n
beneficiaria Importo Note
\n
Anpal e-distribuzione
\n
SpA
\n
(0,10) Tranche di contributo a fondo perduto restituita per la terza istanza FNC-C-10223,
\n
finanziato nell\u2019ambito del Fondo Nuove Competenze, di cui art. 88 del decreto legge
\n
19 maggio 2020 e al decreto interministeriale del 9 ottobre 2020
\n
Regione Lazio Enel X Srl 0,07 Tranche di contributo a saldo per il progetto Homix-Care, finanziato nell\u2019ambito del
\n
POR FESR Lazio 2014-2020
\n
Anpal Enel X Srl (0,02) Tranche di contributo a fondo perduto restituita per la seconda istanza
\n
FNC-C-06952, finanziato nell\u2019ambito del Fondo Nuove Competenze, di cui art. 88 del
\n
decreto legge 19 maggio 2020 e al decreto interministeriale del 9 ottobre 2020
\n
Anpal Enel X Srl (0,01) Tranche di contributo a fondo perduto restituita per la terza istanza FNC-C-10223,
\n
finanziato nell\u2019ambito del Fondo Nuove Competenze, di cui art. 88 del decreto legge
\n
19 maggio 2020 e al decreto interministeriale del 9 ottobre 2020
\n
Anpal Enel Sole Srl - Tranche di contributo a fondo perduto restituita per la seconda istanza
\n
FNC-C-06952, finanziato nell\u2019ambito del Fondo Nuove Competenze, di cui art. 88 del
\n
decreto legge 19 maggio 2020 e al decreto interministeriale del 9 ottobre 2020
\n
Anpal Enel Sole Srl (0,01) Tranche di contributo a fondo perduto restituita per la terza istanza FNC-C-10223,
\n
finanziato nell\u2019ambito del Fondo Nuove Competenze, di cui art. 88 del decreto legge
\n
19 maggio 2020 e al decreto interministeriale del 9 ottobre 2020
\n
Regione Sicilia Enel X Mobility Srl 2,03 Tranche di contributo per il progetto Sicilia Smart Charging, finanziato nell\u2019ambito del
\n
PNIRE Regione Sicilia
\n
Anpal Servizio Elettrico
\n
Nazionale SpA
\n
(0,02) Tranche di contributo a fondo perduto restituita per la seconda istanza
\n
FNC-C-06952, finanziato nell\u2019ambito del Fondo Nuove Competenze, di cui art. 88 del
\n
decreto legge 19 maggio 2020 e al decreto interministeriale del 9 ottobre 2020
\n
Anpal Servizio Elettrico
\n
Nazionale SpA
\n
(0,01) Tranche di contributo a fondo perduto restituita per la terza istanza FNC-C-10223,
\n
finanziato nell\u2019ambito del Fondo Nuove Competenze, di cui art. 88 del decreto legge
\n
19 maggio 2020 e al decreto interministeriale del 9 ottobre 2020
\n
Anpal Enel Energia SpA (0,14) Tranche di contributo a fondo perduto restituita per la seconda istanza
\n
FNC-C-06952, finanziato nell\u2019ambito del Fondo Nuove Competenze, di cui art. 88 del
\n
decreto legge 19 maggio 2020 e al decreto interministeriale del 9 ottobre 2020
\n
Anpal Enel Energia SpA (0,02) Tranche di contributo a fondo perduto restituita per la terza istanza FNC-C-10223,
\n
finanziato nell\u2019ambito del Fondo Nuove Competenze, di cui art. 88 del decreto legge
\n
19 maggio 2020 e al decreto interministeriale del 9 ottobre 2020
\n
Anpal Enel Global
\n
Services Srl
\n
(0,06) Tranche di contributo a fondo perduto restituita per la seconda istanza
\n
FNC-C-06952, finanziato nell\u2019ambito del Fondo Nuove Competenze, di cui art. 88 del
\n
decreto legge 19 maggio 2020 e al decreto interministeriale del 9 ottobre 2020
\n
Anpal Enel Global
\n
Services Srl
\n
(0,01) Tranche di contributo a fondo perduto restituita per la terza istanza FNC-C-10223,
\n
finanziato nell\u2019ambito del Fondo Nuove Competenze, di cui art. 88 del decreto legge
\n
19 maggio 2020 e al decreto interministeriale del 9 ottobre 2020
\n
Anpal Enel Italia SpA (0,04) Tranche di contributo a fondo perduto restituita per la seconda istanza
\n
FNC-C-06952, finanziato nell\u2019ambito del Fondo Nuove Competenze, di cui art. 88 del
\n
decreto legge 19 maggio 2020 e al decreto interministeriale del 9 ottobre 2020
\n
Anpal Enel Italia SpA (0,01) Tranche di contributo a fondo perduto restituita per la terza istanza FNC-C-10223,
\n
finanziato nell\u2019ambito del Fondo Nuove Competenze, di cui art. 88 del decreto legge
\n
19 maggio 2020 e al decreto interministeriale del 9 ottobre 2020
\n
(7,413) Totale
\n

\n\n
Erogazioni concesse in milioni di euro
\n
Societ\u00e0 erogante Societ\u00e0/Ente beneficiario Importo Note
\n
Enel SpA FGS Onlus 0,05 Donazione per promuovere le pari opportunit\u00e0
\n
Enel SpA European University Institute 0,10 Donazione per la ricerca scientifica su tematiche energetiche europee
\n
Enel SpA Fondazione Centro Studi Enel 0,10 Contributo per Enel Foundation
\n
Enel SpA Earthrise Trust 0,01 Donazione per progetti di sviluppo rurale
\n
Enel SpA International Energy Agency 0,08 Erogazione liberale per lo studio del mercato energetico
\n
Enel SpA Comunit\u00e0 Sant\u2019Egidio 0,04 Donazione gadget
\n
Enel SpA Associazione UISP Unione Italiana
\n
Sport per Tutti
\n
0,03 Donazione gadget
\n
Enel SpA Onlus CESIE 0,06 Donazione gadget
\n
Enel SpA Onlus Sport Senza Frontiere 0,02 Donazione gadget
\n
Enel Produzione SpA Associazione Juppiter APS giovanile 0,06 Erogazione 1
\n
a
\n
tranche 30% - presentazione progetto
\n
Enel Produzione SpA Associazione Juppiter APS giovanile 0,06 Erogazione 2
\n
a
\n
tranche 30% - realizzazione contenuti digitali
\n
Enel Produzione SpA Associazione Juppiter APS giovanile 0,08 Erogazione ultima tranche 40% - conclusione attivit\u00e0
\n
Enel Produzione SpA Fondazione Centro Studi Enel 0,09 Enel Foundation - Erogazione saldo contributo 2021
\n
Enel Produzione SpA Fondazione Centro Studi Enel 0,48 Enel Foundation - Erogazione prima quota 2022
\n
Enel Produzione SpA Enel Cuore Onlus 0,13 Erogazione seconda quota Enel Cuore 2021
\n
Enel Produzione SpA Enel Cuore Onlus 0,18 Erogazione prima quota Enel Cuore 2022
\n
Enel Produzione SpA Fondazione WWF Italia 0,01 Convenzione Enel Produzione
\n
Enel Produzione SpA Associazione Le Colonne 0,03 Donazione progetto \u201cAccogliere ad Arte\u201d
\n
Enel Italia SpA Enel Cuore Onlus 0,15 Contributo anno 2021
\n
Enel Italia SpA Societ\u00e0 Coop. Greenwill 0,01 Donazione modale \u201cAlleva la speranza + Greenwill\u201d
\n
Enel Italia SpA Foglietti Enrico 0,01 Donazione modale \u201cAlleva la speranza + Foglietti Enrico\u201d
\n
Enel Italia SpA Feat Impresa Locale 0,02 Prima rata 2022 donazione progetto WE Feat arl
\n
Enel Italia SpA Helpcode Italia 0,04 Progetto Enel Helpcode \u201c\u00c8 viva la scuola Labs\u201d
\n
Enel Italia SpA Fondazione Accademia Nazionale
\n
\u201cSanta Cecilia\u201d
\n
0,60 Donazione modale anno 2022
\n
Enel Italia SpA Fondazione Teatro alla Scala 0,60 Donazione anno 2022
\n
Enel Italia SpA Fondazione Teatro Maxxi 0,60 Donazione modale anno 2022
\n
Enel Italia SpA Enel Cuore Onlus 0,02 Contributo straordinario 2022
\n
Enel Italia SpA Fondazione Centro Studi Enel 0,05 Erogazione contributi 2022
\n
Enel Italia SpA Help Code Italia 0,02 Pagamento inizio percorsi energia
\n
Enel Italia SpA Moige - Movimento italiano genitori
\n
Onlus
\n
0,05 Donazione a sostegno della Campagna Giovani Ambasciatori per la
\n
cittadinanza digitale per contrastare il fenomeno del cyber risk, del bullismo e
\n
del cyberbullismo in tutte le sue manifestazioni - seconda rata e saldo
\n
Enel Italia SpA Fondazione Centro Studi Enel 0,11 Erogazione saldo contributo 2021
\n
e-distribuzione SpA Enel Cuore Onlus 2,09 80% a saldo contributo liberale 2021
\n
e-distribuzione SpA Enel Cuore Onlus 0,47 20% del contributo liberale 2022
\n
e-distribuzione SpA Fondazione Centro Studi Enel 1,41 50% a saldo contributo liberale 2021
\n
e-distribuzione SpA Fondazione Centro Studi 1,28 50% del contributo liberale 2022
\n
Enel X Srl Enel Cuore Onlus 0,04 Contributo anno 2022
\n
Enel Green Power Italia Unione dei Comuni Montani Amiata
\n
Grossetana (Sarchioto - Borrello -
\n
Simoni Giorgio)
\n
0,04 Donazione a favore dell\u2019Unione dei Comuni Montani Amiata Grossetana
\n
nell\u2019ambito di attivit\u00e0 di sostenibilit\u00e0 legata al progetto di smart repowering
\n
Centrale BG3, per i progetti \u201cNon Solo Neve\u201d e \u201cFondo per la Montagna\u201d
\n
sviluppati dal beneficiario. Tali progetti, che prevedono la realizzazione e
\n
riqualificazione di un percorso ciclopedonale a beneficio del territorio con
\n
arredi urbani e cartellonistica, interessano anche i comuni a vocazione
\n
geotermica del territorio dove \u00e8 ben radicata la presenza di Enel Green Power
\n
Enel Energia SpA Confimprese 0,01 Adesione 2022 - quota 029/22
\n
Enel Energia SpA Anigas 0,10 Acconto quota associativa 2022
\n
Enel Energia SpA Fondazione Centro Studi Enel 1,01 Saldo contributo anno 2021
\n
Enel Energia SpA Enel Cuore Onlus 1,49 Saldo contributo 2021
\n
Enel Energia SpA Enel Cuore Onlus 0,20 Progetto \u201cNel Cuore dello Spazio Enel\u201d
\n
Enel Energia SpA Enel Cuore Onlus 0,33 Acconto 20% contributo 2022
\n
Enel Energia SpA Fondazione Centro Studi Enel 0,90 Acconto 50% contributo anno 2022
\n
Enel Energia SpA Associazione Milano & Partners 0,05 Quota associativa 2022
\n
Enel Energia SpA Assonime 0,02 Quota associativa 2022
\n
Enel Energia SpA Proxigas 0,10 Saldo quota Proxigas
\n
Enel Energia SpA Enel Cuore Onlus 0,04 Quota associativa
\n
Enel Global Trading SpA Enel Cuore Onlus 0,14 Contributo finalizzato al sostegno e allo sviluppo dei progetti della Onlus
\n
Enel Global Trading SpA Fondazione Centro Studi Enel
\n
0,10 Contributo finalizzato al sostegno e allo sviluppo dei progetti di Ricerca e Alta
\n
Formazione
\n
13,71 Totale
\n

\n", "dimensions": { "concept": "ifrs-full:DisclosureOfGovernmentGrantsExplanatory", "language": "it", "entity": "scheme:WOCMU6HCI0OJWNPRZS33", "period": "2022-01-01T00:00:00/2023-01-01T00:00:00" } }, "Tag896": { "value": "\n

\n\n
56. Impegni contrattuali e garanzie
\n
Gli impegni contrattuali assunti dal Gruppo Enel e le garan-
\n
zie prestate a terzi sono di seguito riepilogati.
\n
Milioni di euro
\n
al 31.12.2022 al 31.12.2021 2022-2021
\n
Garanzie prestate:
\n
- fideiussioni e garanzie rilasciate a favore di terzi 4.296 4.937 (641)
\n
Impegni assunti verso fornitori per:
\n
- acquisti di energia elettrica 64.878 71.244 (6.366)
\n
- acquisti di combustibili 96.996 58.042 38.954
\n
- forniture varie 2.449 1.631 818
\n
- appalti 6.165 4.668 1.497
\n
- altre tipologie 6.889 6.187 702
\n
Totale 177.377 141.772 35.605
\n
TOTALE 181.673 146.709 34.964
\n
Rispetto a quanto rilevato al 31 dicembre 2021, la variazio-
\n
ne in diminuzione degli impegni assunti per gli \u201cacquisti
\n
di energia elettrica\u201d pari a 6.366 milioni di euro \u00e8 riferibile
\n
essenzialmente al decremento registrato dalle societ\u00e0 ri-
\n
entranti nella Regione America Latina, in particolare in Bra-
\n
sile, e risulta principalmente attribuibile alla vendita di Celg
\n
Distribui\u00e7\u00e3o SA - Celg-D (Enel Goi\u00e1s), parzialmente com-
\n
pensata dall\u2019incremento registrato in Cile principalmente
\n
attribuibile all\u2019accensione di nuovi contratti e all\u2019andamen-
\n
to del prezzo delle commodity.
\n
La variazione in aumento degli impegni per gli \u201cacquisti di
\n
combustibili\u201d, pari a 38.954 milioni di euro, \u00e8 riferita prin-
\n
cipalmente alle forniture di gas, soprattutto in Italia e in
\n
Spagna, e ha risentito dell\u2019aumento della domanda di gas
\n
naturale e del relativo prezzo.
\n
Per maggiori dettagli sulla scadenza degli impegni e delle
\n
garanzie, si rinvia al paragrafo \u201cImpegni per l\u2019acquisto delle
\n
commodity\u201d contenuto nella nota 49.
\n

\n\n

\n", "dimensions": { "concept": "ifrs-full:DisclosureOfCommitmentsExplanatory", "language": "it", "entity": "scheme:WOCMU6HCI0OJWNPRZS33", "period": "2022-01-01T00:00:00/2023-01-01T00:00:00" } }, "Tag897": { "value": "\n
56. Impegni contrattuali e garanzie
\n
Gli impegni contrattuali assunti dal Gruppo Enel e le garan-
\n
zie prestate a terzi sono di seguito riepilogati.
\n
Milioni di euro
\n
al 31.12.2022 al 31.12.2021 2022-2021
\n
Garanzie prestate:
\n
- fideiussioni e garanzie rilasciate a favore di terzi 4.296 4.937 (641)
\n
Impegni assunti verso fornitori per:
\n
- acquisti di energia elettrica 64.878 71.244 (6.366)
\n
- acquisti di combustibili 96.996 58.042 38.954
\n
- forniture varie 2.449 1.631 818
\n
- appalti 6.165 4.668 1.497
\n
- altre tipologie 6.889 6.187 702
\n
Totale 177.377 141.772 35.605
\n
TOTALE 181.673 146.709 34.964
\n
Rispetto a quanto rilevato al 31 dicembre 2021, la variazio-
\n
ne in diminuzione degli impegni assunti per gli \u201cacquisti
\n
di energia elettrica\u201d pari a 6.366 milioni di euro \u00e8 riferibile
\n
essenzialmente al decremento registrato dalle societ\u00e0 ri-
\n
entranti nella Regione America Latina, in particolare in Bra-
\n
sile, e risulta principalmente attribuibile alla vendita di Celg
\n
Distribui\u00e7\u00e3o SA - Celg-D (Enel Goi\u00e1s), parzialmente com-
\n
pensata dall\u2019incremento registrato in Cile principalmente
\n
attribuibile all\u2019accensione di nuovi contratti e all\u2019andamen-
\n
to del prezzo delle commodity.
\n
La variazione in aumento degli impegni per gli \u201cacquisti di
\n
combustibili\u201d, pari a 38.954 milioni di euro, \u00e8 riferita prin-
\n
cipalmente alle forniture di gas, soprattutto in Italia e in
\n
Spagna, e ha risentito dell\u2019aumento della domanda di gas
\n
naturale e del relativo prezzo.
\n
Per maggiori dettagli sulla scadenza degli impegni e delle
\n
garanzie, si rinvia al paragrafo \u201cImpegni per l\u2019acquisto delle
\n
commodity\u201d contenuto nella nota 49.
\n

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57. Attivit\u00e0 e passivit\u00e0 potenziali
\n
Di seguito sono riportate le principali attivit\u00e0 e passivit\u00e0
\n
potenziali al 31 dicembre 2022 non rilevate in bilancio per
\n
assenza dei necessari presupposti previsti dal principio di
\n
riferimento IAS 37.
\n
Centrale Termoelettrica di Brindisi Sud -
\n
\u201cCeneri\u201d - Italia
\n
Con riferimento all\u2019indagine penale avviata dalla Procura
\n
presso il Tribunale di Lecce nel 2017, afferente ai processi di
\n
riutilizzo, nell\u2019ambito dell\u2019industria cementiera, delle ceneri
\n
cosiddette \u201cleggere\u201d, la centrale termoelettrica di Brindi-
\n
si Sud (\u201cCentrale\u201d) \u00e8 stata al centro di un\u2019indagine penale
\n
condotta nei confronti di alcuni indagati persone fisiche e
\n
della societ\u00e0 Enel Produzione SpA (EP) ai sensi del decreto
\n
legislativo n. 231/2001, che ha dato luogo a un sequestro
\n
preventivo con facolt\u00e0 d\u2019uso della centrale e al sequestro
\n
di beni e crediti a danno di EP fino alla concorrenza di un
\n
importo di circa 500 milioni di euro. I sequestri sono sta-
\n
ti successivamente revocati in conseguenza del positivo
\n
esperimento di un incidente probatorio all\u2019esito del quale
\n
i periti indipendenti nominati dal G.I.P. hanno confermato
\n
la non pericolosit\u00e0 delle ceneri, ritenendole idonee al riu-
\n
tilizzo nel ciclo del cemento, e la correttezza dei processi
\n
di gestione della centrale. Nel corso del 2021 si \u00e8 tenuta
\n
l\u2019Udienza Preliminare all\u2019esito della quale il G.U.P. ha accolto
\n
la costituzione di parte civile del Comune di Brindisi, che ha
\n
quantificato il danno in circa 27 milioni di euro chiedendo
\n
una provvisionale di 8 milioni di euro, e della Regione Pu-
\n
glia, che non ha quantificato il danno, e ha disposto il rinvio
\n
a giudizio per tutti gli imputati avanti al Tribunale di Brindi-
\n
si. In sede di dibattimento, all\u2019udienza al 26 maggio 2022,
\n
il Giudice, in accoglimento dell\u2019eccezione sollevata da EP
\n
in merito alla nullit\u00e0 dell\u2019udienza preliminare del 22 ottobre
\n
2021, svoltasi senza la necessaria presenza delle parti, ha
\n
dichiarato la nullit\u00e0 dell\u2019udienza preliminare e del relativo
\n
decreto di rinvio a giudizio, rimettendo gli atti al Tribunale
\n
di Lecce per lo svolgimento di nuova udienza prelimina-
\n
re. Nel corso della successiva udienza del 7 ottobre 2022,
\n
svoltasi con rito abbreviato su richiesta delle difese, \u00e8 sta-
\n
to pronunciato il dispositivo della sentenza che ha assolto
\n
tutti gli imputati dai reati loro contestati con formula pie-
\n
na \u201cperch\u00e9 il fatto non sussiste\u201d, nonch\u00e9 di EP, dichiarando
\n
non sussistente l\u2019illecito amministrativo contestato ai sensi
\n
del decreto legislativo n. 231/2001 in mancanza dei reati
\n
presupposto, in conformit\u00e0 con le conclusioni formulate
\n
dal Pubblico Ministero, dagli imputati e dalla stessa EP.
\n
Procedimento antitrust Enel, Enel Energia e
\n
Servizio Elettrico Nazionale - Italia
\n
Con provvedimento notificato in data 11 maggio 2017, l\u2019Au-
\n
torit\u00e0 Garante della Concorrenza e del Mercato (AGCM) ha
\n
avviato un procedimento per presunto abuso di posizione
\n
dominante nei confronti di Enel SpA (Enel), Enel Energia
\n
SpA (EE) e Servizio Elettrico Nazionale SpA (SEN). Il proce-
\n
dimento \u00e8 stato avviato sulla base di segnalazioni effettua-
\n
te dall\u2019Associazione italiana di Grossisti di Energia e Trader
\n
(AIGET), dalla societ\u00e0 Green Network SpA (GN), nonch\u00e9 da
\n
singoli consumatori.
\n
In data 20 dicembre 2018, l\u2019AGCM ha adottato il provvedi-
\n
mento finale con il quale ha irrogato una sanzione ammi-
\n
nistrativa di circa 93 milioni di euro nei confronti di tutte
\n
e tre le societ\u00e0 del Gruppo, per violazione dell\u2019art. 102 del
\n
Trattato sul Funzionamento dell\u2019Unione Europea (TFUE).
\n
La principale condotta contestata sarebbe consistita in un
\n
abuso di posizione dominante da parte delle tre societ\u00e0 (a
\n
vantaggio, in particolare, di EE) che si sarebbero avvalse,
\n
a danno dei trader concorrenti, del consenso privacy rila-
\n
sciato dai clienti a SEN. Relativamente alle ulteriori conte-
\n
stazioni mosse con il provvedimento di avvio del procedi-
\n
mento, riguardanti l\u2019attivit\u00e0 di vendita all\u2019interno dei punti
\n
fisici sul territorio (Punti Enel e Punti Enel Negozi Partner)
\n
e alle politiche di winback denunciate da Green Network,
\n
l\u2019AGCM ha, invece, concluso che le evidenze istruttorie non
\n
avessero fornito un quadro probatorio sufficiente per im-
\n
putare alle societ\u00e0 del Gruppo alcuna condotta abusiva.
\n
Le societ\u00e0 hanno impugnato il provvedimento dell\u2019AGCM
\n
avanti al TAR Lazio che, in data 17 ottobre 2019, ha parzial-
\n
mente accolto i ricorsi presentati da SEN ed EE, riducendo
\n
il periodo dell\u2019abuso e imponendo all\u2019AGCM di ridetermina-
\n
re la sanzione secondo i criteri specificati in motivazione.
\n
Con provvedimento del 27 novembre 2019 l\u2019AGCM ha ride-
\n
terminato la sanzione in 27.529.786,46 euro.
\n
Le sentenze del TAR sono state impugnate avanti al Consi-
\n
glio di Stato che, con ordinanza del 20 luglio 2020, ha so-
\n
speso il giudizio e disposto il rinvio pregiudiziale dinanzi
\n
alla Corte di Giustizia dell\u2019Unione Europea (CGUE) ai sensi
\n
dell\u2019art. 267 TFUE, formulando alcuni quesiti volti a chiarire
\n
l\u2019interpretazione del concetto di \u201cabuso di posizione domi-
\n
nante\u201d da applicarsi al caso di specie.
\n
Con sentenza del 12 maggio 2022 la CGUE ha fornito l\u2019in-
\n
terpretazione richiesta e, successivamente, il 1\u00b0 dicembre
\n
2022, il Consiglio di Stato, in applicazione degli indirizzi
\n
espressi dalla CGUE, ha integralmente annullato la sanzio-
\n
ne emessa dall\u2019AGCM e, accogliendo le difese svolte dalle
\n
societ\u00e0, ha ritenuto insussistente ogni ipotesi di abuso.
\n
Grandi concessioni idroelettriche - Italia
\n
La disciplina nazionale delle concessioni idroelettriche di
\n
grande derivazione \u00e8 stata da ultimo modificata dal c.d.
\n
\u201cDecreto Semplificazioni\u201d (decreto legge n. 135 del 2018
\n
convertito in legge 11 febbraio 2019, n. 12), che ha intro-
\n
dotto una serie di novit\u00e0 in tema di affidamento di tali con-
\n
cessioni alla loro scadenza e in tema di valorizzazione dei
\n
beni e delle opere a esse collegate e da trasferire al nuovo
\n
concessionario. Tale normativa ha anche introdotto alcu-
\n
ne modifiche in materia di canoni concessori, prevedendo
\n

\n\n
una quota fissa e una quota variabile del canone, nonch\u00e9
\n
l\u2019obbligo di fornire energia gratuita a favore di enti pubblici
\n
(220 kWh di energia per ogni kW di potenza nominale me-
\n
dia di concessione). In attuazione di tale legge statale e sulla
\n
base di una specifica delega, diverse Regioni (Lombardia,
\n
Piemonte, Emilia-Romagna, Friuli-Venezia Giulia, Provincia
\n
di Trento, Calabria e Basilicata e Abruzzo) hanno emanato
\n
leggi regionali.
\n
In particolare, le Regioni Lombardia, Piemonte ed Emilia-Ro-
\n
magna, in applicazione di dette nuove normative, hanno ri-
\n
chiesto il pagamento, a Enel Green Power Italia e a Enel Pro-
\n
duzione, sia del canone binomio sia della monetizzazione
\n
dell\u2019energia gratuita.
\n
Enel Green Power Italia ed Enel Produzione hanno impugna-
\n
to gli atti attuativi delle leggi regionali Lombardia, Piemonte
\n
ed Emilia-Romagna e tutti i successivi avvisi di pagamento
\n
del canone binomio e della monetizzazione della fornitura di
\n
energia gratuita avanti al TAR e al Tribunale Regionale delle
\n
Acque Pubbliche, chiedendone l\u2019annullamento e sollevando
\n
la questione di illegittimit\u00e0 costituzionale sia della legge sta-
\n
tale sia delle leggi regionali. Il TAR e successivamente il Con-
\n
siglio di Stato, in grado di Appello, hanno declinato la propria
\n
giurisdizione a favore del Tribunale Superiore delle Acque,
\n
innanzi al quale Enel Green Power Italia ed Enel Produzione
\n
hanno riassunto i contenziosi per la prosecuzione dei giudi-
\n
zi, attualmente in fase istruttoria.
\n
Le societ\u00e0 hanno avviato i giudizi richiamati lamentando che
\n
gli atti attuativi regionali \u2013 cos\u00ec come la disciplina regionale di
\n
cui costituiscono attuazione \u2013 presentano forti profili di ille-
\n
gittimit\u00e0 costituzionale, in primis per violazione della norma-
\n
tiva statale e di diversi princ\u00edpi di rango primario tutelati sia
\n
dalla Costituzione italiana sia dall\u2019ordinamento euro-unitario
\n
in materia di legittimo affidamento, tutela della propriet\u00e0, ra-
\n
gionevolezza, iniziativa privata, concessioni, laddove:
\n
\u2022 prevedono l\u2019applicazione retroattiva anche alle conces-
\n
sioni di grandi derivazioni in corso di validit\u00e0 della discipli-
\n
na del canone binomio e dell\u2019obbligo di fornitura gratuita
\n
di energia o del suo controvalore economico;
\n
\u2022 dispongono la monetizzazione dell\u2019obbligo di fornitura
\n
gratuita di energia, non prevista dalla norma statale.
\n
Inoltre, l\u2019introduzione da parte delle Regioni di detti nuovi
\n
obblighi di corrispondere il nuovo canone binomio (artico-
\n
lato in una componente fissa e in una componente variabile)
\n
e di fornire gratuitamente un certo quantitativo annuale di
\n
energia, in termini di corresponsione del relativo contro-
\n
valore monetario, a carico anche dei titolari di concessio-
\n
ni in corso di validit\u00e0 e non ancora scadute, determina un
\n
imprevisto e irragionevole squilibrio economico dei rapporti
\n
concessori. Tale circostanza si pone in evidente contrasto
\n
con i princ\u00edpi di ragionevolezza, proporzionalit\u00e0 e legittimo
\n
affidamento degli oneri concessori, il cui rispetto \u00e8 richiesto
\n
dalla giurisprudenza costituzionale qualora siano introdotte,
\n
nell\u2019ambito di rapporti di durata, modifiche peggiorative.
\n
Infine, sia la normativa statale sia quella regionale di attua-
\n
zione violano princ\u00edpi comunitari e princ\u00edpi costituzionali
\n
quali per esempio il diritto di propriet\u00e0, il principio di cer-
\n
tezza del diritto, la libert\u00e0 di impresa. In particolare, le norme
\n
non prevedono espressamente il trasferimento del ramo
\n
d\u2019azienda dal concessionario uscente a quello subentran-
\n
te, e prevedono criteri inadeguati per la valorizzazione del-
\n
le opere da trasferire che rischiano di concretizzarsi in un
\n
meccanismo sostanzialmente espropriativo, in violazione di
\n
princ\u00edpi costituzionali.
\n
Si segnala, infine, che il Consiglio dei Ministri aveva impu-
\n
gnato avanti la Corte Costituzionale alcune delle leggi regio-
\n
nali attuative emanate, denunciando la violazione di diversi
\n
princ\u00edpi costituzionali. Enel Green Power Italia era intervenu-
\n
ta ad adiuvandum (insieme ad alcune associazioni di cate-
\n
goria e ad altri operatori del settore) nei giudizi di legittimit\u00e0
\n
costituzionale promossi dal Governo contro la Provincia di
\n
Trento e le Regioni Lombardia, Piemonte e Basilicata. Il Con-
\n
siglio dei Ministri ha successivamente deliberato di rinuncia-
\n
re ai ricorsi in quanto le censure di illegittimit\u00e0 in essi rileva-
\n
te sono state risolte da successive leggi regionali. La Corte
\n
Costituzionale ha pertanto dichiarato estinti i giudizi, con la
\n
conseguente decadenza anche dei relativi atti di intervento
\n
di Enel Green Power Italia, nonostante questi ultimi avesse-
\n
ro a oggetto profili di costituzionalit\u00e0 diversi rispetto a quelli
\n
sollevati dal Consiglio deli Ministri.
\n
Procedimento Antitrust 12461 - EE \u2013 Rinnovi
\n
contrattuali
\n
L\u2019Autorit\u00e0 Garante della Concorrenza e del Mercato
\n
(AGCM), in data 13 dicembre 2022, ha notificato ad Enel
\n
Energia SpA (\u201cSociet\u00e0\u201d o \u201cEE\u201d) e ad altre sei societ\u00e0 (Hera,
\n
A2A, Acea, Eni Plenitude, Engie, Edison) l\u2019avvio di un proce-
\n
dimento per pratiche commerciali scorrette contestando
\n
alle stesse la violazione di alcune disposizioni del Codice
\n
del Consumo e dell\u2019art. 3 del decreto legge 9 agosto 2022,
\n
n. 115 (c.d. \u201cDecreto Aiuti bis\u201d) del 10 agosto 2022, converti-
\n
to in legge n. 142 del 21 settembre 2022. Analoghi procedi-
\n
menti erano stati avviati in precedenza nei confronti di altri
\n
quattro operatori (Iren, Iberdrola, E.ON e Dolomiti).
\n
In particolare, l\u2019AGCM, sulla base di alcune segnalazio-
\n
ni e senza alcuna istruttoria, ha contestato a EE di avere
\n
inviato ai propri clienti, nel periodo da maggio a ottobre
\n
2022, comunicazioni di modifica del prezzo che, da un lato,
\n
avrebbero un contenuto generico ed omissivo nella misura
\n
in cui non precisano la data di scadenza delle condizioni
\n
economiche oggetto di rinnovo e, dall\u2019altro, costituirebbe-
\n
ro esercizio di ius variandi in quanto dirette a preannuncia-
\n
re la modifica delle condizioni economiche del rapporto di
\n
fornitura, in contrasto con quanto previsto dal citato art. 3
\n
del \u201cDecreto Aiuti bis\u201d.
\n
Con provvedimento di avvio del procedimento, l\u2019AGCM ha
\n
contestualmente inibito in via cautelare l\u2019invio di nuove co-
\n
municazioni di modifica del prezzo e imposto la rettifica di
\n
quelle gi\u00e0 inviate.
\n

\n\n
Tutti gli operatori destinatari di detto ordine, compresa EE,
\n
hanno impugnato il provvedimento che si basava sull\u2019as-
\n
sunto che qualsiasi modifica di prezzo fosse stata vietata
\n
ai fornitori nel periodo indicato dal \u201cDecreto Aiuti bis\u201d (10
\n
agosto - 30 aprile).
\n
Il Consiglio di Stato, con ordinanza del 22 dicembre 2022,
\n
resa nell\u2019ambito del ricorso promosso da Iren, ha distinto
\n
i rinnovi contrattuali (delle offerte in scadenza) dallo ius
\n
variandi ed escluso per i primi l\u2019applicabilit\u00e0 dell\u2019art. 3 del
\n
citato decreto legge. Tale principio \u00e8 stato recepito anche
\n
dal Governo che, con il cosiddetto \u201cDecreto Milleproroghe\u201d
\n
del 29 dicembre 2022, ha disposto che l\u2019art. 3 del \u201cDecreto
\n
Aiuti bis\u201d non si applichi alle clausole contrattuali che con-
\n
sentono all\u2019impresa fornitrice di energia elettrica e gas na-
\n
turale di aggiornare le condizioni economiche contrattuali
\n
alla scadenza delle stesse, nel rispetto dei termini di pre-
\n
avviso contrattualmente previsti e fermo restando il diritto
\n
di recesso della controparte. Il \u201cDecreto Milleproroghe\u201d ha
\n
altres\u00ec esteso il periodo di durata del divieto al 30 giugno
\n
2023.
\n
A seguito del pronunciamento del Consiglio di Stato e del
\n
suddetto intervento normativo chiarificatore, l\u2019AGCM, con
\n
nuovo provvedimento cautelare del 30 dicembre 2022, ha
\n
disposto la conferma parziale dell\u2019originario provvedimen-
\n
to cautelare e confermato l\u2019inibitoria delle variazioni o dei
\n
rinnovi delle condizioni economiche dei contratti in sca-
\n
denza per i quali non era specificamente individuata o co-
\n
munque predeterminabile la data di scadenza nella relativa
\n
comunicazione inviata al cliente.
\n
EE ha presentato ricorso per motivi aggiunti, la cui tratta-
\n
zione, unitamente a tutti i vari ricorsi proposti da altri ope-
\n
ratori, \u00e8 avvenuta all\u2019udienza del 22 febbraio 2023, e si \u00e8 in
\n
attesa della pubblicazione della sentenza.
\n
Contenzioso BEG - Italia, Francia,
\n
Lussemburgo
\n
A conclusione di un procedimento arbitrale avviato in Italia
\n
dalla societ\u00e0 BEG SpA (BEG), Enelpower SpA (Enelpower) ha
\n
ottenuto nel 2002 un lodo favorevole, confermato nel 2010
\n
dalla Corte di Cassazione, con cui \u00e8 stata integralmente ri-
\n
gettata la domanda risarcitoria avversaria in relazione al
\n
presunto inadempimento di Enelpower di un accordo per
\n
la valutazione della costruzione di una centrale idroelettrica
\n
in Albania. Successivamente BEG, attraverso la propria con-
\n
trollata Albania BEG Ambient Shpk (ABA), societ\u00e0 di diritto
\n
albanese, ha avviato in Albania un giudizio contro Enelpower
\n
ed Enel SpA (Enel), in relazione alla medesima questione, ot-
\n
tenendo dal Tribunale Distrettuale di Tirana, in data 24 mar-
\n
zo 2009, una decisione, confermata dalla Cassazione alba-
\n
nese, che ha condannato Enelpower ed Enel al risarcimento
\n
di un danno extracontrattuale di circa 25 milioni di euro per
\n
il 2004 e di un ulteriore danno, non quantificato, per gli anni
\n
successivi. ABA, a seguito di tale decisione, ha chiesto il pa-
\n
gamento di oltre 430 milioni di euro.
\n
Il 5 novembre 2016 Enel ed Enelpower hanno promosso un
\n
giudizio dinanzi alla Corte di Cassazione albanese, chieden-
\n
do la revocazione della sentenza emessa dal Tribunale Di-
\n
strettuale di Tirana in data 24 marzo 2009. Il procedimento
\n
\u00e8 tuttora pendente.
\n
Con sentenza della Corte d\u2019Appello di Roma del 7 marzo
\n
2022 si \u00e8 concluso l\u2019ulteriore giudizio intrapreso da Enel ed
\n
Enelpower dinanzi al Tribunale di Roma, teso a ottenere l\u2019ac-
\n
certamento della responsabilit\u00e0 di BEG per avere aggirato il
\n
lodo arbitrale reso in Italia a favore di Enelpower mediante le
\n
predette iniziative assunte dalla controllata ABA. Con la sud-
\n
detta sentenza la Corte d\u2019Appello di Roma ha confermato la
\n
sentenza di primo grado resa dal Tribunale di Roma in data
\n
16 giugno 2015 che aveva rigettato la domanda in rito.
\n
In data 20 maggio 2021, inoltre, la Corte Europea dei Diritti
\n
dell\u2019Uomo (CEDU) ha emesso la sentenza con la quale ha de-
\n
ciso sul ricorso promosso da BEG contro lo Stato italiano per
\n
violazione dell\u2019art. 6.1 della Convenzione Europea dei Diritti
\n
dell\u2019Uomo. Con tale decisione la Corte ha respinto la richie-
\n
sta di BEG di riaprire il procedimento arbitrale di cui sopra e
\n
ha, altres\u00ec, rigettato la domanda risarcitoria di BEG per danni
\n
patrimoniali per circa 1,2 miliardi di euro, per insussistenza
\n
del nesso di causalit\u00e0 con la condotta contestata, ricono-
\n
scendole un risarcimento di soli 15.000,00 euro per danni
\n
non patrimoniali.
\n
Ciononostante, il 29 dicembre 2021, BEG, con un\u2019azione ri-
\n
tenuta dalla societ\u00e0 e dai suoi legali infondata e pretestuo-
\n
sa, ha deciso di convenire in giudizio dinanzi al Tribunale di
\n
Milano lo Stato italiano, per chiedere, come conseguenza
\n
della sentenza della CEDU, il risarcimento a titolo di respon-
\n
sabilit\u00e0 extracontrattuale di un importo quantificato in circa
\n
1,8 miliardi di euro. In tale giudizio BEG ha altres\u00ec conve-
\n
nuto, a titolo di responsabilit\u00e0 solidale, Enel ed Enelpower.
\n
Con ordinanza del 14 giugno 2022 il Tribunale di Milano, in
\n
accoglimento dell\u2019eccezione di incompetenza territoriale
\n
sollevata dall\u2019Avvocatura dello Stato, ha dichiarato la propria
\n
incompetenza a conoscere della controversia in favore del
\n
Tribunale di Roma, foro esclusivamente competente a co-
\n
noscere delle cause nelle quali \u00e8 coinvolto lo Stato italiano,
\n
condannando BEG al pagamento delle spese processuali in
\n
favore dei convenuti. BEG non ha riassunto il giudizio dinanzi
\n
al Tribunale di Roma nel termine di legge del 14 ottobre 2022
\n
e pertanto il procedimento si \u00e8 estinto.
\n
Poco tempo dopo, in data 3 novembre 2022, BEG ha ripro-
\n
posto le medesime domande risarcitorie del procedimen-
\n
to estinto, notificando un nuovo atto di citazione dinanzi al
\n
Tribunale di Milano nei confronti dei medesimi convenuti, a
\n
esclusione dello Stato italiano, che BEG ha dichiarato di non
\n
voler convenire in tale giudizio. L\u2019udienza di prima compa-
\n
rizione \u00e8 fissata per il 9 maggio 2023. La societ\u00e0 sta predi-
\n
sponendo le proprie difese per procedere con la costituzio-
\n
ne in giudizio al fine di contestare la domanda, che si ritiene
\n
del tutto pretestuosa e infondata, al pari della precedente
\n
analoga iniziativa.
\n

\n\n
Procedimenti intrapresi da Albania BEG
\n
Ambient Shpk (ABA) per il riconoscimento
\n
della sentenza del Tribunale di Tirana del 24
\n
marzo 2009
\n
Francia
\n
Nel febbraio 2012 ABA ha convenuto Enel ed Enelpower
\n
davanti al Tribunal de Grande Instance di Parigi (TGI) per ot-
\n
tenere il riconoscimento della sentenza albanese in Fran-
\n
cia. Enel ed Enelpower si sono costituite in giudizio conte-
\n
stando tale iniziativa.
\n
Successivamente all\u2019instaurazione di tale giudizio, tra il
\n
2012 e il 2013 sono stati altres\u00ec notificati a Enel France al-
\n
cuni provvedimenti di sequestro conservativo presso ter-
\n
zi (Saisie Conservatoire de Cr\u00e9ances) in favore di ABA di
\n
eventuali crediti vantati da Enel nei confronti di Enel France.
\n
Il 29 gennaio 2018 il TGI ha emesso una decisione favore-
\n
vole a Enel ed Enelpower negando ad ABA il riconoscimen-
\n
to e l\u2019esecuzione in Francia della sentenza del Tribunale
\n
di Tirana per insussistenza dei requisiti richiesti dal diritto
\n
francese ai fini dell\u2019exequatur. In particolare, fra l\u2019altro, il TGI
\n
ha statuito che: (i) la sentenza albanese contrasta con un
\n
giudicato preesistente (il lodo arbitrale del 2002) e (ii) la cir-
\n
costanza che BEG abbia cercato di ottenere in Albania ci\u00f2
\n
che non \u00e8 riuscita a ottenere nel giudizio arbitrale italiano,
\n
riproponendo la medesima domanda tramite la sua con-
\n
trollata ABA, costituisce una frode alla legge.
\n
Successivamente, con sentenza del 4 maggio 2021, la
\n
Corte d\u2019Appello di Parigi ha rigettato integralmente l\u2019appel-
\n
lo proposto da ABA, confermando integralmente, in parti-
\n
colare, l\u2019inconciliabilit\u00e0 della sentenza albanese con il lodo
\n
arbitrale del 2002 statuita dal TGI, e ha condannato ABA
\n
a rifondere a Enel ed Enelpower 200.000 euro ciascuna a
\n
titolo di spese legali.
\n
In data 21 giugno 2021 ABA ha presentato ricorso dinanzi
\n
la Cour de Cassation avverso la sentenza della Corte d\u2019Ap-
\n
pello di Parigi. Enel ed Enelpower si sono costituite in giu-
\n
dizio e l\u2019udienza di discussione finale della causa \u00e8 fissata
\n
per il 28 marzo 2023.
\n
Enel ha, infine, avviato un separato giudizio volto a ottene-
\n
re la liberazione dei sequestri conservativi ottenuti da ABA
\n
e venuti meno in conseguenza della predetta decisione
\n
della Corte d\u2019Appello. Con ordinanza del 16 giugno 2022
\n
il Tribunale dell\u2019Esecuzione di Parigi ha ordinato il rilascio
\n
dei sequestri conservativi, ordinando altres\u00ec ad ABA il pa-
\n
gamento in favore di Enel di una somma complessiva pari
\n
a circa 146.000 euro a titolo di risarcimento danni e spese
\n
legali. ABA ha impugnato la predetta ordinanza di rilascio,
\n
chiedendone la sospensione in via cautelare. L\u2019istanza di
\n
sospensione cautelare \u00e8 stata rigettata il 23 novembre
\n
2022 e l\u2019impugnazione prosegue nella fase di merito. Pa-
\n
rallelamente, Enel sta provvedendo ad attivare le necessa-
\n
rie azioni per il recupero del credito.
\n
Olanda
\n
A fine luglio 2014 ABA ha promosso dinanzi al Tribunale
\n
di Amsterdam un procedimento per ottenere il riconosci-
\n
mento e l\u2019esecuzione della decisione albanese in Olanda.
\n
In seguito a una sentenza di primo grado favorevole ad
\n
ABA emessa il 29 giugno 2016, con decisione del 17 luglio
\n
2018, la Corte d\u2019Appello di Amsterdam ha accolto l\u2019appello
\n
proposto da Enel ed Enelpower negando il riconoscimento
\n
e l\u2019esecuzione della sentenza albanese in Olanda, in quan-
\n
to arbitraria e manifestamente irragionevole, e pertanto
\n
contraria all\u2019ordine pubblico olandese. Successivamente,
\n
il procedimento dinanzi alla Corte di\u2019Appello \u00e8 proseguito
\n
relativamente alla domanda subordinata avanzata da ABA
\n
volta a ottenere dalla Corte olandese una decisione sul me-
\n
rito della controversia oggetto del contenzioso in Albania,
\n
e in particolare sull\u2019asserita responsabilit\u00e0 extracontrattua-
\n
le di Enel ed Enelpower in merito alla mancata costruzio-
\n
ne della centrale in Albania. Con sentenza definitiva del 3
\n
dicembre 2019 la Corte di\u2019Appello di Amsterdam ha inte-
\n
gralmente annullato la sentenza di primo grado del 29 giu-
\n
gno 2016 e ha rigettato ogni pretesa avanzata da ABA, cos\u00ec
\n
confermando il diniego del riconoscimento e dell\u2019esecu-
\n
zione della sentenza albanese in Olanda. La Corte \u00e8 giunta
\n
a questa conclusione dopo aver affermato la propria giu-
\n
risdizione sulla domanda subordinata di ABA e aver ana-
\n
lizzato nuovamente il merito della causa ai sensi del diritto
\n
albanese, all\u2019esito del quale ha riconosciuto l\u2019insussistenza
\n
di qualsiasi responsabilit\u00e0 extracontrattuale in capo a Enel
\n
ed Enelpower. In conseguenza della decisione della Corte
\n
di\u2019Appello, Enel ed Enelpower non sono tenute a versare
\n
alcuna somma ad ABA che, al contrario, \u00e8 stata condan-
\n
nata dalla Corte di\u2019Appello a rimborsare alle societ\u00e0 i danni
\n
sofferti per aver sub\u00edto sequestri conservativi illegittimi, da
\n
quantificarsi nell\u2019ambito di un apposito procedimento, e le
\n
spese del procedimento di primo grado e di appello.
\n
Il 16 luglio 2021 la Corte Suprema ha rigettato integralmen-
\n
te l\u2019impugnazione di ABA avverso le sentenze della Corte
\n
d\u2019Appello, condannandola a rifondere le spese del giudizio.
\n
Le sentenze della Corte di\u2019Appello sono pertanto passate
\n
in giudicato.
\n
Lussemburgo
\n
In Lussemburgo, sempre su iniziativa di ABA, sono stati
\n
notificati a J.P. Morgan Bank Luxembourg SA alcuni seque-
\n
stri conservativi presso terzi di eventuali crediti vantati da
\n
entrambe le societ\u00e0 del Gruppo Enel nei confronti della
\n
banca.
\n
Parallelamente, ABA ha avviato un procedimento volto a
\n
riconoscere in Lussemburgo la sentenza del Tribunale di
\n
Tirana. Il procedimento, a causa di alcuni rallentamenti di
\n
carattere procedurale, si trova ancora in una fase iniziale e
\n
nessun provvedimento giudiziario \u00e8 stato ancora assunto.
\n

\n\n
Stati Uniti e Irlanda
\n
Nel 2014 ABA aveva avviato due procedimenti di exequatur
\n
dinanzi ai tribunali dello Stato di New York e d\u2019Irlanda volti
\n
a ottenere il riconoscimento della sentenza albanese in tali
\n
Paesi. Entrambi i procedimenti si sono conclusi favorevol-
\n
mente per Enel ed Enelpower, rispettivamente, in data 23
\n
febbraio e 26 febbraio 2018. Pertanto, non esistono pro-
\n
cedimenti allo stato pendenti n\u00e9 in Irlanda, n\u00e9 nello Stato
\n
di New York.
\n
Incentivi ambientali - Spagna
\n
Con decisione del 27 novembre 2017 in materia di incen-
\n
tivi ambientali per le centrali termoelettriche (Decisione),
\n
la Commissione Europea ha concluso, in via preliminare,
\n
che l\u2019incentivo all\u2019investimento ambientale per le centrali a
\n
carbone previsto nell\u2019Ordinanza spagnola ITC/3860/2007
\n
costituirebbe un aiuto di Stato ai sensi dell\u2019art. 107 comma
\n
1 Trattato sul Funzionamento dell\u2019Unione Europea (TFUE),
\n
manifestando dubbi sulla compatibilit\u00e0 di tale incentivo
\n
con il mercato interno, pur riconoscendo che si tratti di in-
\n
centivi in linea con la politica ambientale dell\u2019Unione Euro-
\n
pea. In data 2 marzo 2018, la Direzione Generale della Con-
\n
correnza della Commissione (DGCUE) ha avviato un proce-
\n
dimento di indagine formale ai sensi dell\u2019art. 108 comma
\n
2 del TFUE al fine di stabilire se l\u2019incentivo in discussione
\n
costituisse aiuto di Stato compatibile con il mercato inter-
\n
no. Il procedimento investigativo ex art. 108 del TFUE risulta
\n
ancora aperto. Il 13 aprile 2018 Endesa Generaci\u00f3n SA, nella
\n
qualit\u00e0 di terzo interessato, ha presentato alcune osserva-
\n
zioni contrarie a questa interpretazione. Successivamente,
\n
il ricorso presentato da Gas Natural (oggi Naturgy) dinanzi
\n
al Tribunale Generale dell\u2019Unione Europea contro la Deci-
\n
sione \u00e8 stato rigettato l\u20198 settembre 2021. Tale decisione \u00e8
\n
stata impugnata da Naturgy e da EDP Espa\u00f1a dinanzi alla
\n
Corte di Giustizia dell\u2019Unione Europea (CGUE). Endesa Ge-
\n
neraci\u00f3n ha chiesto di intervenire e, con ordinanza del 1\u00b0
\n
giugno 2022, la CGUE ha dichiarato la richiesta di interven-
\n
to ammissibile. Endesa Generaci\u00f3n ha quindi depositato
\n
gli atti di intervento nei giudizi avviati da Naturgy ed EDP
\n
Espa\u00f1a, rispettivamente, l\u20198 e il 13 luglio 2022.
\n
Bonus Sociale - Spagna
\n
In relazione ai vari regimi di finanziamento del Bonus So-
\n
ciale adottati dal Governo spagnolo \u2013 in relazione ai quali
\n
il 21 dicembre 2021, il Tribunal Supremo aveva dichiarato il
\n
regime previsto dall\u2019art. 45 comma 4 della Legge spagno-
\n
la del Settore Elettrico n. 24/2013 del 26 dicembre (LSE)
\n
inapplicabile in quanto contrario all\u2019art. 3.2 della Direttiva
\n
2009/72/CE, in linea con la decisione resa in tal senso dalla
\n
Corte di Giustizia dell\u2019Unione Europea (CGUE) il 14 ottobre
\n
2021 \u2013 con sentenza n. 212/2022 del 21 febbraio 2022 il
\n
Tribunal Supremo ha altres\u00ec deciso sui ricorsi presentati da
\n
Endesa SA, Endesa Energ\u00eda SAU ed Energ\u00eda XXI Comercia-
\n
lizadora de Referencia SLU (Endesa) e da altre societ\u00e0 del
\n
settore energetico, contro il terzo regime di finanziamento
\n
del Bonus Sociale, e di cofinanziamento con le Pubbliche
\n
Amministrazioni della fornitura ai consumatori vulnerabi-
\n
li, previsto dall\u2019art. 45, comma 4 della LSE, dal Regio De-
\n
creto Legge 7/2016, del 23 dicembre, e dal Regio Decreto
\n
897/2017, del 6 ottobre.
\n
Con tale sentenza il Tribunal Supremo, accogliendo par-
\n
zialmente i ricorsi, ha dichiarato (i) inapplicabile il predet-
\n
to regime; (ii) inapplicabili e nulli gli articoli da 12 a 17 del
\n
Regio Decreto 897/2017, del 6 ottobre, e (iii) il diritto delle
\n
ricorrenti di essere indennizzate delle somme corrisposte
\n
a titolo di finanziamento del Bonus Sociale e di cofinanzia-
\n
mento con le Pubbliche Amministrazioni, e risarcite di tutti
\n
i costi sostenuti per adempiere alle obbligazioni previste
\n
da tale regime, deducendo gli importi eventualmente tra-
\n
sferiti sui clienti, ove applicabile.
\n
In assenza di adempimento spontaneo da parte dell\u2019Am-
\n
ministrazione, il 10 novembre 2022 le societ\u00e0 hanno pre-
\n
sentato istanza di esecuzione della sentenza richiedendo
\n
il pagamento dei relativi importi; il procedimento \u00e8 attual-
\n
mente pendente.
\n
Contenzioso \u201cRelazioni Industriali\u201d Endesa I e
\n
II - Spagna
\n
Con effetto dal 1\u00b0 gennaio 2019 Endesa ha comunicato ai
\n
lavoratori e alle loro rappresentanze sindacali la risoluzione
\n
del IV Contratto Collettivo (\u201cIV Convenio Colectivo\u201d) in for-
\n
za del \u201ccontratto quadro di garanzia\u201d e dell\u2019\u201caccordo sulle
\n
misure volontarie di sospensione o risoluzione dei contratti
\n
di lavoro nel periodo 2013-2018 \u201c, stabilendo l\u2019applicazio-
\n
ne, a partire da tale data, della normativa di diritto comu-
\n
ne in materia di lavoro, e relativi criteri giurisprudenziali. I
\n
sindacati rappresentati in azienda hanno avviato un\u2019azione
\n
giudiziale di interesse collettivo in relazione alle divergenze
\n
interpretative sorte con Endesa circa gli effetti della riso-
\n
luzione del IV Contratto Collettivo per quanto attiene, in
\n
particolare, ai benef\u00edci sociali riconosciuti al personale in
\n
pensione. In data 26 marzo 2019 il tribunale di primo grado
\n
ha emesso una sentenza favorevole a Endesa, che i sinda-
\n
cati hanno impugnato dinanzi al Tribunal Supremo.
\n
Il 7 luglio 2021 il Tribunal Supremo ha respinto con sentenza
\n
definitiva i ricorsi proposti dai sindacati contro la sentenza
\n
di primo grado, affermando che le prestazioni sociali (e tra
\n
queste, quelle relative alla tariffa elettrica) hanno origine
\n
esclusivamente nei Contratti Collettivi, sia per il personale
\n
attualmente in forza sia per quello in pensione, nonch\u00e9 per
\n
i loro familiari, con la conseguenza che la loro risoluzione
\n
(come avvenuto nel \u201cIV Convenio Colectivo\u201d) comporta la
\n
generale regolamentazione contrattuale delle condizioni
\n
ivi stabilite per i lavoratori in forza e, nel caso di personale
\n
in pensione e dei loro familiari, la definitiva estinzione di
\n
tutti i loro diritti, fino alla nuova regolamentazione (avve-
\n
nuta poi con il \u201cV Convenio Colectivo Marco de Endesa\u201d).
\n
In parallelo erano state inoltre avviate numerose azioni in-
\n
dividuali da parte di personale ed ex dipendenti che ave-
\n
vano aderito ad accordi di incentivo all\u2019esodo (AVS) per far
\n

\n\n
accertare giudizialmente che la risoluzione del \u201cIV Conve-
\n
nio Colectivo\u201d non producesse effetti nei loro confronti. La
\n
maggioranza di questi procedimenti, inizialmente sospesi
\n
nell\u2019attesa della definizione del giudizio collettivo dinanzi
\n
al Tribunal Supremo, \u00e8 stata riassunta per recepire l\u2019esito
\n
della sentenza di quest\u2019ultimo, che ha effetto di cosa giudi-
\n
cata sui singoli giudizi relativi allo stesso oggetto essendo
\n
riferita a un \u201ccontenzioso collettivo\u201d.
\n
Nel frattempo, il 21 gennaio 2020 era stato emesso il lodo
\n
arbitrale nell\u2019arbitrato instaurato presso il Servicio Inter-
\n
confederal de Mediaci\u00f3n y Arbitraje (SIMA) allo scopo di ri-
\n
solvere con la societ\u00e0 le principali divergenze relative al \u201cV
\n
Convenio Colectivo Marco de Endesa\u201d. Con tale lodo sono
\n
state modificate alcune parti del \u201cV Convenio Colectivo
\n
Marco de Endesa\u201d che \u00e8 stato successivamente firmato
\n
dalle Parti Sociali ed \u00e8 entrato in vigore il 23 gennaio 2020.
\n
In quella stessa data Endesa ha firmato anche due ulteriori
\n
contratti collettivi (\u201ccontratto quadro di garanzia \u201c e \u201caccor-
\n
do sulle misure volontarie di sospensione o risoluzione dei
\n
contratti di lavoro\u201d) con tutte le rappresentanze sindacali
\n
presenti in azienda. Il 17 giugno 2020, il \u201cV Convenio Co-
\n
lectivo Marco de Endesa\u201d \u00e8 stato pubblicato nella Gazzetta
\n
Ufficiale spagnola (Bolet\u00edn Oficial del Estado) acquisendo
\n
piena efficacia.
\n
Successivamente, il 30 dicembre 2020, la Audiencia Nacio-
\n
nal ha notificato a Endesa una nuova domanda di \u201cconten-
\n
zioso collettivo\u201d avviata da tre sindacati con rappresentanza
\n
minoritaria, depositata il 1\u00b0 dicembre 2020, avente a ogget-
\n
to l\u2019annullamento di alcune \u201cdisposizioni derogatorie\u201d del \u201cV
\n
Convenio Colectivo Marco de Endesa\u201d. A opinione degli at-
\n
tori, le disposizioni derogatorie impugnate implicherebbero
\n
l\u2019abolizione illegittima di benef\u00edci sociali e diritti economici
\n
dei lavoratori. Endesa ritiene, al contrario, la piena legitti-
\n
mit\u00e0 di queste disposizioni, in linea con le argomentazioni
\n
sostenute nell\u2019ambito del giudizio relativo alle deroghe dei
\n
benef\u00edci sociali per il personale in pensione.
\n
Con sentenza di primo grado del 15 novembre 2021 sono
\n
state respinte le domande dei sindacati e accertata la le-
\n
gittimit\u00e0 del \u201cV Convenio Colectivo Marco de Endesa\u201d. La
\n
sentenza \u00e8 stata impugnata dai sindacati dinanzi al Tribu-
\n
nal Supremo e il giudizio \u00e8 in corso di svolgimento.
\n
Arbitrato GNL Endesa Generaci\u00f3n SA - Spagna
\n
Nel corso di un arbitrato per la revisione del prezzo di un
\n
contratto di fornitura a lungo termine di gas naturale lique-
\n
fatto (GNL) avviato da Endesa Generaci\u00f3n SA, il convenuto,
\n
una societ\u00e0 produttrice di GNL, ha presentato domanda ri-
\n
convenzionale chiedendo il pagamento di circa 1 miliardo di
\n
dollari statunitensi. L\u2019importo della domanda riconvenziona-
\n
le potrebbe essere oggetto di revisione in funzione dell\u2019evo-
\n
luzione del mercato nei prossimi mesi e fino alla conclusione
\n
dell\u2019arbitrato, prevista per il secondo trimestre 2023. La so-
\n
ciet\u00e0 ritiene che tale domanda riconvenzionale sia infondata
\n
e intempestiva, e i suoi consulenti legali esterni ritengono
\n
che la probabilit\u00e0 che venga accolta sia remota.
\n
Contenziosi Furnas - Tractebel - Brasile
\n
Nel 1998 la societ\u00e0 brasiliana CIEN (oggi Enel CIEN) ha sot-
\n
toscritto con Tractebel (oggi Engie Brasil Energia SA) un
\n
contratto per la messa a disposizione e fornitura di ener-
\n
gia elettrica proveniente dall\u2019Argentina attraverso la linea
\n
di interconnessione Argentina-Brasile di cui \u00e8 proprietaria.
\n
A causa della regolamentazione argentina, emanata quale
\n
conseguenza della crisi economica del 2002, Enel CIEN si
\n
\u00e8 trovata impossibilitata a mettere a disposizione l\u2019energia
\n
a Tractebel.
\n
Nell\u2019ottobre 2009 Tractebel ha presentato una domanda
\n
giudiziale contro Enel CIEN. Enel CIEN ha contestato la
\n
pretesa invocando il caso di forza maggiore derivato dalla
\n
crisi argentina come argomento principale della sua difesa.
\n
Tractebel aveva altres\u00ec manifestato stragiudizialmente l\u2019in-
\n
tenzione di acquisire il 30% della linea di interconnessione
\n
interessata. Con sentenza del 16 febbraio 2023 il Tribunale
\n
di primo grado ha rigettato nel merito le pretese avanza-
\n
te da Tractebel nei confronti di Enel CIEN. \u00c8 attualmente
\n
pendente il termine per impugnare tale decisione. Il valore
\n
stimato del contenzioso \u00e8 di circa 658 milioni di real bra-
\n
siliani (circa 117 milioni di euro), oltre danni da quantificare.
\n
Per analoghe ragioni anche la societ\u00e0 Furnas, nel mag-
\n
gio 2010, aveva presentato una domanda giudiziale per
\n
la mancata consegna di energia elettrica da parte di Enel
\n
CIEN, chiedendo la corresponsione di circa 571,6 milioni
\n
di real brasiliani (circa 91 milioni di euro), oltre ai danni da
\n
quantificare, con la pretesa di acquisire la propriet\u00e0 di una
\n
parte (in tal caso il 70%) della linea di interconnessione. Il
\n
giudizio si \u00e8 concluso a favore di Enel CIEN con una sen-
\n
tenza emessa dal Tribunal de Justi\u00e7a, passata in giudicato il
\n
18 ottobre 2019, che ha rigettato tutte le pretese di Furnas.
\n
Contenziosi Cibran - Brasile
\n
La societ\u00e0 Companhia Brasileira de Antibi\u00f3ticos (Cibran)
\n
ha avviato sei azioni giudiziali nei confronti della societ\u00e0
\n
del Gruppo Enel Ampla Energia e Servi\u00e7os SA (oggi Enel
\n
Distribui\u00e7\u00e3o Rio de Janeiro) per ottenere il risarcimento di
\n
presunti danni subiti come conseguenza delle interruzioni
\n
nel servizio energetico fornito dalla societ\u00e0 di distribuzio-
\n
ne brasiliana tra il 1987 e il 2002, inclusi i danni morali. Il
\n
giudice ha disposto una perizia unica per i suddetti pro-
\n
cedimenti, il cui esito \u00e8 stato in parte sfavorevole a Enel
\n
Distribui\u00e7\u00e3o Rio de Janeiro. Quest\u2019ultima ha impugnato la
\n
consulenza richiedendo l\u2019espletamento di una nuova peri-
\n
zia che ha portato al rigetto di parte delle domande di Ci-
\n
bran, la quale ha successivamente impugnato tale nuova
\n
perizia, ma senza successo.
\n
La prima domanda, presentata nel 1999 con riferimento
\n
agli anni dal 1995 al 1999, \u00e8 stata decisa con una senten-
\n
za di primo grado, sfavorevole a Enel Distribui\u00e7\u00e3o Rio de
\n
Janeiro, che \u00e8 stata successivamente ribaltata in appello,
\n
con decisione del Tribunal de Justi\u00e7a che ha respinto tutte
\n
le richieste di Cibran. Tale decisione \u00e8 passata in giudicato
\n
il 24 agosto 2020.
\n

\n\n
Con riferimento alla seconda domanda, presentata nel
\n
2006 con riferimento agli anni dal 1987 al 1994, il 1\u00b0 giugno
\n
2015 \u00e8 stata emessa una sentenza che ha condannato Enel
\n
Distribui\u00e7\u00e3o Rio de Janeiro al pagamento di danni materiali
\n
quantificati in 96.465.103 real brasiliani (circa 23 milioni di
\n
euro), oltre interessi e a un risarcimento pari a 80.000 real
\n
brasiliani (circa 19.000 euro) per danni morali. In data 8 lu-
\n
glio 2015, Enel Distribui\u00e7\u00e3o Rio de Janeiro ha presentato
\n
appello avverso tale decisione dinanzi al Tribunal de Justi\u00e7a
\n
di Rio de Janeiro che, in data 6 novembre 2019, ha emes-
\n
so una decisione che ha accolto nel merito la domanda di
\n
Enel Distribui\u00e7\u00e3o Rio de Janeiro, rigettando tutte le prete-
\n
se di Cibran. Il 25 novembre 2019 Cibran ha presentato ri-
\n
corso avverso la decisione del Tribunal de Justi\u00e7a di Rio de
\n
Janeiro, che \u00e8 stato rigettato preliminarmente per motivi
\n
formali in data 10 settembre 2020. In data 29 gennaio 2021
\n
Cibran ha impugnato questa decisione dinanzi al Superior
\n
Tribunal de Justi\u00e7a (STJ) con un ricorso (agravo de instru-
\n
mento) che \u00e8 stato rigettato in data 8 giugno 2021. In data
\n
22 giugno 2021 Cibran ha presentato inoltre ricorso (agra-
\n
vo interno) al STJ che \u00e8 stato rigettato il 24 marzo 2022. Il 19
\n
aprile 2022 Cibran ha presentato un nuovo ricorso (recurso
\n
extraordinario), che \u00e8 stato rigettato con decisione del 13
\n
maggio 2022 avverso la quale Cibran ha presentato ricorso
\n
e il procedimento \u00e8 attualmente pendente.
\n
Con riguardo ai restanti quattro giudizi relativi agli anni
\n
2001-2002, si \u00e8 ancora in attesa di una decisione di primo
\n
grado. L\u2019importo di tutte le controversie \u00e8 stimato in circa
\n
681 milioni di real brasiliani (circa 121 milioni di euro).
\n
Contenzioso Coperva - Brasile
\n
Nell\u2019ambito del progetto di ampliamento della rete nelle zone
\n
rurali del Brasile, la societ\u00e0 Companhia Energ\u00e9tica do Cear\u00e1
\n
SA (Coelce, oggi Enel Distribui\u00e7\u00e3o Cear\u00e1), allora posseduta
\n
dallo Stato e oggi societ\u00e0 del Gruppo, aveva sottoscritto nel
\n
1982 contratti per l\u2019utilizzo delle reti con alcune cooperative,
\n
create appositamente per realizzare il citato progetto. I con-
\n
tratti prevedevano il pagamento di un corrispettivo mensi-
\n
le da parte di Enel Distribui\u00e7\u00e3o Cear\u00e1, che avrebbe dovuto
\n
inoltre provvedere alla manutenzione delle reti.
\n
Tali contratti, sottoscritti tra cooperative costituite in cir-
\n
costanze particolari e l\u2019allora societ\u00e0 pubblica, non identi-
\n
ficavano con esattezza le reti oggetto dei contratti e ci\u00f2 ha
\n
portato alcune di queste cooperative a promuovere azioni
\n
nei confronti di Enel Distribui\u00e7\u00e3o Cear\u00e1 per chiedere, tra
\n
l\u2019altro, la revisione del canone pattuito nel contratto.
\n
Tra questi procedimenti si evidenzia l\u2019azione di Cooperati-
\n
va de Eletrifica\u00e7\u00e3o Rural do Vale do Acarau Ltda (Coperva)
\n
con un valore di circa 427 milioni di real brasiliani (circa 75
\n
milioni di euro). Enel Distribui\u00e7\u00e3o Cear\u00e1 ha ottenuto deci-
\n
sioni favorevoli in primo grado e in appello ma Coperva ha
\n
presentato un ulteriore ricorso (embargo de declara\u00e7\u00e3o),
\n
vertente su questioni procedurali, che \u00e8 stato anch\u2019esso ri-
\n
gettato dal giudice di secondo grado con sentenza dell\u201911
\n
gennaio 2016. In data 3 febbraio 2016 Coperva ha quindi
\n
presentato un ricorso speciale davanti al Tribunal Superior
\n
de Justi\u00e7a (TSJ), impugnando la decisione di secondo grado
\n
anche nel merito. Il ricorso di Coperva \u00e8 stato accolto, il 5
\n
novembre 2018, limitatamente alla decisione emessa dal
\n
giudice di secondo grado sul precedente ricorso (embargo
\n
de declara\u00e7\u00e3o). Il 3 dicembre 2018 Enel Distribui\u00e7\u00e3o Cear\u00e1
\n
ha presentato ricorso (agravo interno) avverso questa deci-
\n
sione al TSJ. Il procedimento \u00e8 attualmente pendente.
\n
Contenzioso ANEEL - Brasile
\n
Nel 2014 Eletropaulo (oggi Enel Distribui\u00e7\u00e3o S\u00e3o Paulo)
\n
ha avviato dinanzi alla giustizia federale brasiliana un\u2019a-
\n
zione di annullamento del provvedimento amministrativo
\n
dell\u2019Ag\u00eancia Nacional de Energia El\u00e9trica (ANEEL) che, nel
\n
2012, aveva introdotto retroattivamente un coefficiente
\n
negativo da applicarsi nella determinazione delle tariffe del
\n
successivo periodo regolatorio (2011-2015). Con tale prov-
\n
vedimento, l\u2019ANEEL disponeva la restituzione del valore di
\n
alcune componenti della rete computate in tariffa perch\u00e9
\n
ritenute inesistenti, nonch\u00e9 il rigetto della richiesta di Enel
\n
Distribui\u00e7\u00e3o S\u00e3o Paulo di includere nella tariffa ulteriori
\n
componenti. Tale provvedimento amministrativo dell\u2019ANE-
\n
EL \u00e8 stato impugnato e in data 9 settembre 2014 ne \u00e8 stata
\n
disposta in via cautelare la sospensione. Il procedimento di
\n
primo grado \u00e8 ancora nelle sue fasi preliminari e il valore
\n
della causa \u00e8 pari a circa 1,3 miliardi di real brasiliani (circa
\n
241 milioni di euro).
\n
Endicon - Brasile
\n
Il 17 ottobre 2021 Endicon (ex fornitore di servizi Enel in
\n
Brasile) ha intentato una causa contro Enel Distribui\u00e7\u00e3o
\n
Rio de Janeiro ed Enel Distribui\u00e7\u00e3o Cear\u00e1 in cui chiede un
\n
risarcimento complessivo di circa 435 milioni di real brasi-
\n
liani (circa 77 milioni di euro) per danni materiali e morali,
\n
che avrebbe sub\u00edto in conseguenza di alcuni eventi, asse-
\n
ritamente imputabili alle societ\u00e0 del Gruppo, verificatisi nel
\n
corso dell\u2019esecuzione dei contratti tra le parti, e dell\u2019abusi-
\n
vo esercizio dei diritti contrattuali da parte di queste ulti-
\n
me, che avrebbero determinato un disequilibrio finanziario
\n
nella gestione dei contratti. Il 10 maggio 2022, in accogli-
\n
mento delle impugnazioni presentate dalle due societ\u00e0 del
\n
Gruppo, \u00e8 stato definitivamente revocato il provvedimento
\n
cautelare che era stato notificato in precedenza alle so-
\n
ciet\u00e0 e subito sospeso, che imponeva loro di (i) comunicare
\n
pubblicamente i fatti rilevanti della controversia (\u201cmaterial
\n
facts\u201d) e (ii) registrare nei bilanci delle societ\u00e0 una con-
\n
tingenza in relazione alla controversia. Nel frattempo, il 2
\n
dicembre 2021, Enel Distribui\u00e7\u00e3o Rio de Janeiro ed Enel
\n
Distribui\u00e7\u00e3o Cear\u00e1 hanno presentato le loro difese nel giu-
\n
dizio di merito, che prosegue in primo grado.
\n
Socrel - Brasile
\n
Enel Distribui\u00e7\u00e3o S\u00e3o Paulo \u00e8 stata convenuta in giudizio
\n
da Servi\u00e7os de Eletricidade e Telecomunica\u00e7\u00f5es Ltda (So-
\n
crel) con una richiesta di risarcimento dei presunti danni
\n

\n\n
sofferti in conseguenza di una serie di eventi culminata
\n
nell\u2019asserita illegittima risoluzione da parte della societ\u00e0 del
\n
Gruppo di una serie di contratti tra le parti, che avrebbe
\n
causato la crisi di liquidit\u00e0 di Socrel. All\u2019esito di una perizia
\n
emessa nel corso del giudizio, la domanda di Socrel \u00e8 stata
\n
quantificata in 295 milioni di real (circa 52 milioni di euro).
\n
Il procedimento \u00e8 attualmente pendente in primo grado.
\n
Revisione tariffaria straordinaria 2022 (Cear\u00e1)
\n
- Brasile
\n
Il 19 aprile 2022, l\u2019Ag\u00eancia Nacional de Energia El\u00e9trica
\n
(ANEEL) ha emesso la Risoluzione n. 3.026/2022 con la
\n
quale ha autorizzato un aumento tariffario per l\u2019anno 2022
\n
del servizio di distribuzione di energia elettrica effettuato
\n
da Enel Distribui\u00e7\u00e3o Cear\u00e1 nella percentuale media del
\n
24,85%. Sia soggetti privati che istituzioni pubbliche han-
\n
no impugnato questa risoluzione dinanzi ai Tribunale Re-
\n
gionale Federale del distretto di Cear\u00e1, per un totale di sei
\n
procedimenti, chiedendo, in via cautelare, la cancellazione
\n
degli effetti della risoluzione e, in via ordinaria, l\u2019annulla-
\n
mento della stessa sul presupposto che l\u2019aumento della ta-
\n
riffa sarebbe illegittimo. In tutti i procedimenti, Enel Distri-
\n
bui\u00e7\u00e3o Cear\u00e1 ha contestato le domande delle controparti,
\n
insistendo per la legittimit\u00e0 dell\u2019adeguamento tariffario. In
\n
considerazione dell\u2019identit\u00e0 del petitum e della causa pe-
\n
tendi, il 21 giugno 2022 il Tribunale Regionale Federale ha
\n
rigettato la domanda cautelare delle controparti e ha riuni-
\n
to i sei procedimenti in un unico giudizio. Il 23 settembre
\n
2022 Enel Distribui\u00e7\u00e3o Cear\u00e1 ha inoltre allegato in giudizio
\n
che, in conseguenza di alcuni interventi legislativi, il prezzo
\n
della tariffa si \u00e8 ridotto a seguito di una revisione tariffaria
\n
straordinaria e di una riduzione delle imposte. Il procedi-
\n
mento prosegue nel merito. Il valore della controversia \u00e8
\n
allo stato indeterminato.
\n
GasAtacama Chile - Cile
\n
Nel gennaio 2020 si \u00e8 concluso il procedimento di impu-
\n
gnazione della sanzione amministrativa emessa nell\u2019ago-
\n
sto 2016 dalla Superintendencia de Electricidad y Combu-
\n
stibles (SEC) nei confronti di GasAtacama Chile (oggi Enel
\n
Generaci\u00f3n Chile), avente a oggetto le informazioni fornite
\n
al CDEC-SING (Centro de Despacho Econ\u00f3mico de Carga)
\n
relativamente alle variabili del Minimo Tecnico e del Tempo
\n
Minimo di Operazione nella centrale di Atacama. All\u2019esito
\n
del procedimento l\u2019importo della multa irrogata \u00e8 stato ri-
\n
dotto da circa 6 milioni a circa 432.000 dollari statunitensi
\n
e il relativo importo \u00e8 stato pagato dalla societ\u00e0.
\n
In relazione alla questione sopra menzionata, alcuni ope-
\n
ratori del Sistema Interconectado del Norte Grande (SING),
\n
tra i quali Aes Gener SA, El\u00e9ctrica Angamos SA ed Engie
\n
Energ\u00eda Chile SA, hanno convenuto in giudizio GasAtaca-
\n
ma Chile al fine di ottenere il risarcimento dei danni, per
\n
un importo di circa 58 milioni di euro, i primi due, e circa
\n
150 milioni di euro i restanti attori. I suddetti contenziosi
\n
sono stati in parte riuniti in un unico procedimento e sono
\n
attualmente pendenti (dopo la riassunzione del giudizio a
\n
seguito della revoca dell\u2019emergenza nazionale conseguen-
\n
te alla pandemia da COVID-19, il tribunale ha notificato il
\n
provvedimento che determina i fatti sostanziali e contro-
\n
versi del giudizio, la fase istruttoria \u00e8 terminata e il giudizio
\n
prosegue il suo svolgimento).
\n
El Quimbo - Colombia
\n
In relazione al progetto El Quimbo per la costruzione da
\n
parte di Emgesa (oggi Enel Colombia) di un impianto idro-
\n
elettrico di 400 MW nella regione di Huila (Colombia), sono
\n
pendenti alcuni giudizi (acciones de grupo e acciones po-
\n
pulares) avviati da abitanti/pescatori della zona. In parti-
\n
colare, una prima azione collettiva, che si trova nella fase
\n
istruttoria, \u00e8 stata avviata da circa 1.140 residenti del mu-
\n
nicipio di Garz\u00f3n che lamentano che la costruzione della
\n
centrale ridurrebbe di circa 30% i ricavi delle loro attivi-
\n
t\u00e0. Un secondo procedimento \u00e8 stato avviato, tra agosto
\n
2011 e dicembre 2012, da abitanti e societ\u00e0/associazioni
\n
dei cinque comuni del Huila per presunti danni in relazione
\n
alla chiusura di un ponte (Paso El Colegio). In relazione alle
\n
cosiddette \u201cacciones populares\u201d (class action), nel 2008
\n
alcuni abitanti della zona hanno avviato un procedimento
\n
per richiedere, tra l\u2019altro, la sospensione della licenza am-
\n
bientale. Nell\u2019ambito di tale azione, l\u201911 settembre 2020, il
\n
Tribunale dell\u2019Huila ha emesso una sentenza parzialmen-
\n
te sfavorevole a Emgesa, nella quale quest\u2019ultima \u00e8 stata
\n
condannata ad adempiere agli obblighi gi\u00e0 previsti dalla
\n
licenza ambientale. Sia l\u2019Autoridad Nacional de Licencias
\n
Ambientales (ANLA) che Emgesa hanno impugnato que-
\n
sta decisione dinanzi al Consiglio di Stato. Il 20 settembre
\n
2022 l\u2019appello di ANLA \u00e8 stato rigettato perch\u00e9 tardivo. Il
\n
procedimento prosegue in relazione all\u2019appello di Emgesa.
\n
Un\u2019ulteriore acci\u00f3n popular \u00e8 stata, invece, promossa da
\n
alcune societ\u00e0 di pescatori in relazione al presunto im-
\n
patto delle attivit\u00e0 di riempimento del bacino del Quim-
\n
bo sulla pesca nel bacino di Betania, a valle del Quimbo.
\n
Dopo una serie di decisioni in sede cautelare, il giudice
\n
del Huila si \u00e8 pronunciato in data 22 febbraio 2016 auto-
\n
rizzando provvisoriamente la produzione per un periodo
\n
di sei mesi. Il giudice ha richiesto a Emgesa la predisposi-
\n
zione di un progetto tecnico al fine di garantire il rispetto
\n
dei livelli di ossigeno e il rilascio di una garanzia di circa
\n
20.000.000.000 di pesos colombiani (circa 5,5 milioni di
\n
euro). Successivamente, il Tribunale del Huila ha disposto
\n
la proroga del termine di sei mesi, e pertanto, in assenza di
\n
provvedimenti giudiziari contrari, la centrale del Quimbo
\n
sta continuando a produrre energia in quanto il sistema
\n
di ossigenazione implementato da Emgesa ha finora di-
\n
mostrato di consentire il raggiungimento dei livelli di os-
\n
sigeno imposti dal Tribunale. Il 22 marzo 2018, l\u2019ANLA e la
\n
CAM hanno presentato congiuntamente la relazione finale
\n
sulle attivit\u00e0 di monitoraggio della qualit\u00e0 dell\u2019acqua a valle
\n
della diga della centrale El Quimbo, con la quale entrambe
\n
le autorit\u00e0 hanno confermato il rispetto dei livelli di ossi-
\n

\n\n
geno da parte di Emgesa. Dopo il deposito delle memorie
\n
difensive delle parti, in data 12 gennaio 2021 si \u00e8 appresa
\n
la notizia dell\u2019emissione della sentenza di primo grado da
\n
parte del Tribunale del Huila (successivamente notificata
\n
alla societ\u00e0 in data 1\u00b0 febbraio 2021) la quale, pur ricono-
\n
scendo che il sistema di ossigenazione implementato da
\n
Emgesa avesse mitigato i rischi associati alla tutela della
\n
fauna nel bacino di Betania, ha imposto una serie di obbli-
\n
ghi in capo alle autorit\u00e0 ambientali coinvolte, nonch\u00e9 alla
\n
stessa Emgesa. In particolare, quest\u2019ultima \u00e8 stata chiama-
\n
ta a implementare un progetto di decontaminazione volto
\n
a garantire che l\u2019acqua del bacino non generi rischi per la
\n
flora e la fauna del fiume e che sar\u00e0 sottoposto a verifica
\n
dell\u2019ANLA, nonch\u00e9 ad assicurare, in maniera permanente,
\n
l\u2019operativit\u00e0 del sistema di ossigenazione gi\u00e0 implementa-
\n
to, adeguandolo ai parametri richiesti dall\u2019ANLA. Il 4 marzo
\n
2021 Emgesa ha impugnato questa decisione in appello
\n
dinanzi al Consiglio di Stato. Il 31 dicembre 2021 il Consi-
\n
glio di Stato ha dichiarato l\u2019impugnazione di Emgesa am-
\n
missibile. Il procedimento prosegue in secondo grado.
\n
Procedimento utenti Nivel de Tensi\u00f3n Uno -
\n
Colombia
\n
Si tratta di una acci\u00f3n de grupo avviata dal Centro M\u00e9d-
\n
ico de la Sabana e altri soggetti nei confronti di Codensa
\n
(oggi Enel Colombia) per ricevere la restituzione di quanto
\n
sarebbe stato asseritamente pagato in eccesso in tarif-
\n
fa. L\u2019azione si fonda sull\u2019asserita mancata applicazione da
\n
parte di Codensa di una agevolazione tariffaria cui avreb-
\n
bero diritto gli attori in qualit\u00e0 di utenti appartenenti al li-
\n
vello di Tensione Uno (tensione minore di 1 kV) e proprie-
\n
tari delle infrastrutture, come stabilito nella delibera n. 82
\n
del 2002, successivamente modificata dalla delibera n. 97
\n
del 2008. La fase istruttoria si \u00e8 conclusa e si \u00e8 in atte-
\n
sa della sentenza. Il valore stimato del procedimento \u00e8 di
\n
circa 337 miliardi di pesos colombiani (circa 96 milioni di
\n
euro).
\n
Arbitrato Chucas - Costa Rica
\n
PH Chucas SA (Chucas) \u00e8 una societ\u00e0 di progetto costitu-
\n
ita da Enel Green Power Costa Rica SA a seguito dell\u2019ag-
\n
giudicazione di una gara bandita nel 2007 dall\u2019Instituto
\n
Costarricence de Electricidad (ICE) per la realizzazione
\n
di un impianto idroelettrico da 50 MW e la vendita dell\u2019e-
\n
nergia prodotta dalla centrale allo stesso ICE in base a un
\n
contratto Build, Operation and Transfer (BOT).
\n
In data 27 maggio 2015 Chucas ha avviato un procedi-
\n
mento arbitrale di fronte alla C\u00e1mara Costarricense-Nor-
\n
teamericana de Comercio (AMCHAM CICA) al fine di ot-
\n
tenere il riconoscimento dei maggiori costi sostenuti per
\n
la costruzione dell\u2019impianto e dei ritardi nella realizzazio-
\n
ne del progetto e l\u2019annullamento delle penali comminate
\n
dall\u2019ICE per un presunto ritardo nella finalizzazione delle
\n
opere. Con decisione emessa a novembre 2017 il Tribuna-
\n
le arbitrale ha riconosciuto a favore di Chucas i maggiori
\n
costi sostenuti nella misura di circa 113 milioni di dollari
\n
statunitensi (circa 91 milioni di euro) e le spese legali, e ha
\n
ritenuto che Chucas non dovesse corrispondere le penali
\n
all\u2019ICE. L\u2019ICE ha impugnato il lodo davanti alla Corte Supre-
\n
ma e, in data 5 settembre 2019, \u00e8 stata notificata a Chu-
\n
cas la sentenza con la quale \u00e8 stato parzialmente accolto
\n
il ricorso di nullit\u00e0 di ICE, limitatamente ad alcuni motivi
\n
formali del procedimento arbitrale e, pertanto, \u00e8 stata di-
\n
chiarata la nullit\u00e0 del lodo. In data 11 settembre 2019 Chu-
\n
cas ha presentato un recurso de aclaraci\u00f3n y adici\u00f3n da-
\n
vanti alla stessa Corte che \u00e8 stato parzialmente accolto in
\n
data 8 giugno 2020. Con tale decisione, la Corte Suprema
\n
ha integrato il dispositivo della sentenza del 5 settembre
\n
2019 con alcune informazioni relative all\u2019ammissione di
\n
elementi probatori depositati da Chucas senza, tuttavia,
\n
modificare la decisione in merito alla nullit\u00e0 del lodo ar-
\n
bitrale.
\n
In data 14 luglio 2020 Chucas ha presentato una nuova
\n
domanda di arbitrato presso l\u2019AMCHAM CICA stimata in
\n
via preliminare in circa 240 milioni di dollari statunitensi.
\n
Il 14 agosto 2020 ICE ha depositato la propria risposta,
\n
chiedendo l\u2019archiviazione del procedimento sul presup-
\n
posto di un difetto di giurisdizione del Tribunale arbitra-
\n
le. L\u2019istanza di archiviazione \u00e8 stata respinta dall\u2019AMCHAM
\n
CICA. In parallelo, ICE ha presentato alcuni ricorsi cautelari
\n
al Tribunal Contencioso Administrativo contro Chucas e
\n
l\u2019AMCHAM CICA al fine di sospendere il procedimento ar-
\n
bitrale. Anche tali ricorsi, accolti in via preliminare, sono
\n
stati successivamente respinti. Successivamente, a mag-
\n
gio 2021, Chucas ha depositato la propria domanda ar-
\n
bitrale completa di richieste istruttorie, quantificando il
\n
valore della propria pretesa in circa 362 milioni di dollari
\n
statunitensi (circa 305 milioni di euro). A giugno 2021 ICE
\n
ha depositato le proprie difese, insistendo nell\u2019eccezione
\n
di difetto di giurisdizione arbitrale, senza formulare do-
\n
manda riconvenzionale. In data 4 agosto 2021 il Tribunale
\n
arbitrale ha rigettato l\u2019eccezione di difetto di giurisdizione
\n
di ICE. La questione \u00e8 stata successivamente sottoposta
\n
al vaglio della Corte Suprema e il procedimento arbitrale
\n
\u00e8 stato sospeso.
\n
Con provvedimento del 12 maggio 2022, successivamen-
\n
te notificato il 28 luglio 2022, la Prima Sezione della Corte
\n
Suprema ha dichiarato l\u2019incompetenza del Tribunale ar-
\n
bitrale a conoscere della controversia. In data 8 agosto
\n
2022 Chucas ha presentato alcuni ricorsi straordinari alla
\n
medesima Corte Suprema contro questa decisione, la cui
\n
risoluzione complessiva si attende intorno alla met\u00e0 del
\n
2023. L\u2019arbitrato rimane sospeso.
\n
Arbitrato Kino - Messico
\n
In data 16 settembre 2020 \u00e8 stata notificata a Kino Con-
\n
tractor SA de Cv (Kino Contractor), Kino Facilities Manager
\n
SA de Cv (Kino Facilities) ed Enel SpA (Enel) una domanda
\n
di arbitrato presentata da Parque Solar Don Jos\u00e9 SA de Cv,
\n
Villanueva Solar SA de Cv e Parque Solar Villanueva Tres
\n

\n\n
SA de Cv (insieme, le \u201cSociet\u00e0 di Progetto\u201d), nella quale le
\n
Societ\u00e0 di Progetto lamentano la violazione (i) da parte di
\n
Kino Contractor di alcune previsioni dell\u2019EPC Contract e
\n
(ii) da parte di Kino Facilities di alcune previsioni dell\u2019As-
\n
set Management Agreement, entrambi contratti relativi ai
\n
progetti solari di propriet\u00e0 delle tre societ\u00e0 attrici.
\n
Enel \u2013 la quale \u00e8 garante delle obbligazioni assunte da Kino
\n
Contractor e Kino Facilities in forza dei predetti contratti
\n
\u2013 \u00e8 stata altres\u00ec chiamata in arbitrato, ma senza che siano
\n
state avanzate nei suoi confronti specifiche domande.
\n
Le Societ\u00e0 di Progetto, nelle quali Enel Green Power SpA
\n
\u00e8 azionista minoritario, sono controllate da CDPQ Infra-
\n
estructura Participaci\u00f3n SA de Cv (controllata da Caisse
\n
de D\u00e9p\u00f4t et Placement du Qu\u00e9bec) e CKD Infraestructura
\n
M\u00e9xico SA de Cv. Dopo la domanda di arbitrato e la relativa
\n
risposta dei convenuti, le parti si sono scambiate ulterio-
\n
ri memorie introduttive, nell\u2019ambito delle quali la pretesa
\n
economica delle controparti \u00e8 stata aggiornata in circa
\n
135 milioni di dollari statunitensi, mentre Kino Facilities
\n
non ha insistito nella propria domanda riconvenzionale.
\n
Nell\u2019ottobre 2022 si \u00e8 tenuta l\u2019udienza e attualmente pen-
\n
de la fase conclusiva. L\u2019emissione del lodo arbitrale \u00e8 atte-
\n
sa per la met\u00e0 del 2023.
\n
Allianz - Nord America
\n
Il 18 maggio 2022 High Lonesome Wind Project LLC \u00e8
\n
stata convenuta in giudizio dinanzi alla New York Superior
\n
Court da parte di Allianz Risk Transfer Ltd, per un ammon-
\n
tare di circa 203 milioni di dollari statunitensi, in merito
\n
all\u2019asserito debito maturato dalla societ\u00e0 a partire da feb-
\n
braio 2020 in relazione a un Proxy Revenue Swap. La do-
\n
manda \u00e8 contestata nella sua interezza. Il procedimento \u00e8
\n
attualmente pendente dinanzi alla Southern District Court
\n
di New York.
\n
Gastalsa - Peru
\n
Nel 2011, Empresa de Gas de Talara SA (Gastalsa) aveva
\n
presentato una domanda dinanzi al Tribunale Civile di Ta-
\n
lara chiedendo la revoca del provvedimento che annulla-
\n
va il conferimento della concessione di gas naturale del
\n
distretto di Parinas, della Provincia di Talara e del Diparti-
\n
mento di Piura in suo favore, e il conseguente trasferimen-
\n
to alla stessa del gasdotto di propriet\u00e0 di Enel Generaci\u00f3n
\n
Piura SA (EGPIURA).
\n
Il 6 gennaio 2022 il Tribunale aveva parzialmente accolto
\n
la domanda di Gastalsa. Cos\u00ec, nel mese di febbraio 2022
\n
EGPIURA \u00e8 venuta a conoscenza di una misura cautelare
\n
emessa dal Tribunale Civile di Talara della Corte Superiore
\n
di Giustizia di Sullana (Juzgado Civil de Talara de la Corte
\n
Superior de Justicia de Sullana) in favore di Gastalsa che
\n
ordinava alla Direcci\u00f3n General de Hidrocarburos del Mi-
\n
nisterio de Energ\u00eda y Minas, all\u2019Organismo Superior de la
\n
Inversi\u00f3n en Energ\u00eda y Miner\u00eda (Osinergmin) e al Ministero
\n
dell\u2019Energia di (i) ripristinare la concessione di gas natu-
\n
rale del distretto di Parinas, della Provincia di Talara e del
\n
Dipartimento di Piura in favore di Gastalsa; e (ii) procedere
\n
alla valorizzazione e al trasferimento dei gasdotti in suo
\n
favore. Quanto sopra comportava che il valore economi-
\n
co del gasdotto attualmente di propriet\u00e0 di EGPIURA (che
\n
fornisce gas naturale alla centrale termica Malacas) fosse
\n
stimato per essere trasferito a Gastalsa.
\n
In data 2 agosto 2022 la Sala Civil de la Corte Superior de
\n
Justicia de Sullana ha emesso sentenza di secondo gra-
\n
do sfavorevole a Gastalsa, rinviando la causa al tribunale
\n
di primo grado per una nuova decisione. In conseguenza
\n
di tale decisione, il 9 settembre 2022 la misura cautelare
\n
precedentemente emessa \u00e8 stata integralmente revocata.
\n
Nel frattempo, nel mese di luglio 2022, il Tribunale Costitu-
\n
zionale, accogliendo la domanda di un altro operatore del
\n
sistema, terzo interessato, aveva dichiarato che la doman-
\n
da originaria di Gastalsa era stata presentata fuori termine.
\n
In data 24 gennaio 2023 il Tribunale Costituzionale ha al-
\n
tres\u00ec respinto l\u2019impugnazione di tale provvedimento.
\n
Contenzioso Gab\u010d\u00edkovo - Slovacchia
\n
La societ\u00e0 Slovensk\u00e9 elektr\u00e1rne (SE) \u00e8 coinvolta in diversi
\n
procedimenti avviati davanti alle corti nazionali in relazione
\n
all\u2019impianto idroelettrico di 720 MW di Gabc\u00edkovo, ammi-
\n
nistrato da Vodohospod\u00e1rska V\u00fdstavba \u0160t\u00e1tny Podnik (VV)
\n
e la cui gestione e manutenzione, nel contesto della pri-
\n
vatizzazione di SE del 2006, era stata affidata a SE per un
\n
periodo di 30 anni con un accordo di gestione (VEG Ope-
\n
rating Agreement).
\n
Subito dopo il closing della privatizzazione, il Public Pro-
\n
curement Office (PPO) ha promosso un\u2019azione davanti al
\n
Tribunale di Bratislava al fine di accertare l\u2019invalidit\u00e0 del VEG
\n
Operating Agreement sulla base di una asserita violazione
\n
della normativa sugli appalti pubblici, qualificando il pre-
\n
detto contratto come contratto di servizi e come tale sog-
\n
getto alla citata normativa. Il primo grado di giudizio si \u00e8
\n
concluso nel novembre 2011 con decisione favorevole per
\n
SE, appellata dal PPO.
\n
In parallelo all\u2019azione del PPO, anche VV aveva iniziato di-
\n
verse azioni e in particolare ha richiesto di dichiarare la
\n
nullit\u00e0 del VEG Operating Agreement. Il 12 dicembre 2014,
\n
inoltre, VV ha effettuato il recesso unilaterale dal VEG Ope-
\n
rating Agreement, e, in data 9 marzo 2015, ha comunicato
\n
la risoluzione per inadempimento del citato contratto. Lo
\n
stesso 9 marzo 2015 \u00e8 stato letto in udienza il dispositi-
\n
vo della decisione del tribunale di appello che, nell\u2019ambito
\n
dell\u2019azione promossa dal PPO, ha dichiarato la nullit\u00e0 del
\n
VEG Operating Agreement, in contrasto con la decisione
\n
del giudice di primo grado. SE ha presentato ricorso stra-
\n
ordinario avverso tale decisione alla Corte Suprema che \u00e8
\n
stato respinto all\u2019udienza del 29 giugno 2016. Successiva-
\n
mente, con sentenza del 18 gennaio 2017 \u00e8 stato altres\u00ec
\n
respinto il ricorso presentato da SE dinanzi alla Corte Co-
\n
stituzionale.
\n
Inoltre, SE ha presentato una domanda di arbitrato pres-
\n
so il Vienna International Arbitral Centre (VIAC) sulla base
\n

\n\n
del VEG Indemnity Agreement. In base a questo accordo,
\n
sottoscritto nell\u2019ambito della privatizzazione tra il National
\n
Property Fund (oggi MH Manazment, MHM) della Repub-
\n
blica Slovacca e SE, quest\u2019ultima aveva diritto a essere in-
\n
dennizzata in caso di interruzione anticipata del VEG Ope-
\n
rating Agreement per motivi non imputabili a SE. In data
\n
30 giugno 2017 il Tribunale arbitrale ha emesso la propria
\n
decisione con la quale ha rigettato la domanda di SE.
\n
Parallelamente a tale procedimento arbitrale, sia VV sia
\n
MHM avevano avviato due procedimenti dinanzi ai tribunali
\n
slovacchi volti ad accertare e dichiarare l\u2019invalidit\u00e0 del VEG
\n
Indemnity Agreement a causa dell\u2019asserito collegamento
\n
di quest\u2019ultimo con il VEG Operating Agreement. Tali pro-
\n
cedimenti sono stati riuniti e, il 27 settembre 2017, il Tri-
\n
bunale Distrettuale di Bratislava II ha rigettato le domande
\n
per ragioni processuali. Sia VV che MHM hanno presentato
\n
appello, ed entrambe le impugnazioni sono state rigetta-
\n
te, confermando la decisione di primo grado a favore di
\n
SE. Avverso la decisione di rigetto del proprio appello VV
\n
ha presentato un ricorso straordinario (dovolanie) dinanzi
\n
alla Corte Suprema in data 9 marzo 2020 al quale SE ha
\n
risposto con memoria presentata l\u20198 giugno 2020 e ha an-
\n
che presentato un ricorso davanti alla Corte Costituzionale
\n
slovacca, che \u00e8 stato respinto il 29 luglio 2021. Il 24 marzo
\n
2021 la Corte Suprema ha annullato la decisione della Corte
\n
di\u2019Appello di Bratislava, rinviando il giudizio alla medesima
\n
Corte d\u2019Appello per una nuova decisione, e il procedimento
\n
\u00e8 attualmente pendente.
\n
Sempre in ambito locale, VV ha intentato altres\u00ec diversi giu-
\n
dizi nei confronti di SE per l\u2019accertamento di un asserito in-
\n
giustificato arricchimento da parte di quest\u2019ultima (stimato
\n
in circa 360 milioni di euro, oltre interessi) per il periodo
\n
2006-2015. SE ha presentato domanda riconvenzionale in
\n
tutti i menzionati procedimenti. In relazione a tali procedi-
\n
menti si osserva quanto segue:
\n
\u2022 con riguardo agli anni 2006-2008, all\u2019udienza del 26
\n
giugno 2019, il Tribunale di Bratislava ha rigettato in rito
\n
la domanda principale di VV e, conseguentemente, la
\n
domanda riconvenzionale di SE. La sentenza di primo
\n
grado \u00e8 stata impugnata da entrambe le parti dinanzi
\n
alla Corte d\u2019Appello di Bratislava. A livello di appello (a) il
\n
procedimento relativo all\u2019anno 2006 si \u00e8 concluso con la
\n
decisione del 6 dicembre 2022, notificata a SE in data 18
\n
febbraio 2023, che ha confermato la pronuncia di primo
\n
grado. SE sta valutando le azioni da intraprendere; (b) i
\n
giudizi relativi agli anni 2007 e 2008 sono ancora pen-
\n
denti;
\n
\u2022 i procedimenti relativi agli anni 2011, 2014 e 2015 sono
\n
tutti pendenti in primo grado e le parti hanno scambiato
\n
memorie scritte. Per i procedimenti relativi agli anni 2011
\n
e 2014 la fissazione dell\u2019udienza di primo grado ha sub\u00edto
\n
numerosi rinvii e, attualmente, risulta rinviata a data da
\n
destinarsi a causa della situazione di emergenza epi-
\n
demiologica. Per il procedimento relativo all\u2019anno 2015
\n
l\u2019udienza di primo grado \u00e8 stata fissata al 7 marzo 2023;
\n
\u2022 i procedimenti relativi agli anni 2009, 2010 e 2013 si
\n
sono conclusi in primo grado con pronunce del Tribu-
\n
nale di Bratislava rispettivamente del 24, 15 e 22 novem-
\n
bre 2022, con le quali sono state rigettate in rito sia la
\n
domanda di VV sia la domanda riconvenzionale di SE.
\n
Tra dicembre 2022 e gennaio 2023 sia SE sia VV hanno
\n
proposto appello avverso le pronunce relative agli anni
\n
2010 e 2013, e il 19 gennaio 2023 SE ha proposto appello
\n
anche avverso la pronuncia relativa all\u2019anno 2009;
\n
\u2022 quanto al procedimento relativo all\u2019anno 2012, il 2 febbra-
\n
io 2023 \u00e8 stata notificata a SE la sentenza di appello che
\n
ha confermato la pronuncia di primo grado di rigetto in
\n
rito sia della domanda di VV sia della domanda riconven-
\n
zionale di SE. SE sta valutando le azioni da intraprendere.
\n
Infine, in un altro procedimento VV ha richiesto a SE la re-
\n
stituzione del corrispettivo per il trasferimento da SE a VV
\n
degli asset tecnologici dell\u2019impianto di Gab\u010d\u00edkovo, avvenu-
\n
to nell\u2019ambito della privatizzazione, per un valore di circa
\n
43 milioni di euro, oltre interessi. Dopo aver emesso una
\n
decisione preliminare rilevando la carenza di legittimazione
\n
attiva di VV, il 18 dicembre 2020 il Tribunale di Bratislava ha
\n
reso una sentenza favorevole a SE, rigettando le pretese di
\n
VV. Il 4 gennaio 2021 VV ha proposto appello avverso tale
\n
decisione e il procedimento \u00e8 pendente.
\n
Contenziosi fiscali in Brasile
\n
Whithholding Tax - Ampla
\n
Nel 1998 Ampla Energ\u00eda e Servi\u00e7os SA (Ampla) finanzi\u00f2
\n
l\u2019acquisizione di Coelce mediante l\u2019emissione di bond per
\n
350 milioni di dollari statunitensi (c.d. \u201cFixed Rate Notes\u201d
\n
- FRN) sottoscritti da una propria filiale panamense, costi-
\n
tuita al fine di raccogliere finanziamenti all\u2019estero. In virt\u00f9 di
\n
un regime speciale allora vigente, subordinato al manteni-
\n
mento del prestito obbligazionario fino al 2008, gli interes-
\n
si corrisposti da Ampla alla propria controllata fruivano di
\n
un regime di esenzione da ritenuta in Brasile.
\n
Tuttavia, la crisi finanziaria del 1998 costrinse la filiale pa-
\n
namense a rifinanziarsi dalla propria controllante brasilia-
\n
na, che a tal fine chiese appositi prestiti alle banche locali.
\n
L\u2019Amministrazione Finanziaria ha ritenuto che tale ultimo
\n
finanziamento equivalesse a un\u2019estinzione anticipata del
\n
prestito obbligazionario originario con conseguente per-
\n
dita del diritto all\u2019applicazione del predetto regime di esen-
\n
zione.
\n
Nel dicembre 2005 Ampla ha effettuato una scissione a fa-
\n
vore di Ampla Investimentos e Servi\u00e7os SA che comport\u00f2
\n
il trasferimento del residuo debito FRN e dei diritti e delle
\n
obbligazioni a esso riferiti.
\n
In data 6 novembre 2012 la Camara Superior de Recursos
\n
Fiscais (ultimo grado del giudizio amministrativo) ha emes-
\n
so una decisione sfavorevole per Ampla rispetto alla quale
\n
la societ\u00e0 ha prontamente presentato al medesimo Orga-
\n
nismo una richiesta di chiarimento. In data 15 ottobre 2013
\n
\u00e8 stato notificato ad Ampla il rifiuto della richiesta di chia-
\n

\n\n
rimento (embargo de declara\u00e7\u00e3o) e, pertanto, \u00e8 stata con-
\n
fermata la precedente decisione sfavorevole. La societ\u00e0 ha
\n
presentato una garanzia del debito e il 27 giugno 2014 ha
\n
proseguito il contenzioso dinanzi al Giudice Ordinario (Tri-
\n
bunal de Justi\u00e7a).
\n
A dicembre 2017 il Giudice ha nominato un esperto al fine
\n
di approfondire ulteriormente il tema e, conseguentemen-
\n
te, supportare l\u2019emissione della futura sentenza. A settem-
\n
bre 2018 l\u2019esperto ha rilasciato la propria perizia richieden-
\n
do ulteriore documentazione.
\n
A dicembre 2018 la societ\u00e0 ha prodotto l\u2019ulteriore docu-
\n
mentazione probatoria richiesta e attende di conoscere
\n
l\u2019esito della valutazione del Giudice in merito agli argomenti
\n
e ai documenti presentati dalle parti.
\n
Il valore complessivo della causa al 31 dicembre 2022 \u00e8 di
\n
circa 246 milioni di euro.
\n
PIS/COFINS/ICMS - Enel Distribui\u00e7\u00e3o S\u00e3o Paulo
\n
Nel marzo 2017 il Supremo Tribunal Federal del Brasile
\n
(STF) ha deliberato in merito al calcolo delle imposte PIS e
\n
COFINS confermando la tesi secondo cui l\u2019ICMS (Imposto
\n
sobre Circula\u00e7\u00e3o de Mercadorias e Servi\u00e7os, imposta sul-
\n
la circolazione di beni e servizi) non rientrava nella base di
\n
calcolo del PIS e del COFINS.
\n
Nel maggio 2021 il STF ha stabilito che gli effetti si sa-
\n
rebbero prodotti a partire dal giudizio di marzo 2017, fatta
\n
eccezione per i contribuenti che avevano presentato ri-
\n
corso prima di tale data.
\n
Le societ\u00e0 brasiliane del Gruppo interessate dalla senten-
\n
za STF avevano gi\u00e0 avviato azioni legali presso i rispettivi
\n
tribunali regionali federali. Successivamente, questi ulti-
\n
mi hanno notificato alle stesse la decisione finale, rico-
\n
noscendo il diritto di dedurre l\u2019ICMS applicata alle loro
\n
operazioni dalla base di calcolo del PIS e COFINS. Poich\u00e9
\n
l\u2019eccedenza di pagamento delle imposte PIS e COFINS \u00e8
\n
stata trasferita ai clienti finali, contestualmente alla rile-
\n
vazione di tali imposte recuperabili, \u00e8 stata rilevata una
\n
passivit\u00e0 verso gli stessi per i medesimi importi, al netto
\n
di qualsiasi costo sostenuto o da sostenere nei procedi-
\n
menti legali. Tali passivit\u00e0 rappresentano l\u2019obbligo di resti-
\n
tuire ai clienti finali le imposte recuperate.
\n
Enel Distribui\u00e7\u00e3o S\u00e3o Paulo a tal proposito ha intrapreso
\n
due contenziosi attivi terminati a suo favore e relativi, ri-
\n
spettivamente, al periodo da dicembre 2003 a dicembre
\n
2014 e da gennaio 2015 in avanti. In riferimento al secon-
\n
do giudizio, la Federal Union ha depositato un\u2019azione di
\n
rescissione avverso la societ\u00e0, contestando il fatto che
\n
parte del periodo in questione (antecedente a marzo
\n
2017) sarebbe negativamente impattata dalla sentenza di
\n
maggio 2021 del STF sopra citata.
\n
A maggio 2022 la societ\u00e0 ha impugnato tale azione e di-
\n
fender\u00e0 il proprio operato nei diversi gradi di giudizio.
\n
Il valore complessivo della causa al 31 dicembre 2022 \u00e8 di
\n
circa 206 milioni di euro.
\n
IRPJ/CSLL - Eletropaulo
\n
Il 5 ottobre 2021 Eletropaulo ha ricevuto un avviso di ac-
\n
certamento, emesso dall\u2019Autorit\u00e0 Fiscale brasiliana, con il
\n
quale viene contestata la deducibilit\u00e0, ai fini delle imposte
\n
sul reddito (Imposto sobre a Renda das Pessoas Jur\u00eddicas
\n
- IRPJ e Contribui\u00e7\u00e3o Social sobre o Lucro L\u00edquido - CSLL),
\n
dell\u2019ammortamento fiscale sugli extra valori generati da
\n
operazioni straordinarie, realizzate prima dell\u2019acquisizione
\n
della societ\u00e0 da parte del Gruppo Enel. In particolare, il pe-
\n
riodo oggetto di contestazione va dal 2017 al 2019.
\n
La societ\u00e0, ritenendo solide le proprie argomentazioni, ha
\n
presentato la propria difesa nel primo grado di giudizio
\n
amministrativo.
\n
Il valore complessivo della causa al 31 dicembre 2022 \u00e8 di
\n
circa 137 milioni di euro.
\n
PIS - Eletropaulo
\n
Nel luglio del 2000 Eletropaulo ha instaurato un contenzioso
\n
per il riconoscimento di un credito PIS (Programa Integra\u00e7\u00e3o
\n
Social) derivante da somme versate in applicazione di nor-
\n
me (Decreti Legge n. 2.445/1988 e n. 2.449/1988) succes-
\n
sivamente dichiarate incostituzionali dal Supremo Tribunal
\n
Federal (STF). Nel maggio del 2012 \u00e8 stata emessa dal Supe-
\n
rior Tribunal de Justi\u00e7a (STJ) la sentenza finale favorevole alla
\n
societ\u00e0 che ha riconosciuto il diritto al credito.
\n
Nel 2002, prima dell\u2019emissione della citata sentenza fina-
\n
le favorevole, la societ\u00e0 ha compensato il credito con al-
\n
tri tributi federali. Tale comportamento \u00e8 stato contestato
\n
dall\u2019Autorit\u00e0 Fiscale Federale ma la societ\u00e0, sostenendo la
\n
correttezza del proprio operato, ha impugnato in tribunale
\n
gli atti emessi dall\u2019Autorit\u00e0 Fiscale Federale. A seguito della
\n
sconfitta in primo grado, la societ\u00e0 ha presentato appello in
\n
secondo grado.
\n
Il valore complessivo delle cause al 31 dicembre 2022 \u00e8 di
\n
circa 123 milioni di euro.
\n
ICMS - Ampla, Coelce ed Eletropaulo
\n
Gli Stati di Rio de Janeiro, di Cear\u00e1 e di S\u00e3o Paulo hanno
\n
notificato diversi atti impositivi, rispettivamente alla so-
\n
ciet\u00e0 Ampla Energia e Servi\u00e7os SA (per i periodi 1996-1999
\n
e 2007-2017), alla societ\u00e0 Companhia Energ\u00e9tica do Ce-
\n
ar\u00e1 SA (Coelce) (per i periodi 2003, 2004, 2006-2012, 2015
\n
e 2016) e alla societ\u00e0 Eletropaulo (per il periodo 2008-2021),
\n
contestando la detrazione dell\u2019ICMS (Imposto sobre Circu-
\n
la\u00e7\u00e3o de Mercadorias e Servi\u00e7os, imposta sulla circolazione
\n
di beni e servizi) relativa all\u2019acquisto di alcune immobilizza-
\n
zioni. Le societ\u00e0 hanno impugnato gli atti difendendo la cor-
\n
retta detrazione dell\u2019imposta e sostenendo che i beni, la cui
\n
acquisizione ha generato l\u2019ICMS, sono destinati all\u2019attivit\u00e0 di
\n
distribuzione di energia elettrica.
\n
Le societ\u00e0 continuano a difendere il proprio operato nei di-
\n
versi gradi di giudizio.
\n
Il valore complessivo delle cause al 31 dicembre 2022 \u00e8 di
\n
circa 95 milioni di euro.
\n

\n\n
Withholding Tax - Endesa Brasil
\n
Il 4 novembre 2014 l\u2019Autorit\u00e0 Fiscale brasiliana ha emesso un
\n
avviso di accertamento verso Endesa Brasil SA (attuale Enel
\n
Brasil SA) contestando una mancata applicazione di ritenute
\n
sul pagamento di presunti maggiori dividendi attribuibili a
\n
soggetti non residenti.
\n
In particolare, nel 2009, Endesa Brasil, per effetto della prima
\n
applicazione degli IFRS-IAS, ha effettuato lo storno di un go-
\n
odwill imputandone gli effetti a patrimonio netto, sulla base
\n
di quanto previsto dalla corretta applicazione dei princ\u00edpi
\n
contabili adottati. Viceversa, l\u2019Amministrazione Finanziaria
\n
brasiliana ha ritenuto \u2013 nel corso di una verifica fiscale \u2013 che
\n
la scelta contabile adottata dalla societ\u00e0 non fosse corretta
\n
e che gli effetti dello storno si sarebbero dovuti rilevare a
\n
Conto economico; per effetto di ci\u00f2, il corrispondente valore
\n
(circa 202 milioni di euro) \u00e8 stato riqualificato quale paga-
\n
mento di reddito a soggetti non residenti e, pertanto, sog-
\n
getto a una withholding tax del 15%.
\n
A tal riguardo, si annota che l\u2019impostazione contabile adot-
\n
tata dalla societ\u00e0 era stata confermata dall\u2019Auditor esterno e
\n
altres\u00ec da una specifica legal opinion, rilasciata da uno Stu-
\n
dio locale.
\n
A seguito degli esiti sfavorevoli nei gradi di giudizio ammi-
\n
nistrativo, la societ\u00e0 continua a difendere in via giudiziale il
\n
proprio operato e la correttezza del trattamento contabile
\n
adottato.
\n
Il valore complessivo della causa al 31 dicembre 2022 \u00e8 di
\n
circa 69 milioni di euro.
\n
ICMS - Coelce
\n
Lo Stato di Cear\u00e1 ha notificato nel tempo diversi atti imposi-
\n
tivi alla societ\u00e0 Companhia Energ\u00e9tica do Cear\u00e1 SA (Coelce)
\n
(per il periodo 2005-2014), contestando la determinazione
\n
della quota detraibile dell\u2019ICMS (Imposto sobre Circula\u00e7\u00e3o
\n
de Mercadorias e Servi\u00e7os, imposta sulla circolazione di
\n
beni e servizi) e in particolare la modalit\u00e0 di calcolo del pro
\n
rata di detrazione con riferimento ai ricavi derivanti dall\u2019ap-
\n
plicazione di una speciale tariffa prevista dal Governo brasi-
\n
liano per la vendita di energia elettrica alle persone a basso
\n
reddito (Baixa Renda).
\n
La societ\u00e0 ha impugnato i singoli atti difendendo la corretta
\n
detrazione dell\u2019imposta e sostenendo la regolarit\u00e0 dei cal-
\n
coli effettuati, e difende il proprio operato nei diversi gradi
\n
di giudizio.
\n
Il valore complessivo delle cause al 31 dicembre 2022 \u00e8 di
\n
circa 55 milioni di euro.
\n
PIS - Eletropaulo
\n
Nel corso del mese di dicembre del 1995 il Governo bra-
\n
siliano ha disposto un incremento dell\u2019aliquota dell\u2019imposta
\n
federale PIS (Programa Integra\u00e7\u00e3o Social) da 0,50% a 0,65%
\n
attraverso l\u2019emanazione di un provvedimento provvisorio
\n
(Executive Provisional Order).
\n
Successivamente, il suddetto provvedimento provvisorio \u00e8
\n
stato reiterato per cinque volte prima della sua definitiva
\n
conversione in legge avvenuta nel 1998. Secondo la norma-
\n
tiva brasiliana, l\u2019aumento dell\u2019aliquota fiscale (o l\u2019istituzione di
\n
un nuovo tributo) pu\u00f2 essere disposto solo in forza di legge
\n
ed \u00e8 efficace una volta decorsi 90 giorni dalla sua pubbli-
\n
cazione.
\n
Pertanto, Eletropaulo ha instaurato un contenzioso argo-
\n
mentando che l\u2019aumento dell\u2019aliquota fiscale sarebbe stato
\n
efficace solo dopo 90 giorni dall\u2019ultimo ordine provvisorio
\n
sostenendo, quindi, che siano da considerarsi nulli gli effet-
\n
ti dei primi quattro provvedimenti provvisori (in quanto mai
\n
convertiti in legge). Tale contenzioso si \u00e8 concluso nell\u2019aprile
\n
del 2008 riconoscendo la validit\u00e0 dell\u2019incremento dell\u2019ali-
\n
quota del PIS a partire dal primo provvedimento provvisorio.
\n
Nel maggio 2008 l\u2019Autorit\u00e0 Fiscale brasiliana ha intentato una
\n
causa nei confronti della societ\u00e0 Eletropaulo per richiedere
\n
il versamento delle maggiori imposte corrispondenti all\u2019in-
\n
cremento di aliquota per il periodo marzo 1996 - dicembre
\n
1998. Al riguardo, Eletropaulo si \u00e8 opposta a tale richiesta,
\n
nei diversi gradi di giudizio, sollevando l\u2019intervenuta prescri-
\n
zione dei tempi per l\u2019emissione dell\u2019avviso di accertamento.
\n
In particolare, essendo trascorsi pi\u00f9 di cinque anni dal veri-
\n
ficarsi del presupposto impositivo (dicembre 1995, data del
\n
primo provvedimento provvisorio) senza l\u2019emissione di alcun
\n
atto formale, si contesta all\u2019Autorit\u00e0 Fiscale la prescrizione
\n
del diritto di richiedere il versamento delle maggiori imposte
\n
nonch\u00e9 la possibilit\u00e0 di instaurare qualsiasi azione legale in
\n
tal senso.
\n
Nel 2017, a seguito delle decisioni sfavorevoli pronunciate
\n
nei precedenti gradi di giudizio, Eletropaulo ha presentato
\n
appello \u2013 per vedere riconosciuti i propri diritti e per di-
\n
fendere il proprio operato \u2013 presso il Superior Tribunal de
\n
Justi\u00e7a (STJ) e il Supremo Tribunal Federal (STF). I suddetti
\n
giudizi sono tuttora pendenti mentre, gli importi oggetto di
\n
contestazione sono stati oggetto di copertura mediante ga-
\n
ranzia bancaria.
\n
Con riferimento alla richiesta dell\u2019Ufficio del Procuratore
\n
Generale del Dipartimento del Tesoro Nazionale brasiliano
\n
di sostituire la garanzia bancaria con un deposito giudizia-
\n
rio, il tribunale giudiziario di secondo grado ha accolto tale
\n
istanza. Pertanto, la societ\u00e0 ha sostituito la garanzia bancaria
\n
con un deposito in contanti e ha presentato una mozione
\n
di chiarimento contro la relativa decisione, attualmente in
\n
attesa di giudizio.
\n
Il valore complessivo della causa al 31 dicembre 2022 \u00e8 di
\n
circa 45 milioni di euro.
\n
FINSOCIAL - Eletropaulo
\n
A seguito di una sentenza definitiva, emessa dalla Corte Re-
\n
gionale Federale l\u201911 settembre 2011, la societ\u00e0 Eletropaulo
\n
ha visto riconosciuto il diritto alla compensazione di alcuni
\n
crediti FINSOCIAL (contributo sociale), relativi a somme ver-
\n
sate da settembre 1989 a marzo 1992.
\n
Nonostante lo scadere dei relativi termini di prescrizione
\n
(statute of limitations), l\u2019Autorit\u00e0 Fiscale Federale ha con-
\n
testato la determinazione di alcuni crediti e ha rigettato le
\n

\n\n
corrispondenti compensazioni, emettendo alcuni atti im-
\n
positivi che la societ\u00e0 ha prontamente impugnato in via
\n
amministrativa, difendendo la correttezza dei propri calcoli
\n
e sostenendo la regolarit\u00e0 del proprio operato.
\n
Dopo una sentenza sfavorevole in primo grado, la societ\u00e0
\n
ha presentato appello dinanzi al tribunale amministrativo
\n
in secondo grado.
\n
Il valore complessivo delle cause al 31 dicembre 2022 \u00e8 di
\n
circa 43 milioni di euro.
\n
Contenziosi fiscali in Spagna
\n
Imposte sui redditi - Enel Iberia, Endesa e controllate
\n
Nel 2018 l\u2019Autorit\u00e0 Fiscale spagnola ha concluso una veri-
\n
fica generale che ha interessato le societ\u00e0 del Gruppo fa-
\n
centi parte del consolidato fiscale spagnolo. Tale verifica,
\n
avviata nel 2016, ha interessato l\u2019imposta sui redditi delle
\n
societ\u00e0, l\u2019imposta sul valore aggiunto e le ritenute (princi-
\n
palmente relativamente agli anni dal 2011 al 2014).
\n
Con riferimento alle principali contestazioni, le societ\u00e0
\n
interessate hanno impugnato i relativi atti in primo grado
\n
amministrativo (Tribunal Econ\u00f3mico-Administrativo Cen-
\n
tral - TEAC), difendendo la correttezza del proprio operato.
\n
In relazione alle contestazioni in materia di imposta sui red-
\n
diti delle societ\u00e0, il contenzioso valutato con esito possibile
\n
ammonta a circa 133 milioni di euro al 31 dicembre 2022:
\n
\u2022 Enel Iberia difende la correttezza del criterio adottato
\n
per la determinazione della deducibilit\u00e0 di minusvalenze
\n
derivanti da vendite azionarie (circa 88 milioni di euro) e
\n
di alcuni oneri finanziari (circa 15 milioni di euro);
\n
\u2022 Endesa e le sue controllate principalmente difendono
\n
la correttezza del criterio adottato per la deducibilit\u00e0 di
\n
alcuni oneri finanziari (circa 24 milioni di euro) e di costi
\n
per lo smantellamento di centrali nucleari (circa 6 milioni
\n
di euro).
\n
Nel 2021 l\u2019Autorit\u00e0 Fiscale spagnola ha concluso una nuova
\n
verifica generale relativamente agli anni dal 2015 al 2018.
\n
Le societ\u00e0 interessate hanno impugnato i relativi atti in pri-
\n
mo grado amministrativo (TEAC), difendendo la correttez-
\n
za del proprio operato.
\n
In relazione alla principale contestazione in materia di im-
\n
posta sui redditi delle societ\u00e0, riferibile alla deducibilit\u00e0 di
\n
alcuni oneri finanziari, il contenzioso valutato con esito
\n
possibile ammonta a circa 222 milioni di euro al 31 dicem-
\n
bre 2021 (Enel Iberia 210 milioni di euro; Endesa SA 12 mi-
\n
lioni di euro).
\n
Imposte sui redditi - Enel Green Power Espa\u00f1a SL
\n
Il 7 giugno 2017 l\u2019Autorit\u00e0 Fiscale spagnola ha emesso un
\n
avviso di accertamento verso Enel Green Power Espa\u00f1a SL,
\n
contestando il regime di neutralit\u00e0 fiscale applicato alla fu-
\n
sione di Enel Uni\u00f3n Fenosa Renovables SA (EUFER) in Enel
\n
Green Power Espa\u00f1a SL avvenuta nel 2011. Tale rilevo si
\n
fonda sulla presunta assenza di valide ragioni economiche
\n
a supporto dell\u2019operazione.
\n
Il 6 luglio 2017 la societ\u00e0 ha impugnato l\u2019atto in primo
\n
grado amministrativo (Tribunal Econ\u00f3mico-Administrat-
\n
ivo Central - TEAC), difendendo la correttezza del tratta-
\n
mento fiscale applicato alla fusione. Al riguardo, la societ\u00e0
\n
ha fornito il supporto documentale attestante le sinergie
\n
conseguite per effetto della fusione al fine di dimostrare
\n
l\u2019esistenza delle valide motivazioni economiche a supporto
\n
della stessa. Il 10 dicembre 2019 il TEAC ha respinto il ricor-
\n
so e la societ\u00e0 continua a difendere il proprio operato in
\n
sede giudiziale (Audiencia Nacional).
\n
Il valore complessivo della causa al 31 dicembre 2022 \u00e8 di
\n
circa 100 milioni di euro.
\n
Contenziosi fiscali in Italia
\n
Withholding Tax - Enel Servizio Elettrico Nazionale
\n
In esito a una verifica fiscale avviata nel marzo 2018 e in se-
\n
guito a una successiva attivit\u00e0 istruttoria condotta median-
\n
te l\u2019invio di questionari alle banche intervenute in qualit\u00e0
\n
di cessionarie in talune operazioni di acquisto dei crediti
\n
della Societ\u00e0 Servizio Elettrico Nazionale SpA (SEN) verso i
\n
clienti mass market oggetto di un accordo quadro, in data
\n
19 dicembre 2018 l\u2019Agenzia delle Entrate - Direzione Re-
\n
gionale del Lazio - Ufficio Grandi Contribuenti ha notificato
\n
alla societ\u00e0 un avviso di accertamento con il quale \u00e8 stata
\n
contestata la presunta violazione degli obblighi di sostituto
\n
di imposta, relativamente alle somme corrisposte alle ban-
\n
che nell\u2019ambito delle gi\u00e0 menzionate operazioni di cessio-
\n
ne intervenute nell\u2019anno 2013.
\n
In particolare, tale contestazione scaturisce da una valu-
\n
tazione dell\u2019Ufficio che ha: (i) riqualificato, ai soli fini fiscali,
\n
la cessione dei crediti in una operazione di finanziamento;
\n
(ii) ipotizzato un presunto obbligo di ritenuta in capo alla
\n
societ\u00e0 da commisurarsi sul costo dell\u2019operazione (come
\n
differenza tra il valore nominale dei crediti ceduti e il prezzo
\n
di cessione), ricostruendo le vicende successive dei crediti
\n
oggetto di cessione (cessioni ulteriori e/o cartolarizzazio-
\n
ne con soggetti non residenti effettuate dalle banche), alle
\n
quali la societ\u00e0 \u00e8 estranea.
\n
Nei primi gradi del giudizio, scaturito in seguito alla impu-
\n
gnazione da parte di SEN dell\u2019avviso di accertamento, non
\n
hanno trovato accoglimento le eccezioni della societ\u00e0 sulla
\n
illegittimit\u00e0 della contestazione per l\u2019erronea riqualifica-
\n
zione, ai fini fiscali, dell\u2019operazione e, conseguentemente,
\n
dei flussi di pagamento operata dall\u2019Ufficio e nonostante
\n
la violazione di rilevanti aspetti procedurali nell\u2019attivit\u00e0 di
\n
accertamento.
\n
Nel corso del 2022 si sono manifestati i presupposti per
\n
una soluzione transattiva, cui la societ\u00e0 ha ritenuto di poter
\n
aderire al solo fine di evitare la prosecuzione del conten-
\n
zioso pendente in relazione a una materia caratterizzata da
\n
condizioni di incertezza interpretativa; tale soluzione pre-
\n
vede una rimodulazione complessiva della pretesa erariale
\n
e la non reiterazione delle contestazioni per le annualit\u00e0
\n
successive.
\n

\n\n
Tale definizione ha comportato il pagamento nell\u2019esercizio
\n
di somme da parte della societ\u00e0 per un ammontare di circa
\n
45 milioni di euro e la cessazione della materia del con-
\n
tendere.
\n

\n", "dimensions": { "concept": "ifrs-full:DisclosureOfContingentLiabilitiesExplanatory", "language": "it", "entity": "scheme:WOCMU6HCI0OJWNPRZS33", "period": "2022-01-01T00:00:00/2023-01-01T00:00:00" } }, "Tag1011": { "value": "\n
58. Princ\u00edpi contabili di futura
\n
applicazione
\n
Di seguito l\u2019elenco dei princ\u00edpi e delle modifiche ai princ\u00edpi
\n
e alle interpretazioni la cui data di efficacia per il Gruppo \u00e8
\n
successiva al 31 dicembre 2022.
\n
\u2022 \u201cAmendments to IAS 1 - Classification of Liabilities as
\n
Current or Non-current\u201d, emesso a gennaio 2020. Le mo-
\n
difiche interessano le previsioni dello IAS 1 relativamente
\n
alla presentazione delle passivit\u00e0. Pi\u00f9 nel dettaglio, le mo-
\n
difiche chiariscono:
\n
\u2013 i criteri per classificare una passivit\u00e0 come corrente o
\n
non corrente, specificando cosa si intende per diritto
\n
di una societ\u00e0 a differire il regolamento e specificando
\n
che tale diritto deve esistere alla fine dell\u2019esercizio;
\n
\u2013 che la classificazione non \u00e8 influenzata dalle intenzioni
\n
o aspettative del management su quando il diritto di
\n
differire il regolamento di una passivit\u00e0 sar\u00e0 esercitato;
\n
\u2013 che esiste un diritto di differire solo se sono soddisfat-
\n
te le condizioni specificate nel contratto di prestito alla
\n
fine dell\u2019esercizio, anche se il creditore non verifica la
\n
conformit\u00e0 fino a una data successiva; e
\n
\u2013 che il regolamento si riferisce al trasferimento alla con-
\n
troparte di liquidit\u00e0, strumenti rappresentativi di capi-
\n
tale, altri beni o servizi.
\n
Le modifiche saranno applicabili, previa omologazione, a
\n
partire dagli esercizi che hanno inizio il 1\u00b0 gennaio 2024
\n
(62)
\n
\n
o successivamente.
\n
\u2022 \u201cAmendments to IAS 1 - Non-current Liabilities with Co-
\n
venants\u201d, emesso a ottobre 2022. Lo IAS 1 richiede di clas-
\n
sificare il debito come non corrente solo nel caso in cui sia
\n
possibile evitare di saldare il debito nei 12 mesi successivi
\n
alla data di bilancio. Le modifiche al principio migliorano
\n
l\u2019informativa da fornire quando la facolt\u00e0 di differire il re-
\n
golamento di una passivit\u00e0 per almeno 12 mesi \u00e8 subordi-
\n
nata al rispetto di covenant e specificano che la classifica-
\n
zione del debito come corrente o non corrente alla data
\n
di bilancio non \u00e8 influenzata da covenant da rispettare
\n
successivamente alla data di bilancio.
\n
Le modifiche saranno applicabili, previa omologazione, a
\n
partire dagli esercizi che hanno inizio il 1\u00b0 gennaio 2024.
\n
\u2022 \u201cAmendments to IAS 1 and IFRS Practice Statement 2
\n
- Disclosure of Accounting Policies\u201d, emesso a febbra-
\n
io 2021. Le modifiche hanno lo scopo di supportare le
\n
societ\u00e0 nel decidere quali princ\u00edpi contabili illustrare in
\n
bilancio. Le modifiche allo IAS 1 richiedono di fornire in-
\n
formazioni sui princ\u00edpi contabili rilevanti, piuttosto che su
\n
quelli significativi. Una guida su come applicare il concetto
\n
di materialit\u00e0 all\u2019informativa sui princ\u00edpi contabili \u00e8 fornita
\n
dalle modifiche all\u2019IFRS Practice Statement 2. Le modifi-
\n
che saranno applicabili a partire dagli esercizi che hanno
\n
inizio il 1\u00b0 gennaio 2023 o successivamente.
\n
\u2022 \u201cAmendments to IAS 8 - Definition of Accounting Esti-
\n
mates\u201d, emesso a febbraio 2021. Le modifiche hanno lo
\n
scopo di chiarire come distinguere tra cambiamenti nei
\n
princ\u00edpi contabili e cambiamenti nelle stime contabili; la
\n
definizione di cambiamenti nelle stime contabili \u00e8 sostitu-
\n
ita con la definizione di stime contabili intese come \u201cim-
\n
porti monetari che in bilancio sono soggetti a incertez-
\n
za nella misurazione\u201d. Le modifiche saranno applicabili a
\n
partire dagli esercizi che hanno inizio il 1\u00b0 gennaio 2023 o
\n
successivamente.
\n
\u2022 \u201cAmendments to IAS 12 Income Taxes: Deferred Tax re-
\n
lated to Assets and Liabilities arising from a Single Tran-
\n
saction\u201d, emesso a maggio 2021. Le modifiche richiedono
\n
alle societ\u00e0 di rilevare la fiscalit\u00e0 differita sulle transazio-
\n
ni che, alla rilevazione iniziale, danno origine a differenze
\n
temporanee imponibili e deducibili di uguale ammontare.
\n
Le modifiche saranno applicabili a partire dagli esercizi
\n
che hanno inizio il 1\u00b0 gennaio 2023 o successivamente.
\n
\u2022 \u201cAmendments to IFRS 10 and IAS 28 - Sale or Contribu-
\n
tion of Assets between an Investor and its Associate or
\n
Joint Venture\u201d, emesso a settembre 2014. Le modifiche
\n
chiariscono il trattamento contabile di vendite o confe-
\n
rimenti di attivit\u00e0 tra un investitore e le sue collegate o
\n
joint venture. Le modifiche confermano che il trattamento
\n
contabile varia a seconda che le attivit\u00e0 vendute o confe-
\n
rite a una societ\u00e0 collegata o joint venture costituiscano
\n
un \u201cbusiness\u201d (come definito dall\u2019IFRS 3). Lo IASB ha rin-
\n
viato indefinitamente la data di prima applicazione delle
\n
modifiche in oggetto.
\n
\u2022 \u201cIFRS 17 - Insurance Contracts\u201d, emesso a maggio 2017. Il
\n
principio introduce differenti modelli per calcolare i costi
\n
di assicurazione e riassicurazione. Il principio sar\u00e0 appli-
\n
cabile a partire dagli esercizi che hanno inizio il 1\u00b0 gennaio
\n
2023 o successivamente. Il Gruppo ha effettuato il ricalco-
\n
lo degli impatti legati alla prima applicazione dell'IFRS 17 al
\n
1\u00b0 gennaio 2022 e l\u2019impatto complessivo al 31 dicembre
\n
2022 \u00e8 stimato positivamente fino a un massimo di 30
\n
milioni di euro, prevalentemente per effetto dell'attualiz-
\n
zazione delle riserve.
\n
\u2022 \u201cAmendments to IFRS 16 - Lease Liability in a Sale and
\n
Leaseback\u201d, emesso a settembre 2022. Le modifiche ri-
\n
chiedono al venditore-locatario di valutare l\u2019attivit\u00e0 per il
\n
diritto d\u2019uso derivante da un\u2019operazione di vendita e re-
\n
trolocazione in proporzione al valore contabile preceden-
\n
te dell\u2019attivit\u00e0 oggetto dell\u2019accordo e in linea con il diritto
\n
d\u2019uso mantenuto; di conseguenza, al venditore-locatario
\n

\n

\n\n
(62) A luglio 2020 \u00e8 stato emesso un emendamento per posticipare la data di entrata in vigore, prima prevista per il 1\u00b0 gennaio 2023, al 1\u00b0 gennaio 2024.
\n

\n\n
sar\u00e0 concesso di rilevare solo l\u2019importo dell\u2019eventuale plu-
\n
svalenza o minusvalenza relativa ai diritti trasferiti all\u2019ac-
\n
quirente-locatore.
\n
Le modifiche non prescrivono specifici requisiti di valu-
\n
tazione per le passivit\u00e0 derivanti da una retrolocazione;
\n
tuttavia, includono esempi che illustrano la misurazione
\n
iniziale e successiva della passivit\u00e0 includendo pagamenti
\n
variabili che non dipendono da un indice o da un tasso.
\n
Tale rappresentazione costituisce una deviazione dal mo-
\n
dello generale di contabilizzazione previsto dall\u2019IFRS 16, in
\n
cui i pagamenti variabili, che non dipendono da un indice
\n
o da un tasso, sono rilevati a Conto economico nel perio-
\n
do in cui si verifica l\u2019evento o la condizione che determina
\n
tali pagamenti. A tal riguardo, il venditore-locatario dovr\u00e0
\n
sviluppare e applicare una policy contabile per determi-
\n
nare i pagamenti del leasing in modo tale che qualsiasi
\n
importo dell\u2019utile o della perdita relativo al diritto d\u2019uso
\n
trattenuto non venga riconosciuto.
\n
Le modifiche saranno applicabili, previa omologazione,
\n
dagli esercizi che hanno inizio dal 1\u00b0 gennaio 2024; \u00e8 pre-
\n
vista l\u2019applicazione retrospettica, in conformit\u00e0 allo \u201cIAS 8
\n
- Accounting Policies, Changes in Accounting Estimates
\n
and Errors\u201d, per le vendite e le operazioni di retrolocazione
\n
stipulate dopo la data di applicazione iniziale dell\u2019IFRS 16.
\n
Il Gruppo sta valutando i potenziali effetti derivanti dalla fu-
\n
tura applicazione delle nuove disposizioni.
\n

\n", "dimensions": { "concept": "ifrs-full:ExplanationOfNotAppliedNewStandardsOrInterpretations", "language": "it", "entity": "scheme:WOCMU6HCI0OJWNPRZS33", "period": "2022-01-01T00:00:00/2023-01-01T00:00:00" } }, "Tag1012": { "value": "\n
59. Fatti di rilievo intervenuti dopo la
\n
chiusura dell\u2019esercizio
\n
Enel colloca nuovi prestiti obbligazionari ibridi perpetui
\n
da 1,75 miliardi di euro per rifinanziare alcuni dei suoi
\n
bond ibridi in circolazione
\n
In data 9 gennaio 2023 Enel SpA ha lanciato sul mercato
\n
europeo l\u2019emissione di prestiti obbligazionari non converti-
\n
bili, subordinati ibridi perpetui con denominazione in euro,
\n
destinati a investitori istituzionali, per un ammontare com-
\n
plessivo pari a 1,75 miliardi di euro (i \u201cNuovi Titoli\u201d). Conte-
\n
stualmente, Enel ha inoltre annunciato, con distinta notice,
\n
il lancio di offerte volontarie volte a riacquistare per cassa,
\n
e successivamente cancellare, per un totale complessivo
\n
nominale pari all\u2019importo raccolto con i Nuovi Titoli, tutto o
\n
parte del prestito obbligazionario ibrido perpetuo in circo-
\n
lazione da 750 milioni di euro, con prima call date ad ago-
\n
sto 2023, nonch\u00e9 parte del prestito obbligazionario ibrido
\n
in circolazione da 1.250 milioni di dollari statunitensi, con
\n
scadenza a settembre 2073 e prima call date a settembre
\n
2023, subordinatamente al verificarsi di talune condizioni
\n
sospensive.
\n
Enel annuncia i risultati della tender offer sul prestito
\n
obbligazionario ibrido perpetuo denominato in euro
\n
Con la conclusione dell\u2019offerta volontaria lanciata il 9 gen-
\n
naio 2023 e conclusa il 16 gennaio 2023, in data 18 gennaio
\n
2023 Enel ha annunciato che proceder\u00e0 a riacquistare per
\n
cassa il proprio prestito obbligazionario ibrido perpetuo in
\n
circolazione denominato in euro per un importo nominale
\n
complessivo pari a 699.970.000,00 euro. Considerato l\u2019im-
\n
porto nominale raccolto attraverso l\u2019emissione dei Nuovi
\n
Titoli e l\u2019importo nominale dei titoli acquistati in relazione
\n
alla tender offer sul prestito obbligazionario in euro, non
\n
trova applicazione l\u2019ammontare massimo di accettazione
\n
(\u201cCapped Maximum Amount\u201d) per la concomitante tender
\n
offer sul prestito obbligazionario ibrido da 1.250 milioni di
\n
dollari statunitensi
\n
con scadenza a settembre 2073 e prima
\n
call date a settembre 2023.
\n
Enel annuncia i risultati della tender offer sul prestito
\n
obbligazionario ibrido perpetuo denominato in euro
\n
In conseguenza del venir meno dell\u2019ammontare massimo
\n
di accettazione (\u201cCapped Maximum Amount\u201d) sul prestito
\n
obbligazionario in dollari statunitensi, come annunciato
\n
in data 18 gennaio 2023, Enel ha accettato per il riacqui-
\n
sto tutte le offerte validamente pervenute alla Early Tender
\n
Deadline in relazione al prestito obbligazionario in dol-
\n
lari statunitensi per un importo nominale complessivo di
\n
411.060.000 dollari statunitensi.
\n
Enel lancia un Sustainability-Linked Bond da 1,5 miliardi
\n
di euro
\n
In data 14 febbraio 2023 Enel Finance International NV ha
\n
lanciato sul mercato Eurobond un Sustainability-Linked
\n
Bond in due tranche rivolto agli investitori istituzionali per
\n
un totale di 1,5 miliardi di euro. La nuova emissione preve-
\n
de per la prima volta l\u2019utilizzo da parte di Enel di molteplici
\n
Key Performance Indicators (KPI) per tranche. Una tranche
\n
dell\u2019emissione combina un KPI collegato alla tassonomia
\n
dell\u2019UE con un KPI collegato agli Obiettivi di Sviluppo So-
\n
stenibile (SDG) delle Nazioni Unite. L\u2019altra tranche del bond
\n
\u00e8 collegata a due KPI associati alla traiettoria del Gruppo di
\n
completa decarbonizzazione, attraverso la riduzione delle
\n
emissioni dirette e indirette di gas a effetto serra.
\n
Enel avvia la cessione degli asset in Argentina con la
\n
vendita delle attivit\u00e0 di generazione termoelettrica
\n
In data 17 febbraio 2023 il Gruppo Enel, tramite la control-
\n
lata Enel Argentina, ha siglato e perfezionato un accordo
\n
per la vendita all\u2019azienda energetica Central Puerto SA del
\n
75,7% detenuto dal Gruppo nella societ\u00e0 di generazione
\n
termoelettrica Enel Generaci\u00f3n Costanera. Contestual-
\n
mente, Enel ha firmato l\u2019accordo per la cessione a Central
\n
Puerto del 41,2% detenuto nella societ\u00e0 di generazione
\n

\n

\n\n
termoelettrica Central Dock Sud. Il corrispettivo totale per
\n
la cessione delle partecipazioni di Enel nelle due societ\u00e0
\n
ammonta a 102 milioni di dollari statunitensi.
\n
Enel firma accordo per la cessione delle sue attivit\u00e0 in
\n
Romania a PPC
\n
In data 9 marzo 2023 Enel SpA ha sottoscritto un accordo
\n
per la cessione alla societ\u00e0 greca Public Power Corpora-
\n
tion SA (PPC) di tutte le partecipazioni detenute dal Gruppo
\n
Enel in Romania. L\u2019accordo prevede che PPC versi un cor-
\n
rispettivo complessivo di circa 1.260 milioni di euro, corri-
\n

\n\n
spondenti a circa 1.900 milioni di euro in termini di enter-
\n
prise value (riferito al 100%). Complessivamente si prevede
\n
che l\u2019operazione generi un effetto positivo totale sull\u2019inde-
\n
bitamento netto consolidato del Gruppo di circa 1,7 mi-
\n
liardi di euro, di cui circa 0,1 miliardi di euro nel 2022 e la
\n
rimanente parte nel 2023, insieme a un impatto negativo
\n
cumulato nel 2022-2023 sull\u2019utile netto del Gruppo di circa
\n
1,4 miliardi di euro, di cui circa 0,6 miliardi di euro collegati
\n
al rilascio della riserva cambi, da contabilizzare nel 2023.
\n

\n", "dimensions": { "concept": "ifrs-full:DisclosureOfEventsAfterReportingPeriodExplanatory", "language": "it", "entity": "scheme:WOCMU6HCI0OJWNPRZS33", "period": "2022-01-01T00:00:00/2023-01-01T00:00:00" } }, "Tag1010": { "value": "\n
60. Compensi alla Societ\u00e0 di revisione ai sensi
\n
dell\u2019art. 149 duodecies del \u201cRegolamento Emittenti CONSOB\u201d
\n
I corrispettivi di competenza dell\u2019esercizio 2022 riconosciuti
\n
da Enel SpA e dalle sue controllate al 31 dicembre 2022 alla
\n
Societ\u00e0 di revisione e alle entit\u00e0 appartenenti al suo network,
\n
a fronte di prestazioni di servizi, sono riepilogati nella tabel-
\n
la che segue, redatta secondo quanto indicato dall\u2019art. 149
\n
duodecies del \u201cRegolamento Emittenti CONSOB\u201d.
\n
Milioni di euro
\n
Tipologia di servizi Soggetto che ha erogato il servizio Compensi
\n
Enel SpA
\n
Revisione contabile
\n
di cui:
\n
- KPMG SpA 0,5
\n
- entit\u00e0 della rete KPMG -
\n
Servizi di attestazione
\n
di cui:
\n
- KPMG SpA 2,1
\n
- entit\u00e0 della rete KPMG -
\n
Altri servizi
\n
di cui:
\n
- KPMG SpA -
\n
- entit\u00e0 della rete KPMG -
\n
Totale 2,6
\n
Societ\u00e0 controllate da Enel SpA
\n
Revisione contabile
\n
di cui:
\n
- KPMG SpA 4,3
\n
- entit\u00e0 della rete KPMG 7,9
\n
Servizi di attestazione
\n
di cui:
\n
- KPMG SpA 1,3
\n
- entit\u00e0 della rete KPMG 1,1
\n
Altri servizi
\n
di cui:
\n
- KPMG SpA 0,1
\n
- entit\u00e0 della rete KPMG -
\n
Totale 14,7
\n
TOTALE 17,3
\n

\n", "dimensions": { "concept": "ifrs-full:DisclosureOfAuditorsRemunerationExplanatory", "language": "it", "entity": "scheme:WOCMU6HCI0OJWNPRZS33", "period": "2022-01-01T00:00:00/2023-01-01T00:00:00" } }, "Tag1065": { "value": "\n
Imprese e partecipazioni rilevanti del Gruppo Enel
\n
al 31 dicembre 2022
\n
In conformit\u00e0 a quanto disposto dagli artt. 38 e 39 del de-
\n
creto legislativo n. 127/1991 e dalla Comunicazione CON-
\n
SOB n. DEM/6064293 del 28 luglio 2006, sono forniti di
\n
seguito gli elenchi delle imprese controllate da Enel SpA
\n
e a essa collegate al 31 dicembre 2022, a norma dell\u2019art.
\n
2359 del codice civile, nonch\u00e9 delle altre partecipazioni ri-
\n
levanti. Tutte le partecipazioni sono possedute a titolo di
\n
propriet\u00e0.
\n
Per ogni impresa sono indicati: la denominazione, la sede
\n
legale, il capitale sociale, la valuta in cui \u00e8 espresso, il set-
\n
tore di attivit\u00e0, il metodo di consolidamento, le societ\u00e0 del
\n
Gruppo che possiedono una partecipazione nell\u2019impresa
\n
e le rispettive percentuali di possesso e la percentuale di
\n
possesso del Gruppo.
\n
Di seguito viene riportata l\u2019illustrazione grafica associata al
\n
settore di attivit\u00e0.
\n
Settore di attivit\u00e0 Descrizione settore di attivit\u00e0
\n
Holding di Gruppo
\n
Holding di Paese
\n
Enel Green Power
\n
Generazione Termoelettrica
\n
Trading
\n
Enel Grids
\n
Enel X
\n
Mercati finali
\n
Servizi
\n
Finanziario
\n
Enel X Way
\n

\n\n
Denominazione societ\u00e0 Sede legale Nazione Capitale sociale Valuta
\n
Settore di
\n
attivit\u00e0
\n
Metodo di
\n
consolidamento Detenuta da
\n
%
\n
possesso
\n
azioni
\n
ordinarie
\n
%
\n
possesso
\n
Gruppo
\n
Controllante
\n
Enel SpA Roma IT 10.166.679.946,00 EUR Holding 100,00%
\n
Controllate
\n
25 Mile Creek Windfarm
\n
LLC
\n
Andover US 1,00 USD
\n
Integrale
\n
25RoseFarms Holdings
\n
LLC
\n
100,00% 100,00%
\n
25 Mile PPA LLC Andover US 1,00 USD
\n
Integrale
\n
EGP North America
\n
PPA LLC
\n
100,00% 100,00%
\n
25RoseFarms Holdings
\n
LLC
\n
Andover US 1,00 USD
\n
Integrale
\n
Enel Green Power
\n
25RoseFarms Holdings
\n
LLC
\n
100,00% 100,00%
\n
3SUN Srl Catania IT 1.000.000,00 EUR
\n
AFS
\n
Enel Green Power
\n
Italia Srl
\n
96,74%
\n
100,00%
\n
Enel Green Power SpA 3,26%
\n
3Sun USA LLC Andover US 1,00 USD
\n
Integrale Enel North America Inc. 100,00% 100,00%
\n
400 Manley Solar LLC Boston US - USD
\n
Integrale
\n
Enel X Project MP
\n
Holdings LLC
\n
100,00% 100,00%
\n
4814 Investments LLC Andover US - USD
\n
Integrale Tradewind Energy Inc. 100,00% 100,00%
\n
ABC Solar 11 SpA Santiago del Cile CL 1.000.000,00 CLP
\n
Integrale
\n
Enel Green Power
\n
Chile SA
\n
100,00% 64,93%
\n
ABC Solar 3 SpA Santiago del Cile CL 1.000.000,00 CLP
\n
Integrale
\n
Enel Green Power
\n
Chile SA
\n
100,00% 64,93%
\n
Ables Springs Solar LLC Andover US 1,00 USD
\n
Integrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%
\n
Ables Springs Storage
\n
LLC
\n
Andover US 1,00 USD
\n
Integrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%
\n
Abu Renewables India
\n
Private Limited
\n
Gurugram IN 100.000,00 INR
\n
Integrale
\n
Enel Green Power India
\n
Private Limited
\n
100,00% 100,00%
\n
Ace High Solar Project
\n
LLC
\n
Andover US 1,00 USD
\n
Integrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%
\n
Aced Renewables Hidden
\n
Valley (RF) (Pty) Ltd
\n
Johannesburg ZA 1.000,00 ZAR
\n
Equity
\n
Enel Green Power RSA
\n
2 (RF) (Pty) Ltd
\n
55,00% 27,50%
\n
Acefat AIE Barcellona ES 793.340,00 EUR
\n
-
\n
Edistribuci\u00f3n Redes
\n
Digitales SLU
\n
14,29% 10,02%
\n
Adams Solar PV Project
\n
Two (RF) (Pty) Ltd
\n
Johannesburg ZA 10.000.000,00 ZAR
\n
Integrale
\n
Enel Green Power
\n
South Africa (Pty) Ltd
\n
60,00% 60,00%
\n
Adria Link Srl Gorizia IT 300.297,00 EUR
\n
Equity Enel Produzione SpA 50,00% 50,00%
\n
Aferkat Wind Farm Benslimane MA 389.600,00 MAD
\n
Integrale
\n
Enel Green Power
\n
Morocco SARLAU
\n
100,00% 100,00%
\n
Agassiz Beach LLC Minneapolis US - USD
\n
Integrale
\n
Chi Minnesota Wind
\n
LLC
\n
51,00% 51,00%
\n
Agatos Green Power
\n
Trino Srl
\n
Roma IT 10.000,00 EUR
\n
Integrale
\n
Enel Green Power
\n
Solar Energy Srl
\n
100,00% 100,00%
\n
Aguil\u00f3n 20 SA Saragozza ES 2.682.000,00 EUR
\n
Integrale
\n
Enel Green Power
\n
Espa\u00f1a SLU
\n
51,00% 35,76%
\n

\n\n
Denominazione societ\u00e0 Sede legale Nazione Capitale sociale Valuta
\n
Settore di
\n
attivit\u00e0
\n
Metodo di
\n
consolidamento Detenuta da
\n
%
\n
possesso
\n
azioni
\n
ordinarie
\n
%
\n
possesso
\n
Gruppo
\n
Alba Energia Ltda Rio de Janeiro BR 16.045.169,00 BRL Integrale
\n
Enel Brasil SA 100,00%
\n
82,27%
\n
Enel Green Power
\n
Desenvolvimento Ltda
\n
0,00%
\n
Albany Solar LLC Wilmington US - USD
\n
Integrale
\n
Aurora Distributed
\n
Solar LLC
\n
100,00% 74,13%
\n
Alliance SA Managua NI 6.180.150,00 NIO
\n
- Ufinet Latam SLU 99,90% 19,48%
\n
Alpe Adria Energia Srl Udine IT 900.000,00 EUR
\n
Equity Enel Produzione SpA 50,00% 50,00%
\n
Alta Farms Azure
\n
Ranchland Holdings LLC
\n
Dover US 100,00 USD
\n
Integrale
\n
Enel Green Power
\n
North America Inc.
\n
100,00% 100,00%
\n
Alta Farms Wind Project
\n
II LLC
\n
Andover US 1,00 USD
\n
Integrale
\n
Enel Green Power
\n
25RoseFarms Holdings
\n
LLC
\n
100,00% 100,00%
\n
Alvorada Energia SA Niter\u00f3i BR 22.317.415,92 BRL
\n
Integrale Enel Brasil SA 100,00% 82,27%
\n
Ampla Energia e Servi\u00e7os
\n
SA
\n
Rio de Janeiro BR 4.138.230.386,65 BRL
\n
Integrale Enel Brasil SA 99,82% 82,12%
\n
Annandale Solar LLC Wilmington US - USD
\n
Integrale
\n
Aurora Distributed
\n
Solar LLC
\n
100,00% 74,13%
\n
Apiac\u00e1s Energia SA Rio de Janeiro BR 14.216.846,33 BRL
\n
Integrale Enel Brasil SA 100,00% 82,27%
\n
Aquilla Wind Project LLC Andover US 1,00 USD
\n
Integrale Tradewind Energy Inc. 100,00% 100,00%
\n
Aragonesa de Actividades
\n
Energ\u00e9ticas SAU
\n
Teruel ES 60.100,00 EUR
\n
Integrale Endesa Red SAU 100,00% 70,12%
\n
Aranort Desarrollos SLU Madrid ES 3.010,00 EUR
\n
Integrale
\n
Enel Green Power
\n
Espa\u00f1a SLU
\n
100,00% 70,12%
\n
Aravalli Surya (Project 1)
\n
Private Limited
\n
Gurugram IN 31.630.000,00 INR
\n
Integrale
\n
Enel Green Power India
\n
Private Limited
\n
100,00% 100,00%
\n
Arcadia Power Inc. Washington DC US - USD
\n
-
\n
Enel X North America
\n
Inc.
\n
0,14% 0,14%
\n
Arena Green Power 1 SLU Madrid ES 3.000,00 EUR
\n
Integrale Shark Power SLU 100,00% 70,12%
\n
Arena Green Power 2 SLU Madrid ES 3.000,00 EUR
\n
Integrale Shark Power SLU 100,00% 70,12%
\n
Arena Green Power 3 SLU Madrid ES 3.000,00 EUR
\n
Integrale Shark Power SLU 100,00% 70,12%
\n
Arena Green Power 4 SLU Siviglia ES 3.000,00 EUR
\n
Integrale Shark Power SLU 100,00% 70,12%
\n
Arena Green Power 5 SLU Madrid ES 3.000,00 EUR
\n
Integrale Shark Power SLU 100,00% 70,12%
\n
Arena Power Solar 11 SLU Madrid ES 3.000,00 EUR
\n
Integrale
\n
Enel Green Power
\n
Espa\u00f1a SLU
\n
100,00% 70,12%
\n
Arena Power Solar 12 SLU Madrid ES 3.000,00 EUR
\n
Integrale
\n
Enel Green Power
\n
Espa\u00f1a SLU
\n
100,00% 70,12%
\n
Arena Power Solar 13 SLU Madrid ES 3.000,00 EUR
\n
Integrale
\n
Enel Green Power
\n
Espa\u00f1a SLU
\n
100,00% 70,12%
\n
Arena Power Solar 20 SLU Siviglia ES 3.000,00 EUR
\n
Integrale
\n
Enel Green Power
\n
Espa\u00f1a SLU
\n
100,00% 70,12%
\n

\n\n
Denominazione societ\u00e0 Sede legale Nazione Capitale sociale Valuta
\n
Settore di
\n
attivit\u00e0
\n
Metodo di
\n
consolidamento Detenuta da
\n
%
\n
possesso
\n
azioni
\n
ordinarie
\n
%
\n
possesso
\n
Gruppo
\n
Arena Power Solar 33 SLU Madrid ES 3.000,00 EUR Integrale
\n
Enel Green Power
\n
Espa\u00f1a SLU
\n
100,00% 70,12%
\n
Arena Power Solar 34 SLU Madrid ES 3.000,00 EUR
\n
Integrale
\n
Enel Green Power
\n
Espa\u00f1a SLU
\n
100,00% 70,12%
\n
Arena Power Solar 35 SLU Madrid ES 3.000,00 EUR
\n
Integrale
\n
Enel Green Power
\n
Espa\u00f1a SLU
\n
100,00% 70,12%
\n
Arrow Hills Solar Project Andover US - USD
\n
Integrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%
\n
Asociaci\u00f3n Nuclear Asc\u00f3-
\n
Vandell\u00f3s II AIE
\n
Tarragona ES 19.232.400,00 EUR
\n
Proporzionale
\n
Endesa Generaci\u00f3n
\n
SAU
\n
85,41% 59,89%
\n
Ateca Renovables SL Madrid ES 3.000,00 EUR
\n
Equity
\n
Baylio Solar SLU 19,72%
\n
35,06%
\n
Dehesa de los
\n
Guadalupes Solar SLU
\n
14,93%
\n
Seguidores Solares
\n
Planta 2 SLU
\n
15,35%
\n
Athonet France SASU Parigi FR 50.000,00 EUR
\n
- Athonet Srl 100,00% 16,00%
\n
Athonet Srl Trieste IT 68.927,57 EUR
\n
- Enel X Srl 16,00% 16,00%
\n
Athonet UK Ltd
\n
Battle, East
\n
Sussex
\n
GB 250.001,00 GBP
\n
- Athonet Srl 100,00% 16,00%
\n
Athonet USA Inc. Wilmington US 1,00 USD
\n
- Athonet Srl 100,00% 16,00%
\n
Atl\u00e1ntico Photovoltaic
\n
SAS ESP
\n
Barranquilla CO 50.587.000,00 COP
\n
Integrale Enel Colombia SA ESP 100,00% 47,18%
\n
Atwater Solar LLC Wilmington US - USD
\n
Integrale
\n
Aurora Distributed
\n
Solar LLC
\n
100,00% 74,13%
\n
Aurora Distributed Solar
\n
LLC
\n
Wilmington US - USD
\n
Integrale
\n
Aurora Solar Holdings
\n
LLC
\n
74, 13 % 74 , 13 %
\n
Aurora Land Holdings LLC Wilmington US - USD
\n
Integrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%
\n
Aurora Solar Holdings LLC Wilmington US - USD
\n
Integrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%
\n
Aurora Wind Holdings LLC Andover US - USD
\n
Integrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%
\n
Aurora Wind Project LLC Andover US 1,00 USD
\n
Integrale
\n
Aurora Wind Holdings
\n
LLC
\n
100,00% 100,00%
\n
Autumn Hills LLC Wilmington US - USD
\n
Integrale
\n
Chi Minnesota Wind
\n
LLC
\n
51,00% 51,00%
\n
Autumn Waltz Wind
\n
Project LLC
\n
Andover US 1,00 USD
\n
Integrale Tradewind Energy Inc. 100,00% 100,00%
\n
Avikiran Energy India
\n
Private Limited
\n
Gurugram IN 100.000.000,00 INR
\n
Integrale
\n
Enel Green Power India
\n
Private Limited
\n
100,00% 100,00%
\n
Avikiran Solar India Private
\n
Limited
\n
Nuova Delhi IN 253.659.580,00 INR
\n
AFS
\n
Enel Green Power India
\n
Private Limited
\n
100,00% 100,00%
\n
Avikiran Surya India
\n
Private Limited
\n
Gurugram IN 200.000,00 INR
\n
Equity
\n
Enel Green Power India
\n
Private Limited
\n
51,00% 51,00%
\n
Avikiran Vayu India Private
\n
Limited
\n
Gurugram IN 100.000,00 INR
\n
Integrale
\n
Enel Green Power India
\n
Private Limited
\n
100,00% 100,00%
\n

\n\n
Denominazione societ\u00e0 Sede legale Nazione Capitale sociale Valuta
\n
Settore di
\n
attivit\u00e0
\n
Metodo di
\n
consolidamento Detenuta da
\n
%
\n
possesso
\n
azioni
\n
ordinarie
\n
%
\n
possesso
\n
Gruppo
\n
Azure Blue Jay Holdings
\n
LLC
\n
Dover US 100,00 USD
\n
Integrale
\n
Enel Green Power
\n
North America Inc.
\n
100,00% 100,00%
\n
Azure Blue Jay Solar
\n
Holdings LLC
\n
Andover US 1,00 USD
\n
Integrale
\n
Enel Green Power
\n
Azure Blue Jay Solar
\n
Holdings LLC
\n
100,00% 100,00%
\n
Azure Sky Solar Project
\n
LLC
\n
Andover US 1,00 USD
\n
Integrale
\n
Azure Blue Jay Solar
\n
Holdings LLC
\n
100,00% 100,00%
\n
Azure Sky Wind Holdings
\n
LLC
\n
Andover US - USD
\n
Integrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%
\n
Azure Sky Wind Project
\n
LLC
\n
Andover US 1,00 USD
\n
Integrale
\n
AzureRanchII Wind
\n
Holdings LLC
\n
100,00% 100,00%
\n
Azure Sky Wind Storage
\n
LLC
\n
Andover US - USD
\n
Integrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%
\n
AzureRanchII Wind
\n
Holdings LLC
\n
Andover US 1,00 USD
\n
Integrale
\n
Enel Green Power
\n
AzureRanchII Wind
\n
Holdings LLC
\n
100,00% 100,00%
\n
Baikal Enterprise SLU
\n
Palma de
\n
Mallorca
\n
ES 3.006,00 EUR
\n
Integrale
\n
Enel Green Power
\n
Espa\u00f1a SLU
\n
100,00% 70,12%
\n
Baleares Energy SLU
\n
Palma de
\n
Mallorca
\n
ES 4.509,00 EUR
\n
Integrale
\n
Enel Green Power
\n
Espa\u00f1a SLU
\n
100,00% 70,12%
\n
Barnwell County Solar
\n
Project LLC
\n
Andover US - USD
\n
Integrale Tradewind Energy Inc. 100,00% 100,00%
\n
Baylio Solar SLU Madrid ES 3.000,00 EUR
\n
Integrale
\n
Enel Green Power
\n
Espa\u00f1a SLU
\n
100,00% 70,12%
\n
Beaver Falls Water Power
\n
Company
\n
Wilmington US - USD
\n
Integrale
\n
Beaver Valley Holdings
\n
LLC
\n
67,50% 67,50%
\n
Beaver Valley Holdings
\n
LLC
\n
Wilmington US - USD
\n
Integrale
\n
Enel Green Power
\n
North America Inc.
\n
100,00% 100,00%
\n
Beijing Tecnatom Nuclear
\n
Power Safety Technology
\n
Services Company
\n
Limited
\n
Pechino CN 280.000,00 EUR
\n
Equity Tecnatom SA 100,00% 31,56%
\n
Bejaad Solar Plant Casablanca MA 10.000,00 MAD
\n
Integrale
\n
Enel Green Power
\n
Morocco SARLAU
\n
99,00%
\n
99,00%
\n
Sig.ra Riveros Perez
\n
Paula Cristina
\n
1,00%
\n
Belltail Solar Project LLC Andover US 1,00 USD
\n
Integrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%
\n
Belomechetskaya WPS Mosca RU 3.010.000,00 RUB
\n
Integrale
\n
Enel Green Power
\n
Rus Limited Liability
\n
Company
\n
100,00% 100,00%
\n
Bijou Hills Wind LLC Andover US 1,00 USD
\n
Integrale Tradewind Energy Inc. 100,00% 100,00%
\n
Bioenergy Casei Gerola Srl Roma IT 100.000,00 EUR
\n
Integrale
\n
Enel Green Power
\n
Italia Srl
\n
100,00% 100,00%
\n
Bison Meadows Storage
\n
Project LLC
\n
Andover US 1,00 USD
\n
Integrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%
\n
Bison Meadows Wind
\n
Project LLC
\n
Andover US - USD
\n
Integrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%
\n
Blair Solar I LLC Andover US 1,00 USD
\n
Integrale
\n
Brick Road Solar
\n
Holdings LLC
\n
100,00% 100,00%
\n
Blue Jay Solar I LLC Andover US 1,00 USD
\n
Integrale
\n
Azure Blue Jay Solar
\n
Holdings LLC
\n
100,00% 100,00%
\n
Blue Jay Solar II LLC Andover US 1,00 USD
\n
Integrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%
\n

\n\n
Denominazione societ\u00e0 Sede legale Nazione Capitale sociale Valuta
\n
Settore di
\n
attivit\u00e0
\n
Metodo di
\n
consolidamento Detenuta da
\n
%
\n
possesso
\n
azioni
\n
ordinarie
\n
%
\n
possesso
\n
Gruppo
\n
Blue Star Wind Project
\n
LLC
\n
Andover US 1,00 USD
\n
Integrale Tradewind Energy Inc. 100,00% 100,00%
\n
BluRe MA San Jos\u00e9 LU 7.092.970,00 EUR
\n
-
\n
Slovensk\u00e9 elektr\u00e1rne
\n
AS
\n
5,00% 1,65%
\n
Bogot\u00e1 ZE SAS Bogot\u00e0 CO 186.361.690,00 COP
\n
AFS Colombia ZE SAS 100,00% 47,18%
\n
Bold Elk Wind Limited
\n
Partnership
\n
Calgary CA 100,00 CAD
\n
Integrale
\n
Enel Alberta Wind Inc. 0,10%
\n
100,00%
\n
Enel Green Power
\n
Canada Inc.
\n
99,90%
\n
Bondia Energia Ltda Niter\u00f3i BR 2.950.888,00 BRL
\n
Integrale
\n
Enel Brasil SA 100,00%
\n
82,27%
\n
Enel Green Power
\n
Desenvolvimento Ltda
\n
0,00%
\n
Boone Stephens Solar
\n
I LLC
\n
Andover US 1,00 USD
\n
Integrale
\n
Brick Road Solar
\n
Holdings LLC
\n
100,00% 100,00%
\n
Bosa del Ebro SL Saragozza ES 3.010,00 EUR
\n
Integrale
\n
Enel Green Power
\n
Espa\u00f1a SLU
\n
51,00% 35,76%
\n
Bottom Grass Solar
\n
Project LLC
\n
Andover US - USD
\n
Integrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%
\n
Boujdour Wind Farm Casablanca MA 300.000,00 MAD
\n
Equity
\n
Nareva Enel Green
\n
Power Morocco SA
\n
90,00% 45,00%
\n
Bouldercombe Solar Farm
\n
Trust
\n
Sydney AU 10,00 AUD
\n
Integrale
\n
Enel Green Power
\n
Bouldercombe Trust
\n
100,00% 100,00%
\n
Bouldercombe Solar
\n
(Pty) Ltd
\n
Sydney AU 100,00 AUD
\n
Integrale
\n
Enel Green Power
\n
Bouldercombe Holding
\n
(Pty) Ltd
\n
100,00% 100,00%
\n
Box Canyon Energy
\n
Storage Project LLC
\n
Andover US 1,00 USD
\n
Integrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%
\n
BP Hydro Finance
\n
Partnership
\n
Salt Lake City US - USD
\n
Integrale
\n
Enel Green Power
\n
North America Inc.
\n
24,08%
\n
100,00%
\n
Enel Kansas LLC 75,92%
\n
Brandonville Solar I LLC Andover US 1,00 USD
\n
Integrale
\n
Brick Road Solar
\n
Holdings LLC
\n
100,00% 100,00%
\n
Bravo Dome Wind Project
\n
LLC
\n
Andover US 1,00 USD
\n
Integrale Tradewind Energy Inc. 100,00% 100,00%
\n
Brazatortas 220
\n
Renovables SL
\n
Madrid ES 3.000,00 EUR
\n
Equity
\n
Baylio Solar SLU 16,98%
\n
23,81%
\n
Furatena Solar 1 SLU 16,98%
\n
Brazoria West Solar
\n
Project LLC
\n
Andover US - USD
\n
Integrale Tradewind Energy Inc. 100,00% 100,00%
\n
Brazos Flat Solar Project
\n
LLC
\n
Andover US - USD
\n
Integrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%
\n
Brick Road Solar Holdings
\n
LLC
\n
Andover US 1,00 USD
\n
Integrale Tradewind Energy Inc. 100,00% 100,00%
\n
Bronco Hills Solar Project
\n
LLC
\n
Andover US 1,00 USD
\n
Integrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%
\n
Brush County Solar
\n
Project LLC
\n
Andover US - USD
\n
Integrale Tradewind Energy Inc. 100,00% 100,00%
\n
Buck Canyon Wind
\n
Project LLC
\n
Andover US 1,00 USD
\n
Integrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%
\n

\n\n
Denominazione societ\u00e0 Sede legale Nazione Capitale sociale Valuta
\n
Settore di
\n
attivit\u00e0
\n
Metodo di
\n
consolidamento Detenuta da
\n
%
\n
possesso
\n
azioni
\n
ordinarie
\n
%
\n
possesso
\n
Gruppo
\n
Buckshutem Solar I LLC Andover US 1,00 USD Integrale
\n
Brick Road Solar
\n
Holdings LLC
\n
100,00% 100,00%
\n
Buckshutem Solar II LLC Andover US 1,00 USD
\n
Integrale
\n
Brick Road Solar
\n
Holdings LLC
\n
100,00% 100,00%
\n
Buffalo Dunes Solar
\n
Project LLC
\n
Andover US 1,00 USD
\n
Integrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%
\n
Buffalo Dunes Wind
\n
Project LLC
\n
Topeka US - USD
\n
Integrale
\n
EGPNA Development
\n
Holdings LLC
\n
75,00% 75,00%
\n
Buffalo Jump LP Alberta CA 10,00 CAD
\n
Integrale
\n
Enel Alberta Wind Inc. 0,10%
\n
100,00%
\n
Enel Green Power
\n
Canada Inc.
\n
99,90%
\n
Buffalo Spirit Wind Project
\n
LLC
\n
Andover US 1,00 USD
\n
Integrale Tradewind Energy Inc. 100,00% 100,00%
\n
Bungala One Finco (Pty)
\n
Ltd
\n
Sydney AU 1.000,00 AUD
\n
AFS
\n
Bungala One Property
\n
Trust
\n
100,00% 51,00%
\n
Bungala One Operation
\n
Holding Trust
\n
Sydney AU 100,00 AUD
\n
AFS
\n
Enel Green Power
\n
Bungala (Pty) Ltd
\n
50,00% 50,00%
\n
Bungala One Operations
\n
Holding (Pty) Ltd
\n
Sydney AU 100,00 AUD
\n
AFS
\n
Enel Green Power
\n
Bungala (Pty) Ltd
\n
51,00% 51,00%
\n
Bungala One Operations
\n
(Pty) Ltd
\n
Sydney AU 1.000,00 AUD
\n
AFS
\n
Bungala One
\n
Operations Holding
\n
(Pty) Ltd
\n
100,00% 51,00%
\n
Bungala One Operations
\n
Trust
\n
Sydney AU - AUD
\n
AFS
\n
Bungala One
\n
Operations Holding
\n
(Pty) Ltd
\n
100,00% 51,00%
\n
Bungala One Property
\n
Holding (Pty) Ltd
\n
Sydney AU 100,00 AUD
\n
AFS
\n
Enel Green Power
\n
Bungala (Pty) Ltd
\n
51,00% 51,00%
\n
Bungala One Property
\n
Holding Trust
\n
Sydney AU 100,00 AUD
\n
AFS
\n
Enel Green Power
\n
Bungala (Pty) Ltd
\n
50,00% 50,00%
\n
Bungala One Property
\n
(Pty) Ltd
\n
Sydney AU 1.000,00 AUD
\n
AFS
\n
Bungala One Property
\n
Holding (Pty) Ltd
\n
100,00% 51,00%
\n
Bungala One Property
\n
Trust
\n
Sydney AU - AUD
\n
AFS
\n
Bungala One Property
\n
Holding (Pty) Ltd
\n
100,00% 51,00%
\n
Bungala Two Finco (Pty)
\n
Ltd
\n
Sydney AU - AUD
\n
AFS
\n
Bungala Two Property
\n
Trust
\n
100,00% 51,00%
\n
Bungala Two Operations
\n
Holding (Pty) Ltd
\n
Sydney AU - AUD
\n
AFS
\n
Enel Green Power
\n
Bungala (Pty) Ltd
\n
51,00% 51,00%
\n
Bungala Two Operations
\n
Holding Trust
\n
Sydney AU - AUD
\n
AFS
\n
Enel Green Power
\n
Bungala (Pty) Ltd
\n
50,00% 50,00%
\n
Bungala Two Operations
\n
(Pty) Ltd
\n
Sydney AU - AUD
\n
AFS
\n
Bungala Two
\n
Operations Holding
\n
(Pty) Ltd
\n
100,00% 51,00%
\n
Bungala Two Operations
\n
Trust
\n
Sydney AU - AUD
\n
AFS
\n
Bungala Two
\n
Operations Holding
\n
(Pty) Ltd
\n
100,00% 51,00%
\n
Bungala Two Property
\n
Holding (Pty) Ltd
\n
Sydney AU - AUD
\n
AFS
\n
Enel Green Power
\n
Bungala (Pty) Ltd
\n
51,00% 51,00%
\n
Bungala Two Property
\n
Holding Trust
\n
Sydney AU - AUD
\n
AFS
\n
Enel Green Power
\n
Bungala (Pty) Ltd
\n
50,00% 50,00%
\n
Bungala Two Property
\n
(Pty) Ltd
\n
Sydney AU - AUD
\n
AFS
\n
Bungala Two Property
\n
Holding (Pty) Ltd
\n
100,00% 51,00%
\n

\n\n
Denominazione societ\u00e0 Sede legale Nazione Capitale sociale Valuta
\n
Settore di
\n
attivit\u00e0
\n
Metodo di
\n
consolidamento Detenuta da
\n
%
\n
possesso
\n
azioni
\n
ordinarie
\n
%
\n
possesso
\n
Gruppo
\n
Bungala Two Property
\n
Trust
\n
Sydney AU 1,00 AUD
\n
AFS
\n
Bungala Two Property
\n
Holding (Pty) Ltd
\n
100,00% 51,00%
\n
Burgundy Spruce Solar LP Calgary CA 100,00 CAD
\n
Integrale
\n
Enel Alberta Solar Inc. 0,10%
\n
100,00%
\n
Enel Green Power
\n
Canada Inc.
\n
99,90%
\n
Business Venture
\n
Investments 1468 (Pty) Ltd
\n
Johannesburg ZA 100,00 ZAR
\n
Integrale
\n
Enel Green Power
\n
South Africa (Pty) Ltd
\n
100,00% 100,00%
\n
Butterfly Meadows Solar
\n
Project LLC
\n
Andover US - USD
\n
Integrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%
\n
C&C Castelvetere Srl Roma IT 100.000,00 EUR
\n
Integrale
\n
Enel Green Power
\n
Italia Srl
\n
100,00% 100,00%
\n
C&C Uno Energy Srl Roma IT 118.000,00 EUR
\n
Integrale
\n
Enel Green Power
\n
Italia Srl
\n
100,00% 100,00%
\n
Cactus Mesa Solar Project
\n
LLC
\n
Andover US 1,00 USD
\n
Integrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%
\n
Campos Promotores
\n
Renovables SL
\n
Elche ES 3.000,00 EUR
\n
Equity
\n
Enel Green Power
\n
Espa\u00f1a SLU
\n
25,30% 17,74%
\n
Canastota Wind Power
\n
LLC
\n
Andover US - USD
\n
Integrale
\n
Fenner Wind Holdings
\n
LLC
\n
100,00% 100,00%
\n
Caney River Wind Project
\n
LLC
\n
Overland Park US - USD
\n
Equity Rocky Caney Wind LLC 100,00% 10,00%
\n
Canyon Top Energy
\n
Storage Project LLC
\n
Andover US 1,00 USD
\n
Integrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%
\n
Castle Rock Ridge Limited
\n
Partnership
\n
Alberta CA - CAD
\n
Integrale
\n
Enel Alberta Wind Inc. 0,10%
\n
100,00%
\n
Enel Green Power
\n
Canada Inc.
\n
99,90%
\n
Catalana d\u2019Iniciatives
\n
SCR SA
\n
Barcellona ES 30.862.800,00 EUR
\n
- Endesa Red SAU 0,94% 0,66%
\n
Cattle Drive Wind Project
\n
LLC
\n
Andover US 1,00 USD
\n
Integrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%
\n
CCP.RO Bucharest SA Bucarest RO 79.800.000,00 RON
\n
- Enel Romania SA 9,52% 9,52%
\n
Cdec - Sic Ltda Santiago del Cile CL 709.783.206,00 CLP
\n
-
\n
Enel Green Power
\n
Chile SA
\n
6,00% 3,90%
\n
Cedar Run Wind Project
\n
LLC
\n
Andover US 1,00 USD
\n
Integrale Tradewind Energy Inc. 100,00% 100,00%
\n
Central Dock Sud SA Buenos Aires AR 1.231.270.567,54 ARS
\n
AFS
\n
Enel Argentina SA 0,24%
\n
33,94%
\n
Inversora Dock Sud SA 71,78%
\n
Central Geradora
\n
Fotovoltaica Bom Nome
\n
Ltda
\n
Salvador BR 4.979.739,00 BRL
\n
Integrale
\n
Enel Brasil SA 100,00%
\n
82,27%
\n
Enel Green Power
\n
Desenvolvimento Ltda
\n
0,00%
\n
Central Geradora
\n
Fotovoltaica S\u00e3o
\n
Francisco Ltda
\n
Niter\u00f3i BR 268.128.917,00 BRL
\n
Integrale
\n
Enel Brasil SA 0,00%
\n
82,27%
\n
Enel X Brasil SA 100,00%
\n
Central Hidr\u00e1ulica G\u00fcejar-
\n
Sierra SL
\n
Siviglia ES 364.213,34 EUR
\n
Equity
\n
Enel Green Power
\n
Espa\u00f1a SLU
\n
33,30% 23,35%
\n

\n\n
Denominazione societ\u00e0 Sede legale Nazione Capitale sociale Valuta
\n
Settore di
\n
attivit\u00e0
\n
Metodo di
\n
consolidamento Detenuta da
\n
%
\n
possesso
\n
azioni
\n
ordinarie
\n
%
\n
possesso
\n
Gruppo
\n
Central T\u00e9rmica de
\n
Anllares AIE
\n
Madrid ES 595.000,00 EUR
\n
Equity
\n
Endesa Generaci\u00f3n
\n
SAU
\n
33,33% 23,37%
\n
Central Vuelta de
\n
Obligado SA
\n
Buenos Aires AR 500.000,00 ARS
\n
Equity
\n
Central Dock Sud SA 6,40%
\n
20,93%
\n
Enel Generaci\u00f3n
\n
Costanera SA
\n
1,30%
\n
Enel Generaci\u00f3n El
\n
Choc\u00f3n SA
\n
33,20%
\n
Centrales Nucleares
\n
Almaraz-Trillo AIE
\n
Madrid ES - EUR
\n
Equity
\n
Endesa Generaci\u00f3n
\n
SAU
\n
24,18% 16,95%
\n
Centrum Pre Vedu A
\n
Vyskum SRO
\n
Kaln\u00e1 Nad
\n
Hronom
\n
SK 6.639,00 EUR
\n
Equity
\n
Slovensk\u00e9 elektr\u00e1rne
\n
AS
\n
100,00% 33,00%
\n
CES 1 Private Company Atene GR 500,00 EUR
\n
Discontinued
\n
operation
\n
Enel Green Power
\n
Hellas SA
\n
0,20% 0,20%
\n
CES 2 Private Company Atene GR 501,00 EUR
\n
Discontinued
\n
operation
\n
Enel Green Power
\n
Hellas SA
\n
0,20% 0,20%
\n
CES 3 Private Company Atene GR 501,00 EUR
\n
Discontinued
\n
operation
\n
Enel Green Power
\n
Hellas SA
\n
0,20% 0,20%
\n
CES 4 Private Company Atene GR 501,00 EUR
\n
Discontinued
\n
operation
\n
Enel Green Power
\n
Hellas SA
\n
0,20% 0,20%
\n
CES 5 Private Company Atene GR 501,00 EUR
\n
Discontinued
\n
operation
\n
Enel Green Power
\n
Hellas SA
\n
0,20% 0,20%
\n
CES 6 Private Company Atene GR 501,00 EUR
\n
Discontinued
\n
operation
\n
Enel Green Power
\n
Hellas SA
\n
0,20% 0,20%
\n
CES 7 Private Company Atene GR 501,00 EUR
\n
Discontinued
\n
operation
\n
Enel Green Power
\n
Hellas SA
\n
0,20% 0,20%
\n
CES 8 Private Company Atene GR 501,00 EUR
\n
Discontinued
\n
operation
\n
Enel Green Power
\n
Hellas SA
\n
0,20% 0,20%
\n
CESI - Centro
\n
Elettrotecnico
\n
Sperimentale Italiano
\n
Giacinto Motta SpA
\n
Milano IT 8.550.000,00 EUR
\n
Equity Enel SpA 42,70% 42,70%
\n
Champagne Storage LLC Wilmington US 1,00 USD
\n
Integrale
\n
Enel Energy Storage
\n
Holdings LLC (ex
\n
EGP Energy Storage
\n
Holdings LLC)
\n
100,00% 100,00%
\n
Checkerboard Plains
\n
Solar Project Limited
\n
Partnership
\n
Calgary CA - CAD
\n
Integrale
\n
Enel Alberta Solar Inc. 0,10%
\n
100,00%
\n
Enel Green Power
\n
Canada Inc.
\n
99,90%
\n
Cheyenne Ridge II Wind
\n
Project LLC
\n
Andover US 1,00 USD
\n
Integrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%
\n
Cheyenne Ridge Wind
\n
Project LLC
\n
Andover US 1,00 USD
\n
Integrale Tradewind Energy Inc. 100,00% 100,00%
\n
Chi Black River LLC Wilmington US - USD
\n
Integrale
\n
Enel Green Power
\n
North America Inc.
\n
100,00% 100,00%
\n
Chi Minnesota Wind LLC Wilmington US - USD
\n
Integrale
\n
Enel Green Power
\n
North America Inc.
\n
100,00% 100,00%
\n
Chi Operations Inc. Andover US 100,00 USD
\n
Integrale
\n
Enel Green Power
\n
North America Inc.
\n
100,00% 100,00%
\n
Chi Power Inc. Naples US 100,00 USD
\n
Integrale
\n
Enel Green Power
\n
North America Inc.
\n
100,00% 100,00%
\n
Chi Power Marketing Inc. Wilmington US 100,00 USD
\n
Integrale
\n
Enel Green Power
\n
North America Inc.
\n
100,00% 100,00%
\n

\n\n
Denominazione societ\u00e0 Sede legale Nazione Capitale sociale Valuta
\n
Settore di
\n
attivit\u00e0
\n
Metodo di
\n
consolidamento Detenuta da
\n
%
\n
possesso
\n
azioni
\n
ordinarie
\n
%
\n
possesso
\n
Gruppo
\n
Chi West LLC San Francisco US 100,00 USD Integrale
\n
Enel Green Power
\n
North America Inc.
\n
100,00% 100,00%
\n
Chinango SAC San Miguel PE 295.249.298,00 PEN
\n
Integrale
\n
Enel Generaci\u00f3n Per\u00fa
\n
SAA
\n
80,00% 55,02%
\n
Chisago Solar LLC Wilmington US - USD
\n
Integrale
\n
Aurora Distributed
\n
Solar LLC
\n
100,00% 74,13%
\n
Chisholm View II Holding
\n
LLC
\n
Wilmington US - USD
\n
Integrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%
\n
Chisholm View Wind
\n
Project II LLC
\n
Wilmington US - USD
\n
Integrale
\n
Chisholm View II
\n
Holding LLC
\n
62,79% 62,79%
\n
Chisholm View Wind
\n
Project LLC
\n
New York US - USD
\n
Equity
\n
EGPNA REP Wind
\n
Holdings LLC
\n
100,00% 10,00%
\n
Cimarron Bend Assets
\n
LLC
\n
Wilmington US - USD
\n
Integrale
\n
Cimarron Bend Wind
\n
Project I LLC
\n
49,00%
\n
100,00%
\n
Cimarron Bend Wind
\n
Project II LLC
\n
49,00%
\n
Cimarron Bend Wind
\n
Project III LLC
\n
1,00%
\n
Enel Kansas LLC 1,00%
\n
Cimarron Bend III HoldCo
\n
LLC
\n
Andover US 1,00 USD
\n
Integrale
\n
Enel Green Power
\n
Cimarron Bend Wind
\n
Holdings III LLC
\n
100,00% 100,00%
\n
Cimarron Bend Solar
\n
Project LLC
\n
Andover US 1,00 USD
\n
Integrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%
\n
Cimarron Bend Wind
\n
Holdings I LLC
\n
Wilmington US - USD
\n
Integrale
\n
Cimarron Bend Wind
\n
Holdings II LLC
\n
100,00% 100,00%
\n
Cimarron Bend Wind
\n
Holdings II LLC
\n
Dover US 100,00 USD
\n
Integrale
\n
Cimarron Bend Wind
\n
Holdings LLC
\n
100,00% 100,00%
\n
Cimarron Bend Wind
\n
Holdings III LLC
\n
Andover US - USD
\n
Integrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%
\n
Cimarron Bend Wind
\n
Holdings LLC
\n
Wilmington US - USD
\n
Integrale
\n
Enel Green Power
\n
North America Inc.
\n
100,00% 100,00%
\n
Cimarron Bend Wind
\n
Project I LLC
\n
Wilmington US - USD
\n
Integrale
\n
Cimarron Bend Wind
\n
Holdings I LLC
\n
100,00% 100,00%
\n
Cimarron Bend Wind
\n
Project II LLC
\n
Wilmington US - USD
\n
Integrale
\n
Cimarron Bend Wind
\n
Holdings I LLC
\n
100,00% 100,00%
\n
Cimarron Bend Wind
\n
Project III LLC
\n
Wilmington US - USD
\n
Integrale
\n
Cimarron Bend Wind
\n
Holdings III LLC
\n
100,00% 100,00%
\n
Cinch Top Solar Project
\n
LLC
\n
Andover US 1,00 USD
\n
Integrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%
\n
Cipher Solar Project LLC Andover US 1,00 USD
\n
Integrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%
\n
CityPoste Payment
\n
Digital Srl
\n
Teramo IT 10.000,00 EUR
\n
Equity
\n
CityPoste Payment
\n
SpA
\n
100,00% 50,00%
\n
CityPoste Payment SpA Teramo IT - EUR
\n
Equity Mooney Group SpA 100,00% 50,00%
\n
Clear Sky Wind Project
\n
LLC
\n
Andover US 1,00 USD
\n
Integrale Tradewind Energy Inc. 100,00% 100,00%
\n
Clinton Farms Battery
\n
Project LLC
\n
Andover US 1,00 USD
\n
Integrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%
\n
Clinton Farms Wind
\n
Project LLC
\n
Andover US 1,00 USD
\n
Integrale Tradewind Energy Inc. 100,00% 100,00%
\n

\n\n
Denominazione societ\u00e0 Sede legale Nazione Capitale sociale Valuta
\n
Settore di
\n
attivit\u00e0
\n
Metodo di
\n
consolidamento Detenuta da
\n
%
\n
possesso
\n
azioni
\n
ordinarie
\n
%
\n
possesso
\n
Gruppo
\n
Cloudwalker Wind Project
\n
LLC
\n
Andover US 1,00 USD
\n
Integrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%
\n
Cogein Sannio Srl Roma IT 10.000,00 EUR
\n
Integrale
\n
Enel Green Power
\n
Italia Srl
\n
100,00% 100,00%
\n
Cogeneraci\u00f3n El Salto SL
\n
in liquidazione
\n
Saragozza ES 36.060,73 EUR
\n
Equity
\n
Enel Green Power
\n
Espa\u00f1a SLU
\n
20,00% 14,02%
\n
Cogenio Iberia SL Madrid ES 2.874.621,80 EUR
\n
Equity Endesa X Servicios SLU 20,00% 14,02%
\n
Cogenio Srl Roma IT 2.310.000,00 EUR
\n
Equity Enel X Italia Srl 20,00% 20,00%
\n
Cohuna Solar Farm
\n
(Pty) Ltd
\n
Sydney AU 100,00 AUD
\n
AFS
\n
Enel Green Power
\n
Cohuna Holdings
\n
(Pty) Ltd
\n
100,00% 100,00%
\n
Cohuna Solar Farm Trust Sydney AU 1,00 AUD
\n
AFS
\n
Enel Green Power
\n
Cohuna Trust
\n
100,00% 100,00%
\n
Colombia ZE SAS Bogot\u00e0 CO 5.503.986.000,00 COP
\n
AFS Enel Colombia SA ESP 100,00% 47,18%
\n
Comanche Crest Ranch
\n
LLC
\n
Andover US 1,00 USD
\n
Integrale Tradewind Energy Inc. 100,00% 100,00%
\n
Comercializadora
\n
El\u00e9ctrica de C\u00e1diz SA
\n
Cadice ES 600.000,00 EUR
\n
Equity Endesa Red SAU 33,50% 23,49%
\n
Compagnia Porto di
\n
Civitavecchia SpA in
\n
liquidazione
\n
Roma IT 14.730.800,00 EUR
\n
Equity Enel Produzione SpA 25,00% 25,00%
\n
Companhia Energ\u00e9tica do
\n
Cear\u00e1 - Coelce
\n
Fortaleza BR 1.085.346.885,76 BRL
\n
Integrale Enel Brasil SA 74,05% 60,92%
\n
Compa\u00f1\u00eda de Trasmisi\u00f3n
\n
del Mercosur SA - CTM
\n
Buenos Aires AR 2.025.191.313,00 ARS
\n
Integrale
\n
Enel Brasil SA 74,15%
\n
82,27%Enel CIEN SA 25,85%
\n
Enel SpA 0,00%
\n
Compa\u00f1\u00eda Energ\u00e9tica
\n
Veracruz SAC
\n
San Miguel PE 2.886.000,00 PEN
\n
Integrale Enel Per\u00fa SAC 100,00% 82,27%
\n
Compa\u00f1\u00eda E\u00f3lica Tierras
\n
Altas SA
\n
Soria ES 13.222.000,00 EUR
\n
Equity
\n
Compa\u00f1\u00eda E\u00f3lica
\n
Tierras Altas SA
\n
5,00%
\n
26,29%
\n
Enel Green Power
\n
Espa\u00f1a SLU
\n
35,63%
\n
Compass Rose Solar
\n
Project LLC
\n
Andover US 1,00 USD
\n
Integrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%
\n
Concert Srl Roma IT 10.000,00 EUR
\n
Integrale Enel Green Power SpA 100,00% 100,00%
\n
Concho Solar I LLC Andover US 1,00 USD
\n
Integrale Tradewind Energy Inc. 100,00% 100,00%
\n
Concord Vine Solar
\n
Project LLC
\n
Andover US 1,00 USD
\n
Integrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%
\n
Consolidated Hydro
\n
Southeast LLC
\n
Wilmington US - USD
\n
Integrale
\n
Enel Green Power
\n
North America Inc.
\n
100,00% 100,00%
\n
Consolidated Pumped
\n
Storage Inc.
\n
Wilmington US 550.000,00 USD
\n
Integrale
\n
Enel Green Power
\n
North America Inc.
\n
81,83% 81,83%
\n
Conza Green Energy Srl Roma IT 73.000,00 EUR
\n
Integrale
\n
Enel Green Power
\n
Italia Srl
\n
100,00% 100,00%
\n
Copper Landing Solar
\n
Project LLC
\n
Andover US - USD
\n
Integrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%
\n
Corporaci\u00f3n Empresarial
\n
de Extremadura SA
\n
Badajoz ES 44.538.000,00 EUR
\n
- Endesa SA 1,01% 0,71%
\n

\n\n
Denominazione societ\u00e0 Sede legale Nazione Capitale sociale Valuta
\n
Settore di
\n
attivit\u00e0
\n
Metodo di
\n
consolidamento Detenuta da
\n
%
\n
possesso
\n
azioni
\n
ordinarie
\n
%
\n
possesso
\n
Gruppo
\n
Corporaci\u00f3n E\u00f3lica de
\n
Zaragoza SL
\n
La Puebla de
\n
Alfinden
\n
ES 271.652,00 EUR
\n
Equity
\n
Enel Green Power
\n
Espa\u00f1a SLU
\n
25,00% 17,53%
\n
Country Roads Solar
\n
Project LLC
\n
Andover US 1,00 USD
\n
Integrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%
\n
Cow Creek Wind Project
\n
LLC
\n
Andover US 1,00 USD
\n
Integrale Tradewind Energy Inc. 100,00% 100,00%
\n
Cr\u00e9dito F\u00e1cil Codensa
\n
SA Compa\u00f1\u00eda de
\n
Financiamiento
\n
Bogot\u00e0 CO 32.000.000.000,00 COP
\n
Equity
\n
Colombia ZE SAS 0,00%
\n
23,12%Enel Colombia SA ESP 48,99%
\n
Enel X Colombia SAS
\n
ESP
\n
0,00%
\n
Crockett Solar I LLC Andover US 1,00 USD
\n
Integrale Tradewind Energy Inc. 100,00% 100,00%
\n
Cross Trails Energy
\n
Storage Project LLC
\n
Andover US - USD
\n
Integrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%
\n
Cross Trails GESS LLC Andover US 1,00 USD
\n
Integrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%
\n
Dairy Meadows Wind
\n
Project LLC
\n
Andover US 1,00 USD
\n
Integrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%
\n
Daisy Patch Solar Project
\n
LLC
\n
Andover US - USD
\n
Integrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%
\n
Danax Energy (Pty) Ltd Sandton ZA 100,00 ZAR
\n
Integrale
\n
Enel Green Power
\n
South Africa (Pty) Ltd
\n
100,00% 100,00%
\n
Dappled Colt Storage
\n
Project Limited
\n
Partnership
\n
Calgary CA - CAD
\n
Integrale
\n
Enel Alberta Storage
\n
Inc.
\n
0,10%
\n
100,00%
\n
Enel Green Power
\n
Canada Inc.
\n
99,90%
\n
Dara Solar Investment Srl Bucarest RO 14.392.400,00 RON
\n
Discontinued
\n
operation
\n
Enel Green Power
\n
Romania Srl
\n
100,00% 100,00%
\n
Dauphin Solar I LLC Andover US 1,00 USD
\n
Integrale
\n
Brick Road Solar
\n
Holdings LLC
\n
100,00% 100,00%
\n
De Rock Int\u2019l Srl Bucarest RO 5.629.000,00 RON
\n
Discontinued
\n
operation
\n
Enel Green Power
\n
Romania Srl
\n
100,00%
\n
100,00%
\n
Enel Green Power SpA 0,00%
\n
Decimalfigure -
\n
Unipessoal Ltda
\n
Pego PT 2.000,00 EUR
\n
Equity
\n
Tejo Energia
\n
- Produ\u00e7\u00e3o e
\n
Distribui\u00e7\u00e3o de Energia
\n
El\u00e9ctrica SA
\n
100,00% 30,68%
\n
Dehesa de los Guadalupes
\n
Solar SLU
\n
Siviglia ES 3.000,00 EUR
\n
Integrale
\n
Enel Green Power
\n
Espa\u00f1a SLU
\n
100,00% 70,12%
\n
Dehesa PV Farm 03 SLU Madrid ES 3.000,00 EUR
\n
Integrale
\n
Enel Green Power
\n
Espa\u00f1a SLU
\n
100,00% 70,12%
\n
Dehesa PV Farm 04 SLU Madrid ES 3.000,00 EUR
\n
Integrale
\n
Enel Green Power
\n
Espa\u00f1a SLU
\n
100,00% 70,12%
\n
Derivex SA Bogot\u00e0 CO 715.292.000,00 COP
\n
- Enel Colombia SA ESP 5,00% 2,36%
\n
Desarrollo de Fuerzas
\n
Renovables S de RL de Cv
\n
Citt\u00e0 del Messico MX 33.101.350,00 MXN
\n
Integrale
\n
Enel Green Power
\n
M\u00e9xico S de RL de Cv
\n
99,99%
\n
100,00%
\n
Kino Facilities Manager
\n
SA de Cv
\n
0,01%
\n
Desert Willow Solar
\n
Project LLC
\n
Andover US 1,00 USD
\n
Integrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%
\n

\n\n
Denominazione societ\u00e0 Sede legale Nazione Capitale sociale Valuta
\n
Settore di
\n
attivit\u00e0
\n
Metodo di
\n
consolidamento Detenuta da
\n
%
\n
possesso
\n
azioni
\n
ordinarie
\n
%
\n
possesso
\n
Gruppo
\n
DI.T.N.E. - Distretto
\n
Tecnologico Nazionale
\n
sull\u2019Energia \u2013
\n
Societ\u00e0 Consortile a
\n
Responsabilit\u00e0 Limitata
\n
Roma IT 444.206,61 EUR
\n
- Enel Produzione SpA 1,73% 1,73%
\n
Diamond Vista Holdings
\n
LLC
\n
Wilmington US 1,00 USD
\n
Integrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%
\n
Diamond Vista Solar
\n
Project LLC
\n
Andover US 1,00 USD
\n
Integrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%
\n
Dispatch Renewable
\n
Energy Societe Anonyme
\n
Heraklion, Creta GR 440.000,00 EUR
\n
Discontinued
\n
operation
\n
Enel Green Power
\n
Hellas SA
\n
0,00% 0,00%
\n
Distribuidora de Energ\u00eda
\n
El\u00e9ctrica del Bages SA
\n
Barcellona ES 108.240,00 EUR
\n
Integrale
\n
Endesa Red SAU 55,00%
\n
70,12%
\n
Hidroel\u00e9ctrica de
\n
Catalunya SLU
\n
45,00%
\n
Distribuidora El\u00e9ctrica del
\n
Puerto de la Cruz SAU
\n
Santa Cruz de
\n
Tenerife
\n
ES 12.621.210,00 EUR
\n
Integrale Endesa Red SAU 100,00% 70,12%
\n
Distrilec Inversora SA Buenos Aires AR 497.612.021,00 ARS
\n
Integrale Enel Am\u00e9ricas SA 51,50% 42,37%
\n
Dodge Center Distributed
\n
Solar LLC
\n
Wilmington US - USD
\n
Integrale
\n
Aurora Distributed
\n
Solar LLC
\n
100,00% 74,13%
\n
Dolores Wind SA de Cv Citt\u00e0 del Messico MX 200,00 MXN
\n
Integrale
\n
Enel Green Power
\n
M\u00e9xico S de RL de Cv
\n
0,50%
\n
100,00%
\n
Enel Rinnovabile SA
\n
de Cv
\n
99,50%
\n
Dominica Energ\u00eda Limpia
\n
SA de Cv
\n
Citt\u00e0 del Messico MX 2.070.600.646,00 MXN
\n
Equity
\n
Tenedora de Energ\u00eda
\n
Renovable Sol y Viento
\n
SAPI de Cv
\n
60,80% 20,00%
\n
Dorset Ridge Wind
\n
Project LLC
\n
Andover US 1,00 USD
\n
Integrale Tradewind Energy Inc. 100,00% 100,00%
\n
Dover Solar I LLC Andover US - USD
\n
Integrale Tradewind Energy Inc. 100,00% 100,00%
\n
Dragonfly Fields Solar
\n
Project LLC
\n
Andover US - USD
\n
Integrale Tradewind Energy Inc. 100,00% 100,00%
\n
Drift Sand Wind Holdings
\n
LLC
\n
Wilmington US - USD
\n
Equity Enel Kansas LLC 50,00% 50,00%
\n
Drift Sand Wind Project
\n
LLC
\n
Wilmington US - USD
\n
Equity
\n
Drift Sand Wind
\n
Holdings LLC
\n
100,00% 50,00%
\n
Dwarka Vayu 1 Private
\n
Limited
\n
Gurgaon IN 100.000,00 INR
\n
Integrale
\n
Enel Green Power India
\n
Private Limited
\n
100,00% 100,00%
\n
E.S.CO. Comuni Srl Bergamo IT 1.000.000,00 EUR
\n
Integrale Enel X Italia Srl 60,00% 60,00%
\n
Earthly Reflections Solar
\n
Project LLC
\n
Andover US 1,00 USD
\n
Integrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%
\n
Eastwood Solar LLC Wilmington US - USD
\n
Integrale
\n
Aurora Distributed
\n
Solar LLC
\n
100,00% 74,13%
\n
Ebenezer Solar I LLC Andover US 1,00 USD
\n
Integrale
\n
Brick Road Solar
\n
Holdings LLC
\n
100,00% 100,00%
\n
Ecosolar2 Private
\n
Company
\n
Grevena GR 1.000,00 EUR
\n
Discontinued
\n
operation
\n
Enel Green Power
\n
Hellas SA
\n
0,10% 0,10%
\n
Edgartown Depot Solar
\n
1 LLC
\n
Boston US - USD
\n
Integrale
\n
Enel X MA Holdings
\n
LLC
\n
100,00% 100,00%
\n
Edistribuci\u00f3n Redes
\n
Digitales SLU
\n
Madrid ES 1.204.540.060,00 EUR
\n
Integrale Endesa Red SAU 100,00% 70,12%
\n

\n\n
Denominazione societ\u00e0 Sede legale Nazione Capitale sociale Valuta
\n
Settore di
\n
attivit\u00e0
\n
Metodo di
\n
consolidamento Detenuta da
\n
%
\n
possesso
\n
azioni
\n
ordinarie
\n
%
\n
possesso
\n
Gruppo
\n
E-Distribu\u0163ie Banat SA Timisoara RO 382.158.580,00 RON
\n
Discontinued
\n
operation
\n
Enel SpA 51,00% 51,00%
\n
E-Distribu\u0163ie Dobrogea SA Constan\u0163a RO 280.285.560,00 RON
\n
Discontinued
\n
operation
\n
Enel SpA 51,00% 51,00%
\n
E-Distribu\u0163ie Muntenia SA Bucarest RO 271.635.250,00 RON
\n
Discontinued
\n
operation
\n
Enel SpA 78,00% 78,00%
\n
e-distribuzione SpA Roma IT 2.600.000.000,00 EUR
\n
Integrale Enel Italia SpA 100,00% 100,00%
\n
EF Divesture LLC Andover US 1,00 USD
\n
Integrale Tradewind Energy Inc. 100,00% 100,00%
\n
Efficientya Srl Bergamo IT 100.000,00 EUR
\n
Equity Enel X Italia Srl 50,00% 50,00%
\n
EGP Australia (Pty) Ltd Sydney AU 10.000,00 AUD
\n
AFS
\n
Enel Green Power
\n
Australia (Pty) Ltd
\n
100,00% 100,00%
\n
EGP Bioenergy Srl Roma IT 1.000.000,00 EUR
\n
Integrale
\n
Enel Green Power
\n
Puglia Srl
\n
100,00% 100,00%
\n
EGP fotovoltaica La Loma
\n
SAS in liquidazione
\n
Bogot\u00e0 CO 8.000.000,00 COP
\n
Integrale Enel Colombia SA ESP 100,00% 47,18%
\n
EGP Geronimo Holding
\n
Company Inc.
\n
Wilmington US 1.000,00 USD
\n
Integrale
\n
Enel Green Power
\n
North America Inc.
\n
100,00% 100,00%
\n
EGP HoldCo 1 LLC Andover US - USD
\n
Integrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%
\n
EGP HoldCo 10 LLC Andover US - USD
\n
Integrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%
\n
EGP HoldCo 11 LLC Andover US - USD
\n
Integrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%
\n
EGP HoldCo 12 LLC Andover US - USD
\n
Integrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%
\n
EGP HoldCo 13 LLC Andover US - USD
\n
Integrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%
\n
EGP HoldCo 14 LLC Andover US - USD
\n
Integrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%
\n
EGP HoldCo 15 LLC Andover US - USD
\n
Integrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%
\n
EGP HoldCo 16 LLC Andover US - USD
\n
Integrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%
\n
EGP HoldCo 17 LLC Andover US - USD
\n
Integrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%
\n
EGP HoldCo 18 LLC Andover US - USD
\n
Integrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%
\n
EGP HoldCo 2 LLC Andover US - USD
\n
Integrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%
\n
EGP HoldCo 3 LLC Andover US - USD
\n
Integrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%
\n
EGP HoldCo 4 LLC Andover US - USD
\n
Integrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%
\n
EGP HoldCo 5 LLC Andover US - USD
\n
Integrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%
\n
EGP HoldCo 6 LLC Andover US - USD
\n
Integrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%
\n

\n\n
Denominazione societ\u00e0 Sede legale Nazione Capitale sociale Valuta
\n
Settore di
\n
attivit\u00e0
\n
Metodo di
\n
consolidamento Detenuta da
\n
%
\n
possesso
\n
azioni
\n
ordinarie
\n
%
\n
possesso
\n
Gruppo
\n
EGP HoldCo 7 LLC Andover US - USD Integrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%
\n
EGP HoldCo 8 LLC Andover US - USD
\n
Integrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%
\n
EGP HoldCo 9 LLC Andover US - USD
\n
Integrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%
\n
EGP Magdalena Solar SA
\n
de Cv
\n
Citt\u00e0 del Messico MX 691.771.740,00 MXN
\n
Integrale
\n
Enel Rinnovabile SA
\n
de Cv
\n
99,00%
\n
100,00%
\n
Hidroelectricidad del
\n
Pac\u00edfico S de RL de Cv
\n
1,00%
\n
EGP Matimba NewCo 1 Srl Roma IT 10.000,00 EUR
\n
Equity Enel Green Power SpA 50,00% 50,00%
\n
EGP Matimba NewCo 2 Srl Roma IT 10.000,00 EUR
\n
Integrale Enel Green Power SpA 100,00% 100,00%
\n
EGP Nevada Power LLC Wilmington US - USD
\n
Integrale
\n
Enel Green Power
\n
North America Inc.
\n
100,00% 100,00%
\n
EGP North America PPA
\n
LLC
\n
Andover US 1,00 USD
\n
Integrale
\n
Enel Green Power
\n
North America Inc.
\n
100,00% 100,00%
\n
EGP Salt Wells Solar LLC Wilmington US - USD
\n
Integrale
\n
Enel Green Power
\n
North America Inc.
\n
100,00% 100,00%
\n
EGP San Leandro
\n
Microgrid I LLC
\n
Wilmington US - USD
\n
Integrale
\n
Enel Green Power
\n
North America Inc.
\n
100,00% 100,00%
\n
EGP Solar Services LLC Andover US - USD
\n
Integrale Tradewind Energy Inc. 100,00% 100,00%
\n
EGP Stillwater Solar LLC Wilmington US - USD
\n
Integrale Enel Stillwater LLC 100,00% 100,00%
\n
EGP Stillwater Solar PV
\n
II LLC
\n
Wilmington US 1,00 USD
\n
Integrale
\n
Stillwater Woods Hill
\n
Holdings LLC
\n
100,00% 100,00%
\n
EGP Timber Hills Project
\n
LLC
\n
Los Angeles US - USD
\n
Integrale
\n
Padoma Wind Power
\n
LLC
\n
100,00% 100,00%
\n
EGPNA 2020 HoldCo
\n
1 LLC
\n
Andover US 1,00 USD
\n
Integrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%
\n
EGPNA 2020 HoldCo
\n
10 LLC
\n
Andover US 1,00 USD
\n
Integrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%
\n
EGPNA 2020 HoldCo
\n
11 LLC
\n
Andover US 1,00 USD
\n
Integrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%
\n
EGPNA 2020 HoldCo
\n
12 LLC
\n
Andover US 1,00 USD
\n
Integrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%
\n
EGPNA 2020 HoldCo
\n
13 LLC
\n
Andover US 1,00 USD
\n
Integrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%
\n
EGPNA 2020 HoldCo
\n
14 LLC
\n
Andover US 1,00 USD
\n
Integrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%
\n
EGPNA 2020 HoldCo
\n
15 LLC
\n
Andover US 1,00 USD
\n
Integrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%
\n
EGPNA 2020 HoldCo
\n
16 LLC
\n
Andover US 1,00 USD
\n
Integrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%
\n
EGPNA 2020 HoldCo
\n
17 LLC
\n
Andover US 1,00 USD
\n
Integrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%
\n
EGPNA 2020 HoldCo
\n
18 LLC
\n
Andover US 1,00 USD
\n
Integrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%
\n

\n\n
Denominazione societ\u00e0 Sede legale Nazione Capitale sociale Valuta
\n
Settore di
\n
attivit\u00e0
\n
Metodo di
\n
consolidamento Detenuta da
\n
%
\n
possesso
\n
azioni
\n
ordinarie
\n
%
\n
possesso
\n
Gruppo
\n
EGPNA 2020 HoldCo
\n
19 LLC
\n
Andover US 1,00 USD
\n
Integrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%
\n
EGPNA 2020 HoldCo
\n
2 LLC
\n
Andover US 1,00 USD
\n
Integrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%
\n
EGPNA 2020 HoldCo
\n
20 LLC
\n
Andover US 1,00 USD
\n
Integrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%
\n
EGPNA 2020 HoldCo
\n
21 LLC
\n
Andover US 1,00 USD
\n
Integrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%
\n
EGPNA 2020 HoldCo
\n
22 LLC
\n
Andover US 1,00 USD
\n
Integrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%
\n
EGPNA 2020 HoldCo
\n
23 LLC
\n
Andover US 1,00 USD
\n
Integrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%
\n
EGPNA 2020 HoldCo
\n
24 LLC
\n
Andover US 1,00 USD
\n
Integrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%
\n
EGPNA 2020 HoldCo
\n
25 LLC
\n
Andover US 1,00 USD
\n
Integrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%
\n
EGPNA 2020 HoldCo
\n
26 LLC
\n
Andover US 1,00 USD
\n
Integrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%
\n
EGPNA 2020 HoldCo
\n
27 LLC
\n
Andover US 1,00 USD
\n
Integrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%
\n
EGPNA 2020 HoldCo
\n
28 LLC
\n
Andover US 1,00 USD
\n
Integrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%
\n
EGPNA 2020 HoldCo
\n
29 LLC
\n
Andover US 1,00 USD
\n
Integrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%
\n
EGPNA 2020 HoldCo
\n
3 LLC
\n
Andover US 1,00 USD
\n
Integrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%
\n
EGPNA 2020 HoldCo
\n
30 LLC
\n
Andover US 1,00 USD
\n
Integrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%
\n
EGPNA 2020 HoldCo
\n
4 LLC
\n
Andover US 1,00 USD
\n
Integrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%
\n
EGPNA 2020 HoldCo
\n
5 LLC
\n
Andover US 1,00 USD
\n
Integrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%
\n
EGPNA 2020 HoldCo
\n
6 LLC
\n
Andover US 1,00 USD
\n
Integrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%
\n
EGPNA 2020 HoldCo
\n
7 LLC
\n
Andover US 1,00 USD
\n
Integrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%
\n
EGPNA 2020 HoldCo
\n
8 LLC
\n
Andover US 1,00 USD
\n
Integrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%
\n
EGPNA 2020 HoldCo
\n
9 LLC
\n
Andover US 1,00 USD
\n
Integrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%
\n
EGPNA 2023 HoldCo
\n
1 LLC
\n
Andover US 1,00 USD
\n
Integrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%
\n
EGPNA 2023 HoldCo
\n
10 LLC
\n
Andover US 1,00 USD
\n
Integrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%
\n
EGPNA 2023 HoldCo
\n
11 LLC
\n
Andover US 1,00 USD
\n
Integrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%
\n
EGPNA 2023 HoldCo
\n
12 LLC
\n
Andover US 1,00 USD
\n
Integrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%
\n

\n\n
Denominazione societ\u00e0 Sede legale Nazione Capitale sociale Valuta
\n
Settore di
\n
attivit\u00e0
\n
Metodo di
\n
consolidamento Detenuta da
\n
%
\n
possesso
\n
azioni
\n
ordinarie
\n
%
\n
possesso
\n
Gruppo
\n
EGPNA 2023 HoldCo
\n
13 LLC
\n
Andover US 1,00 USD
\n
Integrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%
\n
EGPNA 2023 HoldCo
\n
14 LLC
\n
Andover US 1,00 USD
\n
Integrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%
\n
EGPNA 2023 HoldCo
\n
15 LLC
\n
Andover US 1,00 USD
\n
Integrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%
\n
EGPNA 2023 HoldCo
\n
16 LLC
\n
Andover US 1,00 USD
\n
Integrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%
\n
EGPNA 2023 HoldCo
\n
17 LLC
\n
Andover US 1,00 USD
\n
Integrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%
\n
EGPNA 2023 HoldCo
\n
18 LLC
\n
Andover US 1,00 USD
\n
Integrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%
\n
EGPNA 2023 HoldCo
\n
19 LLC
\n
Andover US 1,00 USD
\n
Integrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%
\n
EGPNA 2023 HoldCo
\n
2 LLC
\n
Andover US 1,00 USD
\n
Integrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%
\n
EGPNA 2023 HoldCo
\n
20 LLC
\n
Andover US 1,00 USD
\n
Integrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%
\n
EGPNA 2023 HoldCo
\n
3 LLC
\n
Andover US 1,00 USD
\n
Integrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%
\n
EGPNA 2023 HoldCo
\n
4 LLC
\n
Andover US 1,00 USD
\n
Integrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%
\n
EGPNA 2023 HoldCo
\n
5 LLC
\n
Andover US 1,00 USD
\n
Integrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%
\n
EGPNA 2023 HoldCo
\n
6 LLC
\n
Andover US 1,00 USD
\n
Integrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%
\n
EGPNA 2023 HoldCo
\n
7 LLC
\n
Andover US 1,00 USD
\n
Integrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%
\n
EGPNA 2023 HoldCo
\n
8 LLC
\n
Andover US 1,00 USD
\n
Integrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%
\n
EGPNA 2023 HoldCo
\n
9 LLC
\n
Andover US 1,00 USD
\n
Integrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%
\n
EGPNA Development
\n
Holdings LLC
\n
Wilmington US - USD
\n
Integrale
\n
Enel Green Power
\n
North America
\n
Development LLC
\n
100,00% 100,00%
\n
EGPNA Hydro Holdings
\n
LLC
\n
Wilmington US - USD
\n
Integrale
\n
Enel Green Power
\n
North America Inc.
\n
100,00% 100,00%
\n
EGPNA Preferred Wind
\n
Holdings II LLC
\n
Wilmington US - USD
\n
Integrale
\n
Enel Green Power
\n
North America Inc.
\n
100,00% 100,00%
\n
EGPNA Preferred Wind
\n
Holdings LLC
\n
Wilmington US - USD
\n
Integrale
\n
Enel Green Power
\n
North America Inc.
\n
100,00% 100,00%
\n
EGPNA Project HoldCo
\n
1 LLC
\n
Dover US 100,00 USD
\n
Integrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%
\n
EGPNA Project HoldCo
\n
2 LLC
\n
Dover US 100,00 USD
\n
Integrale
\n
Enel Green Power
\n
North America Inc.
\n
100,00% 100,00%
\n
EGPNA Project HoldCo
\n
5 LLC
\n
Dover US 100,00 USD
\n
Integrale
\n
Enel Green Power
\n
North America Inc.
\n
100,00% 100,00%
\n
EGPNA Project HoldCo
\n
6 LLC
\n
Dover US 100,00 USD
\n
Integrale
\n
Enel Green Power
\n
North America Inc.
\n
100,00% 100,00%
\n

\n\n
Denominazione societ\u00e0 Sede legale Nazione Capitale sociale Valuta
\n
Settore di
\n
attivit\u00e0
\n
Metodo di
\n
consolidamento Detenuta da
\n
%
\n
possesso
\n
azioni
\n
ordinarie
\n
%
\n
possesso
\n
Gruppo
\n
EGPNA Project HoldCo
\n
7 LLC
\n
Dover US 100,00 USD
\n
Integrale
\n
Enel Green Power
\n
North America Inc.
\n
100,00% 100,00%
\n
EGPNA Renewable Energy
\n
Partners LLC
\n
Wilmington US - USD
\n
Equity
\n
EGPNA REP Holdings
\n
LLC
\n
10,00% 10,00%
\n
EGPNA REP Holdings LLC Wilmington US - USD
\n
Integrale
\n
Enel Green Power
\n
North America Inc.
\n
100,00% 100,00%
\n
EGPNA REP Solar
\n
Holdings LLC
\n
Wilmington US - USD
\n
Integrale
\n
Enel Green Power
\n
North America Inc.
\n
100,00% 100,00%
\n
EGPNA REP Wind
\n
Holdings LLC
\n
Wilmington US - USD
\n
Equity
\n
EGPNA Renewable
\n
Energy Partners LLC
\n
100,00% 10,00%
\n
EGPNA Wind Holdings
\n
1 LLC
\n
Wilmington US - USD
\n
Equity
\n
EGPNA REP Wind
\n
Holdings LLC
\n
100,00% 10,00%
\n
EGPNA-SP Seven Cowboy
\n
Holdings LLC
\n
Andover US 1,00 USD
\n
Integrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%
\n
Elcogas SA in liquidazione
\n
Puertollano
\n
(Ciudad Real)
\n
ES 809.690,40 EUR
\n
Equity
\n
Endesa Generaci\u00f3n
\n
SAU
\n
40,99%
\n
33,06%
\n
Enel SpA 4,32%
\n
Elcomex Solar Energy Srl Bucarest RO 4.590.000,00 RON
\n
Discontinued
\n
operation
\n
Enel Green Power
\n
Romania Srl
\n
100,00%
\n
100,00%
\n
Enel Green Power SpA 0,00%
\n
Elecgas SA Pego PT 50.000,00 EUR
\n
Equity
\n
Endesa Generaci\u00f3n
\n
Portugal SA
\n
50,00% 35,06%
\n
Electra Capital (RF) (Pty)
\n
Ltd
\n
Johannesburg ZA 10.000.000,00 ZAR
\n
Integrale
\n
Enel Green Power
\n
South Africa (Pty) Ltd
\n
60,00% 60,00%
\n
El\u00e9ctrica de Jafre SA Barcellona ES 165.876,00 EUR
\n
Integrale
\n
Endesa Red SAU 52,54%
\n
70,12%
\n
Hidroel\u00e9ctrica de
\n
Catalunya SLU
\n
47,46%
\n
El\u00e9ctrica de Lijar SL Cadice ES 1.081.821,79 EUR
\n
Equity Endesa Red SAU 50,00% 35,06%
\n
El\u00e9ctrica del Ebro SAU Barcellona ES 500.000,00 EUR
\n
Integrale Endesa Red SAU 100,00% 70,12%
\n
Electricidad de Puerto
\n
Real SA
\n
Cadice ES 4.960.246,40 EUR
\n
Equity Endesa Red SAU 50,00% 35,06%
\n
Electrometal\u00fargica del
\n
Ebro SL
\n
Barcellona ES 2.906.862,00 EUR
\n
-
\n
Enel Green Power
\n
Espa\u00f1a SLU
\n
0,18% 0,12%
\n
Electrotest
\n
Instalaciones, Montajes y
\n
Mantenimientos SL
\n
Puerto Real ES 10.000,00 EUR
\n
- Epresa Energ\u00eda SA 50,00% 17,53%
\n
Eletropaulo Metropolitana
\n
Eletricidade de S\u00e3o
\n
Paulo SA
\n
S\u00e3o Paulo BR 3.079.524.934,33 BRL
\n
Integrale Enel Brasil SA 100,00% 82,27%
\n
Elini Antwerpen BE 76.273.810,00 EUR
\n
-
\n
Slovensk\u00e9 elektr\u00e1rne
\n
AS
\n
4,00% 1,32%
\n
Emerald Crescent Solar
\n
Limited Partnership
\n
Calgary CA 100,00 CAD
\n
Integrale
\n
Enel Alberta Solar Inc. 0,10%
\n
100,00%
\n
Enel Green Power
\n
Canada Inc.
\n
99,90%
\n
Emerging Networks El
\n
Salvador SA de Cv
\n
San Salvador SV 2.000,00 USD
\n
-
\n
Emerging Networks
\n
Guatemala SA
\n
1,00%
\n
19,50%
\n
Livister Latam SLU 99,00%
\n

\n\n
Denominazione societ\u00e0 Sede legale Nazione Capitale sociale Valuta
\n
Settore di
\n
attivit\u00e0
\n
Metodo di
\n
consolidamento Detenuta da
\n
%
\n
possesso
\n
azioni
\n
ordinarie
\n
%
\n
possesso
\n
Gruppo
\n
Emerging Networks
\n
Guatemala SA
\n
Citt\u00e0 del
\n
Guatemala
\n
GT 742.000,00 GTQ
\n
-
\n
Livister Latam SLU 99,99%
\n
19,50%
\n
Ufinet Guatemala SA 0,01%
\n
Emerging Networks
\n
Latam Inc.
\n
Wilmington US 100,00 USD
\n
- IFX Networks Ltd 100,00% 19,50%
\n
Emerging Networks
\n
Panama SA
\n
Panama City PA 300,00 USD
\n
-
\n
IFX/Eni - SPC Panama
\n
Inc.
\n
100,00% 19,50%
\n
Emintegral Cycle SLU Madrid ES 3.000,00 EUR
\n
Integrale
\n
Enel Green Power
\n
Espa\u00f1a SLU
\n
100,00% 70,12%
\n
Empresa Carbon\u00edfera del
\n
Sur - ENCASUR SAU
\n
Madrid ES 18.030.000,00 EUR
\n
Integrale
\n
Endesa Generaci\u00f3n
\n
SAU
\n
100,00% 70,12%
\n
Empresa de Alumbrado
\n
El\u00e9ctrico de Ceuta
\n
Distribuci\u00f3n SAU
\n
Ceuta ES 9.335.000,00 EUR
\n
Integrale
\n
Empresa de
\n
Alumbrado El\u00e9ctrico
\n
de Ceuta SA
\n
100,00% 67,61%
\n
Empresa de Alumbrado
\n
El\u00e9ctrico de Ceuta
\n
Energ\u00eda SLU
\n
Ceuta ES 10.000,00 EUR
\n
Integrale Endesa Energ\u00eda SAU 100,00% 70,12%
\n
Empresa de Alumbrado
\n
El\u00e9ctrico de Ceuta SA
\n
Ceuta ES 16.562.250,00 EUR
\n
Integrale Endesa Red SAU 96,42% 67,61%
\n
Empresa de Generaci\u00f3n
\n
El\u00e9ctrica Los Pinos SA
\n
San Miguel PE 7.928.044,00 PEN
\n
Integrale
\n
Enel Green Power
\n
Per\u00fa SAC
\n
100,00%
\n
82,27%
\n
Energ\u00e9tica Monz\u00f3n
\n
SAC
\n
0,00%
\n
Empresa de Generaci\u00f3n
\n
El\u00e9ctrica Marcona SAC
\n
San Miguel PE 3.368.424,00 PEN
\n
Integrale
\n
Enel Green Power
\n
Per\u00fa SAC
\n
100,00%
\n
82,27%
\n
Energ\u00e9tica Monz\u00f3n
\n
SAC
\n
0,00%
\n
Empresa Distribuidora Sur
\n
SA - Edesur
\n
Buenos Aires AR 898.585.028,00 ARS
\n
Integrale
\n
Distrilec Inversora SA 56,36%
\n
59,33%
\n
Enel Argentina SA 43,10%
\n
Empresa El\u00e9ctrica
\n
Pehuenche SA
\n
Santiago del Cile CL 175.774.920.733,00 CLP
\n
Integrale
\n
Enel Generaci\u00f3n
\n
Chile SA
\n
92,65% 56,27%
\n
Empresa Propietaria de
\n
la Red SA
\n
Panama City PA 58.500.000,00 USD
\n
- Enel SpA 11,11% 11,11%
\n
En. Solar 7 Single Member
\n
Private Company
\n
Maroussi GR 1.000,00 EUR
\n
Discontinued
\n
operation
\n
Enel Green Power
\n
Hellas SA
\n
100,00% 100,00%
\n
Endesa Capital SAU Madrid ES 60.200,00 EUR
\n
Integrale Endesa SA 100,00% 70,12%
\n
Endesa Comercializa\u00e7\u00e3o
\n
de Energia SA
\n
Porto PT 250.000,00 EUR
\n
Integrale Endesa Energ\u00eda SAU 100,00% 70,12%
\n
Endesa Energ\u00eda Renovable
\n
SLU
\n
Madrid ES 100.000,00 EUR
\n
Integrale Endesa Energ\u00eda SAU 100,00% 70,12%
\n
Endesa Energ\u00eda SAU Madrid ES 14.445.575,90 EUR
\n
Integrale Endesa SA 100,00% 70,12%
\n
Endesa Financiaci\u00f3n
\n
Filiales SAU
\n
Madrid ES 4.621.003.006,00 EUR
\n
Integrale Endesa SA 100,00% 70,12%
\n
Endesa Generaci\u00f3n II SAU Siviglia ES 63.107,00 EUR
\n
Integrale Endesa SA 100,00% 70,12%
\n
Endesa Generaci\u00f3n
\n
Nuclear SAU
\n
Siviglia ES 60.000,00 EUR
\n
Integrale
\n
Endesa Generaci\u00f3n
\n
SAU
\n
100,00% 70,12%
\n
Endesa Generaci\u00f3n
\n
Portugal SA
\n
Lisbona PT 50.000,00 EUR
\n
Integrale
\n
Endesa Energ\u00eda SAU 0,20%
\n
70,12%
\n
Endesa Generaci\u00f3n
\n
SAU
\n
99,20%
\n
Enel Green Power
\n
Espa\u00f1a SLU
\n
0,60%
\n

\n\n
Denominazione societ\u00e0 Sede legale Nazione Capitale sociale Valuta
\n
Settore di
\n
attivit\u00e0
\n
Metodo di
\n
consolidamento Detenuta da
\n
%
\n
possesso
\n
azioni
\n
ordinarie
\n
%
\n
possesso
\n
Gruppo
\n
Endesa Generaci\u00f3n SAU Siviglia ES 1.940.379.735,35 EUR Integrale Endesa SA 100,00% 70,12%
\n
Endesa Ingenier\u00eda SLU Siviglia ES 965.305,00 EUR
\n
Integrale Endesa Red SAU 100,00% 70,12%
\n
Endesa Medios y Sistemas
\n
SLU
\n
Madrid ES 89.999.790,00 EUR
\n
Integrale Endesa SA 100,00% 70,12%
\n
Endesa Operaciones y
\n
Servicios Comerciales
\n
SLU
\n
Madrid ES 10.138.580,00 EUR
\n
Integrale Endesa Energ\u00eda SAU 100,00% 70,12%
\n
Endesa Red SAU Madrid ES 719.901.723,26 EUR
\n
Integrale Endesa SA 100,00% 70,12%
\n
Endesa X Servicios SLU Madrid ES 60.000,00 EUR
\n
Integrale Endesa SA 100,00% 70,12%
\n
Endesa X Way SL Madrid ES 600.000,00 EUR
\n
Integrale
\n
Endesa X Servicios SLU 49,00%
\n
85,36%
\n
Enel X Way Srl 51,00%
\n
Endesa SA Madrid ES 1.270.502.540,40 EUR
\n
Integrale
\n
Endesa SA 0,02%
\n
70,12%
\n
Enel Iberia SRLU 70,10%
\n
Enel Alberta Solar Inc. Calgary CA 1,00 CAD
\n
Integrale
\n
Enel Green Power
\n
Canada Inc.
\n
100,00% 100,00%
\n
Enel Alberta Storage Inc. Calgary CA 1,00 CAD
\n
Integrale
\n
Enel Green Power
\n
Canada Inc.
\n
100,00% 100,00%
\n
Enel Alberta Wind Inc. Alberta CA 16.251.021,00 CAD
\n
Integrale
\n
Enel Green Power
\n
Canada Inc.
\n
100,00% 100,00%
\n
Enel Am\u00e9ricas SA Santiago del Cile CL 15.799.498.544,85 USD
\n
Integrale
\n
Enel Am\u00e9ricas SA 0,00%
\n
82,27%
\n
Enel SpA 82,27%
\n
Enel and Shikun & Binui
\n
Innovation Infralab Ltd
\n
Airport City IL 38.000,00 ILS
\n
Equity Enel Grids Srl 50,00% 50,00%
\n
Enel Argentina SA Buenos Aires AR 2.297.711.908,00 ARS
\n
Integrale
\n
Enel Am\u00e9ricas SA 99,92%
\n
82,25%
\n
Enel Generaci\u00f3n
\n
Chile SA
\n
0,08%
\n
Enel Bella Energy Storage
\n
LLC
\n
Wilmington US - USD
\n
Integrale
\n
Enel Energy Storage
\n
Holdings LLC (ex
\n
EGP Energy Storage
\n
Holdings LLC)
\n
100,00% 100,00%
\n
Enel Brasil Central SA Rio de Janeiro BR 49.440,00 BRL
\n
Integrale
\n
Enel Brasil SA 20,23%
\n
82,27%
\n
Enel X Brasil SA 79,77%
\n
Enel Brasil SA Niter\u00f3i BR 38.070.269.190,10 BRL
\n
Integrale
\n
Enel Am\u00e9ricas SA 99,56%
\n
82,27%Enel Brasil SA 0,44%
\n
Energ\u00eda y Servicios
\n
South America SpA
\n
0,00%
\n
Enel Chile SA Santiago del Cile CL 3.882.103.470.184,00 CLP
\n
Integrale Enel SpA 64,93% 64,93%
\n
Enel CIEN SA Rio de Janeiro BR 285.044.682,00 BRL
\n
Integrale Enel Brasil SA 100,00% 82,27%
\n
Enel Colina SA Santiago del Cile CL 82.222.000,00 CLP
\n
Integrale
\n
Enel Chile SA 0,00%
\n
64,34%
\n
Enel Distribuci\u00f3n
\n
Chile SA
\n
100,00%
\n

\n\n
Denominazione societ\u00e0 Sede legale Nazione Capitale sociale Valuta
\n
Settore di
\n
attivit\u00e0
\n
Metodo di
\n
consolidamento Detenuta da
\n
%
\n
possesso
\n
azioni
\n
ordinarie
\n
%
\n
possesso
\n
Gruppo
\n
Enel Colombia SA ESP Bogot\u00e0 CO 655.222.312.800,00 COP Integrale Enel Am\u00e9ricas SA 57,34% 47,18%
\n
Enel Costa Rica CAM SA San Jos\u00e9 CR 27.500.000,00 USD
\n
Integrale Enel Colombia SA ESP 100,00% 47,18%
\n
Enel Cove Fort II LLC Wilmington US - USD
\n
Integrale
\n
Enel Green Power
\n
North America Inc.
\n
100,00% 100,00%
\n
Enel Cove Fort LLC Beaver US - USD
\n
Integrale Enel Geothermal LLC 100,00% 100,00%
\n
Enel Distribuci\u00f3n Chile SA Santiago del Cile CL 177.568.664.063,00 CLP
\n
Integrale Enel Chile SA 99,09% 64,34%
\n
Enel Distribuci\u00f3n Per\u00fa
\n
SAA
\n
San Miguel PE 638.563.900,00 PEN
\n
Integrale Enel Per\u00fa SAC 83,15% 68,41%
\n
Enel Energia SpA Roma IT 10.000.000,00 EUR
\n
Integrale Enel Italia SpA 100,00% 100,00%
\n
Enel Energ\u00eda SA de Cv Citt\u00e0 del Messico MX 25.000.100,00 MXN
\n
Integrale
\n
Enel Green Power
\n
M\u00e9xico S de RL de Cv
\n
100,00% 100,00%
\n
Enel Energie Muntenia SA Bucarest RO 37.004.350,00 RON
\n
Discontinued
\n
operation
\n
Enel SpA 78,00% 78,00%
\n
Enel Energie SA Bucarest RO 140.000.000,00 RON
\n
Discontinued
\n
operation
\n
Enel SpA 51,00% 51,00%
\n
Enel Energy Australia
\n
(Pty) Ltd
\n
Sydney AU 200.100,00 AUD
\n
Integrale
\n
Enel Green Power
\n
Australia (Pty) Ltd
\n
100,00% 100,00%
\n
Enel Energy North
\n
America Illinois LLC
\n
Andover US 1,00 USD
\n
Integrale
\n
Enel Energy North
\n
America LLC
\n
100,00% 100,00%
\n
Enel Energy North
\n
America Ohio LLC
\n
Andover US 1,00 USD
\n
Integrale
\n
Enel Energy North
\n
America LLC
\n
100,00% 100,00%
\n
Enel Energy North
\n
America Pennsylvania LLC
\n
Andover US 1,00 USD
\n
Integrale
\n
Enel Energy North
\n
America LLC
\n
100,00% 100,00%
\n
Enel Energy North
\n
America Texas LLC
\n
Andover US 1,00 USD
\n
Integrale
\n
Enel Energy North
\n
America LLC
\n
100,00% 100,00%
\n
Enel Energy North
\n
America LLC
\n
Andover US 1,00 USD
\n
Integrale
\n
Enel X North America
\n
Inc.
\n
100,00% 100,00%
\n
Enel Energy South Africa Wilmington ZA 100,00 ZAR
\n
Integrale Enel X International Srl 100,00% 100,00%
\n
Enel Energy Storage
\n
Holdings LLC (ex EGP
\n
Energy Storage Holdings
\n
LLC)
\n
Andover US 100,00 USD
\n
Integrale
\n
Enel Green Power
\n
North America Inc.
\n
100,00% 100,00%
\n
Enel Finance America LLC Wilmington US 200.000.000,00 USD
\n
Integrale Enel North America Inc. 100,00% 100,00%
\n
Enel Finance International
\n
NV
\n
Amsterdam NL 1.478.810.371,00 EUR
\n
Integrale
\n
Enel Holding Finance
\n
Srl
\n
75,00%
\n
100,00%
\n
Enel SpA 25,00%
\n
Enel Fortuna SA Panama City PA 100.000.000,00 USD
\n
Integrale Enel Panam\u00e1 CAM Srl 50,06% 23,62%
\n
Enel Future Project 2020
\n
#1 LLC
\n
Andover US - USD
\n
Integrale Tradewind Energy Inc. 100,00% 100,00%
\n
Enel Future Project 2020
\n
#10 LLC
\n
Andover US - USD
\n
Integrale Tradewind Energy Inc. 100,00% 100,00%
\n
Enel Future Project 2020
\n
#11 LLC
\n
Andover US - USD
\n
Integrale Tradewind Energy Inc. 100,00% 100,00%
\n

\n\n
Denominazione societ\u00e0 Sede legale Nazione Capitale sociale Valuta
\n
Settore di
\n
attivit\u00e0
\n
Metodo di
\n
consolidamento Detenuta da
\n
%
\n
possesso
\n
azioni
\n
ordinarie
\n
%
\n
possesso
\n
Gruppo
\n
Enel Future Project 2020
\n
#12 LLC
\n
Andover US - USD
\n
Integrale Tradewind Energy Inc. 100,00% 100,00%
\n
Enel Future Project 2020
\n
#13 LLC
\n
Andover US - USD
\n
Integrale Tradewind Energy Inc. 100,00% 100,00%
\n
Enel Future Project 2020
\n
#14 LLC
\n
Andover US - USD
\n
Integrale Tradewind Energy Inc. 100,00% 100,00%
\n
Enel Future Project 2020
\n
#15 LLC
\n
Andover US - USD
\n
Integrale Tradewind Energy Inc. 100,00% 100,00%
\n
Enel Future Project 2020
\n
#16 LLC
\n
Andover US - USD
\n
Integrale Tradewind Energy Inc. 100,00% 100,00%
\n
Enel Future Project 2020
\n
#17 LLC
\n
Andover US - USD
\n
Integrale Tradewind Energy Inc. 100,00% 100,00%
\n
Enel Future Project 2020
\n
#18 LLC
\n
Andover US - USD
\n
Integrale Tradewind Energy Inc. 100,00% 100,00%
\n
Enel Future Project 2020
\n
#19 LLC
\n
Andover US - USD
\n
Integrale Tradewind Energy Inc. 100,00% 100,00%
\n
Enel Future Project 2020
\n
#2 LLC
\n
Andover US - USD
\n
Integrale Tradewind Energy Inc. 100,00% 100,00%
\n
Enel Future Project 2020
\n
#20 LLC
\n
Andover US - USD
\n
Integrale Tradewind Energy Inc. 100,00% 100,00%
\n
Enel Future Project 2020
\n
#3 LLC
\n
Andover US - USD
\n
Integrale Tradewind Energy Inc. 100,00% 100,00%
\n
Enel Future Project 2020
\n
#4 LLC
\n
Andover US - USD
\n
Integrale Tradewind Energy Inc. 100,00% 100,00%
\n
Enel Future Project 2020
\n
#5 LLC
\n
Andover US - USD
\n
Integrale Tradewind Energy Inc. 100,00% 100,00%
\n
Enel Future Project 2020
\n
#6 LLC
\n
Andover US - USD
\n
Integrale Tradewind Energy Inc. 100,00% 100,00%
\n
Enel Future Project 2020
\n
#7 LLC
\n
Andover US - USD
\n
Integrale Tradewind Energy Inc. 100,00% 100,00%
\n
Enel Future Project 2020
\n
#8 LLC
\n
Andover US - USD
\n
Integrale Tradewind Energy Inc. 100,00% 100,00%
\n
Enel Future Project 2020
\n
#9 LLC
\n
Andover US - USD
\n
Integrale Tradewind Energy Inc. 100,00% 100,00%
\n
Enel Generaci\u00f3n Chile SA Santiago del Cile CL 552.777.320.871,00 CLP
\n
Integrale Enel Chile SA 93,55% 60,74%
\n
Enel Generaci\u00f3n
\n
Costanera SA
\n
Buenos Aires AR 701.988.378,00 ARS
\n
AFS Enel Argentina SA 75,68% 62,25%
\n
Enel Generaci\u00f3n El
\n
Choc\u00f3n SA
\n
Buenos Aires AR 18.321.776.559,00 ARS
\n
Integrale
\n
Enel Argentina SA 8,67%
\n
54,07%
\n
Hidroinvest SA 59,00%
\n
Enel Generaci\u00f3n Per\u00fa SAA San Miguel PE 1.538.101.266,24 PEN
\n
Integrale Enel Per\u00fa SAC 83,60% 68,78%
\n
Enel Generaci\u00f3n Piura SA San Miguel PE 73.982.594,00 PEN
\n
Integrale Enel Per\u00fa SAC 96,50% 79,39%
\n
Enel Generaci\u00f3n SA de Cv Citt\u00e0 del Messico MX 7.100.100,00 MXN
\n
Integrale
\n
Enel Green Power
\n
M\u00e9xico S de RL de Cv
\n
100,00% 100,00%
\n

\n\n
Denominazione societ\u00e0 Sede legale Nazione Capitale sociale Valuta
\n
Settore di
\n
attivit\u00e0
\n
Metodo di
\n
consolidamento Detenuta da
\n
%
\n
possesso
\n
azioni
\n
ordinarie
\n
%
\n
possesso
\n
Gruppo
\n
Enel Geothermal LLC Wilmington US - USD Integrale
\n
Enel Green Power
\n
North America Inc.
\n
100,00% 100,00%
\n
Enel Global Services Srl Roma IT 10.000,00 EUR
\n
Integrale Enel SpA 100,00% 100,00%
\n
Enel Global Trading SpA Roma IT 90.885.000,00 EUR
\n
Integrale Enel SpA 100,00% 100,00%
\n
Enel Green Power
\n
25RoseFarms Holdings
\n
LLC
\n
Andover US 1,00 USD
\n
Integrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%
\n
Enel Green Power
\n
Argentina SA
\n
Buenos Aires AR 463.577.761,00 ARS
\n
Integrale
\n
Enel Am\u00e9ricas SA 99,86%
\n
82,27%
\n
Enel Green Power SpA 0,00%
\n
Energ\u00eda y Servicios
\n
South America SpA
\n
0,14%
\n
Enel Green Power Aroeira
\n
01 SA
\n
Rio de Janeiro BR 134.518.400,90 BRL
\n
Integrale
\n
Enel Brasil SA 100,00%
\n
82,27%
\n
Enel Green Power
\n
Desenvolvimento Ltda
\n
0,00%
\n
Enel Green Power Aroeira
\n
02 SA
\n
Rio de Janeiro BR 134.501.000,00 BRL
\n
Integrale
\n
Enel Brasil SA 100,00%
\n
82,27%
\n
Enel Green Power
\n
Desenvolvimento Ltda
\n
0,00%
\n
Enel Green Power Aroeira
\n
03 SA
\n
Rio de Janeiro BR 134.501.000,00 BRL
\n
Integrale
\n
Enel Brasil SA 100,00%
\n
82,27%
\n
Enel Green Power
\n
Desenvolvimento Ltda
\n
0,00%
\n
Enel Green Power Aroeira
\n
04 SA
\n
Rio de Janeiro BR 134.638.500,00 BRL
\n
Integrale
\n
Enel Brasil SA 99,90%
\n
82,27%
\n
Enel Green Power
\n
Desenvolvimento Ltda
\n
0,10%
\n
Enel Green Power Aroeira
\n
05 SA
\n
Rio de Janeiro BR 134.501.000,00 BRL
\n
Integrale
\n
Enel Brasil SA 100,00%
\n
82,27%
\n
Enel Green Power
\n
Desenvolvimento Ltda
\n
0,00%
\n
Enel Green Power Aroeira
\n
06 SA
\n
Rio de Janeiro BR 134.511.000,90 BRL
\n
Integrale
\n
Enel Brasil SA 100,00%
\n
82,27%
\n
Enel Green Power
\n
Desenvolvimento Ltda
\n
0,00%
\n
Enel Green Power Aroeira
\n
07 SA
\n
Rio de Janeiro BR 134.501.000,00 BRL
\n
Integrale
\n
Enel Brasil SA 100,00%
\n
82,27%
\n
Enel Green Power
\n
Desenvolvimento Ltda
\n
0,00%
\n
Enel Green Power Aroeira
\n
08 SA
\n
Rio de Janeiro BR 134.501.000,00 BRL
\n
Integrale
\n
Enel Brasil SA 100,00%
\n
82,27%
\n
Enel Green Power
\n
Desenvolvimento Ltda
\n
0,00%
\n
Enel Green Power Aroeira
\n
09 SA (ex Enel Green
\n
Power S\u00e3o Gon\u00e7alo
\n
Participa\u00e7\u00f5es SA)
\n
Rio de Janeiro BR 1.000,00 BRL
\n
Integrale
\n
Enel Brasil SA 99,90%
\n
82,27%
\n
Enel Green Power
\n
Desenvolvimento Ltda
\n
0,10%
\n
Enel Green Power
\n
Australia (Pty) Ltd
\n
Sydney AU 100,00 AUD
\n
Integrale Enel Green Power SpA 100,00% 100,00%
\n
Enel Green Power
\n
Australia Trust
\n
Sydney AU 100,00 AUD
\n
AFS Enel Green Power SpA 100,00% 100,00%
\n
Enel Green Power Azure
\n
Blue Jay Solar Holdings
\n
LLC
\n
Andover US 1,00 USD
\n
Integrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%
\n
Enel Green Power Azure
\n
Ranchland Holdings LLC
\n
Andover US - USD
\n
Integrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%
\n

\n\n
Denominazione societ\u00e0 Sede legale Nazione Capitale sociale Valuta
\n
Settore di
\n
attivit\u00e0
\n
Metodo di
\n
consolidamento Detenuta da
\n
%
\n
possesso
\n
azioni
\n
ordinarie
\n
%
\n
possesso
\n
Gruppo
\n
Enel Green Power
\n
AzureRanchII Wind
\n
Holdings LLC
\n
Andover US 1,00 USD
\n
Integrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%
\n
Enel Green Power Boa
\n
Vista 01 Ltda
\n
Salvador BR 3.554.607,00 BRL
\n
Integrale
\n
Enel Brasil SA 100,00%
\n
82,27%
\n
Enel Green Power
\n
Desenvolvimento Ltda
\n
0,00%
\n
Enel Green Power Boa
\n
Vista E\u00f3lica SA
\n
Rio de Janeiro BR 42.890.000,00 BRL
\n
Integrale Enel Brasil SA 100,00% 82,27%
\n
Enel Green Power
\n
Bouldercombe Holding
\n
(Pty) Ltd
\n
Sydney AU 100,00 AUD
\n
Integrale
\n
Enel Green Power
\n
Australia (Pty) Ltd
\n
100,00% 100,00%
\n
Enel Green Power
\n
Bouldercombe Trust
\n
Sydney AU 10,00 AUD
\n
Integrale
\n
Enel Green Power
\n
Australia Trust
\n
100,00% 100,00%
\n
Enel Green Power
\n
Brejol\u00e2ndia Solar SA
\n
Rio de Janeiro BR 1.000,00 BRL
\n
Integrale
\n
Enel Brasil SA 99,90%
\n
82,27%
\n
Enel Green Power
\n
Desenvolvimento Ltda
\n
0,10%
\n
Enel Green Power Bungala
\n
(Pty) Ltd
\n
Sydney AU 100,00 AUD
\n
AFS
\n
Enel Green Power
\n
Australia (Pty) Ltd
\n
100,00% 100,00%
\n
Enel Green Power Bungala
\n
Trust
\n
Sydney AU - AUD
\n
AFS
\n
Enel Green Power
\n
Australia (Pty) Ltd
\n
100,00% 100,00%
\n
Enel Green Power Cabe\u00e7a
\n
de Boi SA
\n
Niter\u00f3i BR 270.114.539,00 BRL
\n
Integrale Enel Brasil SA 100,00% 82,27%
\n
Enel Green Power
\n
Cachoeira Dourada SA
\n
Cachoeira
\n
Dourada
\n
BR 64.339.835,85 BRL
\n
Integrale
\n
Enel Brasil SA 99,61%
\n
82,07%
\n
Enel Green Power
\n
Cachoeira Dourada SA
\n
0,15%
\n
Enel Green Power Canada
\n
Inc.
\n
Montreal CA 85.681.857,00 CAD
\n
Integrale
\n
Enel Green Power
\n
North America Inc.
\n
100,00% 100,00%
\n
Enel Green Power
\n
Cerrado Solar SA
\n
Rio de Janeiro BR 1.000,00 BRL
\n
Integrale
\n
Enel Brasil SA 99,90%
\n
82,27%
\n
Enel Green Power
\n
Desenvolvimento Ltda
\n
0,10%
\n
Enel Green Power Chile
\n
SA
\n
Santiago del Cile CL 842.121.530,67 USD
\n
Integrale
\n
Enel Chile SA 99,99%
\n
64,93%
\n
Enel SpA 0,01%
\n
Enel Green Power
\n
Cimarron Bend Wind
\n
Holdings III LLC
\n
Andover US 1,00 USD
\n
Integrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%
\n
Enel Green Power Cohuna
\n
Holdings (Pty) Ltd
\n
Sydney AU 3.419.700,00 AUD
\n
AFS
\n
Enel Green Power
\n
Australia (Pty) Ltd
\n
100,00% 100,00%
\n
Enel Green Power Cohuna
\n
Trust
\n
Sydney AU - AUD
\n
AFS
\n
Enel Green Power
\n
Australia Trust
\n
100,00% 100,00%
\n
Enel Green Power Cove
\n
Fort Solar LLC
\n
Wilmington US 1,00 USD
\n
Integrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%
\n
Enel Green Power Cristal
\n
E\u00f3lica SA
\n
Rio de Janeiro BR 87.784.899,00 BRL
\n
Integrale
\n
Enel Brasil SA 98,63%
\n
82,27%
\n
Enel Green Power
\n
Cristal E\u00f3lica SA
\n
0,00%
\n
Enel Green Power
\n
Desenvolvimento Ltda
\n
1,37%
\n
Enel Green Power Cumaru
\n
01 SA
\n
Niter\u00f3i BR 204.653.590,90 BRL
\n
Integrale
\n
Enel Brasil SA 99,90%
\n
82,27%
\n
Enel Green Power
\n
Desenvolvimento Ltda
\n
0,00%
\n
Enel Green Power Cumaru
\n
02 SA
\n
Niter\u00f3i BR 237.601.272,90 BRL
\n
Integrale
\n
Enel Brasil SA 100,00%
\n
82,27%
\n
Enel Green Power
\n
Desenvolvimento Ltda
\n
0,00%
\n

\n\n
Denominazione societ\u00e0 Sede legale Nazione Capitale sociale Valuta
\n
Settore di
\n
attivit\u00e0
\n
Metodo di
\n
consolidamento Detenuta da
\n
%
\n
possesso
\n
azioni
\n
ordinarie
\n
%
\n
possesso
\n
Gruppo
\n
Enel Green Power Cumaru
\n
03 SA
\n
Rio de Janeiro BR 225.021.296,24 BRL
\n
Integrale
\n
Enel Brasil SA 100,00%
\n
82,27%
\n
Enel Green Power
\n
Desenvolvimento Ltda
\n
0,00%
\n
Enel Green Power Cumaru
\n
04 SA
\n
Rio de Janeiro BR 230.869.708,24 BRL
\n
Integrale
\n
Enel Brasil SA 100,00%
\n
82,27%
\n
Enel Green Power
\n
Desenvolvimento Ltda
\n
0,00%
\n
Enel Green Power Cumaru
\n
05 SA
\n
Rio de Janeiro BR 180.208.000,90 BRL
\n
Integrale
\n
Enel Brasil SA 99,94%
\n
82,22%
\n
Enel Green Power
\n
Desenvolvimento Ltda
\n
0,00%
\n
Enel Green Power Cumaru
\n
Participa\u00e7oes SA
\n
Rio de Janeiro BR 1.000,00 BRL
\n
Integrale
\n
Enel Brasil SA 99,90%
\n
82,27%
\n
Enel Green Power
\n
Desenvolvimento Ltda
\n
0,10%
\n
Enel Green Power Cumaru
\n
Solar 01 SA
\n
Rio de Janeiro BR 1.000,00 BRL
\n
Integrale
\n
Enel Brasil SA 99,90%
\n
82,27%
\n
Enel Green Power
\n
Desenvolvimento Ltda
\n
0,10%
\n
Enel Green Power Cumaru
\n
Solar 02 SA
\n
Rio de Janeiro BR 1.000,00 BRL
\n
Integrale
\n
Enel Brasil SA 99,90%
\n
82,27%
\n
Enel Green Power
\n
Desenvolvimento Ltda
\n
0,10%
\n
Enel Green Power
\n
Damascena E\u00f3lica SA
\n
Rio de Janeiro BR 83.709.003,00 BRL
\n
Integrale
\n
Enel Brasil SA 99,16%
\n
82,27%
\n
Enel Green Power
\n
Desenvolvimento Ltda
\n
0,84%
\n
Enel Green Power Delfina
\n
A E\u00f3lica SA
\n
Rio de Janeiro BR 284.062.483,00 BRL
\n
Integrale Enel Brasil SA 100,00% 82,27%
\n
Enel Green Power Delfina
\n
B E\u00f3lica SA
\n
Rio de Janeiro BR 93.068.000,00 BRL
\n
Integrale Enel Brasil SA 100,00% 82,27%
\n
Enel Green Power Delfina
\n
C E\u00f3lica SA
\n
Rio de Janeiro BR 31.105.000,00 BRL
\n
Integrale Enel Brasil SA 100,00% 82,27%
\n
Enel Green Power Delfina
\n
D E\u00f3lica SA
\n
Rio de Janeiro BR 105.864.000,00 BRL
\n
Integrale Enel Brasil SA 100,00% 82,27%
\n
Enel Green Power Delfina
\n
E E\u00f3lica SA
\n
Niter\u00f3i BR 105.936.000,00 BRL
\n
Integrale Enel Brasil SA 100,00% 82,27%
\n
Enel Green Power
\n
Desenvolvimento Ltda
\n
Rio de Janeiro BR 61.617.590,35 BRL
\n
Integrale
\n
Enel Brasil SA 100,00%
\n
82,27%
\n
Energ\u00eda y Servicios
\n
South America SpA
\n
0,00%
\n
Enel Green Power
\n
Development Srl
\n
Roma IT 20.000,00 EUR
\n
Integrale Enel Green Power SpA 100,00% 100,00%
\n
Enel Green Power
\n
Diamond Vista Wind
\n
Project LLC
\n
Wilmington US 1,00 USD
\n
Integrale
\n
Diamond Vista
\n
Holdings LLC
\n
100,00% 100,00%
\n
Enel Green Power Dois
\n
Riachos E\u00f3lica SA
\n
Rio de Janeiro BR 83.347.009,00 BRL
\n
Integrale Enel Brasil SA 100,00% 82,27%
\n
Enel Green Power Egypt
\n
SAE
\n
Cairo EG 250.000,00 EGP
\n
Integrale Enel Green Power SpA 100,00% 100,00%
\n
Enel Green Power El
\n
Salvador SA de Cv
\n
El Salvador SV 22.860,00 USD
\n
Integrale
\n
Enel Green Power SpA 99,96%
\n
99,99%
\n
Energ\u00eda y Servicios
\n
South America SpA
\n
0,04%
\n

\n\n
Denominazione societ\u00e0 Sede legale Nazione Capitale sociale Valuta
\n
Settore di
\n
attivit\u00e0
\n
Metodo di
\n
consolidamento Detenuta da
\n
%
\n
possesso
\n
azioni
\n
ordinarie
\n
%
\n
possesso
\n
Gruppo
\n
Enel Green Power
\n
Elkwater Wind Limited
\n
Partnership
\n
Alberta CA 1.000,00 CAD
\n
Integrale
\n
Enel Alberta Wind Inc. 1,00%
\n
100,00%
\n
Enel Green Power
\n
Canada Inc.
\n
99,00%
\n
Enel Green Power
\n
Elmsthorpe Wind LP
\n
Calgary CA 1.000,00 CAD
\n
Integrale
\n
Enel Alberta Wind Inc. 0,10%
\n
100,00%
\n
Enel Green Power
\n
Canada Inc.
\n
99,90%
\n
Enel Green Power
\n
Emiliana E\u00f3lica SA
\n
Rio de Janeiro BR 97.191.530,00 BRL
\n
Integrale
\n
Enel Brasil SA 98,35%
\n
82,27%
\n
Enel Green Power
\n
Desenvolvimento Ltda
\n
1,65%
\n
Enel Green Power
\n
Emiliana E\u00f3lica SA
\n
0,00%
\n
Enel Green Power Espa\u00f1a
\n
SLU
\n
Madrid ES 11.152,74 EUR
\n
Integrale
\n
Endesa Generaci\u00f3n
\n
SAU
\n
100,00% 70,12%
\n
Enel Green Power
\n
Esperan\u00e7a E\u00f3lica SA
\n
Rio de Janeiro BR 99.418.174,00 BRL
\n
Integrale
\n
Enel Brasil SA 98,89%
\n
82,27%
\n
Enel Green Power
\n
Desenvolvimento Ltda
\n
1,11%
\n
Enel Green Power
\n
Esperan\u00e7a Solar SA
\n
Rio de Janeiro BR 1.000,00 BRL
\n
Integrale
\n
Enel Brasil SA 99,90%
\n
82,27%
\n
Enel Green Power
\n
Desenvolvimento Ltda
\n
0,10%
\n
Enel Green Power
\n
Estonian Solar Project LLC
\n
Andover US 1,00 USD
\n
Integrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%
\n
Enel Green Power
\n
Fazenda SA
\n
Niter\u00f3i BR 264.141.174,00 BRL
\n
Integrale Enel Brasil SA 100,00% 82,27%
\n
Enel Green Power Fence
\n
Post Solar Holdings LLC
\n
Andover US 1,00 USD
\n
Integrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%
\n
Enel Green Power Flat
\n
Rocks One Holding
\n
(Pty) Ltd
\n
Sydney AU 100,00 AUD
\n
AFS EGP Australia (Pty) Ltd 100,00% 100,00%
\n
Enel Green Power Flat
\n
Rocks One Holding Trust
\n
Sydney AU 100,00 AUD
\n
AFS
\n
Enel Green Power
\n
Australia Trust
\n
100,00% 100,00%
\n
Enel Green Power Fontes
\n
dos Ventos 2 SA
\n
Rio de Janeiro BR 183.315.219,00 BRL
\n
Integrale
\n
Enel Brasil SA 100,00%
\n
82,27%
\n
Enel Green Power
\n
Desenvolvimento Ltda
\n
0,00%
\n
Enel Green Power Fontes
\n
dos Ventos 3 SA
\n
Rio de Janeiro BR 221.001.000,00 BRL
\n
Integrale
\n
Enel Brasil SA 100,00%
\n
82,27%
\n
Enel Green Power
\n
Desenvolvimento Ltda
\n
0,00%
\n
Enel Green Power Fontes
\n
II Participa\u00e7\u00f5es SA
\n
Rio de Janeiro BR 1.000,00 BRL
\n
Integrale
\n
Enel Brasil SA 99,90%
\n
82,27%
\n
Enel Green Power
\n
Desenvolvimento Ltda
\n
0,10%
\n
Enel Green Power Fontes
\n
Solar SA
\n
Rio de Janeiro BR 1.000,00 BRL
\n
Integrale
\n
Enel Brasil SA 99,90%
\n
82,27%
\n
Enel Green Power
\n
Desenvolvimento Ltda
\n
0,10%
\n
Enel Green Power Ganado
\n
Solar Holdings LLC
\n
Andover US 1,00 USD
\n
Integrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%
\n
Enel Green Power
\n
Germany GmbH
\n
Berlino DE 25.000,00 EUR
\n
Integrale Enel Green Power SpA 100,00% 100,00%
\n
Enel Green Power Girgarre
\n
Holdings (Pty) Ltd
\n
Sydney AU 100,00 AUD
\n
AFS
\n
Enel Green Power
\n
Australia (Pty) Ltd
\n
100,00% 100,00%
\n

\n\n
Denominazione societ\u00e0 Sede legale Nazione Capitale sociale Valuta
\n
Settore di
\n
attivit\u00e0
\n
Metodo di
\n
consolidamento Detenuta da
\n
%
\n
possesso
\n
azioni
\n
ordinarie
\n
%
\n
possesso
\n
Gruppo
\n
Enel Green Power
\n
Girgarre Trust
\n
Sydney AU 10,00 AUD
\n
AFS
\n
Enel Green Power
\n
Australia Trust
\n
100,00% 100,00%
\n
Enel Green Power Global
\n
Investment BV
\n
Amsterdam NL 10.000,00 EUR
\n
Integrale Enel Green Power SpA 100,00% 100,00%
\n
Enel Green Power Hadros
\n
Wind Limited Partnership
\n
- CA 1.000,00 CAD
\n
Integrale
\n
Enel Alberta Wind Inc. 1,00%
\n
100,00%
\n
Enel Green Power
\n
Canada Inc.
\n
99,00%
\n
Enel Green Power Hellas
\n
SA
\n
Maroussi GR 40.187.850,00 EUR
\n
Discontinued
\n
operation
\n
Enel Green Power SpA 100,00% 100,00%
\n
Enel Green Power Hellas
\n
Supply Single Member SA
\n
Maroussi GR 600.000,00 EUR
\n
Discontinued
\n
operation
\n
Enel Green Power
\n
Hellas SA
\n
100,00% 100,00%
\n
Enel Green Power Hellas
\n
Wind Parks South Evia
\n
Single Member SA
\n
Maroussi GR 141.569.641,00 EUR
\n
Discontinued
\n
operation
\n
Enel Green Power
\n
Hellas SA
\n
100,00% 100,00%
\n
Enel Green Power
\n
Hilltopper Wind LLC (ex
\n
Hilltopper Wind Power
\n
LLC)
\n
Dover US 1,00 USD
\n
Integrale
\n
Hilltopper Wind
\n
Holdings LLC
\n
100,00% 100,00%
\n
Enel Green Power
\n
Horizonte MP Solar SA
\n
Rio de Janeiro BR 431.566.053,00 BRL
\n
Integrale
\n
Alba Energia Ltda 0,01%
\n
82,27%
\n
Enel Brasil SA 99,99%
\n
Enel Green Power India
\n
Private Limited
\n
Nuova Delhi IN 200.000.000,00 INR
\n
Integrale
\n
Enel Green Power
\n
Development Srl
\n
100,00% 100,00%
\n
Enel Green Power Italia Srl Roma IT 272.000.000,00 EUR
\n
Integrale Enel Italia SpA 100,00% 100,00%
\n
Enel Green Power
\n
Ituverava Norte Solar SA
\n
Rio de Janeiro BR 219.806.645,67 BRL
\n
Integrale
\n
Bondia Energia Ltda 0,08%
\n
82,27%
\n
Enel Brasil SA 99,92%
\n
Enel Green Power
\n
Brasil Participa\u00e7\u00f5es
\n
Ltda
\n
0,00%
\n
Enel Green Power
\n
Ituverava Solar SA
\n
Rio de Janeiro BR 227.810.333,00 BRL
\n
Integrale
\n
Bondia Energia Ltda 0,00%
\n
82,27%
\n
Enel Brasil SA 100,00%
\n
Enel Green Power
\n
Ituverava Sul Solar SA
\n
Rio de Janeiro BR 408.949.643,00 BRL
\n
Integrale
\n
Bondia Energia Ltda 0,00%
\n
82,27%
\n
Enel Brasil SA 100,00%
\n
Enel Green Power Joana
\n
E\u00f3lica SA
\n
Rio de Janeiro BR 90.259.530,00 BRL
\n
Integrale
\n
Enel Brasil SA 98,33%
\n
82,27%
\n
Enel Green Power
\n
Desenvolvimento Ltda
\n
1,67%
\n
Enel Green Power Kenya
\n
Limited
\n
Nairobi KE 100.000,00 KES
\n
Integrale
\n
Enel Green Power SpA 99,00%
\n
100,00%
\n
Enel Green Power
\n
South Africa (Pty) Ltd
\n
1,00%
\n
Enel Green Power Korea
\n
LLC
\n
Seoul KR 5.665.000.000,00 KRW
\n
Integrale Enel Green Power SpA 100,00% 100,00%
\n
Enel Green Power Lagoa
\n
do Sol 01 SA
\n
Teresina BR 1.000,00 BRL
\n
Integrale
\n
Enel Brasil SA 99,90%
\n
82,27%
\n
Enel Green Power
\n
Desenvolvimento Ltda
\n
0,10%
\n

\n\n
Denominazione societ\u00e0 Sede legale Nazione Capitale sociale Valuta
\n
Settore di
\n
attivit\u00e0
\n
Metodo di
\n
consolidamento Detenuta da
\n
%
\n
possesso
\n
azioni
\n
ordinarie
\n
%
\n
possesso
\n
Gruppo
\n
Enel Green Power Lagoa
\n
do Sol 02 SA
\n
Teresina BR 1.000,00 BRL
\n
Integrale
\n
Enel Brasil SA 99,90%
\n
82,27%
\n
Enel Green Power
\n
Desenvolvimento Ltda
\n
0,10%
\n
Enel Green Power Lagoa
\n
do Sol 03 SA
\n
Teresina BR 1.000,00 BRL
\n
Integrale
\n
Enel Brasil SA 99,90%
\n
82,27%
\n
Enel Green Power
\n
Desenvolvimento Ltda
\n
0,10%
\n
Enel Green Power Lagoa
\n
do Sol 04 SA
\n
Teresina BR 1.000,00 BRL
\n
Integrale
\n
Enel Brasil SA 99,90%
\n
82,27%
\n
Enel Green Power
\n
Desenvolvimento Ltda
\n
0,10%
\n
Enel Green Power Lagoa
\n
do Sol 05 SA
\n
Teresina BR 1.000,00 BRL
\n
Integrale
\n
Enel Brasil SA 99,90%
\n
82,27%
\n
Enel Green Power
\n
Desenvolvimento Ltda
\n
0,10%
\n
Enel Green Power Lagoa
\n
do Sol 06 SA
\n
Teresina BR 1.000,00 BRL
\n
Integrale
\n
Enel Brasil SA 99,90%
\n
82,27%
\n
Enel Green Power
\n
Desenvolvimento Ltda
\n
0,10%
\n
Enel Green Power Lagoa
\n
do Sol 07 SA
\n
Teresina BR 1.000,00 BRL
\n
Integrale
\n
Enel Brasil SA 99,90%
\n
82,27%
\n
Enel Green Power
\n
Desenvolvimento Ltda
\n
0,10%
\n
Enel Green Power Lagoa
\n
do Sol 08 SA
\n
Teresina BR 1.000,00 BRL
\n
Integrale
\n
Enel Brasil SA 99,90%
\n
82,27%
\n
Enel Green Power
\n
Desenvolvimento Ltda
\n
0,10%
\n
Enel Green Power Lagoa
\n
do Sol 09 SA
\n
Teresina BR 1.000,00 BRL
\n
Integrale
\n
Enel Brasil SA 99,90%
\n
82,27%
\n
Enel Green Power
\n
Desenvolvimento Ltda
\n
0,10%
\n
Enel Green Power Lagoa II
\n
Participa\u00e7\u00f5es SA
\n
Rio de Janeiro BR 1.000,00 BRL
\n
Integrale
\n
Enel Brasil SA 99,90%
\n
82,27%
\n
Enel Green Power
\n
Desenvolvimento Ltda
\n
0,10%
\n
Enel Green Power Lagoa III
\n
Participa\u00e7\u00f5es SA
\n
Rio de Janeiro BR 1.000,00 BRL
\n
Integrale
\n
Enel Brasil SA 99,90%
\n
82,27%
\n
Enel Green Power
\n
Desenvolvimento Ltda
\n
0,10%
\n
Enel Green Power Lagoa
\n
Participa\u00e7\u00f5es SA (ex Enel
\n
Green Power Projetos
\n
45 SA)
\n
Rio de Janeiro BR 1.000,00 BRL
\n
Integrale
\n
Enel Brasil SA 99,90%
\n
82,27%
\n
Enel Green Power
\n
Desenvolvimento Ltda
\n
0,10%
\n
Enel Green Power Lily
\n
Solar Holdings LLC
\n
Andover US 1,00 USD
\n
Integrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%
\n
Enel Green Power
\n
Mani\u00e7oba E\u00f3lica SA
\n
Rio de Janeiro BR 90.722.530,00 BRL
\n
Integrale
\n
Enel Brasil SA 99,20%
\n
82,27%
\n
Enel Green Power
\n
Desenvolvimento Ltda
\n
0,80%
\n
Enel Green Power
\n
Matimba Srl
\n
Roma IT 10.000,00 EUR
\n
Equity Enel Green Power SpA 50,00% 50,00%
\n
Enel Green Power
\n
Metehara Solar Privrate
\n
Limited Company
\n
- ET 5.600.000,00 ETB
\n
Integrale
\n
Enel Green Power
\n
Solar Metehara SpA
\n
80,00% 80,00%
\n
Enel Green Power M\u00e9xico
\n
S de RL de Cv
\n
Citt\u00e0 del Messico MX 662.949.966,00 MXN
\n
Integrale
\n
Enel Green Power SpA 100,00%
\n
100,00%
\n
Enel Rinnovabile SA
\n
de Cv
\n
0,00%
\n
Enel Green Power Modelo
\n
I E\u00f3lica SA
\n
Rio de Janeiro BR 70.842.000,00 BRL
\n
Integrale Enel Brasil SA 100,00% 82,27%
\n

\n\n
Denominazione societ\u00e0 Sede legale Nazione Capitale sociale Valuta
\n
Settore di
\n
attivit\u00e0
\n
Metodo di
\n
consolidamento Detenuta da
\n
%
\n
possesso
\n
azioni
\n
ordinarie
\n
%
\n
possesso
\n
Gruppo
\n
Enel Green Power Modelo
\n
II E\u00f3lica SA
\n
Rio de Janeiro BR 63.742.000,00 BRL
\n
Integrale Enel Brasil SA 100,00% 82,27%
\n
Enel Green Power
\n
Morocco SARLAU
\n
Casablanca MA 639.000.000,00 MAD
\n
Integrale
\n
Enel Green Power
\n
Development Srl
\n
0,00%
\n
100,00%
\n
Enel Green Power SpA 100,00%
\n
Enel Green Power Morro
\n
do Chap\u00e9u I E\u00f3lica SA
\n
Rio de Janeiro BR 248.138.287,11 BRL
\n
Integrale Enel Brasil SA 100,00% 82,27%
\n
Enel Green Power Morro
\n
do Chap\u00e9u II E\u00f3lica SA
\n
Rio de Janeiro BR 206.050.114,05 BRL
\n
Integrale Enel Brasil SA 100,00% 82,27%
\n
Enel Green Power Morro
\n
do Chap\u00e9u Solar 01 SA
\n
(ex Enel Green Power S\u00e3o
\n
Gon\u00e7alo III Participa\u00e7\u00f5es
\n
SA)
\n
Rio de Janeiro BR 1.000,00 BRL
\n
Integrale
\n
Enel Brasil SA 99,90%
\n
82,27%
\n
Enel Green Power
\n
Desenvolvimento Ltda
\n
0,10%
\n
Enel Green Power Morro
\n
Norte 01 SA
\n
Rio de Janeiro BR 1.000,00 BRL
\n
Integrale
\n
Enel Brasil SA 99,90%
\n
82,27%
\n
Enel Green Power
\n
Desenvolvimento Ltda
\n
0,10%
\n
Enel Green Power Morro
\n
Norte 02 SA
\n
Rio de Janeiro BR 1.000,00 BRL
\n
Integrale
\n
Enel Brasil SA 99,90%
\n
82,27%
\n
Enel Green Power
\n
Desenvolvimento Ltda
\n
0,10%
\n
Enel Green Power Morro
\n
Norte 03 SA
\n
Rio de Janeiro BR 1.000,00 BRL
\n
Integrale
\n
Enel Brasil SA 99,90%
\n
82,27%
\n
Enel Green Power
\n
Desenvolvimento Ltda
\n
0,10%
\n
Enel Green Power Morro
\n
Norte 04 SA
\n
Rio de Janeiro BR 1.000,00 BRL
\n
Integrale
\n
Enel Brasil SA 99,90%
\n
82,27%
\n
Enel Green Power
\n
Desenvolvimento Ltda
\n
0,10%
\n
Enel Green Power Mour\u00e3o
\n
SA
\n
Rio de Janeiro BR 25.600.100,00 BRL
\n
Integrale Enel Brasil SA 100,00% 82,27%
\n
Enel Green Power Namibia
\n
(Pty) Ltd
\n
Windhoek NA 10.000,00 NAD
\n
Integrale Enel Green Power SpA 100,00% 100,00%
\n
Enel Green Power North
\n
America Development
\n
LLC
\n
Wilmington US - USD
\n
Integrale Enel North America Inc. 100,00% 100,00%
\n
Enel Green Power North
\n
America Inc.
\n
Andover US - USD
\n
Integrale Enel North America Inc. 100,00% 100,00%
\n
Enel Green Power Nova
\n
Olinda 01 SA
\n
Teresina BR 1.000,00 BRL
\n
Integrale
\n
Enel Brasil SA 99,90%
\n
82,27%
\n
Enel Green Power
\n
Desenvolvimento Ltda
\n
0,10%
\n
Enel Green Power Nova
\n
Olinda 02 SA
\n
Teresina BR 1.000,00 BRL
\n
Integrale
\n
Enel Brasil SA 99,90%
\n
82,27%
\n
Enel Green Power
\n
Desenvolvimento Ltda
\n
0,10%
\n
Enel Green Power Nova
\n
Olinda 03 SA
\n
Teresina BR 1.000,00 BRL
\n
Integrale
\n
Enel Brasil SA 99,90%
\n
82,27%
\n
Enel Green Power
\n
Desenvolvimento Ltda
\n
0,10%
\n
Enel Green Power Nova
\n
Olinda 04 SA
\n
Teresina BR 1.000,00 BRL
\n
Integrale
\n
Enel Brasil SA 99,90%
\n
82,27%
\n
Enel Green Power
\n
Desenvolvimento Ltda
\n
0,10%
\n
Enel Green Power Nova
\n
Olinda 05 SA
\n
Teresina BR 1.000,00 BRL
\n
Integrale
\n
Enel Brasil SA 99,90%
\n
82,27%
\n
Enel Green Power
\n
Desenvolvimento Ltda
\n
0,10%
\n

\n\n
Denominazione societ\u00e0 Sede legale Nazione Capitale sociale Valuta
\n
Settore di
\n
attivit\u00e0
\n
Metodo di
\n
consolidamento Detenuta da
\n
%
\n
possesso
\n
azioni
\n
ordinarie
\n
%
\n
possesso
\n
Gruppo
\n
Enel Green Power Nova
\n
Olinda 06 SA
\n
Teresina BR 1.000,00 BRL
\n
Integrale
\n
Enel Brasil SA 99,90%
\n
82,27%
\n
Enel Green Power
\n
Desenvolvimento Ltda
\n
0,10%
\n
Enel Green Power Nova
\n
Olinda 07 SA
\n
Teresina BR 1.000,00 BRL
\n
Integrale
\n
Enel Brasil SA 99,90%
\n
82,27%
\n
Enel Green Power
\n
Desenvolvimento Ltda
\n
0,10%
\n
Enel Green Power Nova
\n
Olinda 08 SA
\n
Teresina BR 1.000,00 BRL
\n
Integrale
\n
Enel Brasil SA 99,90%
\n
82,27%
\n
Enel Green Power
\n
Desenvolvimento Ltda
\n
0,10%
\n
Enel Green Power Nova
\n
Olinda 09 SA
\n
Teresina BR 1.000,00 BRL
\n
Integrale
\n
Enel Brasil SA 99,90%
\n
82,27%
\n
Enel Green Power
\n
Desenvolvimento Ltda
\n
0,10%
\n
Enel Green Power Novo
\n
Lapa 01 SA
\n
Rio de Janeiro BR 1.000,00 BRL
\n
Integrale
\n
Enel Brasil SA 99,90%
\n
82,27%
\n
Enel Green Power
\n
Desenvolvimento Ltda
\n
0,10%
\n
Enel Green Power Novo
\n
Lapa 02 SA
\n
Rio de Janeiro BR 1.000,00 BRL
\n
Integrale
\n
Enel Brasil SA 99,90%
\n
82,27%
\n
Enel Green Power
\n
Desenvolvimento Ltda
\n
0,10%
\n
Enel Green Power Novo
\n
Lapa 03 SA
\n
Rio de Janeiro BR 1.000,00 BRL
\n
Integrale
\n
Enel Brasil SA 99,90%
\n
82,27%
\n
Enel Green Power
\n
Desenvolvimento Ltda
\n
0,10%
\n
Enel Green Power Novo
\n
Lapa 04 SA
\n
Rio de Janeiro BR 1.000,00 BRL
\n
Integrale
\n
Enel Brasil SA 99,90%
\n
82,27%
\n
Enel Green Power
\n
Desenvolvimento Ltda
\n
0,10%
\n
Enel Green Power Novo
\n
Lapa 05 SA
\n
Rio de Janeiro BR 1.000,00 BRL
\n
Integrale
\n
Enel Brasil SA 99,90%
\n
82,27%
\n
Enel Green Power
\n
Desenvolvimento Ltda
\n
0,10%
\n
Enel Green Power Novo
\n
Lapa 06 SA
\n
Rio de Janeiro BR 1.000,00 BRL
\n
Integrale
\n
Enel Brasil SA 99,90%
\n
82,27%
\n
Enel Green Power
\n
Desenvolvimento Ltda
\n
0,10%
\n
Enel Green Power Novo
\n
Lapa 07 SA
\n
Rio de Janeiro BR 1.000,00 BRL
\n
Integrale
\n
Enel Brasil SA 99,90%
\n
82,27%
\n
Enel Green Power
\n
Desenvolvimento Ltda
\n
0,10%
\n
Enel Green Power Novo
\n
Lapa 08 SA
\n
Rio de Janeiro BR 1.000,00 BRL
\n
Integrale
\n
Enel Brasil SA 99,90%
\n
82,27%
\n
Enel Green Power
\n
Desenvolvimento Ltda
\n
0,10%
\n
Enel Green Power O&M
\n
Solar LLC
\n
Andover US - USD
\n
Integrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%
\n
Enel Green Power
\n
Paranapanema SA
\n
Niter\u00f3i BR 162.567.500,00 BRL
\n
Integrale Enel Brasil SA 100,00% 82,27%
\n
Enel Green Power
\n
Partecipazioni Speciali Srl
\n
Roma IT 10.000,00 EUR
\n
Integrale Enel Green Power SpA 100,00% 100,00%
\n
Enel Green Power Pau
\n
Ferro E\u00f3lica SA
\n
Rio de Janeiro BR 74.124.000,00 BRL
\n
Integrale
\n
Enel Brasil SA 97,92%
\n
82,27%
\n
Enel Green Power
\n
Desenvolvimento Ltda
\n
2,08%
\n
Enel Green Power Pau
\n
Ferro E\u00f3lica SA
\n
0,00%
\n

\n\n
Denominazione societ\u00e0 Sede legale Nazione Capitale sociale Valuta
\n
Settore di
\n
attivit\u00e0
\n
Metodo di
\n
consolidamento Detenuta da
\n
%
\n
possesso
\n
azioni
\n
ordinarie
\n
%
\n
possesso
\n
Gruppo
\n
Enel Green Power Pedra
\n
do Ger\u00f4nimo E\u00f3lica SA
\n
Rio de Janeiro BR 119.319.527,57 BRL
\n
Integrale
\n
Enel Brasil SA 98,25%
\n
82,27%
\n
Enel Green Power
\n
Desenvolvimento Ltda
\n
1,75%
\n
Enel Green Power Per\u00fa
\n
SAC
\n
San Miguel PE 1.291.373.507,00 PEN
\n
Integrale
\n
Enel Am\u00e9ricas SA 100,00%
\n
82,27%
\n
Energ\u00eda y Servicios
\n
South America SpA
\n
0,00%
\n
Enel Green Power
\n
Primavera E\u00f3lica SA
\n
Rio de Janeiro BR 95.674.900,00 BRL
\n
Integrale
\n
Enel Brasil SA 98,50%
\n
82,27%
\n
Enel Green Power
\n
Desenvolvimento Ltda
\n
1,50%
\n
Enel Green Power Puglia
\n
Srl
\n
Roma IT 1.000.000,00 EUR
\n
Integrale
\n
Enel Green Power
\n
Italia Srl
\n
100,00% 100,00%
\n
Enel Green Power RA SAE
\n
in liquidazione
\n
Cairo EG 15.000.000,00 EGP
\n
Integrale
\n
Enel Green Power
\n
Egypt SAE
\n
100,00% 100,00%
\n
Enel Green Power
\n
Rattlesnake Creek
\n
Wind Project LLC (ex
\n
Rattlesnake Creek Wind
\n
Project LLC)
\n
Delaware US 1,00 USD
\n
Integrale
\n
Rattlesnake Creek
\n
Holdings LLC
\n
100,00% 100,00%
\n
Enel Green Power
\n
Roadrunner Solar Project
\n
Holdings II LLC
\n
Andover US - USD
\n
Integrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%
\n
Enel Green Power
\n
Roadrunner Solar Project
\n
Holdings LLC
\n
Andover US - USD
\n
Integrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%
\n
Enel Green Power
\n
Roadrunner Solar Project
\n
II LLC
\n
Dover US 100,00 USD
\n
Integrale
\n
Enel Roadrunner Solar
\n
Project Holdings II LLC
\n
100,00% 100,00%
\n
Enel Green Power
\n
Rockhaven Ranchland
\n
Holdings LLC
\n
Andover US 1,00 USD
\n
Integrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%
\n
Enel Green Power
\n
Romania Srl
\n
Bucarest RO 2.430.631.000,00 RON
\n
Discontinued
\n
operation
\n
Enel Green Power SpA 100,00% 100,00%
\n
Enel Green Power
\n
Roseland Solar LLC
\n
Andover US 1,00 USD
\n
Integrale
\n
25RoseFarms Holdings
\n
LLC
\n
100,00% 100,00%
\n
Enel Green Power RSA
\n
(Pty) Ltd
\n
Johannesburg ZA 1.000,00 ZAR
\n
Equity
\n
EGP Matimba NewCo
\n
1 Srl
\n
100,00% 50,00%
\n
Enel Green Power RSA 2
\n
(RF) (Pty) Ltd
\n
Johannesburg ZA 120,00 ZAR
\n
Equity
\n
Enel Green Power RSA
\n
(Pty) Ltd
\n
100,00% 50,00%
\n
Enel Green Power Rus
\n
Limited Liability Company
\n
Mosca RU 60.500.000,00 RUB
\n
Integrale
\n
Enel Green Power
\n
Partecipazioni Speciali
\n
Srl
\n
1,00%
\n
100,00%
\n
Enel Green Power SpA 99,00%
\n
Enel Green Power SpA Roma IT 272.000.000,00 EUR
\n
Integrale Enel SpA 100,00% 100,00%
\n
Enel Green Power Salto
\n
Apiac\u00e1s SA (ex Enel
\n
Green Power Damascena
\n
E\u00f3lica SA)
\n
Rio de Janeiro BR 274.420.832,00 BRL
\n
Integrale Enel Brasil SA 100,00% 82,27%
\n
Enel Green Power Sannio
\n
Srl
\n
Roma IT 750.000,00 EUR
\n
Integrale
\n
Enel Green Power
\n
Italia Srl
\n
100,00% 100,00%
\n
Enel Green Power S\u00e3o
\n
Abra\u00e3o E\u00f3lica SA
\n
Rio de Janeiro BR 91.300.000,00 BRL
\n
Integrale Enel Brasil SA 100,00% 82,27%
\n
Enel Green Power S\u00e3o
\n
Cirilo 01 SA
\n
Rio de Janeiro BR 1.000,00 BRL
\n
Integrale
\n
Enel Brasil SA 99,90%
\n
82,27%
\n
Enel Green Power
\n
Desenvolvimento Ltda
\n
0,10%
\n

\n\n
Denominazione societ\u00e0 Sede legale Nazione Capitale sociale Valuta
\n
Settore di
\n
attivit\u00e0
\n
Metodo di
\n
consolidamento Detenuta da
\n
%
\n
possesso
\n
azioni
\n
ordinarie
\n
%
\n
possesso
\n
Gruppo
\n
Enel Green Power S\u00e3o
\n
Cirilo 02 SA
\n
Rio de Janeiro BR 1.000,00 BRL
\n
Integrale
\n
Enel Brasil SA 99,90%
\n
82,27%
\n
Enel Green Power
\n
Desenvolvimento Ltda
\n
0,10%
\n
Enel Green Power S\u00e3o
\n
Cirilo 03 SA
\n
Rio de Janeiro BR 1.000,00 BRL
\n
Integrale
\n
Enel Brasil SA 99,90%
\n
82,27%
\n
Enel Green Power
\n
Desenvolvimento Ltda
\n
0,10%
\n
Enel Green Power S\u00e3o
\n
Gon\u00e7alo 01 SA (ex Enel
\n
Green Power Projetos 10)
\n
Teresina BR 74.960.396,92 BRL
\n
Integrale
\n
Alba Energia Ltda 0,00%
\n
82,27%
\n
Enel Brasil SA 100,00%
\n
Enel Green Power S\u00e3o
\n
Gon\u00e7alo 02 SA (ex Enel
\n
Green Power Projetos 11)
\n
Teresina BR 82.268.018,57 BRL
\n
Integrale
\n
Alba Energia Ltda 0,00%
\n
82,27%
\n
Enel Brasil SA 100,00%
\n
Enel Green Power S\u00e3o
\n
Gon\u00e7alo 07 SA (ex Enel
\n
Green Power Projetos
\n
42 SA)
\n
Teresina BR 114.522.004,82 BRL
\n
Integrale
\n
Enel Brasil SA 100,00%
\n
82,27%
\n
Enel Green Power
\n
Desenvolvimento Ltda
\n
0,00%
\n
Enel Green Power S\u00e3o
\n
Gon\u00e7alo 08 SA (ex Enel
\n
Green Power Projetos
\n
43 SA)
\n
Teresina BR 109.281.818,16 BRL
\n
Integrale
\n
Enel Brasil SA 100,00%
\n
82,27%
\n
Enel Green Power
\n
Desenvolvimento Ltda
\n
0,00%
\n
Enel Green Power S\u00e3o
\n
Gon\u00e7alo 10 SA (ex Enel
\n
Green Power Projetos 15)
\n
Teresina BR 82.871.484,32 BRL
\n
Integrale Enel Brasil SA 100,00% 82,27%
\n
Enel Green Power S\u00e3o
\n
Gon\u00e7alo 11 SA (ex Enel
\n
Green Power Projetos
\n
44 SA)
\n
Teresina BR 114.475.154,82 BRL
\n
Integrale Enel Brasil SA 100,00% 82,27%
\n
Enel Green Power S\u00e3o
\n
Gon\u00e7alo 12 SA (ex Enel
\n
Green Power Projetos
\n
22 SA)
\n
Teresina BR 108.022.914,82 BRL
\n
Integrale
\n
Enel Brasil SA 100,00%
\n
82,27%
\n
Enel Green Power
\n
Desenvolvimento Ltda
\n
0,00%
\n
Enel Green Power S\u00e3o
\n
Gon\u00e7alo 14
\n
Teresina BR 147.279.287,77 BRL
\n
Integrale
\n
Enel Brasil SA 100,00%
\n
82,27%
\n
Enel Green Power
\n
Desenvolvimento Ltda
\n
0,00%
\n
Enel Green Power S\u00e3o
\n
Gon\u00e7alo 15
\n
Teresina BR 120.057.468,67 BRL
\n
Integrale Enel Brasil SA 100,00% 82,27%
\n
Enel Green Power S\u00e3o
\n
Gon\u00e7alo 17 SA
\n
Teresina BR 122.007.042,67 BRL
\n
Integrale
\n
Enel Brasil SA 100,00%
\n
82,27%
\n
Enel Green Power
\n
Desenvolvimento Ltda
\n
0,00%
\n
Enel Green Power S\u00e3o
\n
Gon\u00e7alo 18 SA (ex Enel
\n
Green Power Ventos de
\n
Santa \u00c2ngela 13 SA)
\n
Teresina BR 120.981.744,40 BRL
\n
Integrale
\n
Enel Brasil SA 100,00%
\n
82,27%
\n
Enel Green Power
\n
Desenvolvimento Ltda
\n
0,00%
\n
Enel Green Power S\u00e3o
\n
Gon\u00e7alo 19 SA
\n
Teresina BR 122.467.788,77 BRL
\n
Integrale
\n
Enel Brasil SA 100,00%
\n
82,27%
\n
Enel Green Power
\n
Desenvolvimento Ltda
\n
0,00%
\n
Enel Green Power S\u00e3o
\n
Gon\u00e7alo 21 SA (ex Enel
\n
Green Power Projetos 16)
\n
Teresina BR 89.994.200,26 BRL
\n
Integrale
\n
Alba Energia Ltda 0,00%
\n
82,27%
\n
Enel Brasil SA 100,00%
\n
Enel Green Power S\u00e3o
\n
Gon\u00e7alo 22 SA (ex Enel
\n
Green Power Projetos 30)
\n
Teresina BR 89.787.960,25 BRL
\n
Integrale
\n
Alba Energia Ltda 0,00%
\n
82,27%
\n
Enel Brasil SA 100,00%
\n

\n\n
Denominazione societ\u00e0 Sede legale Nazione Capitale sociale Valuta
\n
Settore di
\n
attivit\u00e0
\n
Metodo di
\n
consolidamento Detenuta da
\n
%
\n
possesso
\n
azioni
\n
ordinarie
\n
%
\n
possesso
\n
Gruppo
\n
Enel Green Power S\u00e3o
\n
Gon\u00e7alo 3 SA (ex Enel
\n
Green Power Projetos 12)
\n
Teresina BR 75.324.686,12 BRL
\n
Integrale
\n
lba Energia Ltda 0,00%
\n
82,27%
\n
Enel Brasil SA 100,00%
\n
Enel Green Power S\u00e3o
\n
Gon\u00e7alo 4 SA (ex Enel
\n
Green Power Projetos 13)
\n
Teresina BR 82.925.257,61 BRL
\n
Integrale
\n
Alba Energia Ltda 0,00%
\n
82,27%
\n
Enel Brasil SA 100,00%
\n
Enel Green Power S\u00e3o
\n
Gon\u00e7alo 5 SA (ex Enel
\n
Green Power Projetos 14)
\n
Teresina BR 82.230.525,15 BRL
\n
Integrale
\n
Alba Energia Ltda 0,00%
\n
82,27%
\n
Enel Brasil SA 100,00%
\n
Enel Green Power S\u00e3o
\n
Gon\u00e7alo 6 SA (ex Enel
\n
Green Power Projetos
\n
19 SA)
\n
Teresina BR 183.602.691,38 BRL
\n
Integrale
\n
Alba Energia Ltda 0,00%
\n
82,27%
\n
Enel Brasil SA 100,00%
\n
Enel Green Power
\n
Brasil Participa\u00e7\u00f5es
\n
Ltda
\n
0,00%
\n
Enel Green Power S\u00e3o
\n
Judas E\u00f3lica SA
\n
Niter\u00f3i BR 82.674.900,00 BRL
\n
Integrale
\n
Enel Brasil SA 98,26%
\n
82,27%
\n
Enel Green Power
\n
Desenvolvimento Ltda
\n
1,74%
\n
Enel Green Power S\u00e3o
\n
Micael 01 SA (ex Enel
\n
Green Power S\u00e3o Gon\u00e7alo
\n
9 SA)
\n
Teresina BR 1.000,00 BRL
\n
Integrale
\n
Alba Energia Ltda 0,10%
\n
82,27%
\n
Enel Brasil SA 99,90%
\n
Enel Green Power S\u00e3o
\n
Micael 02 SA (ex Enel
\n
Green Power S\u00e3o Gon\u00e7alo
\n
13)
\n
Teresina BR 1.000,00 BRL
\n
Integrale
\n
Alba Energia Ltda 0,10%
\n
82,27%
\n
Enel Brasil SA 99,90%
\n
Enel Green Power S\u00e3o
\n
Micael 03 SA (ex Enel
\n
Green Power S\u00e3o Gon\u00e7alo
\n
16 SA)
\n
Teresina BR 1.000,00 BRL
\n
Integrale
\n
Alba Energia Ltda 0,10%
\n
82,27%
\n
Enel Brasil SA 99,90%
\n
Enel Green Power S\u00e3o
\n
Micael 04 SA (ex Enel
\n
Green Power S\u00e3o Gon\u00e7alo
\n
20 SA)
\n
Teresina BR 1.000,00 BRL
\n
Integrale
\n
Enel Brasil SA 99,90%
\n
82,27%
\n
Enel Green Power
\n
Desenvolvimento Ltda
\n
0,10%
\n
Enel Green Power S\u00e3o
\n
Micael 05 SA
\n
Teresina BR 1.000,00 BRL
\n
Integrale
\n
Enel Brasil SA 99,90%
\n
82,27%
\n
Enel Green Power
\n
Desenvolvimento Ltda
\n
0,10%
\n
Enel Green Power
\n
Services LLC
\n
Wilmington US 100,00 USD
\n
Integrale
\n
Enel Green Power
\n
North America Inc.
\n
100,00% 100,00%
\n
Enel Green Power SHU
\n
SAE in liquidazione
\n
Cairo EG 15.000.000,00 EGP
\n
Integrale
\n
Enel Green Power
\n
Egypt SAE
\n
100,00% 100,00%
\n
Enel Green Power
\n
Singapore Pte Ltd
\n
Singapore SG 8.000.000,00 SGD
\n
Integrale Enel Green Power SpA 100,00% 100,00%
\n
Enel Green Power Solar
\n
Energy Srl
\n
Roma IT 10.000,00 EUR
\n
Integrale
\n
Enel Green Power
\n
Italia Srl
\n
100,00% 100,00%
\n
Enel Green Power Solar
\n
Metehara SpA
\n
Roma IT 50.000,00 EUR
\n
Integrale Enel Green Power SpA 100,00% 100,00%
\n
Enel Green Power Solar
\n
Ngonye SpA (ex Enel
\n
Green Power Africa Srl)
\n
Roma IT 50.000,00 EUR
\n
AFS
\n
EGP Matimba NewCo
\n
2 Srl
\n
100,00% 100,00%
\n
Enel Green Power South
\n
Africa (Pty) Ltd
\n
Johannesburg ZA 1.000,00 ZAR
\n
Integrale Enel Green Power SpA 100,00% 100,00%
\n

\n\n
Denominazione societ\u00e0 Sede legale Nazione Capitale sociale Valuta
\n
Settore di
\n
attivit\u00e0
\n
Metodo di
\n
consolidamento Detenuta da
\n
%
\n
possesso
\n
azioni
\n
ordinarie
\n
%
\n
possesso
\n
Gruppo
\n
Enel Green Power South
\n
Africa 3 (Pty) Ltd
\n
Gauteng ZA 1.000,00 ZAR
\n
Integrale Enel Green Power SpA 100,00% 100,00%
\n
Enel Green Power
\n
Stampede Solar Holdings
\n
LLC
\n
Andover US 1,00 USD
\n
Integrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%
\n
Enel Green Power Swift
\n
Wind LP
\n
Calgary CA 1.000,00 CAD
\n
Integrale
\n
Enel Alberta Wind Inc. 0,10%
\n
100,00%
\n
Enel Green Power
\n
Canada Inc.
\n
99,90%
\n
Enel Green Power Tacaic\u00f3
\n
E\u00f3lica SA
\n
Rio de Janeiro BR 50.034.360,00 BRL
\n
Integrale
\n
Enel Brasil SA 97,87%
\n
82,27%
\n
Enel Green Power
\n
Desenvolvimento Ltda
\n
2,13%
\n
Enel Green Power Tefnut
\n
SAE in liquidazione
\n
Cairo EG 15.000.000,00 EGP
\n
Integrale
\n
Enel Green Power
\n
Egypt SAE
\n
100,00% 100,00%
\n
Enel Green Power Turkey
\n
Enerj\u00ed Yatirimlari Anon\u00edm
\n
\u015e\u00edrket\u00ed
\n
Istanbul TR 37.141.108,00 TRY
\n
Integrale Enel Green Power SpA 100,00% 100,00%
\n
Enel Green Power UB33
\n
GmbH & Co. KG
\n
Berlino DE 75.000,00 EUR
\n
Integrale
\n
Enel Green Power
\n
Germany GmbH
\n
100,00% 100,00%
\n
Enel Green Power Ventos
\n
de Santa \u00c2ngela 1 SA
\n
Teresina BR 182.273.006,17 BRL
\n
Integrale
\n
Enel Brasil SA 100,00%
\n
82,27%
\n
Ventos de Santa
\n
\u00c2ngela Energias
\n
Renov\u00e1veis SA
\n
0,00%
\n
Enel Green Power Ventos
\n
de Santa \u00c2ngela 10 SA
\n
(ex Enel Green Power
\n
Projetos 21)
\n
Teresina BR 122.100.849,07 BRL
\n
Integrale
\n
Enel Brasil SA 100,00%
\n
82,27%
\n
Ventos de Santa
\n
\u00c2ngela Energias
\n
Renov\u00e1veis SA
\n
0,00%
\n
Enel Green Power Ventos
\n
de Santa \u00c2ngela 11 SA
\n
(ex Enel Green Power
\n
Projetos 23)
\n
Teresina BR 132.786.606,48 BRL
\n
Integrale
\n
Enel Brasil SA 100,00%
\n
82,27%
\n
Ventos de Santa
\n
\u00c2ngela Energias
\n
Renov\u00e1veis SA
\n
0,00%
\n
Enel Green Power Ventos
\n
de Santa \u00c2ngela 14 SA
\n
(ex Enel Green Power
\n
Projetos 24)
\n
Teresina BR 198.554.956,48 BRL
\n
Integrale
\n
Enel Brasil SA 100,00%
\n
82,27%
\n
Ventos de Santa
\n
\u00c2ngela Energias
\n
Renov\u00e1veis SA
\n
0,00%
\n
Enel Green Power Ventos
\n
de Santa \u00c2ngela 15 SA
\n
(ex Enel Green Power
\n
Projetos 25)
\n
Teresina BR 125.100.849,07 BRL
\n
Integrale
\n
Enel Brasil SA 100,00%
\n
82,27%
\n
Ventos de Santa
\n
\u00c2ngela Energias
\n
Renov\u00e1veis SA
\n
0,00%
\n
Enel Green Power Ventos
\n
de Santa \u00c2ngela 17 SA
\n
(ex Enel Green Power
\n
Projetos 26)
\n
Teresina BR 152.022.288,00 BRL
\n
Integrale
\n
Enel Brasil SA 100,00%
\n
82,27%
\n
Ventos de Santa
\n
\u00c2ngela Energias
\n
Renov\u00e1veis SA
\n
0,00%
\n
Enel Green Power Ventos
\n
de Santa \u00c2ngela 19 SA
\n
(ex Enel Green Power
\n
Projetos 27)
\n
Teresina BR 95.587.248,00 BRL
\n
Integrale
\n
Enel Brasil SA 100,00%
\n
82,27%
\n
Ventos de Santa
\n
\u00c2ngela Energias
\n
Renov\u00e1veis SA
\n
0,00%
\n
Enel Green Power Ventos
\n
de Santa \u00c2ngela 2 SA
\n
Teresina BR 299.922.006,17 BRL
\n
Integrale
\n
Enel Brasil SA 100,00%
\n
82,27%
\n
Ventos de Santa
\n
\u00c2ngela Energias
\n
Renov\u00e1veis SA
\n
0,00%
\n
Enel Green Power Ventos
\n
de Santa \u00c2ngela 20 SA
\n
(ex Enel Green Power
\n
Projetos 28)
\n
Teresina BR 92.895.408,95 BRL
\n
Integrale
\n
Enel Brasil SA 100,00%
\n
82,27%
\n
Ventos de Santa
\n
\u00c2ngela Energias
\n
Renov\u00e1veis SA
\n
0,00%
\n
Enel Green Power Ventos
\n
de Santa \u00c2ngela 21 SA
\n
(ex Enel Green Power
\n
Projetos 29)
\n
Teresina BR 41.179.409,72 BRL
\n
Integrale
\n
Enel Brasil SA 100,00%
\n
82,27%
\n
Ventos de Santa
\n
\u00c2ngela Energias
\n
Renov\u00e1veis SA
\n
0,00%
\n

\n\n
Denominazione societ\u00e0 Sede legale Nazione Capitale sociale Valuta
\n
Settore di
\n
attivit\u00e0
\n
Metodo di
\n
consolidamento Detenuta da
\n
%
\n
possesso
\n
azioni
\n
ordinarie
\n
%
\n
possesso
\n
Gruppo
\n
Enel Green Power Ventos
\n
de Santa \u00c2ngela 3 SA
\n
(ex Enel Green Power
\n
Projetos 4)
\n
Teresina BR 99.786.606,48 BRL
\n
Integrale
\n
Enel Brasil SA 100,00%
\n
82,27%
\n
Ventos de Santa
\n
\u00c2ngela Energias
\n
Renov\u00e1veis SA
\n
0,00%
\n
Enel Green Power Ventos
\n
de Santa \u00c2ngela 4 SA
\n
(ex Enel Green Power
\n
Projetos 6)
\n
Teresina BR 100.732.205,24 BRL
\n
Integrale
\n
Enel Brasil SA 100,00%
\n
82,27%
\n
Ventos de Santa
\n
\u00c2ngela Energias
\n
Renov\u00e1veis SA
\n
0,00%
\n
Enel Green Power Ventos
\n
de Santa \u00c2ngela 5 SA
\n
(ex Enel Green Power
\n
Projetos 7)
\n
Teresina BR 84.786.606,48 BRL
\n
Integrale
\n
Enel Brasil SA 100,00%
\n
82,27%
\n
Ventos de Santa
\n
\u00c2ngela Energias
\n
Renov\u00e1veis SA
\n
0,00%
\n
Enel Green Power Ventos
\n
de Santa \u00c2ngela 6 SA
\n
(ex Enel Green Power
\n
Projetos 8)
\n
Teresina BR 83.786.606,48 BRL
\n
Integrale
\n
Enel Brasil SA 100,00%
\n
82,27%
\n
Ventos de Santa
\n
\u00c2ngela Energias
\n
Renov\u00e1veis SA
\n
0,00%
\n
Enel Green Power Ventos
\n
de Santa \u00c2ngela 7 SA
\n
(ex Enel Green Power
\n
Projetos 9)
\n
Teresina BR 81.245.805,55 BRL
\n
Integrale
\n
Enel Brasil SA 100,00%
\n
82,27%
\n
Ventos de Santa
\n
Esperan\u00e7a Energias
\n
Renov\u00e1veis SA
\n
0,00%
\n
Enel Green Power Ventos
\n
de Santa \u00c2ngela 8 SA
\n
(ex Enel Green Power
\n
Projetos 18)
\n
Teresina BR 91.786.606,48 BRL
\n
Integrale
\n
Enel Brasil SA 100,00%
\n
82,27%
\n
Ventos de Santa
\n
\u00c2ngela Energias
\n
Renov\u00e1veis SA
\n
0,00%
\n
Enel Green Power Ventos
\n
de Santa \u00c2ngela 9 SA
\n
(ex Enel Green Power
\n
Projetos 20)
\n
Teresina BR 118.786.606,00 BRL
\n
Integrale
\n
Enel Brasil SA 100,00%
\n
82,27%
\n
Ventos de Santa
\n
\u00c2ngela Energias
\n
Renov\u00e1veis SA
\n
0,00%
\n
Enel Green Power Ventos
\n
de Santa \u00c2ngela ACL 12
\n
(ex Enel Green Power
\n
Projetos 36)
\n
Teresina BR 94.727.364,09 BRL
\n
Integrale
\n
Enel Brasil SA 100,00%
\n
82,27%
\n
Enel Green Power
\n
Desenvolvimento Ltda
\n
0,00%
\n
Enel Green Power Ventos
\n
de Santa \u00c2ngela ACL 13
\n
SA (ex Enel Green Power
\n
Projetos 17 SA)
\n
Teresina BR 77.496.725,02 BRL
\n
Integrale
\n
Enel Brasil SA 100,00%
\n
82,27%
\n
Enel Green Power
\n
Desenvolvimento Ltda
\n
0,00%
\n
Enel Green Power Ventos
\n
de Santa \u00c2ngela ACL 16
\n
SA (ex Enel Green Power
\n
Projetos 38 SA)
\n
Teresina BR 89.917.563,24 BRL
\n
Integrale
\n
Enel Brasil SA 100,00%
\n
82,27%
\n
Enel Green Power
\n
Desenvolvimento Ltda
\n
0,00%
\n
Enel Green Power Ventos
\n
de Santa \u00c2ngela ACL 18
\n
SA (ex Enel Green Power
\n
Projetos 47 SA)
\n
Teresina BR 86.496.703,24 BRL
\n
Integrale
\n
Enel Brasil SA 100,00%
\n
82,27%
\n
Enel Green Power
\n
Desenvolvimento Ltda
\n
0,00%
\n
Enel Green Power Ventos
\n
de Santa Esperan\u00e7a 08
\n
SA (ex Enel Green Power
\n
Projetos 34 SA)
\n
Rio de Janeiro BR 173.154.500,67 BRL
\n
Integrale
\n
Enel Brasil SA 100,00%
\n
82,27%
\n
Enel Green Power
\n
Desenvolvimento Ltda
\n
0,00%
\n
Enel Green Power Ventos
\n
de Santa Esperan\u00e7a 1
\n
SA (ex Enel Green Power
\n
Fonte dos Ventos 1 SA)
\n
Rio de Janeiro BR 1.000,00 BRL
\n
Integrale
\n
Enel Brasil SA 99,90%
\n
82,27%
\n
Enel Green Power
\n
Desenvolvimento Ltda
\n
0,10%
\n
Enel Green Power Ventos
\n
de Santa Esperan\u00e7a 13
\n
(ex Enel Green Power
\n
Projetos 33 SA)
\n
Rio de Janeiro BR 221.832.010,12 BRL
\n
Integrale
\n
Enel Brasil SA 100,00%
\n
82,27%
\n
Enel Green Power
\n
Desenvolvimento Ltda
\n
0,00%
\n
Enel Green Power Ventos
\n
de Santa Esperan\u00e7a 15 SA
\n
Rio de Janeiro BR 292.888.027,82 BRL
\n
Integrale
\n
Enel Brasil SA 100,00%
\n
82,27%
\n
Enel Green Power
\n
Desenvolvimento Ltda
\n
0,00%
\n

\n\n
Denominazione societ\u00e0 Sede legale Nazione Capitale sociale Valuta
\n
Settore di
\n
attivit\u00e0
\n
Metodo di
\n
consolidamento Detenuta da
\n
%
\n
possesso
\n
azioni
\n
ordinarie
\n
%
\n
possesso
\n
Gruppo
\n
Enel Green Power Ventos
\n
de Santa Esperan\u00e7a 16
\n
SA (ex Enel Green Power
\n
Projetos 35 SA)
\n
Rio de Janeiro BR 252.240.012,65 BRL
\n
Integrale
\n
Enel Brasil SA 100,00%
\n
82,27%
\n
Enel Green Power
\n
Desenvolvimento Ltda
\n
0,00%
\n
Enel Green Power Ventos
\n
de Santa Esperan\u00e7a 17
\n
SA (ex Enel Green Power
\n
Projetos 31 SA)
\n
Rio de Janeiro BR 252.240.012,65 BRL
\n
Integrale
\n
Enel Brasil SA 100,00%
\n
82,27%
\n
Enel Green Power
\n
Desenvolvimento Ltda
\n
0,00%
\n
Enel Green Power Ventos
\n
de Santa Esperan\u00e7a 21
\n
SA (ex Enel Green Power
\n
Projetos 37 SA)
\n
Rio de Janeiro BR 276.814.829,93 BRL
\n
Integrale
\n
Enel Brasil SA 100,00%
\n
82,27%
\n
Enel Green Power
\n
Desenvolvimento Ltda
\n
0,00%
\n
Enel Green Power Ventos
\n
de Santa Esperan\u00e7a 22
\n
SA (ex Enel Green Power
\n
Projetos 39 SA)
\n
Rio de Janeiro BR 274.625.153,91 BRL
\n
Integrale
\n
Enel Brasil SA 100,00%
\n
82,27%
\n
Enel Green Power
\n
Desenvolvimento Ltda
\n
0,00%
\n
Enel Green Power Ventos
\n
de Santa Esperan\u00e7a 25
\n
SA (ex Enel Green Power
\n
Projetos 40 SA)
\n
Rio de Janeiro BR 171.324.007,59 BRL
\n
Integrale
\n
Enel Brasil SA 100,00%
\n
82,27%
\n
Enel Green Power
\n
Desenvolvimento Ltda
\n
0,00%
\n
Enel Green Power Ventos
\n
de Santa Esperan\u00e7a 26
\n
SA (ex Enel Green Power
\n
Projetos 41 SA)
\n
Rio de Janeiro BR 344.251.125,91 BRL
\n
Integrale
\n
Enel Brasil SA 100,00%
\n
82,27%
\n
Enel Green Power
\n
Desenvolvimento Ltda
\n
0,00%
\n
Enel Green Power
\n
Ventos de Santa
\n
Esperan\u00e7a 26 SA (ex
\n
Enel Green Power
\n
Projetos 41 SA)
\n
0,00%
\n
Enel Green Power Ventos
\n
de Santa Esperan\u00e7a 3 SA
\n
Rio de Janeiro BR 1.000,00 BRL
\n
Integrale
\n
Enel Brasil SA 99,90%
\n
82,27%
\n
Enel Green Power
\n
Desenvolvimento Ltda
\n
0,10%
\n
Enel Green Power Ventos
\n
de Santa Esperan\u00e7a 7
\n
SA (ex Enel Green Power
\n
Lagedo Alto SA)
\n
Rio de Janeiro BR 1.000,00 BRL
\n
Integrale
\n
Enel Brasil SA 99,90%
\n
82,27%
\n
Enel Green Power
\n
Desenvolvimento Ltda
\n
0,10%
\n
Enel Green Power Ventos
\n
de Santa Esperan\u00e7a
\n
Participa\u00e7\u00f5es SA (ex Enel
\n
Green Power Cumaru
\n
06 SA)
\n
Rio de Janeiro BR 1.000,00 BRL
\n
Integrale
\n
Enel Brasil SA 99,90%
\n
82,27%
\n
Enel Green Power
\n
Desenvolvimento Ltda
\n
0,10%
\n
Enel Green Power Ventos
\n
de Santo Orestes 1 SA
\n
Rio de Janeiro BR 1.000,00 BRL
\n
Integrale
\n
Enel Brasil SA 99,90%
\n
82,27%
\n
Enel Green Power
\n
Desenvolvimento Ltda
\n
0,10%
\n
Enel Green Power Ventos
\n
de Santo Orestes 2 SA
\n
Rio de Janeiro BR 1.000,00 BRL
\n
Integrale
\n
Enel Brasil SA 99,90%
\n
82,27%
\n
Enel Green Power
\n
Desenvolvimento Ltda
\n
0,10%
\n
Enel Green Power Ventos
\n
de S\u00e3o Roque 01 SA
\n
Teresina BR 383.436.550,79 BRL
\n
Integrale
\n
Enel Brasil SA 100,00%
\n
82,27%
\n
Enel Green Power
\n
Desenvolvimento Ltda
\n
0,00%
\n
Enel Green Power Ventos
\n
de S\u00e3o Roque 02 SA
\n
Teresina BR 369.758.650,79 BRL
\n
Integrale
\n
Enel Brasil SA 100,00%
\n
82,27%
\n
Enel Green Power
\n
Desenvolvimento Ltda
\n
0,00%
\n
Enel Green Power Ventos
\n
de S\u00e3o Roque 03 SA
\n
Teresina BR 112.576.700,90 BRL
\n
Integrale
\n
Enel Brasil SA 100,00%
\n
82,27%
\n
Enel Green Power
\n
Desenvolvimento Ltda
\n
0,00%
\n

\n\n
Denominazione societ\u00e0 Sede legale Nazione Capitale sociale Valuta
\n
Settore di
\n
attivit\u00e0
\n
Metodo di
\n
consolidamento Detenuta da
\n
%
\n
possesso
\n
azioni
\n
ordinarie
\n
%
\n
possesso
\n
Gruppo
\n
Enel Green Power Ventos
\n
de S\u00e3o Roque 04 SA
\n
Teresina BR 379.980.530,79 BRL
\n
Integrale
\n
Enel Brasil SA 100,00%
\n
82,27%
\n
Enel Green Power
\n
Desenvolvimento Ltda
\n
0,00%
\n
Enel Green Power Ventos
\n
de S\u00e3o Roque 05 SA
\n
Teresina BR 212.501.000,00 BRL
\n
Integrale
\n
Enel Brasil SA 100,00%
\n
82,27%
\n
Enel Green Power
\n
Desenvolvimento Ltda
\n
0,00%
\n
Enel Green Power Ventos
\n
de S\u00e3o Roque 06 SA
\n
Teresina BR 112.501.000,00 BRL
\n
Integrale
\n
Enel Brasil SA 99,90%
\n
82,27%
\n
Enel Green Power
\n
Desenvolvimento Ltda
\n
0,10%
\n
Enel Green Power Ventos
\n
de S\u00e3o Roque 07 SA
\n
Teresina BR 112.501.000,00 BRL
\n
Integrale
\n
Enel Brasil SA 100,00%
\n
82,27%
\n
Enel Green Power
\n
Desenvolvimento Ltda
\n
0,00%
\n
Enel Green Power Ventos
\n
de S\u00e3o Roque 08 SA
\n
Teresina BR 337.473.758,00 BRL
\n
Integrale
\n
Enel Brasil SA 100,00%
\n
82,27%
\n
Enel Green Power
\n
Desenvolvimento Ltda
\n
0,00%
\n
Enel Green Power Ventos
\n
de S\u00e3o Roque 11 SA
\n
Teresina BR 318.740.450,79 BRL
\n
Integrale
\n
Enel Brasil SA 100,00%
\n
82,27%
\n
Enel Green Power
\n
Desenvolvimento Ltda
\n
0,00%
\n
Enel Green Power Ventos
\n
de S\u00e3o Roque 13 SA
\n
Teresina BR 112.501.000,00 BRL
\n
Integrale
\n
Enel Brasil SA 100,00%
\n
82,27%
\n
Enel Green Power
\n
Desenvolvimento Ltda
\n
0,00%
\n
Enel Green Power Ventos
\n
de S\u00e3o Roque 16 SA
\n
Teresina BR 353.284.550,79 BRL
\n
Integrale
\n
Enel Brasil SA 100,00%
\n
82,27%
\n
Enel Green Power
\n
Desenvolvimento Ltda
\n
0,00%
\n
Enel Green Power Ventos
\n
de S\u00e3o Roque 17 SA
\n
Teresina BR 298.952.100,79 BRL
\n
Integrale
\n
Enel Brasil SA 100,00%
\n
82,27%
\n
Enel Green Power
\n
Desenvolvimento Ltda
\n
0,00%
\n
Enel Green Power Ventos
\n
de S\u00e3o Roque 18 SA
\n
Teresina BR 332.473.758,81 BRL
\n
Integrale
\n
Enel Brasil SA 100,00%
\n
82,27%
\n
Enel Green Power
\n
Desenvolvimento Ltda
\n
0,00%
\n
Enel Green Power Ventos
\n
de S\u00e3o Roque 19 SA
\n
Teresina BR 112.501.000,00 BRL
\n
Integrale
\n
Enel Brasil SA 100,00%
\n
82,27%
\n
Enel Green Power
\n
Desenvolvimento Ltda
\n
0,00%
\n
Enel Green Power Ventos
\n
de S\u00e3o Roque 22 SA
\n
Teresina BR 112.501.000,00 BRL
\n
Integrale
\n
Enel Brasil SA 100,00%
\n
82,27%
\n
Enel Green Power
\n
Desenvolvimento Ltda
\n
0,00%
\n
Enel Green Power Ventos
\n
de S\u00e3o Roque 26 SA
\n
Teresina BR 112.501.000,00 BRL
\n
Integrale
\n
Enel Brasil SA 100,00%
\n
82,27%
\n
Enel Green Power
\n
Desenvolvimento Ltda
\n
0,00%
\n
Enel Green Power Ventos
\n
de S\u00e3o Roque 29 SA
\n
Teresina BR 112.501.000,00 BRL
\n
Integrale
\n
Enel Brasil SA 100,00%
\n
82,27%
\n
Enel Green Power
\n
Desenvolvimento Ltda
\n
0,00%
\n
Enel Green Power
\n
Verwaltungs GmbH
\n
Berlino DE 25.000,00 EUR
\n
Integrale
\n
Enel Green Power
\n
Germany GmbH
\n
100,00% 100,00%
\n
Enel Green Power
\n
Vietnam LLC (C\u00f4ng ty
\n
TNHH Enel Green Power
\n
Vi
\n
\u0265t Nam)
\n
Ho Chi Minh City VN 2.431.933,00 USD
\n
Integrale Enel Green Power SpA 100,00% 100,00%
\n
Enel Green Power Villoresi
\n
Srl
\n
Roma IT 1.200.000,00 EUR
\n
Integrale
\n
Enel Green Power
\n
Italia Srl
\n
51,00% 51,00%
\n

\n\n
Denominazione societ\u00e0 Sede legale Nazione Capitale sociale Valuta
\n
Settore di
\n
attivit\u00e0
\n
Metodo di
\n
consolidamento Detenuta da
\n
%
\n
possesso
\n
azioni
\n
ordinarie
\n
%
\n
possesso
\n
Gruppo
\n
Enel Green Power Volta
\n
Grande SA (ex Enel Green
\n
Power Projetos I SA)
\n
Niter\u00f3i BR 565.756.528,00 BRL
\n
Integrale Enel Brasil SA 100,00% 82,27%
\n
Enel Green Power Zambia
\n
Limited
\n
Lusaka ZM 15.000,00 ZMW
\n
Integrale
\n
Enel Green Power
\n
Development Srl
\n
1,00%
\n
100,00%
\n
Enel Green Power
\n
South Africa (Pty) Ltd
\n
99,00%
\n
Enel Green Power Zeus
\n
II - Delfina 8 SA
\n
Rio de Janeiro BR 77.939.980,00 BRL
\n
Integrale Enel Brasil SA 100,00% 82,27%
\n
Enel Green Power Zeus
\n
Sul 1 Ltda
\n
Rio de Janeiro BR 6.986.993,00 BRL
\n
Integrale
\n
Enel Brasil SA 100,00%
\n
82,27%
\n
Enel Green Power
\n
Desenvolvimento Ltda
\n
0,00%
\n
Enel Green Power Zeus
\n
Sul 2 SA
\n
Rio de Janeiro BR 1.000,00 BRL
\n
Integrale
\n
Enel Brasil SA 99,90%
\n
82,27%
\n
Enel Green Power
\n
Desenvolvimento Ltda
\n
0,10%
\n
Enel Grids Srl Roma IT 10.100.000,00 EUR
\n
Integrale Enel SpA 100,00% 100,00%
\n
Enel Guatemala SA
\n
Citt\u00e0 del
\n
Guatemala
\n
GT 67.208.000,00 GTQ
\n
Integrale
\n
Enel Am\u00e9ricas SA 0,00%
\n
47, 18%
\n
Enel Colombia SA ESP 100,00%
\n
Enel Holding Finance Srl Roma IT 10.000,00 EUR
\n
Integrale Enel SpA 100,00% 100,00%
\n
Enel Iberia SRLU Madrid ES 336.142.500,00 EUR
\n
Integrale Enel SpA 100,00% 100,00%
\n
Enel Innovation Hubs Srl Roma IT 1.100.000,00 EUR
\n
Integrale Enel SpA 100,00% 100,00%
\n
Enel Insurance NV Amsterdam NL 60.000,00 EUR
\n
Integrale Enel SpA 100,00% 100,00%
\n
Enel Investment Holding
\n
BV
\n
Amsterdam NL 1.000.000,00 EUR
\n
Integrale Enel SpA 100,00% 100,00%
\n
Enel Italia SpA Roma IT 100.000.000,00 EUR
\n
Integrale Enel SpA 100,00% 100,00%
\n
Enel Kansas Development
\n
Holdings LLC
\n
Andover US - USD
\n
Integrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%
\n
Enel Kansas LLC Wilmington US - USD
\n
Integrale
\n
Enel Green Power
\n
North America Inc.
\n
100,00% 100,00%
\n
Enel Land HoldCo LLC Andover US - USD
\n
Integrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%
\n
Enel Logistics Srl Roma IT 1.000.000,00 EUR
\n
Integrale Enel Italia SpA 100,00% 100,00%
\n
Enel Minnesota Holdings
\n
LLC
\n
Minneapolis US - USD
\n
Integrale
\n
EGP Geronimo Holding
\n
Company Inc.
\n
100,00% 100,00%
\n
Enel Nevkan Inc. Wilmington US - USD
\n
Integrale
\n
Enel Green Power
\n
North America Inc.
\n
100,00% 100,00%
\n
Enel North America Inc. Andover US 50,00 USD
\n
Integrale Enel SpA 100,00% 100,00%
\n
Enel Operations Canada
\n
Ltd
\n
Alberta CA 1.000,00 CAD
\n
Integrale
\n
Enel Green Power
\n
Canada Inc.
\n
100,00% 100,00%
\n
Enel Panam\u00e1 CAM Srl Panama City PA 3.001,00 USD
\n
Integrale
\n
Enel Am\u00e9ricas SA 0,03%
\n
47, 19%
\n
Enel Colombia SA ESP 99,97%
\n

\n\n
Denominazione societ\u00e0 Sede legale Nazione Capitale sociale Valuta
\n
Settore di
\n
attivit\u00e0
\n
Metodo di
\n
consolidamento Detenuta da
\n
%
\n
possesso
\n
azioni
\n
ordinarie
\n
%
\n
possesso
\n
Gruppo
\n
Enel Per\u00fa SAC San Miguel PE 5.361.789.105,00 PEN Integrale Enel Am\u00e9ricas SA 100,00% 82,27%
\n
Enel Produzione SpA Roma IT 1.800.000.000,00 EUR
\n
Integrale Enel Italia SpA 100,00% 100,00%
\n
Enel Renovable Srl Panama City PA 10.100,00 USD
\n
Integrale
\n
Enel Colombia SA ESP 0,99%
\n
47, 19%
\n
Enel Panam\u00e1 CAM Srl 99,01%
\n
Enel Rinnovabile SA de Cv Citt\u00e0 del Messico MX 100,00 MXN
\n
Integrale
\n
Enel Green Power
\n
Global Investment BV
\n
99,00%
\n
100,00%
\n
Enel Green Power
\n
M\u00e9xico S de RL de Cv
\n
1,00%
\n
Enel Roadrunner Solar
\n
Project Holdings II LLC
\n
Andover US - USD
\n
Integrale
\n
Enel Green Power
\n
Roadrunner Solar
\n
Project Holdings II LLC
\n
100,00% 100,00%
\n
Enel Roadrunner Solar
\n
Project Holdings LLC
\n
Dover US 100,00 USD
\n
Integrale
\n
Enel Green Power
\n
Roadrunner Solar
\n
Project Holdings LLC
\n
100,00% 100,00%
\n
Enel Romania SA Buftea RO 200.000,00 RON
\n
Discontinued
\n
operation
\n
Enel SpA 100,00% 100,00%
\n
Enel Salt Wells LLC Fallon US - USD
\n
Integrale Enel Geothermal LLC 100,00% 100,00%
\n
Enel Saudi Arabia Limited Al Khobar SA 1.000.000,00 SAR
\n
Integrale e-distribuzione SpA 60,00% 60,00%
\n
Enel Servicii Comune SA Bucarest RO 33.000.000,00 RON
\n
Discontinued
\n
operation
\n
E-Distribu\u0163ie Banat SA 50,00%
\n
51,00%
\n
E-Distribu\u0163ie Dobrogea
\n
SA
\n
50,00%
\n
Enel Sole Srl Roma IT 4.600.000,00 EUR
\n
Integrale Enel Italia SpA 100,00% 100,00%
\n
Enel Solu\u00e7\u00f5es Energ\u00e9ticas
\n
Ltda
\n
Rio de Janeiro BR 42.863.000,00 BRL
\n
Integrale
\n
Enel Brasil SA 100,00%
\n
82,27%
\n
Enel Green Power
\n
Desenvolvimento Ltda
\n
0,00%
\n
Enel Solu\u00e7\u00f5es
\n
Energ\u00e9ticas Ltda
\n
0,00%
\n
Enel Stillwater LLC Wilmington US - USD
\n
Integrale Enel Geothermal LLC 100,00% 100,00%
\n
Enel Surprise Valley LLC Wilmington US - USD
\n
Integrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%
\n
Enel Texkan Inc. Wilmington US 100,00 USD
\n
Integrale Chi Power Inc. 100,00% 100,00%
\n
Enel Trade Energy Srl Bucarest RO 2.437.050,00 RON
\n
Discontinued
\n
operation
\n
Enel Romania SA 100,00% 100,00%
\n
Enel Trade Serbia doo
\n
Beograd in liquidazione
\n
Belgrado RS 300.000,00 EUR
\n
Integrale
\n
Enel Global Trading
\n
SpA
\n
100,00% 100,00%
\n
Enel Trading Argentina Srl Buenos Aires AR 14.011.100,00 ARS
\n
Integrale
\n
Enel Am\u00e9ricas SA 55,00%
\n
82,26%
\n
Enel Argentina SA 45,00%
\n
Enel Trading Brasil SA Rio de Janeiro BR 5.280.312,00 BRL
\n
Integrale Enel Brasil SA 100,00% 82,27%
\n
Enel Trading North
\n
America LLC
\n
Wilmington US 10.000.000,00 USD
\n
Integrale Enel North America Inc. 100,00% 100,00%
\n
Enel Uruguay SA Montevideo UY 20.000,00 UYU
\n
Integrale Enel Brasil SA 100,00% 82,27%
\n

\n\n
Denominazione societ\u00e0 Sede legale Nazione Capitale sociale Valuta
\n
Settore di
\n
attivit\u00e0
\n
Metodo di
\n
consolidamento Detenuta da
\n
%
\n
possesso
\n
azioni
\n
ordinarie
\n
%
\n
possesso
\n
Gruppo
\n
Enel Vayu (Project 2)
\n
Private Limited
\n
Gurugram IN 45.000.000,00 INR
\n
Integrale
\n
Enel Green Power India
\n
Private Limited
\n
100,00% 100,00%
\n
Enel Wind Project
\n
(Amberi) Private Limited
\n
Nuova Delhi IN 5.000.000,00 INR
\n
Integrale
\n
Enel Green Power India
\n
Private Limited
\n
100,00% 100,00%
\n
Enel X Advisory Services
\n
North America Inc.
\n
Boston US - USD
\n
Integrale
\n
Enel X Advisory
\n
Services Srl
\n
100,00% 100,00%
\n
Enel X Advisory Services
\n
Srl
\n
Roma IT - EUR
\n
Integrale Enel X Srl 100,00% 100,00%
\n
Enel X Advisory Services
\n
UK Limited
\n
Londra GB 502,00 GBP
\n
Integrale
\n
Enel X Advisory
\n
Services Srl
\n
100,00% 100,00%
\n
Enel X Advisory Services
\n
USA LLC
\n
Boston US - USD
\n
Integrale
\n
Enel X North America
\n
Inc.
\n
100,00% 100,00%
\n
Enel X Arecibo LLC Boston US - USD
\n
Integrale Enel X Pr Holdings LLC 100,00% 100,00%
\n
Enel X Argentina SAU Buenos Aires AR 127.800.000,00 ARS
\n
Integrale Enel X International Srl 100,00% 100,00%
\n
Enel X Asputeck Ave.
\n
Project LLC
\n
Boston US - USD
\n
Integrale
\n
Enel X Finance Partner
\n
LLC
\n
100,00% 100,00%
\n
Enel X Australia Holding
\n
(Pty) Ltd
\n
Melbourne AU 28.424.578,00 AUD
\n
Integrale Enel X International Srl 100,00% 100,00%
\n
Enel X Australia (Pty) Ltd Melbourne AU 7.209.880,00 AUD
\n
Integrale
\n
Energy Response
\n
Holdings (Pty) Ltd
\n
100,00% 100,00%
\n
Enel X Battery Storage
\n
Limited Partnership
\n
Oakville CA 10.000,00 CAD
\n
Integrale
\n
Enel X Canada Holding
\n
Inc.
\n
0,01%
\n
100,00%
\n
Enel X Canada Ltd 99,99%
\n
Enel X Brasil
\n
Gerenciamento de
\n
Energia Ltda
\n
Sorocaba BR 5.538.403,00 BRL
\n
Integrale
\n
Enel X Ireland Limited 0,00%
\n
100,00%
\n
EnerNOC UK II Limited 100,00%
\n
Enel X Brasil SA Niter\u00f3i BR 471.725.892,00 BRL
\n
Integrale Enel Brasil SA 100,00% 82,27%
\n
Enel X Canada Holding
\n
Inc.
\n
Oakville CA 1.000,00 CAD
\n
Integrale Enel X Canada Ltd 100,00% 100,00%
\n
Enel X Canada Ltd Mississauga CA 1.000,00 CAD
\n
Integrale Enel North America Inc. 100,00% 100,00%
\n
Enel X Chile SpA Santiago del Cile CL 3.341.831.929,00 CLP
\n
Integrale Enel Chile SA 100,00% 64,93%
\n
Enel X College Ave.
\n
Project LLC
\n
Boston US - USD
\n
Integrale
\n
Enel X MA Holdings
\n
LLC
\n
100,00% 100,00%
\n
Enel X Colombia SAS ESP Bogot\u00e0 CO 50.368.000,00 COP
\n
Integrale Enel Colombia SA ESP 100,00% 47,18%
\n
Enel X Federal LLC Boston US 5.000,00 USD
\n
Integrale
\n
Enel X North America
\n
Inc.
\n
100,00% 100,00%
\n
Enel X Finance Partner
\n
LLC
\n
Boston US 100,00 USD
\n
Integrale
\n
Enel X North America
\n
Inc.
\n
100,00% 100,00%
\n
Enel X Financial Services
\n
Srl
\n
Roma IT 1.000.000,00 EUR
\n
Equity Mooney Group SpA 100,00% 50,00%
\n
Enel X Germany GmbH Berlino DE 25.000,00 EUR
\n
Integrale Enel X International Srl 100,00% 100,00%
\n
Enel X Hayden Rowe St.
\n
Project LLC
\n
Boston US 100,00 USD
\n
Integrale
\n
Enel X MA Holdings
\n
LLC
\n
100,00% 100,00%
\n
Enel X International Srl Roma IT 100.000,00 EUR
\n
Integrale Enel X Srl 100,00% 100,00%
\n
Enel X Ireland Limited Dublino IE 10.841,00 EUR
\n
Integrale Enel X International Srl 100,00% 100,00%
\n

\n\n
Denominazione societ\u00e0 Sede legale Nazione Capitale sociale Valuta
\n
Settore di
\n
attivit\u00e0
\n
Metodo di
\n
consolidamento Detenuta da
\n
%
\n
possesso
\n
azioni
\n
ordinarie
\n
%
\n
possesso
\n
Gruppo
\n
Enel X Italia Srl Roma IT 200.000,00 EUR Integrale Enel Italia SpA 100,00% 100,00%
\n
Enel X Japan KK Tokyo JP 1.030.000.000,00 JPY
\n
Integrale Enel X International Srl 100,00% 100,00%
\n
Enel X KOMIPO Solar
\n
Limited
\n
Seoul KR 8.472.600.000,00 KRW
\n
Integrale Enel X Korea Limited 80,00% 80,00%
\n
Enel X Korea Limited Seoul KR 11.800.000.000,00 KRW
\n
Integrale Enel X International Srl 100,00% 100,00%
\n
Enel X Las Piedras LLC Boston US - USD
\n
Integrale Enel X Pr Holdings LLC 100,00% 100,00%
\n
Enel X MA Holdings LLC Boston US 100,00 USD
\n
Integrale
\n
Enel X Finance Partner
\n
LLC
\n
100,00% 100,00%
\n
Enel X MA PV Portfolio
\n
1 LLC
\n
Boston US - USD
\n
Integrale
\n
Enel X MA Holdings
\n
LLC
\n
100,00% 100,00%
\n
Enel X MA PV Portfolio
\n
2 LLC
\n
Boston US - USD
\n
Integrale
\n
Enel X Project MP
\n
Holdings LLC
\n
100,00% 100,00%
\n
Enel X MA PV Portfolio
\n
3 LLC
\n
Boston US - USD
\n
Integrale
\n
Enel X Finance Partner
\n
LLC
\n
100,00% 100,00%
\n
Enel X M\u00e9xico S de RL
\n
de Cv
\n
Citt\u00e0 del Messico MX 39.921.546,00 MXN
\n
Integrale
\n
Enel Green Power
\n
M\u00e9xico S de RL de Cv
\n
0,00%
\n
100,00%
\n
Enel X International Srl 100,00%
\n
Enel X Mobility Srl Roma IT 100.000,00 EUR
\n
Integrale Enel Italia SpA 100,00% 100,00%
\n
Enel X Morrissey Blvd.
\n
Project LLC
\n
Boston US 100,00 USD
\n
Integrale
\n
Enel X MA Holdings
\n
LLC
\n
100,00% 100,00%
\n
Enel X New Zealand
\n
Limited
\n
Wellington NZ 313.606,00 AUD
\n
Integrale
\n
Energy Response
\n
Holdings (Pty) Ltd
\n
100,00% 100,00%
\n
Enel X North America Inc. Boston US 1.000,00 USD
\n
Integrale Enel North America Inc. 100,00% 100,00%
\n
Enel X Norway AS Porsgrunn NO 11.000.000,00 NOK
\n
Integrale Enel X Way Srl 100,00% 100,00%
\n
Enel X Per\u00fa SAC San Miguel PE 12.005.000,00 PEN
\n
Integrale Enel Per\u00fa SAC 100,00% 82,27%
\n
Enel X Polska Sp. zo.o. Varsavia PL 12.275.150,00 PLN
\n
Integrale Enel X Ireland Limited 100,00% 100,00%
\n
Enel X Pr Holdings LLC Boston US - USD
\n
Integrale
\n
Enel X Finance Partner
\n
LLC
\n
100,00% 100,00%
\n
Enel X Project MP
\n
Holdings LLC
\n
Boston US - USD
\n
Integrale
\n
Enel X Project MP
\n
Sponsor LLC
\n
100,00% 100,00%
\n
Enel X Project MP
\n
Sponsor LLC
\n
Boston US - USD
\n
Integrale
\n
Enel X North America
\n
Inc.
\n
100,00% 100,00%
\n
Enel X Romania Srl Bucarest RO 7.044.450,00 RON
\n
Discontinued
\n
operation
\n
Enel X International Srl 99,97%
\n
100,00%
\n
Enel X Srl 0,03%
\n
Enel X Rus LLC Mosca RU 8.000.000,00 RUB
\n
Integrale Enel X International Srl 99,00% 99,00%
\n
Enel X Srl Roma IT 1.050.000,00 EUR
\n
Integrale Enel SpA 100,00% 100,00%
\n
Enel X Services India
\n
Private Limited
\n
Mumbai City IN 45.000,00 INR
\n
Integrale
\n
Enel X International Srl 100,00%
\n
100,00%
\n
Enel X North America
\n
Inc.
\n
0,00%
\n
Enel X Singapore Pte Ltd Singapore SG 1.212.000,00 SGD
\n
Integrale Enel X International Srl 100,00% 100,00%
\n
Enel X Taiwan Co. Ltd Taipei City TW 76.100.000,00 TWD
\n
Integrale Enel X Ireland Limited 100,00% 100,00%
\n

\n\n
Denominazione societ\u00e0 Sede legale Nazione Capitale sociale Valuta
\n
Settore di
\n
attivit\u00e0
\n
Metodo di
\n
consolidamento Detenuta da
\n
%
\n
possesso
\n
azioni
\n
ordinarie
\n
%
\n
possesso
\n
Gruppo
\n
Enel X UK Limited Londra GB 32.628,00 GBP Integrale Enel X International Srl 100,00% 100,00%
\n
Enel X Way (Shanghai)
\n
Co. Ltd
\n
Shanghai CN 3.500.000,00 USD
\n
Integrale Enel X Way Srl 100,00% 100,00%
\n
Enel X Way Brasil SA Rio de Janeiro BR 3.045.337,00 BRL
\n
Integrale
\n
Enel Brasil SA 20,00%
\n
96,45%
\n
Enel X Way Srl 80,00%
\n
Enel X Way Canada
\n
Holding Ltd
\n
Vancouver CA - CAD
\n
Integrale Enel X Way Srl 100,00% 100,00%
\n
Enel X Way Chile SpA Santiago del Cile CL 11.229.030.071,00 CLP
\n
Integrale
\n
Enel Chile SA 49,00%
\n
82,81%
\n
Enel X Way Srl 51,00%
\n
Enel X Way France SAS Parigi FR 2.901.000,00 EUR
\n
Integrale Enel X Way Srl 100,00% 100,00%
\n
Enel X Way Germany
\n
GmbH
\n
Berlino DE 25.000,00 EUR
\n
Integrale Enel X Way Srl 100,00% 100,00%
\n
Enel X Way Italia Srl Roma IT 5.000.000,00 EUR
\n
Integrale Enel X Way Srl 100,00% 100,00%
\n
Enel X Way North America
\n
Inc.
\n
San Carlos US 0,10 USD
\n
Integrale Enel X Way Srl 100,00% 100,00%
\n
Enel X Way Per\u00fa SAC Lima PE 1.561.900,00 PEN
\n
Integrale
\n
Enel Per\u00fa SAC 20,00%
\n
96,45%
\n
Enel X Way Srl 80,00%
\n
Enel X Way Romania Srl Bucarest RO 12.778.740,00 RON
\n
Discontinued
\n
operation
\n
Enel X Way Srl 100,00% 100,00%
\n
Enel X Way Srl Roma IT 6.026.000,00 EUR
\n
Integrale Enel SpA 100,00% 100,00%
\n
Enel X Way Sweden AB Stoccolma SE 50.000,00 SEK
\n
Integrale Enel X Way Srl 100,00% 100,00%
\n
Enel X Way UK Limited Londra GB 1,00 GBP
\n
Integrale Enel X Way Srl 100,00% 100,00%
\n
Enel X Way USA LLC San Carlos US - USD
\n
Integrale
\n
Enel X Way North
\n
America Inc.
\n
100,00% 100,00%
\n
Enel X Wood St. Project
\n
LLC
\n
Boston US - USD
\n
Integrale
\n
Enel X Finance Partner
\n
LLC
\n
100,00% 100,00%
\n
Enel X Woodland Solar
\n
Project LLC
\n
Boston US - USD
\n
Integrale
\n
Enel X Finance Partner
\n
LLC
\n
100,00% 100,00%
\n
Enelpower Contractor
\n
and Development Saudi
\n
Arabia Ltd
\n
Riyadh SA 5.000.000,00 SAR
\n
Integrale EnelPower Srl 51,00% 51,00%
\n
Enelpower do Brasil Ltda Rio de Janeiro BR 5.689.000,00 BRL
\n
Integrale
\n
Enel Brasil SA 100,00%
\n
82,27%
\n
Energ\u00eda y Servicios
\n
South America SpA
\n
0,00%
\n
EnelPower Srl Milano IT 2.000.000,00 EUR
\n
Integrale Enel SpA 100,00% 100,00%
\n
Energ\u00e9tica Monz\u00f3n SAC San Miguel PE 6.463.000,00 PEN
\n
Integrale
\n
Enel Green Power
\n
Per\u00fa SAC
\n
100,00%
\n
82,27%
\n
Energ\u00eda y Servicios
\n
South America SpA
\n
0,00%
\n
Energ\u00eda Base Natural SLU Valencia ES 3.000,00 EUR
\n
Integrale
\n
Enel Green Power
\n
Espa\u00f1a SLU
\n
100,00% 70,12%
\n
Energ\u00eda Ceuta XXI
\n
Comercializadora de
\n
Referencia SAU
\n
Ceuta ES 65.000,00 EUR
\n
Integrale
\n
Empresa de
\n
Alumbrado El\u00e9ctrico
\n
de Ceuta SA
\n
100,00% 67,61%
\n
Energ\u00eda E\u00f3lica \u00c1brego SLU Madrid ES 3.576,00 EUR
\n
Integrale
\n
Enel Green Power
\n
Espa\u00f1a SLU
\n
100,00% 70,12%
\n

\n\n
Denominazione societ\u00e0 Sede legale Nazione Capitale sociale Valuta
\n
Settore di
\n
attivit\u00e0
\n
Metodo di
\n
consolidamento Detenuta da
\n
%
\n
possesso
\n
azioni
\n
ordinarie
\n
%
\n
possesso
\n
Gruppo
\n
Energ\u00eda E\u00f3lica Galerna
\n
SLU
\n
Madrid ES 3.413,00 EUR
\n
Integrale
\n
Enel Green Power
\n
Espa\u00f1a SLU
\n
100,00% 70,12%
\n
Energ\u00eda E\u00f3lica Gregal SLU Madrid ES 3.250,00 EUR
\n
Integrale
\n
Enel Green Power
\n
Espa\u00f1a SLU
\n
100,00% 70,12%
\n
Energ\u00eda Global de M\u00e9xico
\n
(Enermex) SA de Cv
\n
Citt\u00e0 del Messico MX 50.000,00 MXN
\n
Integrale Enel Green Power SpA 99,00% 99,00%
\n
Energ\u00eda Global
\n
Operaciones Srl
\n
San Jos\u00e9 CR 10.000,00 CRC
\n
Integrale
\n
Enel Costa Rica CAM
\n
SA
\n
100,00% 47,18%
\n
Energ\u00eda Limpia de
\n
Amistad SA de Cv
\n
Citt\u00e0 del Messico MX 33.452.769,00 MXN
\n
Equity
\n
Tenedora de Energ\u00eda
\n
Renovable Sol y Viento
\n
SAPI de Cv
\n
60,80% 20,00%
\n
Energ\u00eda Limpia de Palo
\n
Alto SA de Cv
\n
Citt\u00e0 del Messico MX 673.583.489,00 MXN
\n
Equity
\n
Tenedora de Energ\u00eda
\n
Renovable Sol y Viento
\n
SAPI de Cv
\n
60,80% 20,00%
\n
Energ\u00eda Limpia de Puerto
\n
Libertad S de RL de Cv
\n
Citt\u00e0 del Messico MX 2.953.980,00 MXN
\n
Integrale
\n
Enel Green Power
\n
M\u00e9xico S de RL de Cv
\n
0,01%
\n
100,00%
\n
Enel Rinnovabile SA
\n
de Cv
\n
99,99%
\n
Energ\u00eda Marina SpA Santiago del Cile CL 2.404.240.000,00 CLP
\n
Equity
\n
Enel Green Power
\n
Chile SA
\n
25,00% 16,23%
\n
Energ\u00eda Neta Sa Caseta
\n
Llucmajor SLU
\n
Palma de
\n
Mallorca
\n
ES 9.000,00 EUR
\n
Integrale
\n
Enel Green Power
\n
Espa\u00f1a SLU
\n
100,00% 70,12%
\n
Energ\u00eda XXI
\n
Comercializadora de
\n
Referencia SLU
\n
Madrid ES 2.000.000,00 EUR
\n
Integrale Endesa Energ\u00eda SAU 100,00% 70,12%
\n
Energ\u00eda y Naturaleza SLU Valencia ES 3.000,00 EUR
\n
Integrale
\n
Enel Green Power
\n
Espa\u00f1a SLU
\n
100,00% 70,12%
\n
Energ\u00eda y Servicios South
\n
America SpA
\n
Santiago del Cile CL 12.120.575,70 USD
\n
Integrale Enel Am\u00e9ricas SA 100,00% 82,27%
\n
Energ\u00edas Alternativas del
\n
Sur SL
\n
Las Palmas de
\n
Gran Canaria
\n
ES 546.919,10 EUR
\n
Integrale
\n
Enel Green Power
\n
Espa\u00f1a SLU
\n
54,95% 38,53%
\n
Energ\u00edas de Arag\u00f3n I SLU Saragozza ES 3.200.000,00 EUR
\n
Integrale Endesa Red SAU 100,00% 70,12%
\n
Energ\u00edas de Graus SL Barcellona ES 1.298.160,00 EUR
\n
Integrale
\n
Enel Green Power
\n
Espa\u00f1a SLU
\n
66,67% 46,75%
\n
Energ\u00edas Especiales de
\n
Care\u00f3n SA
\n
Santiago de
\n
Compostela
\n
ES 270.450,00 EUR
\n
Integrale
\n
Enel Green Power
\n
Espa\u00f1a SLU
\n
97,00% 68,01%
\n
Energ\u00edas Especiales de
\n
Pe\u00f1a Armada SAU
\n
Madrid ES 963.300,00 EUR
\n
Integrale
\n
Enel Green Power
\n
Espa\u00f1a SLU
\n
100,00% 70,12%
\n
Energ\u00edas Especiales del
\n
Alto Ulla SAU
\n
Madrid ES 9.210.840,00 EUR
\n
Integrale
\n
Enel Green Power
\n
Espa\u00f1a SLU
\n
100,00% 70,12%
\n
Energ\u00edas Especiales del
\n
Bierzo SA
\n
Torre del Bierzo ES 1.635.000,00 EUR
\n
Equity
\n
Enel Green Power
\n
Espa\u00f1a SLU
\n
50,00% 35,06%
\n
Energ\u00edas Limpias de
\n
Carmona SL
\n
Siviglia ES 7.000,00 EUR
\n
Equity
\n
Envatios Promoci\u00f3n
\n
I SLU
\n
6,25%
\n
13,15%
\n
Envatios Promoci\u00f3n
\n
II SLU
\n
6,25%
\n
Envatios Promoci\u00f3n
\n
III SLU
\n
6,25%
\n
Energ\u00edas Renovables La
\n
Mata SA de Cv
\n
Citt\u00e0 del Messico MX 656.615.400,00 MXN
\n
Integrale
\n
Enel Green Power
\n
M\u00e9xico S de RL de Cv
\n
99,00%
\n
100,00%
\n
Enel Rinnovabile SA
\n
de Cv
\n
1,00%
\n
Energie Electrique de
\n
Tahaddart SA
\n
Tangeri MA 306.160.000,00 MAD
\n
Equity
\n
Endesa Generaci\u00f3n
\n
SAU
\n
32,00% 22,44%
\n

\n\n
Denominazione societ\u00e0 Sede legale Nazione Capitale sociale Valuta
\n
Settore di
\n
attivit\u00e0
\n
Metodo di
\n
consolidamento Detenuta da
\n
%
\n
possesso
\n
azioni
\n
ordinarie
\n
%
\n
possesso
\n
Gruppo
\n
Energo Sonne Srl Bucarest RO 31.520,00 RON
\n
Discontinued
\n
operation
\n
Enel Green Power
\n
Romania Srl
\n
100,00% 100,00%
\n
Energotel AS Bratislava SK 2.191.200,00 EUR
\n
-
\n
Slovensk\u00e9 elektr\u00e1rne
\n
AS
\n
20,00% 6,60%
\n
ENergy Hydro Piave Srl in
\n
liquidazione
\n
Belluno IT 800.000,00 EUR
\n
Integrale Enel Produzione SpA 100,00% 100,00%
\n
Energy Podium Private
\n
Company
\n
Katerini Pieria GR 4.001,00 EUR
\n
Discontinued
\n
operation
\n
Enel Green Power
\n
Hellas SA
\n
0,02% 0,02%
\n
Energy Response
\n
Holdings (Pty) Ltd
\n
Melbourne AU 35.128.517,00 AUD
\n
Integrale
\n
Enel X Australia
\n
Holding (Pty) Ltd
\n
100,00% 100,00%
\n
EnerNOC GmbH Monaco DE 25.000,00 EUR
\n
Integrale
\n
Enel X North America
\n
Inc.
\n
100,00% 100,00%
\n
EnerNOC Ireland Limited Dublino IE 10.589,00 EUR
\n
Integrale Enel X Ireland Limited 100,00% 100,00%
\n
EnerNOC UK II Limited Londra GB 21.000,00 GBP
\n
Integrale Enel X UK Limited 100,00% 100,00%
\n
Enigma Green Power
\n
1 SLU
\n
Madrid ES 3.000,00 EUR
\n
Integrale Shark Power SLU 100,00% 70,12%
\n
Entech (China) Information
\n
Technology Co. Ltd
\n
Shenzhen CN 140.000,00 USD
\n
Equity EnerNOC UK II Limited 50,00% 50,00%
\n
Entech Utility Service
\n
Bureau Inc.
\n
Lutherville US 1.500,00 USD
\n
Integrale
\n
Enel X North America
\n
Inc.
\n
100,00% 100,00%
\n
Envatios Promoci\u00f3n I SLU Madrid ES 3.000,00 EUR
\n
Integrale
\n
Enel Green Power
\n
Espa\u00f1a SLU
\n
100,00% 70,12%
\n
Envatios Promoci\u00f3n II SLU Madrid ES 3.000,00 EUR
\n
Integrale
\n
Enel Green Power
\n
Espa\u00f1a SLU
\n
100,00% 70,12%
\n
Envatios Promoci\u00f3n III SLU Madrid ES 3.000,00 EUR
\n
Integrale
\n
Enel Green Power
\n
Espa\u00f1a SLU
\n
100,00% 70,12%
\n
Envatios Promoci\u00f3n
\n
XX SLU
\n
Madrid ES 3.000,00 EUR
\n
Integrale
\n
Enel Green Power
\n
Espa\u00f1a SLU
\n
100,00% 70,12%
\n
E\u00f3lica Valle del Ebro SA Saragozza ES 3.561.342,50 EUR
\n
Integrale
\n
Enel Green Power
\n
Espa\u00f1a SLU
\n
50,50% 35,41%
\n
E\u00f3lica Zopiloapan SA
\n
de Cv
\n
Citt\u00e0 del Messico MX 1.877.201,54 MXN
\n
Integrale
\n
Enel Green Power
\n
M\u00e9xico S de RL de Cv
\n
56,98%
\n
96,48%
\n
Enel Green Power
\n
Partecipazioni Speciali
\n
Srl
\n
39,50%
\n
E\u00f3licas de Agaete SL
\n
Las Palmas de
\n
Gran Canaria
\n
ES 240.400,00 EUR
\n
Integrale
\n
Enel Green Power
\n
Espa\u00f1a SLU
\n
80,00% 56,09%
\n
E\u00f3licas de Fuencaliente
\n
SA
\n
Las Palmas de
\n
Gran Canaria
\n
ES 216.360,00 EUR
\n
Integrale
\n
Enel Green Power
\n
Espa\u00f1a SLU
\n
55,00% 38,56%
\n
E\u00f3licas de Fuerteventura
\n
AIE
\n
Puerto del
\n
Rosario
\n
ES - EUR
\n
Equity
\n
Enel Green Power
\n
Espa\u00f1a SLU
\n
40,00% 28,05%
\n
E\u00f3licas de la Patagonia SA Buenos Aires AR 480.930,00 ARS
\n
Equity
\n
Enel Green Power
\n
Espa\u00f1a SLU
\n
50,00% 35,06%
\n
E\u00f3licas de Lanzarote SL
\n
Las Palmas de
\n
Gran Canaria
\n
ES 1.758.000,00 EUR
\n
Equity
\n
Enel Green Power
\n
Espa\u00f1a SLU
\n
40,00% 28,05%
\n
E\u00f3licas de Tenerife AIE
\n
Santa Cruz de
\n
Tenerife
\n
ES 420.708,40 EUR
\n
Equity
\n
Enel Green Power
\n
Espa\u00f1a SLU
\n
50,00% 35,06%
\n
E\u00f3licos de Tirajana SL
\n
Las Palmas de
\n
Gran Canaria
\n
ES 3.000,00 EUR
\n
Integrale
\n
Enel Green Power
\n
Espa\u00f1a SLU
\n
60,00% 42,07%
\n
Epresa Energ\u00eda SA Cadice ES 2.500.000,00 EUR
\n
Equity Endesa Red SAU 50,00% 35,06%
\n

\n\n
Denominazione societ\u00e0 Sede legale Nazione Capitale sociale Valuta
\n
Settore di
\n
attivit\u00e0
\n
Metodo di
\n
consolidamento Detenuta da
\n
%
\n
possesso
\n
azioni
\n
ordinarie
\n
%
\n
possesso
\n
Gruppo
\n
Ermis 2 Energeiaki Private
\n
Company
\n
Grevena GR 1.002,00 EUR
\n
Discontinued
\n
operation
\n
Enel Green Power
\n
Hellas SA
\n
0,10% 0,10%
\n
E-Solar 2 Srl Roma IT 2.500,00 EUR
\n
Integrale
\n
Enel Green Power
\n
Italia Srl
\n
100,00% 100,00%
\n
E-Solar Srl Roma IT 2.500,00 EUR
\n
Integrale
\n
Enel Green Power
\n
Italia Srl
\n
100,00% 100,00%
\n
Essaouira Wind Farm Casablanca MA 300.000,00 MAD
\n
Equity
\n
Nareva Enel Green
\n
Power Morocco SA
\n
70,00% 35,00%
\n
European Energy
\n
Exchange AG
\n
Leipzig DE 40.050.000,00 EUR
\n
-
\n
Enel Global Trading
\n
SpA
\n
2,38% 2,38%
\n
Evacuaci\u00f3n Carmona
\n
400-220 kV Renovables
\n
SL
\n
Siviglia ES 10.003,00 EUR
\n
Equity
\n
Envatios Promoci\u00f3n
\n
I SLU
\n
3,13%
\n
6,58%
\n
Envatios Promoci\u00f3n
\n
II SLU
\n
3,13%
\n
Envatios Promoci\u00f3n
\n
III SLU
\n
3,13%
\n
Evolution Wind Project
\n
LLC
\n
Andover US 1,00 USD
\n
Integrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%
\n
Ewiva Srl Milano IT 1.000.000,00 EUR
\n
Equity Enel X Way Srl 50,00% 50,00%
\n
Expedition Solar Project
\n
LLC
\n
Andover US 1,00 USD
\n
Integrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%
\n
Explorer Solar Project LLC Andover US 1,00 USD
\n
Integrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%
\n
Explorer Wind Project LLC Andover US 1,00 USD
\n
Integrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%
\n
Explotaciones E\u00f3licas de
\n
Escucha SA
\n
Saragozza ES 3.505.000,00 EUR
\n
Integrale
\n
Enel Green Power
\n
Espa\u00f1a SLU
\n
70,00% 49,08%
\n
Explotaciones E\u00f3licas El
\n
Puerto SA
\n
Saragozza ES 3.230.000,00 EUR
\n
Integrale
\n
Enel Green Power
\n
Espa\u00f1a SLU
\n
73,60% 51,61%
\n
Explotaciones E\u00f3licas
\n
Santo Domingo de
\n
Luna SA
\n
Saragozza ES 100.000,00 EUR
\n
Integrale
\n
Enel Green Power
\n
Espa\u00f1a SLU
\n
51,00% 35,76%
\n
Explotaciones E\u00f3licas
\n
Saso Plano SA
\n
Saragozza ES 5.488.500,00 EUR
\n
Integrale
\n
Enel Green Power
\n
Espa\u00f1a SLU
\n
65,00% 45,58%
\n
Explotaciones E\u00f3licas
\n
Sierra Costera SA
\n
Saragozza ES 8.046.800,00 EUR
\n
Integrale
\n
Enel Green Power
\n
Espa\u00f1a SLU
\n
90,00% 63,11%
\n
Explotaciones E\u00f3licas
\n
Sierra La Virgen SA
\n
Saragozza ES 4.200.000,00 EUR
\n
Integrale
\n
Enel Green Power
\n
Espa\u00f1a SLU
\n
90,00% 63,11%
\n
Farrier Station Energy
\n
Storage Project LLC
\n
Andover US 1,00 USD
\n
Integrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%
\n
Fayette Solar I LLC Andover US 1,00 USD
\n
Integrale
\n
Brick Road Solar
\n
Holdings LLC
\n
100,00% 100,00%
\n
Fazenda Aroeira
\n
Empreendimento de
\n
Energia Ltda
\n
Rio de Janeiro BR 2.362.045,90 BRL
\n
Integrale Enel Brasil SA 100,00% 82,27%
\n
Fence Post Solar Holdings
\n
LLC
\n
Andover US 1,00 USD
\n
Integrale
\n
Enel Green Power
\n
Fence Post Solar
\n
Holdings LLC
\n
100,00% 100,00%
\n
Fence Post Solar Project
\n
LLC
\n
Andover US - USD
\n
Integrale
\n
Enel Kansas
\n
Development Holdings
\n
LLC
\n
100,00% 100,00%
\n
Fenner Wind Holdings
\n
LLC
\n
Dover US 100,00 USD
\n
Integrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%
\n

\n\n
Denominazione societ\u00e0 Sede legale Nazione Capitale sociale Valuta
\n
Settore di
\n
attivit\u00e0
\n
Metodo di
\n
consolidamento Detenuta da
\n
%
\n
possesso
\n
azioni
\n
ordinarie
\n
%
\n
possesso
\n
Gruppo
\n
Field Day Solar Project
\n
LLC
\n
Andover US 1,00 USD
\n
Integrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%
\n
Finocchiara Solar Srl Roma IT 10.000,00 EUR
\n
Integrale
\n
Enel Green Power
\n
Italia Srl
\n
100,00% 100,00%
\n
Finsec Lab Ltd Tel Aviv IL 100,00 ILS
\n
Equity Enel X Srl 30,00% 30,00%
\n
Flagpay Srl Milano IT 10.000,00 EUR
\n
Equity PayTipper SpA 100,00% 50,00%
\n
Flat Rock Wind Project
\n
LLC
\n
Andover US 1,00 USD
\n
Integrale Tradewind Energy Inc. 100,00% 100,00%
\n
Flat Rocks Girgarre
\n
Cohuna Finco (Pty) Ltd
\n
Sydney AU 120,00 AUD
\n
AFS
\n
Cohuna Solar Farm
\n
Trust
\n
33,33%
\n
100,00%
\n
Flat Rocks One Wind
\n
Farm Trust
\n
33,33%
\n
Girgarre Solar Farm
\n
Trust
\n
33,33%
\n
Flat Rocks One Wind
\n
Farm (Pty) Ltd
\n
Sydney AU 100,00 AUD
\n
AFS
\n
Enel Green Power Flat
\n
Rocks One Holding
\n
(Pty) Ltd
\n
100,00% 100,00%
\n
Flat Rocks One Wind
\n
Farm Trust
\n
Sydney AU 100,00 AUD
\n
AFS
\n
Enel Green Power Flat
\n
Rocks One Holding
\n
Trust
\n
100,00% 100,00%
\n
Flat Top Solar Project LLC Andover US - USD
\n
Integrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%
\n
Flint Rock Solar Project
\n
LLC
\n
Andover US - USD
\n
Integrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%
\n
Florence Hills LLC Minneapolis US - USD
\n
Integrale
\n
Chi Minnesota Wind
\n
LLC
\n
51,00% 51,00%
\n
Flowing Spring Farms LLC Andover US 1,00 USD
\n
Integrale
\n
Brick Road Solar
\n
Holdings LLC
\n
100,00% 100,00%
\n
Fontib\u00f3n ZE SAS Bogot\u00e0 CO 392.420.000,00 COP
\n
AFS Bogot\u00e1 ZE SAS 100,00% 47,18%
\n
F\u00f3tons de Santo Anchieta
\n
Energias Renov\u00e1veis SA
\n
Rio de Janeiro BR 577.000,00 BRL
\n
Integrale Enel Brasil SA 100,00% 82,27%
\n
Fotovoltaica Yunclillos SLU Madrid ES 3.000,00 EUR
\n
Integrale
\n
Enel Green Power
\n
Espa\u00f1a SLU
\n
100,00% 70,12%
\n
Fourmile Wind Project
\n
LLC
\n
Andover US 1,00 USD
\n
Integrale Tradewind Energy Inc. 100,00% 100,00%
\n
Fox Run Energy Project
\n
LLC
\n
Andover US 1,00 USD
\n
Integrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%
\n
Franklintown Farm LLC Andover US 1,00 USD
\n
Integrale
\n
Brick Road Solar
\n
Holdings LLC
\n
100,00% 100,00%
\n
Freedom Energy Storage
\n
LLC
\n
Andover US - USD
\n
Integrale
\n
Enel Energy Storage
\n
Holdings LLC (ex
\n
EGP Energy Storage
\n
Holdings LLC)
\n
100,00% 100,00%
\n
Front Mar\u00edtim del
\n
Bes\u00f2s SL
\n
Barcellona ES 9.000,00 EUR
\n
Equity
\n
Endesa Generaci\u00f3n
\n
SAU
\n
61,37% 43,03%
\n
Frontiersman Solar
\n
Project LLC
\n
Andover US 1,00 USD
\n
Integrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%
\n
FRV Corchitos I SLU Madrid ES 75.800,00 EUR
\n
Integrale
\n
Enel Green Power
\n
Espa\u00f1a SLU
\n
100,00% 70,12%
\n
FRV Corchitos II Solar SLU Madrid ES 22.000,00 EUR
\n
Integrale
\n
Enel Green Power
\n
Espa\u00f1a SLU
\n
100,00% 70,12%
\n

\n\n
Denominazione societ\u00e0 Sede legale Nazione Capitale sociale Valuta
\n
Settore di
\n
attivit\u00e0
\n
Metodo di
\n
consolidamento Detenuta da
\n
%
\n
possesso
\n
azioni
\n
ordinarie
\n
%
\n
possesso
\n
Gruppo
\n
FRV Gibalb\u00edn - Jerez SLU Madrid ES 23.000,00 EUR Integrale
\n
Enel Green Power
\n
Espa\u00f1a SLU
\n
100,00% 70,12%
\n
FRV Tarifa SLU Madrid ES 3.000,00 EUR
\n
Integrale
\n
Enel Green Power
\n
Espa\u00f1a SLU
\n
100,00% 70,12%
\n
FRV Villalobillos SLU Madrid ES 3.000,00 EUR
\n
Integrale
\n
Enel Green Power
\n
Espa\u00f1a SLU
\n
100,00% 70,12%
\n
FRV Zamora Solar 1 SLU Madrid ES 3.000,00 EUR
\n
Integrale
\n
Enel Green Power
\n
Espa\u00f1a SLU
\n
100,00% 70,12%
\n
FRV Zamora Solar 3 SLU Madrid ES 3.000,00 EUR
\n
Integrale
\n
Enel Green Power
\n
Espa\u00f1a SLU
\n
100,00% 70,12%
\n
FRWF Stage 1 (Pty) Ltd Sydney AU 100,00 AUD
\n
Integrale
\n
Enel Green Power
\n
Australia (Pty) Ltd
\n
100,00% 100,00%
\n
Fundamental Recognized
\n
Systems SLU
\n
Andorra ES 3.000,00 EUR
\n
Integrale
\n
Enel Green Power
\n
Espa\u00f1a SLU
\n
100,00% 70,12%
\n
Furatena Solar 1 SLU Madrid ES 3.000,00 EUR
\n
Integrale
\n
Enel Green Power
\n
Espa\u00f1a SLU
\n
100,00% 70,12%
\n
Ganado Solar Holdings
\n
LLC
\n
Andover US 1,00 USD
\n
Integrale
\n
Enel Green Power
\n
Ganado Solar Holdings
\n
LLC
\n
100,00% 100,00%
\n
Ganado Solar LLC Andover US - USD
\n
Integrale
\n
Ganado Solar Holdings
\n
LLC
\n
100,00% 100,00%
\n
Ganado Storage LLC Andover US 1,00 USD
\n
Integrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%
\n
Garob Wind Farm (RF)
\n
(Pty) Ltd
\n
Johannesburg ZA 100,00 ZAR
\n
Equity
\n
Enel Green Power RSA
\n
2 (RF) (Pty) Ltd
\n
55,00% 27,50%
\n
Gas y Electricidad
\n
Generaci\u00f3n SAU
\n
Palma de
\n
Mallorca
\n
ES 213.775.700,00 EUR
\n
Integrale
\n
Endesa Generaci\u00f3n
\n
SAU
\n
100,00% 70,12%
\n
Gauley Hydro LLC Wilmington US - USD
\n
Equity GRPP Holdings LLC 100,00% 50,00%
\n
Gauley River Management
\n
LLC
\n
Willison US 1,00 USD
\n
Integrale
\n
Enel Green Power
\n
North America Inc.
\n
100,00% 100,00%
\n
Generadora de Occidente
\n
Ltda
\n
Citt\u00e0 del
\n
Guatemala
\n
GT 16.262.000,00 GTQ
\n
Integrale
\n
Enel Colombia SA ESP 99,00%
\n
47, 18%
\n
Enel Guatemala SA 1,00%
\n
Generadora E\u00f3lica Alto
\n
Pacora Srl
\n
Panama City PA 10.100,00 USD
\n
Integrale
\n
Enel Colombia SA ESP 0,99%
\n
47, 19%
\n
Enel Panam\u00e1 CAM Srl 99,01%
\n
Generadora Montecristo
\n
SA
\n
Citt\u00e0 del
\n
Guatemala
\n
GT 3.820.000,00 GTQ
\n
Integrale
\n
Enel Colombia SA ESP 100,00%
\n
47, 18%
\n
Enel Guatemala SA 0,00%
\n
Generadora Solar Austral
\n
SA
\n
Chiriqu\u00ed PA 10.000,00 USD
\n
Integrale Enel Panam\u00e1 CAM Srl 100,00% 47,19%
\n
Generadora Solar de
\n
Occidente SA
\n
Panama City PA 10.000,00 USD
\n
Integrale Enel Panam\u00e1 CAM Srl 100,00% 47,19%
\n
Generadora Solar El
\n
Puerto SA
\n
Chiriqu\u00ed PA 10.000,00 USD
\n
Integrale Enel Panam\u00e1 CAM Srl 100,00% 47,19%
\n
Generadora Solar Tol\u00e9 Srl Panama City PA 10.100,00 USD
\n
Integrale
\n
Enel Colombia SA ESP 0,99%
\n
47, 19%
\n
Enel Panam\u00e1 CAM Srl 99,01%
\n
Geot\u00e9rmica del Norte SA Santiago del Cile CL 326.577.419.702,00 CLP
\n
Integrale
\n
Enel Green Power
\n
Chile SA
\n
84,59% 54,92%
\n

\n\n
Denominazione societ\u00e0 Sede legale Nazione Capitale sociale Valuta
\n
Settore di
\n
attivit\u00e0
\n
Metodo di
\n
consolidamento Detenuta da
\n
%
\n
possesso
\n
azioni
\n
ordinarie
\n
%
\n
possesso
\n
Gruppo
\n
Gibson Bay Wind Farm
\n
(RF) (Pty) Ltd
\n
Johannesburg ZA 1.000,00 ZAR
\n
Integrale
\n
Enel Green Power
\n
South Africa (Pty) Ltd
\n
60,00% 60,00%
\n
Girgarre Solar Farm
\n
(Pty) Ltd
\n
Sydney AU - AUD
\n
AFS
\n
Enel Green Power
\n
Girgarre Holdings
\n
(Pty) Ltd
\n
100,00% 100,00%
\n
Girgarre Solar Farm Trust Sydney AU 10,00 AUD
\n
AFS
\n
Enel Green Power
\n
Girgarre Trust
\n
100,00% 100,00%
\n
Glass Top Solar Project
\n
LLC
\n
Andover US 1,00 USD
\n
Integrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%
\n
Global Commodities
\n
Holdings Limited
\n
Londra GB 4.042.375,00 GBP
\n
-
\n
Enel Global Trading
\n
SpA
\n
4,68% 4,68%
\n
Globyte SA San Jos\u00e9 CR 900.000,00 CRC
\n
-
\n
Enel Costa Rica CAM
\n
SA
\n
10,00% 4,72%
\n
Gloucester Solar I LLC Andover US 1,00 USD
\n
Integrale
\n
Brick Road Solar
\n
Holdings LLC
\n
100,00% 100,00%
\n
GNL Chile SA Santiago del Cile CL 3.026.160,00 USD
\n
Equity
\n
Enel Generaci\u00f3n
\n
Chile SA
\n
33,33% 20,25%
\n
Goodwell Wind Project
\n
LLC
\n
Wilmington US - USD
\n
Equity
\n
Origin Goodwell
\n
Holdings LLC
\n
100,00% 10,00%
\n
Gooseneck Solar Project
\n
LLC
\n
Andover US 1,00 USD
\n
Integrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%
\n
Gorona del Viento El
\n
Hierro SA
\n
Santa Cruz de
\n
Tenerife
\n
ES 30.936.736,00 EUR
\n
Equity
\n
Uni\u00f3n El\u00e9ctrica de
\n
Canarias Generaci\u00f3n
\n
SAU
\n
23,21% 16,28%
\n
Grand Prairie Solar Project
\n
LLC
\n
Andover US - USD
\n
Integrale Tradewind Energy Inc. 100,00% 100,00%
\n
Gridspertise Iberia SL Madrid ES 3.000,00 EUR
\n
Equity Gridspertise Srl 100,00% 50,00%
\n
Gridspertise India Private
\n
Limited
\n
Gurugram IN 100.000,00 INR
\n
Equity Gridspertise Srl 100,00% 50,00%
\n
Gridspertise Latam SA S\u00e3o Paulo BR 2.010.000,00 BRL
\n
Equity
\n
Enel Brasil SA 0,00%
\n
50,00%
\n
Gridspertise Srl 100,00%
\n
Gridspertise Srl Roma IT 7.500.000,00 EUR
\n
Equity Enel Grids Srl 50,00% 50,00%
\n
Gridspertise LLC Dover US 160.000,00 USD
\n
Equity Gridspertise Srl 100,00% 50,00%
\n
GRPP Holdings LLC Andover US 2,00 USD
\n
Equity
\n
EGPNA REP Holdings
\n
LLC
\n
50,00% 50,00%
\n
Guadarranque Solar
\n
4 SLU
\n
Siviglia ES 3.006,00 EUR
\n
Integrale
\n
Endesa Generaci\u00f3n
\n
II SAU
\n
100,00% 70,12%
\n
Guayepo Solar SAS Bogot\u00e0 CO 1.000.000,00 COP
\n
Integrale Enel Colombia SA ESP 100,00% 47,18%
\n
Guir Wind Farm Casablanca MA 10.000,00 MAD
\n
Integrale
\n
Enel Green Power
\n
Morocco SARLAU
\n
99,00%
\n
99,00%
\n
Sig.ra Riveros Perez
\n
Paula Cristina
\n
1,00%
\n
GulfStar Power LLC Andover US 1,00 USD
\n
Integrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%
\n
Gusty Hill Wind Project
\n
LLC
\n
Andover US 1,00 USD
\n
Integrale Tradewind Energy Inc. 100,00% 100,00%
\n

\n\n
Denominazione societ\u00e0 Sede legale Nazione Capitale sociale Valuta
\n
Settore di
\n
attivit\u00e0
\n
Metodo di
\n
consolidamento Detenuta da
\n
%
\n
possesso
\n
azioni
\n
ordinarie
\n
%
\n
possesso
\n
Gruppo
\n
GV Energie Rigenerabili
\n
ITAL-RO Srl
\n
Bucarest RO 1.145.400,00 RON
\n
Discontinued
\n
operation
\n
Enel Green Power
\n
Romania Srl
\n
100,00%
\n
100,00%
\n
Enel Green Power SpA 0,00%
\n
Hadley Ridge LLC Minneapolis US - USD
\n
Integrale
\n
Chi Minnesota Wind
\n
LLC
\n
51,00% 51,00%
\n
Hamilton County Solar
\n
Project LLC
\n
Andover US 1,00 USD
\n
Integrale Tradewind Energy Inc. 100,00% 100,00%
\n
Hansborough Valley Solar
\n
Project LLC
\n
Andover US - USD
\n
Integrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%
\n
Harmony Plains Solar I LLC Andover US 1,00 USD
\n
Integrale
\n
Brick Road Solar
\n
Holdings LLC
\n
100,00% 100,00%
\n
Hastings Solar LLC Wilmington US - USD
\n
Integrale
\n
Aurora Distributed
\n
Solar LLC
\n
100,00% 74,13%
\n
Heartland Farms Wind
\n
Project LLC
\n
Wilmington US 1,00 USD
\n
Integrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%
\n
Hidroel\u00e9ctrica de
\n
Catalunya SLU
\n
Barcellona ES 126.210,00 EUR
\n
Integrale Endesa Red SAU 100,00% 70,12%
\n
Hidroel\u00e9ctrica de Ourol SL Lugo ES 1.608.200,00 EUR
\n
Equity
\n
Enel Green Power
\n
Espa\u00f1a SLU
\n
30,00% 21,04%
\n
Hidroelectricidad del
\n
Pac\u00edfico S de RL de Cv
\n
Colima MX 30.890.736,00 MXN
\n
Integrale
\n
Enel Green Power
\n
M\u00e9xico S de RL de Cv
\n
99,99% 99,99%
\n
Hidroflamicell SL Barcellona ES 78.120,00 EUR
\n
Integrale
\n
Hidroel\u00e9ctrica de
\n
Catalunya SLU
\n
75,00% 52,59%
\n
Hidroinvest SA Buenos Aires AR 55.312.093,00 ARS
\n
Integrale
\n
Enel Am\u00e9ricas SA 41,94%
\n
79,55%
\n
Enel Argentina SA 54,76%
\n
HIF H2 SpA Santiago del Cile CL 6.303.000,00 USD
\n
Equity
\n
Enel Green Power
\n
Chile SA
\n
50,00% 32,46%
\n
High Chaparral Solar
\n
Project LLC
\n
Andover US - USD
\n
Integrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%
\n
High Lonesome Storage
\n
LLC
\n
Andover US 1,00 USD
\n
Integrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%
\n
High Lonesome Wind
\n
Holdings LLC
\n
Wilmington US 100,00 USD
\n
Integrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%
\n
High Lonesome Wind
\n
Power LLC
\n
Boston US 100,00 USD
\n
Integrale
\n
High Lonesome Wind
\n
Holdings LLC
\n
100,00% 100,00%
\n
High Noon Solar Project
\n
LLC
\n
Andover US - USD
\n
Integrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%
\n
High Street Corporation
\n
(Pty) Ltd
\n
Melbourne AU 2,00 AUD
\n
Integrale
\n
Enel Green Power
\n
Australia (Pty) Ltd
\n
100,00% 100,00%
\n
Hilltopper Wind Holdings
\n
LLC
\n
Wilmington US 1.000,00 USD
\n
Integrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%
\n
Hispano Generaci\u00f3n de
\n
Energ\u00eda Solar SL
\n
Jerez de los
\n
Caballeros
\n
ES 3.500,00 EUR
\n
Integrale
\n
Enel Green Power
\n
Espa\u00f1a SLU
\n
51,00% 35,76%
\n
Honey Stone Solar Project
\n
LLC
\n
Andover US - USD
\n
Integrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%
\n
Honeybee Solar Project
\n
LLC
\n
Andover US - USD
\n
Integrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%
\n

\n\n
Denominazione societ\u00e0 Sede legale Nazione Capitale sociale Valuta
\n
Settore di
\n
attivit\u00e0
\n
Metodo di
\n
consolidamento Detenuta da
\n
%
\n
possesso
\n
azioni
\n
ordinarie
\n
%
\n
possesso
\n
Gruppo
\n
Hope Creek LLC Crestview US - USD Integrale
\n
Chi Minnesota Wind
\n
LLC
\n
51,00% 51,00%
\n
Hope Ridge Wind Project
\n
LLC
\n
Andover US 1,00 USD
\n
Integrale Tradewind Energy Inc. 100,00% 100,00%
\n
Horse Run Solar I LLC Andover US 1,00 USD
\n
Integrale
\n
Brick Road Solar
\n
Holdings LLC
\n
100,00% 100,00%
\n
Horse Wrangler Solar
\n
Project LLC
\n
Andover US 1,00 USD
\n
Integrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%
\n
Hubject eRoaming
\n
Technology (Shanghai)
\n
Co. Ltd
\n
Shangai CN 12.668.015,70 CNY
\n
- Hubject GmbH 100,00% 12,50%
\n
Hubject GmbH Berlino DE 65.943,00 EUR
\n
- Enel X Way Srl 12,50% 12,50%
\n
Hubject Inc. Santa Monica US 100.000,00 USD
\n
- Hubject GmbH 100,00% 12,50%
\n
ICE Tudela SL
\n
Pozuelo de
\n
Alarc\u00f3n
\n
ES 3.000,00 EUR
\n
-
\n
Enel Green Power
\n
Espa\u00f1a SLU
\n
5,12% 3,59%
\n
Idalia Park Solar Project
\n
LLC
\n
Andover US - USD
\n
Integrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%
\n
Idrosicilia SpA Milano IT 22.520.000,00 EUR
\n
Equity Enel SpA 1,00% 1,00%
\n
IFX Networks Argentina
\n
Srl
\n
Buenos Aires AR 2.260.551,00 ARS
\n
-
\n
IFX/Eni - SPC V Inc. 99,85%
\n
19,50%
\n
Minority Stock Holding
\n
Corp.
\n
0,15%
\n
IFX Networks Colombia
\n
SAS
\n
Bogot\u00e0 CO 18.951.211.000,00 COP
\n
-
\n
IFX Networks Panama
\n
SA
\n
48,43%
\n
19,50%
\n
IFX/Eni - SPC III Inc. 34,60%
\n
Livister Latam SLU 16,97%
\n
IFX Networks LLC Wilmington US 80.848.653,00 USD
\n
- Ufinet Latam SLU 100,00% 19,50%
\n
IFX Networks Ltd Tortola VG 50.001,00 USD
\n
- IFX Networks LLC 100,00% 19,50%
\n
IFX Networks Panama SA Panama City PA 26.460,00 USD
\n
-
\n
IFX/Eni - SPC Panama
\n
Inc.
\n
79,37%
\n
19,50%
\n
Livister Latam SLU 20,63%
\n
IFX/Eni - SPC III Inc. Tortola VG 100,00 USD
\n
- IFX Networks Ltd 100,00% 19,50%
\n
IFX/Eni - SPC IV Inc. Tortola VG 100,00 USD
\n
- IFX Networks Ltd 100,00% 19,50%
\n
IFX/Eni - SPC Panama Inc. Tortola VG 100,00 USD
\n
- IFX Networks Ltd 100,00% 19,50%
\n
IFX/Eni - SPC V Inc. Tortola VG 100,00 USD
\n
- IFX Networks Ltd 100,00% 19,50%
\n
IIK Energ\u00eda de Dzemul
\n
SA de Cv
\n
Citt\u00e0 del Messico MX 6.479.172,00 MXN
\n
Integrale
\n
Enel Green Power
\n
M\u00e9xico S de RL de Cv
\n
0,00%
\n
100,00%
\n
Enel Rinnovabile SA
\n
de Cv
\n
100,00%
\n
IIK Energ\u00eda de Telchac
\n
SA de Cv
\n
Citt\u00e0 del Messico MX - MXN
\n
Integrale
\n
Enel Green Power
\n
M\u00e9xico S de RL de Cv
\n
0,00%
\n
100,00%
\n
Enel Rinnovabile SA
\n
de Cv
\n
100,00%
\n
Infraestructura de
\n
Evacuaci\u00f3n Pe\u00f1aflor 220
\n
kV SL
\n
Madrid ES 3.500,00 EUR
\n
Equity
\n
Enel Green Power
\n
Espa\u00f1a SLU
\n
41,14% 28,85%
\n

\n\n
Denominazione societ\u00e0 Sede legale Nazione Capitale sociale Valuta
\n
Settore di
\n
attivit\u00e0
\n
Metodo di
\n
consolidamento Detenuta da
\n
%
\n
possesso
\n
azioni
\n
ordinarie
\n
%
\n
possesso
\n
Gruppo
\n
Infraestructuras Puerto
\n
Santa Mar\u00eda 220 SL
\n
Madrid ES 3.000,00 EUR
\n
Integrale
\n
Puerto Santa Mar\u00eda
\n
Energ\u00eda I SLU
\n
50,00%
\n
70,12%
\n
Puerto Santa Mar\u00eda
\n
Energ\u00eda II SLU
\n
50,00%
\n
Infraestructuras San
\n
Serv\u00e1n 220 SL
\n
Madrid ES 12.000,00 EUR
\n
Equity
\n
Enel Green Power
\n
Espa\u00f1a SLU
\n
30,80% 21,60%
\n
Infraestructuras San
\n
Serv\u00e1n Set 400 SL
\n
Madrid ES 90.000,00 EUR
\n
Equity
\n
Aranort Desarrollos
\n
SLU
\n
6,41%
\n
13,48%Baylio Solar SLU 6,41%
\n
Furatena Solar 1 SLU 6,41%
\n
Inkolan Informaci\u00f3n y
\n
Coordinaci\u00f3n de Obras
\n
AIE
\n
Bilbao ES 84.141,68 EUR
\n
-
\n
Edistribuci\u00f3n Redes
\n
Digitales SLU
\n
14,29% 10,02%
\n
Inspectores y Consultores
\n
Ibercal SLU
\n
Vizcaya ES 3.100,00 EUR
\n
Equity Tecnatom SA 100,00% 31,56%
\n
Instalaciones San Serv\u00e1n
\n
II 400 SL
\n
Madrid ES 11.026,00 EUR
\n
Equity
\n
Aranort Desarrollos
\n
SLU
\n
7,94%
\n
16,69%Baylio Solar SLU 7,94%
\n
Furatena Solar 1 SLU 7,94%
\n
International Multimedia
\n
University Srl in fallimento
\n
- IT 24.000,00 EUR
\n
- Enel Italia SpA 13,04% 13,04%
\n
Inversora Dock Sud SA Buenos Aires AR 828.941.660,00 ARS
\n
AFS Enel Am\u00e9ricas SA 57,14% 47,01%
\n
Ipsomata DPGU Private
\n
Company
\n
Heraklion, Creta GR 5.000,00 EUR
\n
Discontinued
\n
operation
\n
Enel Green Power
\n
Hellas SA
\n
0,02% 0,02%
\n
Iris Bloom Solar Project
\n
LLC
\n
Andover US 1,00 USD
\n
Integrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%
\n
Iron Belt Energy Storage
\n
Project LLC
\n
Andover US 1,00 USD
\n
Integrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%
\n
Iron Bull Solar Project LLC Andover US 1,00 USD
\n
Integrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%
\n
Isamu Ikeda Energia SA Niter\u00f3i BR 16.474.475,77 BRL
\n
Integrale Enel Brasil SA 100,00% 82,27%
\n
Italgest Energy (Pty) Ltd Johannesburg ZA 1.000,00 ZAR
\n
Integrale
\n
Enel Green Power
\n
South Africa (Pty) Ltd
\n
100,00% 100,00%
\n
Jack River LLC Minneapolis US - USD
\n
Integrale
\n
Chi Minnesota Wind
\n
LLC
\n
51,00% 51,00%
\n
Jade Energia Ltda Rio de Janeiro BR 4.107.097,00 BRL
\n
Integrale Enel Brasil SA 100,00% 82,27%
\n
Jaguito Solar 10 MW SA Panama City PA 10.000,00 USD
\n
Integrale Enel Panam\u00e1 CAM Srl 100,00% 47,19%
\n
Jessica Mills LLC Minneapolis US - USD
\n
Integrale
\n
Chi Minnesota Wind
\n
LLC
\n
51,00% 51,00%
\n
Julia Hills LLC Minneapolis US - USD
\n
Integrale
\n
Chi Minnesota Wind
\n
LLC
\n
51,00% 51,00%
\n
Junia Insurance Srl
\n
Mosciano
\n
Sant\u2019Angelo (TE)
\n
IT 100,00 EUR
\n
Equity Mooney Group SpA 100,00% 50,00%
\n
Juniper Canyon Energy
\n
Storage Project LLC
\n
Andover US 1,00 USD
\n
Integrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%
\n

\n\n
Denominazione societ\u00e0 Sede legale Nazione Capitale sociale Valuta
\n
Settore di
\n
attivit\u00e0
\n
Metodo di
\n
consolidamento Detenuta da
\n
%
\n
possesso
\n
azioni
\n
ordinarie
\n
%
\n
possesso
\n
Gruppo
\n
Keeneys Creek Solar I LLC Andover US 1,00 USD Integrale
\n
Brick Road Solar
\n
Holdings LLC
\n
100,00% 100,00%
\n
Ken Renewables India
\n
Private Limited
\n
Gurugram IN 12.100.000,00 INR
\n
Integrale
\n
Enel Green Power India
\n
Private Limited
\n
100,00% 100,00%
\n
Khaba Renewable Energy
\n
Private Limited
\n
Gurugram IN 18.100.000,00 INR
\n
Integrale
\n
Enel Green Power India
\n
Private Limited
\n
100,00% 100,00%
\n
Khidrat Renewable Energy
\n
Private Limited
\n
Gurugram IN 78.100.000,00 INR
\n
Integrale
\n
Enel Green Power India
\n
Private Limited
\n
100,00% 100,00%
\n
King Branch Solar I LLC Andover US 1,00 USD
\n
Integrale
\n
Brick Road Solar
\n
Holdings LLC
\n
100,00% 100,00%
\n
Kingston Energy Storage
\n
LLC
\n
Wilmington US - USD
\n
Integrale
\n
Enel Energy Storage
\n
Holdings LLC (ex
\n
EGP Energy Storage
\n
Holdings LLC)
\n
100,00% 100,00%
\n
Kino Contractor SA de Cv Citt\u00e0 del Messico MX 100,00 MXN
\n
Integrale
\n
Enel Green Power
\n
M\u00e9xico S de RL de Cv
\n
99,00%
\n
100,00%
\n
Enel Rinnovabile SA
\n
de Cv
\n
1,00%
\n
Kino Facilities Manager
\n
SA de Cv
\n
Citt\u00e0 del Messico MX 2.933.340,00 MXN
\n
Integrale
\n
Enel Green Power
\n
M\u00e9xico S de RL de Cv
\n
100,00%
\n
100,00%
\n
Enel Rinnovabile SA
\n
de Cv
\n
0,00%
\n
Kokkinari DPGU Private
\n
Company
\n
Heraklion, Creta GR 15.000,00 EUR
\n
Discontinued
\n
operation
\n
Enel Green Power
\n
Hellas SA
\n
0,01% 0,01%
\n
Kongul Enerj\u00ed Sanay\u00ed Ve
\n
T\u00edcaret Anon\u00edm \u015e\u00edrket\u00ed
\n
Istanbul TR 14.537.500,00 TRY
\n
Integrale
\n
Enel Green Power
\n
Turkey Enerj\u00ed Yatirimlari
\n
Anon\u00edm \u015e\u00edrket\u00ed
\n
100,00% 100,00%
\n
Koporie WPS LLC
\n
Regione di
\n
Leningrado
\n
RU 21.000.000,00 RUB
\n
Integrale
\n
Enel Green Power
\n
Rus Limited Liability
\n
Company
\n
100,00% 100,00%
\n
Korea Line Corporation Seoul KR 122.132.520.000,00 KRW
\n
-
\n
Enel Global Trading
\n
SpA
\n
0,25% 0,25%
\n
Koukos Energy Private
\n
Company
\n
Atene GR 4.002,00 EUR
\n
Discontinued
\n
operation
\n
Enel Green Power
\n
Hellas SA
\n
0,05% 0,05%
\n
Kromschroeder SA Barcellona ES 627.126,00 EUR
\n
Equity
\n
Endesa Medios y
\n
Sistemas SLU
\n
29,26% 20,52%
\n
Lake Emily Solar LLC Wilmington US - USD
\n
Integrale
\n
Aurora Distributed
\n
Solar LLC
\n
100,00% 74,13%
\n
Lake Pulaski Solar LLC Wilmington US - USD
\n
Integrale
\n
Aurora Distributed
\n
Solar LLC
\n
100,00% 74,13%
\n
Land Run Solar Project
\n
LLC
\n
Andover US 1,00 USD
\n
Integrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%
\n
Land Run Wind Project
\n
LLC
\n
Dover US 100,00 USD
\n
Integrale
\n
Sundance Wind
\n
Project LLC
\n
100,00% 100,00%
\n
Lantern Trail Solar Project
\n
LLC
\n
Andover US 1,00 USD
\n
Integrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%
\n
Latamsolar Energ\u00edas
\n
Renovables SAS
\n
Bogot\u00e0 CO 8.000.000,00 COP
\n
Integrale Enel Colombia SA ESP 100,00% 47,18%
\n
Latamsolar Fotovoltaica
\n
Fundaci\u00f3n SAS
\n
Bogot\u00e0 CO 8.000.000,00 COP
\n
Integrale Enel Colombia SA ESP 100,00% 47,18%
\n
Lathrop Solar I LLC Andover US 1,00 USD
\n
Integrale
\n
Brick Road Solar
\n
Holdings LLC
\n
100,00% 100,00%
\n
Lava Solar Project LLC Andover US 1,00 USD
\n
Integrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%
\n

\n\n
Denominazione societ\u00e0 Sede legale Nazione Capitale sociale Valuta
\n
Settore di
\n
attivit\u00e0
\n
Metodo di
\n
consolidamento Detenuta da
\n
%
\n
possesso
\n
azioni
\n
ordinarie
\n
%
\n
possesso
\n
Gruppo
\n
Lawrence Creek Solar LLC Minneapolis US - USD Integrale
\n
Aurora Distributed
\n
Solar LLC
\n
100,00% 74,13%
\n
Lebanon Solar I LLC Andover US 1,00 USD
\n
Integrale
\n
Brick Road Solar
\n
Holdings LLC
\n
100,00% 100,00%
\n
Legacy Blossom
\n
Storage Project Limited
\n
Partnership
\n
Calgary CA - CAD
\n
Integrale
\n
Enel Alberta Storage
\n
Inc.
\n
0,10%
\n
100,00%
\n
Enel Green Power
\n
Canada Inc.
\n
99,90%
\n
Lemonade Solar Project
\n
LLC
\n
Andover US - USD
\n
Integrale Tradewind Energy Inc. 100,00% 100,00%
\n
Liberty Energy Storage
\n
LLC
\n
Andover US - USD
\n
Integrale
\n
Enel Energy Storage
\n
Holdings LLC (ex
\n
EGP Energy Storage
\n
Holdings LLC)
\n
100,00% 100,00%
\n
Libyan Italian Joint
\n
Company - Azienda
\n
Libico-Italiana (A.L.I.)
\n
Tripoli LY 1.350.000,00 EUR
\n
- EnelPower Srl 0,33% 0,33%
\n
Light Cirrus Solar Project
\n
LLC
\n
Andover US 1,00 USD
\n
Integrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%
\n
Lily Solar Holdings LLC Andover US 1,00 USD
\n
Integrale
\n
Enel Green Power Lily
\n
Solar Holdings LLC
\n
100,00% 100,00%
\n
Lily Solar LLC Andover US - USD
\n
Integrale
\n
Enel Kansas
\n
Development Holdings
\n
LLC
\n
100,00% 100,00%
\n
Lindahl Wind Holdings
\n
LLC
\n
Wilmington US - USD
\n
Integrale
\n
EGPNA Preferred Wind
\n
Holdings LLC
\n
100,00% 100,00%
\n
Lindahl Wind Project LLC Wilmington US - USD
\n
Integrale
\n
Lindahl Wind Holdings
\n
LLC
\n
100,00% 100,00%
\n
Little Elk Wind Holdings
\n
LLC
\n
Wilmington US - USD
\n
Integrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%
\n
Little Elk Wind Project LLC Wilmington US - USD
\n
Integrale
\n
Little Elk Wind
\n
Holdings LLC
\n
100,00% 100,00%
\n
Little Salt Solar Project
\n
LLC
\n
Andover US - USD
\n
Integrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%
\n
Litus Energy Storage LLC Andover US - USD
\n
Integrale
\n
Enel Energy Storage
\n
Holdings LLC (ex
\n
EGP Energy Storage
\n
Holdings LLC)
\n
100,00% 100,00%
\n
Livister Chile SpA Santiago del Cile CL 11.843.107.407,00 CLP
\n
- Livister Latam SLU 100,00% 19,50%
\n
Livister Latam SLU Madrid ES 2.442.066,00 EUR
\n
- Ufinet Latam SLU 100,00% 19,50%
\n
Llano S\u00e1nchez Solar
\n
Power One Srl
\n
Panama City PA 10.020,00 USD
\n
Integrale
\n
Enel Colombia SA ESP 0,20%
\n
47, 19%
\n
Enel Panam\u00e1 CAM Srl 99,80%
\n
Lone Pine Wind Inc. Alberta CA - CAD
\n
-
\n
Enel Green Power
\n
Canada Inc.
\n
10,00% 10,00%
\n
Lone Pine Wind Project LP Alberta CA - CAD
\n
Equity
\n
Enel Green Power
\n
Canada Inc.
\n
10,00% 10,00%
\n
Lucas Sostenible SL Madrid ES 1.099.775,00 EUR
\n
Equity
\n
Enel Green Power
\n
Espa\u00f1a SLU
\n
35,29% 24,74%
\n
Luminary Highlands Solar
\n
Project LLC
\n
Andover US - USD
\n
Integrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%
\n
Luz de Angra Energia SA Rio de Janeiro BR 4.062.085,00 BRL
\n
Integrale Enel X Brasil SA 51,00% 41,96%
\n

\n\n
Denominazione societ\u00e0 Sede legale Nazione Capitale sociale Valuta
\n
Settore di
\n
attivit\u00e0
\n
Metodo di
\n
consolidamento Detenuta da
\n
%
\n
possesso
\n
azioni
\n
ordinarie
\n
%
\n
possesso
\n
Gruppo
\n
Luz de Caruaru Energia
\n
SA
\n
Rio de Janeiro BR 21.027.600,00 BRL
\n
Integrale Enel X Brasil SA 51,00% 41,96%
\n
Luz de Jaboat\u00e3o Energia
\n
SA
\n
Rio de Janeiro BR 21.114.200,00 BRL
\n
Integrale Enel X Brasil SA 51,00% 41,96%
\n
Luz de Macap\u00e1 Energia
\n
SA
\n
Rio de Janeiro BR 24.338.000,00 BRL
\n
Integrale Enel X Brasil SA 51,00% 41,96%
\n
Maicor Wind Srl Roma IT 20.850.000,00 EUR
\n
Integrale
\n
Enel Green Power
\n
Italia Srl
\n
100,00% 100,00%
\n
Malaspina Energy Scarl in
\n
liquidazione
\n
Bergamo IT 100.000,00 EUR
\n
Integrale Enel X Italia Srl 100,00% 100,00%
\n
Mansar Renewable Energy
\n
Private Limited
\n
Gurgaon IN 100.000,00 INR
\n
Integrale
\n
Enel Green Power India
\n
Private Limited
\n
100,00% 100,00%
\n
Maple Canada Solutions
\n
Holdings Ltd
\n
- CA - CAD
\n
Equity Enel X Canada Ltd 20,00% 20,00%
\n
Maple Energy Solutions LP - CA - CAD
\n
Equity
\n
Enel X Canada Holding
\n
Inc.
\n
20,00% 20,00%
\n
Maple Run Solar Project
\n
LLC
\n
Andover US 1,00 USD
\n
Integrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%
\n
Marte Srl Roma IT 6.100.000,00 EUR
\n
Integrale
\n
Enel Green Power
\n
Italia Srl
\n
100,00% 100,00%
\n
Marudhar Wind Energy
\n
Private Limited
\n
Gurugram IN 100.000,00 INR
\n
Integrale
\n
Enel Green Power India
\n
Private Limited
\n
100,00% 100,00%
\n
M\u00e1s Energ\u00eda S de RL
\n
de Cv
\n
Citt\u00e0 del Messico MX 61.872.926,00 MXN
\n
Integrale
\n
Enel Green Power
\n
M\u00e9xico S de RL de Cv
\n
99,99%
\n
100,00%
\n
Hidroelectricidad del
\n
Pac\u00edfico S de RL de Cv
\n
0,01%
\n
Mason Mountain Wind
\n
Project LLC
\n
Wilmington US - USD
\n
Integrale
\n
Padoma Wind Power
\n
LLC
\n
100,00% 100,00%
\n
Matrigenix (Pty) Ltd Johannesburg ZA 1.000,00 ZAR
\n
Integrale
\n
Enel Green Power
\n
South Africa (Pty) Ltd
\n
100,00% 100,00%
\n
Maty Energia Srl Roma IT 10.000,00 EUR
\n
Integrale
\n
Enel Green Power
\n
Italia Srl
\n
100,00% 100,00%
\n
MC Solar I LLC Andover US - USD
\n
Integrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%
\n
McBride Wind Project LLC Wilmington US 1,00 USD
\n
Integrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%
\n
Medidas Ambientales SL Burgos ES 60.100,00 EUR
\n
- Tecnatom SA 50,00% 15,78%
\n
Merit Wind Project LLC Andover US 1,00 USD
\n
Integrale Tradewind Energy Inc. 100,00% 100,00%
\n
Metro Wind LLC Minneapolis US - USD
\n
Integrale
\n
Chi Minnesota Wind
\n
LLC
\n
51,00% 51,00%
\n
Mexicana de
\n
Hidroelectricidad
\n
Mexhidro S de RL de Cv
\n
Citt\u00e0 del Messico MX 181.728.901,00 MXN
\n
Integrale
\n
Enel Green Power
\n
M\u00e9xico S de RL de Cv
\n
99,99% 99,99%
\n
Mibgas SA Madrid ES 3.000.000,00 EUR
\n
- Endesa SA 1,35% 0,95%
\n
Midelt Wind Farm SA Casablanca MA 145.000.000,00 MAD
\n
Equity
\n
Nareva Enel Green
\n
Power Morocco SA
\n
70,00% 35,00%
\n

\n\n
Denominazione societ\u00e0 Sede legale Nazione Capitale sociale Valuta
\n
Settore di
\n
attivit\u00e0
\n
Metodo di
\n
consolidamento Detenuta da
\n
%
\n
possesso
\n
azioni
\n
ordinarie
\n
%
\n
possesso
\n
Gruppo
\n
Minglanilla Renovables
\n
400 kV AIE
\n
Valencia ES - EUR
\n
Proporzionale
\n
Energ\u00eda Base Natural
\n
SLU
\n
4,79%
\n
25,36%
\n
Energ\u00eda E\u00f3lica \u00c1brego
\n
SLU
\n
7,98%
\n
Energ\u00eda E\u00f3lica Galerna
\n
SLU
\n
9,31%
\n
Energ\u00eda E\u00f3lica Gregal
\n
SLU
\n
9,31%
\n
Energ\u00eda y Naturaleza
\n
SLU
\n
4,79%
\n
Minicentrales Acequia
\n
Cinco Villas AIE
\n
Ejea de los
\n
Caballeros
\n
ES 3.346.993,04 EUR
\n
-
\n
Enel Green Power
\n
Espa\u00f1a SLU
\n
5,39% 3,78%
\n
Minicentrales del Canal de
\n
las B\u00e1rdenas AIE
\n
Saragozza ES 1.202.000,00 EUR
\n
-
\n
Enel Green Power
\n
Espa\u00f1a SLU
\n
15,00% 10,52%
\n
Minicentrales del Canal
\n
Imperial-Gallur SL
\n
Saragozza ES 1.820.000,00 EUR
\n
Equity
\n
Enel Green Power
\n
Espa\u00f1a SLU
\n
36,50% 25,59%
\n
Minority Stock Holding
\n
Corp.
\n
Tortola VG 100,00 USD
\n
- IFX Networks Ltd 100,00% 19,50%
\n
Mira Energy (Pty) Ltd Johannesburg ZA 100,00 ZAR
\n
Integrale
\n
Enel Green Power
\n
South Africa (Pty) Ltd
\n
100,00% 100,00%
\n
Miranda Plataforma
\n
Log\u00edstica SA
\n
Burgos ES 1.800.000,00 EUR
\n
- Nuclenor SA 0,22% 0,08%
\n
MO Land Holdings 1358
\n
LLC
\n
Andover US 1,00 USD
\n
Integrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%
\n
Moebius Tecnologia em
\n
Informatica SA
\n
Rio de Janeiro BR 150.000,00 BRL
\n
-
\n
Ufinet Brasil
\n
Telecomunica\u00e7\u00e3o Ltda
\n
100,00% 19,50%
\n
Monte Reina Renovables
\n
SL
\n
Madrid ES 4.000,00 EUR
\n
Equity
\n
FRV Zamora Solar
\n
1 SLU
\n
20,58% 14,43%
\n
Montrose Solar LLC Wilmington US - USD
\n
Integrale
\n
Aurora Distributed
\n
Solar LLC
\n
100,00% 74,13%
\n
Moonbeam Solar Project
\n
LLC
\n
Andover US 1,00 USD
\n
Integrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%
\n
Mooney Group SpA Milano IT 10.050.000,00 EUR
\n
Equity Enel X Srl 50,00% 50,00%
\n
Mooney SpA Milano IT 87.833.331,00 EUR
\n
Equity Mooney Group SpA 100,00% 50,00%
\n
Mooney Servizi SpA Milano IT 8.549.999,00 EUR
\n
Equity Mooney Group SpA 100,00% 50,00%
\n
Morgan Branch Solar I LLC Andover US 1,00 USD
\n
Integrale
\n
Brick Road Solar
\n
Holdings LLC
\n
100,00% 100,00%
\n
Mount Pleasant Energy
\n
Storage 1 LLC
\n
Boston US - USD
\n
Integrale
\n
Enel X North America
\n
Inc.
\n
100,00% 100,00%
\n
Mountrail Wind Project
\n
LLC
\n
Andover US 1,00 USD
\n
Integrale Tradewind Energy Inc. 100,00% 100,00%
\n
MPG Solar I LLC Andover US 1,00 USD
\n
Integrale
\n
Brick Road Solar
\n
Holdings LLC
\n
100,00% 100,00%
\n
Mucho Viento Wind
\n
Project LLC
\n
Andover US 1,00 USD
\n
Integrale Tradewind Energy Inc. 100,00% 100,00%
\n
Mule Bit Wind Project LLC Andover US 1,00 USD
\n
Integrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%
\n
Muskegon County Solar
\n
Project LLC
\n
Andover US 1,00 USD
\n
Integrale Tradewind Energy Inc. 100,00% 100,00%
\n

\n\n
Denominazione societ\u00e0 Sede legale Nazione Capitale sociale Valuta
\n
Settore di
\n
attivit\u00e0
\n
Metodo di
\n
consolidamento Detenuta da
\n
%
\n
possesso
\n
azioni
\n
ordinarie
\n
%
\n
possesso
\n
Gruppo
\n
Muskegon Green Wind
\n
Project LLC
\n
Andover US 1,00 USD
\n
Integrale Tradewind Energy Inc. 100,00% 100,00%
\n
Mustang Run Wind
\n
Project LLC
\n
Andover US 1,00 USD
\n
Integrale Tradewind Energy Inc. 100,00% 100,00%
\n
Nabb Solar I LLC Andover US 1,00 USD
\n
Integrale
\n
Brick Road Solar
\n
Holdings LLC
\n
100,00% 100,00%
\n
Napolean Wind Project
\n
LLC
\n
Andover US 1,00 USD
\n
Integrale Tradewind Energy Inc. 100,00% 100,00%
\n
Nareva Enel Green Power
\n
Morocco SA
\n
Casablanca MA 98.750.000,00 MAD
\n
Equity
\n
Enel Green Power
\n
Morocco SARLAU
\n
50,00% 50,00%
\n
Negocios y Telefon\u00eda
\n
NEDETEL SA
\n
Guayaquil EC 4.773.525,00 USD
\n
- Ufinet Latam SLU 70,00% 13,65%
\n
Net Botanic Internet
\n
Inteligente SA
\n
Rio de Janeiro BR 450.000,00 BRL
\n
-
\n
Ufinet Brasil
\n
Telecomunica\u00e7\u00e3o Ltda
\n
100,00% 19,50%
\n
Netra Renewable Energy
\n
Private Limited
\n
Gurgaon IN 100.000,00 INR
\n
Integrale
\n
Enel Green Power India
\n
Private Limited
\n
100,00% 100,00%
\n
Nevkan Renewables LLC Wilmington US - USD
\n
Integrale Enel Nevkan Inc. 100,00% 100,00%
\n
New York Distributed
\n
Storage Projects LLC
\n
Boston US - USD
\n
Integrale
\n
Enel X North America
\n
Inc.
\n
100,00% 100,00%
\n
Ngonye Power Company
\n
Limited
\n
Lusaka ZM 10,00 ZMW
\n
AFS
\n
Enel Green Power
\n
Solar Ngonye SpA
\n
(ex Enel Green Power
\n
Africa Srl)
\n
80,00% 80,00%
\n
Nojoli Wind Farm (RF)
\n
(Pty) Ltd
\n
Johannesburg ZA 10.000.000,00 ZAR
\n
Integrale
\n
Enel Green Power
\n
South Africa (Pty) Ltd
\n
60,00% 60,00%
\n
North English Wind
\n
Project LLC
\n
Andover US 1,00 USD
\n
Integrale Tradewind Energy Inc. 100,00% 100,00%
\n
North Rock Wind LLC Andover US 1,00 USD
\n
Integrale Tradewind Energy Inc. 100,00% 100,00%
\n
Northland Wind Project
\n
LLC
\n
Andover US 1,00 USD
\n
Integrale Tradewind Energy Inc. 100,00% 100,00%
\n
Northstar Wind Project
\n
LLC
\n
Andover US - USD
\n
Integrale Tradewind Energy Inc. 100,00% 100,00%
\n
Northumberland Solar
\n
Project I LLC
\n
Andover US - USD
\n
Integrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%
\n
Northwest Hydro LLC Wilmington US - USD
\n
Integrale Chi West LLC 100,00% 100,00%
\n
Novolitio Recuperaci\u00f3n de
\n
Bater\u00edas SL
\n
Ponferrada ES 180.000,00 EUR
\n
Equity
\n
Endesa Generaci\u00f3n
\n
SAU
\n
45,00% 31,55%
\n
Nuclenor SA Burgos ES 102.000.000,00 EUR
\n
Equity
\n
Endesa Generaci\u00f3n
\n
SAU
\n
50,00% 35,06%
\n
Nuove Energie Srl Porto Empedocle IT 5.204.028,73 EUR
\n
Integrale
\n
Enel Global Trading
\n
SpA
\n
100,00% 100,00%
\n
Nxuba Wind Farm (RF)
\n
(Pty) Ltd
\n
Johannesburg ZA 1.000,00 ZAR
\n
Equity
\n
Enel Green Power RSA
\n
2 (RF) (Pty) Ltd
\n
51,00% 25,50%
\n
NYC Storage (353
\n
Chester) SPE LLC
\n
Wilmington US 1,00 USD
\n
Integrale
\n
Enel X North America
\n
Inc.
\n
100,00% 100,00%
\n
Ochrana A Bezpecnost
\n
Se SRO
\n
Kaln\u00e1 Nad
\n
Hronom
\n
SK 33.193,92 EUR
\n
Equity
\n
Slovensk\u00e9 elektr\u00e1rne
\n
AS
\n
100,00% 33,00%
\n
Olathe Solar I LLC Andover US 1,00 USD
\n
Integrale
\n
Brick Road Solar
\n
Holdings LLC
\n
100,00% 100,00%
\n

\n\n
Denominazione societ\u00e0 Sede legale Nazione Capitale sociale Valuta
\n
Settore di
\n
attivit\u00e0
\n
Metodo di
\n
consolidamento Detenuta da
\n
%
\n
possesso
\n
azioni
\n
ordinarie
\n
%
\n
possesso
\n
Gruppo
\n
Olivum PV Farm 01 SLU Madrid ES 3.000,00 EUR Integrale
\n
Enel Green Power
\n
Espa\u00f1a SLU
\n
100,00% 70,12%
\n
OMIP - Operador do
\n
Mercado Ib\u00e9rico (Portugal)
\n
SGPS SA
\n
Lisbona PT 2.610.000,00 EUR
\n
-
\n
Endesa Generaci\u00f3n
\n
Portugal SA
\n
5,00% 3,51%
\n
Open Range Wind Project
\n
LLC
\n
Andover US 1,00 USD
\n
Integrale Tradewind Energy Inc. 100,00% 100,00%
\n
Operador del Mercado
\n
Ib\u00e9rico de Energ\u00eda - Polo
\n
Espa\u00f1ol SA
\n
Madrid ES 1.999.998,00 EUR
\n
- Endesa SA 5,00% 3,51%
\n
Oravita Power Park Srl Bucarest RO 2.000,00 RON
\n
Discontinued
\n
operation
\n
Enel Green Power
\n
Romania Srl
\n
100,00% 100,00%
\n
Orchid Acres Solar Project
\n
LLC
\n
Andover US - USD
\n
Integrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%
\n
Origin Goodwell Holdings
\n
LLC
\n
Wilmington US - USD
\n
Equity
\n
EGPNA Wind Holdings
\n
1 LLC
\n
100,00% 10,00%
\n
Origin Wind Energy LLC Wilmington US - USD
\n
Equity
\n
Origin Goodwell
\n
Holdings LLC
\n
100,00% 10,00%
\n
Osage Wind Holdings LLC Wilmington US 100,00 USD
\n
Integrale Enel Kansas LLC 50,00% 50,00%
\n
Osage Wind LLC Wilmington US - USD
\n
Integrale
\n
Osage Wind Holdings
\n
LLC
\n
100,00% 50,00%
\n
Ossining Energy Storage
\n
1 LLC
\n
Boston US - USD
\n
Integrale
\n
Enel X North America
\n
Inc.
\n
100,00% 100,00%
\n
Ovacik Eol\u00edko Enerj\u00ed
\n
Elektr\u00edk \u00dcret\u00edm Ve T\u00edcaret
\n
Anon\u00edm \u015e\u00edrket\u00ed
\n
Istanbul TR 2.925.900,00 TRY
\n
Integrale
\n
Enel Green Power
\n
Turkey Enerj\u00ed Yatirimlari
\n
Anon\u00edm \u015e\u00edrket\u00ed
\n
100,00% 100,00%
\n
Oxagesa AIE in
\n
liquidazione
\n
Alca\u00f1iz ES 6.010,00 EUR
\n
Equity
\n
Enel Green Power
\n
Espa\u00f1a SLU
\n
33,33% 23,37%
\n
Oyster Bay Wind Farm
\n
(RF) (Pty) Ltd
\n
Johannesburg ZA 1.000,00 ZAR
\n
Equity
\n
Enel Green Power RSA
\n
2 (RF) (Pty) Ltd
\n
55,00% 27,50%
\n
Padoma Wind Power LLC Elida US - USD
\n
Integrale
\n
Enel Green Power
\n
North America Inc.
\n
100,00% 100,00%
\n
Painted Rose Solar Project
\n
LLC
\n
Andover US 1,00 USD
\n
Integrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%
\n
Palo Alto Farms Wind
\n
Project LLC
\n
Dallas US - USD
\n
Integrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%
\n
Pampinus PV Farm 01 SLU Madrid ES 3.000,00 EUR
\n
Integrale
\n
Enel Green Power
\n
Espa\u00f1a SLU
\n
100,00% 70,12%
\n
Paradise Creek Wind
\n
Project LLC
\n
Andover US 1,00 USD
\n
Integrale Tradewind Energy Inc. 100,00% 100,00%
\n
Paravento SL Lugo ES 3.006,00 EUR
\n
Integrale
\n
Enel Green Power
\n
Espa\u00f1a SLU
\n
90,00% 63,11%
\n
Parc E\u00f2lic La Tossa-La
\n
Mola d\u2019en Pascual SL
\n
Madrid ES 1.183.100,00 EUR
\n
Equity
\n
Enel Green Power
\n
Espa\u00f1a SLU
\n
30,00% 21,04%
\n
Parc E\u00f2lic Los Aligars SL Madrid ES 1.313.100,00 EUR
\n
Equity
\n
Enel Green Power
\n
Espa\u00f1a SLU
\n
30,00% 21,04%
\n
Parco Eolico Monti
\n
Sicani Srl
\n
Roma IT 10.000,00 EUR
\n
Integrale
\n
Enel Green Power
\n
Italia Srl
\n
100,00% 100,00%
\n
Parque Amistad II SA
\n
de Cv
\n
Citt\u00e0 del Messico MX 1.413.533.480,00 MXN
\n
Integrale
\n
Enel Green Power
\n
M\u00e9xico S de RL de Cv
\n
0,50%
\n
100,00%
\n
Enel Rinnovabile SA
\n
de Cv
\n
99,50%
\n

\n\n
Denominazione societ\u00e0 Sede legale Nazione Capitale sociale Valuta
\n
Settore di
\n
attivit\u00e0
\n
Metodo di
\n
consolidamento Detenuta da
\n
%
\n
possesso
\n
azioni
\n
ordinarie
\n
%
\n
possesso
\n
Gruppo
\n
Parque Amistad III SA
\n
de Cv
\n
Citt\u00e0 del Messico MX 931.692.540,00 MXN
\n
Integrale
\n
Enel Green Power
\n
M\u00e9xico S de RL de Cv
\n
0,50%
\n
100,00%
\n
Enel Rinnovabile SA
\n
de Cv
\n
99,50%
\n
Parque Amistad IV SA
\n
de Cv
\n
Citt\u00e0 del Messico MX 1.489.508.400,00 MXN
\n
Integrale
\n
Enel Green Power
\n
M\u00e9xico S de RL de Cv
\n
0,50%
\n
100,00%
\n
Enel Rinnovabile SA
\n
de Cv
\n
99,50%
\n
Parque E\u00f3lico A Capelada
\n
SLU
\n
La Coru\u00f1a ES 5.857.704,33 EUR
\n
Integrale
\n
Enel Green Power
\n
Espa\u00f1a SLU
\n
100,00% 70,12%
\n
Parque E\u00f3lico Belmonte
\n
SA
\n
Madrid ES 120.400,00 EUR
\n
Integrale
\n
Enel Green Power
\n
Espa\u00f1a SLU
\n
50,17% 35,18%
\n
Parque E\u00f3lico BR-1 SAPI
\n
de Cv
\n
Citt\u00e0 del Messico MX - MXN
\n
Integrale
\n
Enel Green Power
\n
M\u00e9xico S de RL de Cv
\n
0,50%
\n
25,50%
\n
Enel Rinnovabile SA
\n
de Cv
\n
25,00%
\n
Parque E\u00f3lico Carretera
\n
de Arinaga SA
\n
Las Palmas de
\n
Gran Canaria
\n
ES 1.603.000,00 EUR
\n
Integrale
\n
Enel Green Power
\n
Espa\u00f1a SLU
\n
80,00% 56,09%
\n
Parque E\u00f3lico de
\n
Barbanza SA
\n
La Coru\u00f1a ES 3.606.072,60 EUR
\n
Integrale
\n
Enel Green Power
\n
Espa\u00f1a SLU
\n
75,00%
\n
52,59%
\n
Parque E\u00f3lico de
\n
Barbanza SA
\n
0,00%
\n
Parque E\u00f3lico de San
\n
Andr\u00e9s SA
\n
La Coru\u00f1a ES 552.920,00 EUR
\n
Integrale
\n
Enel Green Power
\n
Espa\u00f1a SLU
\n
82,00% 57,50%
\n
Parque E\u00f3lico de Santa
\n
Luc\u00eda SA
\n
Las Palmas de
\n
Gran Canaria
\n
ES 901.500,00 EUR
\n
Integrale
\n
Enel Green Power
\n
Espa\u00f1a SLU
\n
65,67%
\n
46,51%
\n
Parque E\u00f3lico de Santa
\n
Luc\u00eda SA
\n
1,00%
\n
Parque E\u00f3lico Finca de
\n
Mog\u00e1n SA
\n
Santa Cruz de
\n
Tenerife
\n
ES 3.810.340,00 EUR
\n
Integrale
\n
Enel Green Power
\n
Espa\u00f1a SLU
\n
90,00% 63,11%
\n
Parque E\u00f3lico Montes de
\n
las Navas SA
\n
Madrid ES 6.540.000,00 EUR
\n
Integrale
\n
Enel Green Power
\n
Espa\u00f1a SLU
\n
75,50% 52,94%
\n
Parque E\u00f3lico Muniesa
\n
SLU
\n
Madrid ES 3.006,00 EUR
\n
Integrale
\n
Enel Green Power
\n
Espa\u00f1a SLU
\n
100,00% 70,12%
\n
Parque E\u00f3lico Palmas dos
\n
Ventos Ltda
\n
Salvador BR 4.096.626,00 BRL
\n
Integrale
\n
Enel Brasil SA 100,00%
\n
82,27%
\n
Enel Green Power
\n
Desenvolvimento Ltda
\n
0,00%
\n
Parque E\u00f3lico Pampa SA Buenos Aires AR 477.139.364,00 ARS
\n
Integrale Enel Green Power SpA 100,00% 100,00%
\n
Parque E\u00f3lico Punta de
\n
Teno SA
\n
Santa Cruz de
\n
Tenerife
\n
ES 528.880,00 EUR
\n
Integrale
\n
Enel Green Power
\n
Espa\u00f1a SLU
\n
52,00% 36,46%
\n
Parque E\u00f3lico Sierra del
\n
Madero SA
\n
Madrid ES 7.193.970,00 EUR
\n
Integrale
\n
Enel Green Power
\n
Espa\u00f1a SLU
\n
58,00% 40,67%
\n
Parque Salitrillos SA de Cv Citt\u00e0 del Messico MX 100,00 MXN
\n
Equity
\n
Tenedora de Energ\u00eda
\n
Renovable Sol y Viento
\n
SAPI de Cv
\n
60,80% 20,00%
\n
Parque Solar Cauchari
\n
IV SA
\n
San Salvador de
\n
Jujuy
\n
AR 500.000,00 ARS
\n
Integrale
\n
Enel Green Power
\n
Argentina SA
\n
95,00%
\n
82,27%
\n
Energ\u00eda y Servicios
\n
South America SpA
\n
5,00%
\n
Parque Solar Don Jos\u00e9
\n
SA de Cv
\n
Citt\u00e0 del Messico MX 100,00 MXN
\n
Equity
\n
Tenedora de Energ\u00eda
\n
Renovable Sol y Viento
\n
SAPI de Cv
\n
60,80% 20,00%
\n
Parque Solar Villanueva
\n
Tres SA de Cv
\n
Citt\u00e0 del Messico MX 306.024.631,13 MXN
\n
Equity
\n
Tenedora de Energ\u00eda
\n
Renovable Sol y Viento
\n
SAPI de Cv
\n
60,80% 20,00%
\n

\n\n
Denominazione societ\u00e0 Sede legale Nazione Capitale sociale Valuta
\n
Settore di
\n
attivit\u00e0
\n
Metodo di
\n
consolidamento Detenuta da
\n
%
\n
possesso
\n
azioni
\n
ordinarie
\n
%
\n
possesso
\n
Gruppo
\n
Parque Talinay Oriente SA Santiago del Cile CL 66.092.165.170,93 CLP Integrale
\n
Enel Green Power
\n
Chile SA
\n
60,91%
\n
78,64%
\n
Enel Green Power SpA 39,09%
\n
Pastis - Centro Nazionale
\n
per la ricerca e lo sviluppo
\n
dei materiali SCPA in
\n
liquidazione
\n
Brindisi IT 2.065.000,00 EUR
\n
- Enel Italia SpA 1,14% 1,14%
\n
Paynesville Solar LLC Wilmington US - USD
\n
Integrale
\n
Aurora Distributed
\n
Solar LLC
\n
100,00% 74,13%
\n
PayTipper Network Srl Cascina IT 40.000,00 EUR
\n
Equity PayTipper SpA 100,00% 50,00%
\n
PayTipper SpA Milano IT 3.000.000,00 EUR
\n
Equity Mooney Group SpA 100,00% 50,00%
\n
PDP Technologies Ltd Israel IL 1.129.252,00 ILS
\n
- Enel Grids Srl 5,72% 5,72%
\n
Pearl Star Wind Limited
\n
Partnership
\n
Calgary CA 100,00 CAD
\n
Integrale
\n
Enel Alberta Wind Inc. 0,10%
\n
100,00%
\n
Enel Green Power
\n
Canada Inc.
\n
99,90%
\n
Pebble Stream Solar
\n
Project LLC
\n
Andover US 1,00 USD
\n
Integrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%
\n
Pegop - Energia El\u00e9ctrica
\n
SA
\n
Pego PT 50.000,00 EUR
\n
Equity
\n
Endesa Generaci\u00f3n
\n
Portugal SA
\n
0,02%
\n
35,06%
\n
Endesa Generaci\u00f3n
\n
SAU
\n
49,98%
\n
PH Chucas SA San Jos\u00e9 CR 100.000,00 CRC
\n
Integrale
\n
Enel Colombia SA ESP 24,69%
\n
30,67%
\n
Enel Costa Rica CAM
\n
SA
\n
40,31%
\n
PH Don Pedro SA San Jos\u00e9 CR 100.001,00 CRC
\n
Integrale
\n
Enel Costa Rica CAM
\n
SA
\n
33,44%
\n
18,92%
\n
Globyte SA 66,54%
\n
PH R\u00edo Volc\u00e1n SA San Jos\u00e9 CR 100.001,00 CRC
\n
Integrale
\n
Enel Costa Rica CAM
\n
SA
\n
34,32%
\n
19,29%
\n
Globyte SA 65,66%
\n
Piebald Hill Energy
\n
Storage Project LLC
\n
Andover US 1,00 USD
\n
Integrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%
\n
Pike Den Solar Project LLC Andover US 1,00 USD
\n
Integrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%
\n
Pilesgrove Solar I LLC Andover US 1,00 USD
\n
Integrale
\n
Brick Road Solar
\n
Holdings LLC
\n
100,00% 100,00%
\n
Pincher Creek LP Alberta CA - CAD
\n
Integrale
\n
Enel Alberta Wind Inc. 51,00%
\n
51,00%
\n
Enel Green Power
\n
Canada Inc.
\n
1,00%
\n
Pine Island Distributed
\n
Solar LLC
\n
Wilmington US - USD
\n
Integrale
\n
Aurora Distributed
\n
Solar LLC
\n
100,00% 74,13%
\n
Point Rider Solar Project
\n
LLC
\n
Andover US - USD
\n
Integrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%
\n
Pomerado Energy Storage
\n
LLC
\n
Wilmington US 1,00 USD
\n
Integrale
\n
Enel Energy Storage
\n
Holdings LLC (ex
\n
EGP Energy Storage
\n
Holdings LLC)
\n
100,00% 100,00%
\n
Potoc Power Park Srl Bucarest RO 2.000,00 RON
\n
Discontinued
\n
operation
\n
Enel Green Power
\n
Romania Srl
\n
100,00% 100,00%
\n

\n\n
Denominazione societ\u00e0 Sede legale Nazione Capitale sociale Valuta
\n
Settore di
\n
attivit\u00e0
\n
Metodo di
\n
consolidamento Detenuta da
\n
%
\n
possesso
\n
azioni
\n
ordinarie
\n
%
\n
possesso
\n
Gruppo
\n
PowerCrop Macchiareddu
\n
Srl
\n
Bologna IT 100.000,00 EUR
\n
Equity
\n
PowerCrop SpA (ex
\n
PowerCrop Srl)
\n
100,00% 50,00%
\n
PowerCrop Russi Srl Bologna IT 100.000,00 EUR
\n
Equity
\n
PowerCrop SpA (ex
\n
PowerCrop Srl)
\n
100,00% 50,00%
\n
PowerCrop SpA (ex
\n
PowerCrop Srl)
\n
Bologna IT 4.000.000,00 EUR
\n
Equity
\n
Enel Green Power
\n
Italia Srl
\n
50,00% 50,00%
\n
Prairie Rose Transmission
\n
LLC
\n
Minneapolis US - USD
\n
Equity Prairie Rose Wind LLC 100,00% 10,00%
\n
Prairie Rose Wind LLC Albany US - USD
\n
Equity
\n
EGPNA REP Wind
\n
Holdings LLC
\n
100,00% 10,00%
\n
Primavera Energia SA Niter\u00f3i BR 36.965.444,64 BRL
\n
Integrale Enel Brasil SA 100,00% 82,27%
\n
Productive Solar Systems
\n
SLU
\n
Andorra ES 3.000,00 EUR
\n
Integrale
\n
Enel Green Power
\n
Espa\u00f1a SLU
\n
100,00% 70,12%
\n
Productora de Energ\u00edas
\n
SA
\n
Barcellona ES 60.101,22 EUR
\n
Equity
\n
Enel Green Power
\n
Espa\u00f1a SLU
\n
30,00% 21,04%
\n
Productora El\u00e9ctrica
\n
Urgellenca SA
\n
L\u00e9rida ES 8.400.000,00 EUR
\n
- Endesa SA 8,43% 5,91%
\n
Progreso Solar 20 MW SA Panama City PA 10.000,00 USD
\n
Integrale Enel Panam\u00e1 CAM Srl 100,00% 47,19%
\n
Promociones Energ\u00e9ticas
\n
del Bierzo SLU
\n
Madrid ES 12.020,00 EUR
\n
Integrale
\n
Enel Green Power
\n
Espa\u00f1a SLU
\n
100,00% 70,12%
\n
Promotores Mud\u00e9jar 400
\n
kV SL
\n
Saragozza ES 3.000,00 EUR
\n
Equity
\n
Enel Green Power
\n
Espa\u00f1a SLU
\n
24,75%
\n
26,08%
\n
Renovables La Pedrera
\n
SLU
\n
6,75%
\n
Renovables Mediavilla
\n
SLU
\n
5,69%
\n
Proveedora de
\n
Electricidad de Occidente
\n
S de RL de Cv
\n
Citt\u00e0 del Messico MX 89.708.835,00 MXN
\n
Integrale
\n
Enel Green Power
\n
M\u00e9xico S de RL de Cv
\n
99,99% 99,99%
\n
Prowind Windfarm
\n
Bogdanesti Srl
\n
Bucarest RO 118.460.800,00 RON
\n
Discontinued
\n
operation
\n
Enel Green Power
\n
Romania Srl
\n
100,00% 100,00%
\n
Prowind Windfarm
\n
Deleni Srl
\n
Bucarest RO 202.009.300,00 RON
\n
Discontinued
\n
operation
\n
Enel Green Power
\n
Romania Srl
\n
100,00% 100,00%
\n
Prowind Windfarm
\n
Ivesti Srl
\n
Bucarest RO 720.455.300,00 RON
\n
Discontinued
\n
operation
\n
Enel Green Power
\n
Romania Srl
\n
100,00% 100,00%
\n
Prowind Windfarm
\n
Viisoara Srl
\n
Bucarest RO 142.540.400,00 RON
\n
Discontinued
\n
operation
\n
Enel Green Power
\n
Romania Srl
\n
100,00% 100,00%
\n
Proyectos Universitarios
\n
de Energ\u00edas Renovables
\n
SL
\n
Alicante ES 27.000,00 EUR
\n
Equity
\n
Enel Green Power
\n
Espa\u00f1a SLU
\n
33,33% 23,37%
\n
Proyectos y Soluciones
\n
Renovables SAC
\n
San Miguel PE 1.000,00 PEN
\n
Integrale
\n
Enel Green Power
\n
Partecipazioni Speciali
\n
Srl
\n
99,90%
\n
99,98%
\n
Energ\u00eda y Servicios
\n
South America SpA
\n
0,10%
\n
PSG Energy Private
\n
Limited
\n
Hyderabad IN 100.000,00 INR
\n
Integrale
\n
Enel Green Power India
\n
Private Limited
\n
100,00% 100,00%
\n
PT Enel Green Power
\n
Optima Way Ratai
\n
Jakarta ID 10.002.740,00 USD
\n
Integrale Enel Green Power SpA 90,00% 90,00%
\n
Puerto Santa Mar\u00eda
\n
Energ\u00eda I SLU
\n
Madrid ES 3.000,00 EUR
\n
Integrale
\n
Enel Green Power
\n
Espa\u00f1a SLU
\n
100,00% 70,12%
\n

\n\n
Denominazione societ\u00e0 Sede legale Nazione Capitale sociale Valuta
\n
Settore di
\n
attivit\u00e0
\n
Metodo di
\n
consolidamento Detenuta da
\n
%
\n
possesso
\n
azioni
\n
ordinarie
\n
%
\n
possesso
\n
Gruppo
\n
Puerto Santa Mar\u00eda
\n
Energ\u00eda II SLU
\n
Madrid ES 3.000,00 EUR
\n
Integrale
\n
Enel Green Power
\n
Espa\u00f1a SLU
\n
100,00% 70,12%
\n
Pulida Energy (RF) (Pty) Ltd Johannesburg ZA 10.000.000,00 ZAR
\n
Integrale
\n
Enel Green Power
\n
South Africa (Pty) Ltd
\n
52,70% 52,70%
\n
Pumpkin Vine Wind
\n
Project LLC
\n
Andover US - USD
\n
Integrale Tradewind Energy Inc. 100,00% 100,00%
\n
Quatiara Energia SA Niter\u00f3i BR 13.766.118,96 BRL
\n
Integrale Enel Brasil SA 100,00% 82,27%
\n
Queens Energy Storage
\n
LLC
\n
Andover US - USD
\n
Integrale
\n
Enel Energy Storage
\n
Holdings LLC (ex
\n
EGP Energy Storage
\n
Holdings LLC)
\n
100,00% 100,00%
\n
Raleigh Solar I LLC Andover US 1,00 USD
\n
Integrale
\n
Brick Road Solar
\n
Holdings LLC
\n
100,00% 100,00%
\n
Ranchland Solar Project
\n
LLC
\n
Andover US 1,00 USD
\n
Integrale Tradewind Energy Inc. 100,00% 100,00%
\n
Ranchland Wind Holdings
\n
LLC
\n
Andover US - USD
\n
Integrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%
\n
Ranchland Wind Project
\n
II LLC
\n
Andover US 1,00 USD
\n
Integrale
\n
AzureRanchII Wind
\n
Holdings LLC
\n
100,00% 100,00%
\n
Ranchland Wind Project
\n
LLC
\n
Andover US - USD
\n
Integrale
\n
Rockhaven Ranchland
\n
Holdings LLC
\n
100,00% 100,00%
\n
Ranchland Wind Storage
\n
LLC
\n
Andover US - USD
\n
Integrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%
\n
Rattlesnake Creek
\n
Holdings LLC
\n
Delaware US 1,00 USD
\n
Integrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%
\n
Rausch Creek Wind
\n
Project LLC
\n
Andover US 1,00 USD
\n
Integrale Tradewind Energy Inc. 100,00% 100,00%
\n
RC Wind Srl Milano IT 10.000,00 EUR
\n
-
\n
Enel Green Power
\n
Italia Srl
\n
0,50% 0,50%
\n
RE Arroyo LLC Andover US 1,00 USD
\n
Integrale Tradewind Energy Inc. 100,00% 100,00%
\n
Reaktortest SRO Trnava SK 66.389,00 EUR
\n
-
\n
Slovensk\u00e9 elektr\u00e1rne
\n
AS
\n
49,00% 16,17%
\n
Rebuilding Agente
\n
Rehabilitador SL
\n
Madrid ES 250.000,00 EUR
\n
Equity Endesa X Servicios SLU 50,00% 35,06%
\n
Red Cardinal Solar Project
\n
LLC
\n
Andover US 1,00 USD
\n
Integrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%
\n
Red Centroamericana de
\n
Telecomunicaciones SA
\n
Panama City PA 2.700.000,00 USD
\n
- Enel SpA 11,11% 11,11%
\n
Red Dirt Wind Holdings
\n
I LLC
\n
Dover US 100,00 USD
\n
Integrale
\n
Enel Green Power
\n
North America Inc.
\n
100,00% 100,00%
\n
Red Dirt Wind Holdings
\n
LLC
\n
Wilmington US - USD
\n
Integrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%
\n
Red Dirt Wind Project LLC Dover US 1,00 USD
\n
Integrale
\n
Red Dirt Wind Holdings
\n
LLC
\n
100,00% 100,00%
\n

\n\n
Denominazione societ\u00e0 Sede legale Nazione Capitale sociale Valuta
\n
Settore di
\n
attivit\u00e0
\n
Metodo di
\n
consolidamento Detenuta da
\n
%
\n
possesso
\n
azioni
\n
ordinarie
\n
%
\n
possesso
\n
Gruppo
\n
Red Fox Wind Project LLC Wilmington US 1,00 USD Integrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%
\n
Red Stag Energy Storage
\n
Project LLC
\n
Andover US 1,00 USD
\n
Integrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%
\n
Red Top Solar Project LLC Andover US 1,00 USD
\n
Integrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%
\n
Redes y
\n
Telecomunicaciones S de
\n
RL de Cv
\n
San Pedro Sula HN 82.395.000,00 HNL
\n
- Livister Latam SLU 95,00% 18,53%
\n
Regal Rising Solar Project
\n
Limited Partnership
\n
Calgary CA - CAD
\n
Integrale
\n
Enel Alberta Solar Inc. 0,10%
\n
100,00%
\n
Enel Green Power
\n
Canada Inc.
\n
99,90%
\n
Ren Wave Solar Project
\n
LLC
\n
Andover US 1,00 USD
\n
Integrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%
\n
Renovables Andorra SLU Madrid ES 3.000,00 EUR
\n
Integrale
\n
Enel Green Power
\n
Espa\u00f1a SLU
\n
100,00% 70,12%
\n
Renovables Brovales 400
\n
kV SL
\n
Siviglia ES 5.000,00 EUR
\n
Equity
\n
Baylio Solar SLU 6,24%
\n
44,98%
\n
Dehesa de los
\n
Guadalupes Solar SLU
\n
6,24%
\n
Emintegral Cycle SLU 16,99%
\n
Enel Green Power
\n
Espa\u00f1a SLU
\n
22,20%
\n
Furatena Solar 1 SLU 6,24%
\n
Seguidores Solares
\n
Planta 2 SLU
\n
6,24%
\n
Renovables de Guatemala
\n
SA
\n
Citt\u00e0 del
\n
Guatemala
\n
GT 1.924.465.600,00 GTQ
\n
Integrale
\n
Enel Colombia SA ESP 100,00%
\n
47, 18%
\n
Enel Guatemala SA 0,00%
\n
Renovables La Pedrera
\n
SLU
\n
Saragozza ES 3.000,00 EUR
\n
Integrale
\n
Enel Green Power
\n
Espa\u00f1a SLU
\n
100,00% 70,12%
\n
Renovables Manzanares
\n
400 kV SL
\n
Madrid ES 5.000,00 EUR
\n
Equity
\n
Enel Green Power
\n
Espa\u00f1a SLU
\n
27,86%
\n
30,84%
\n
Stonewood Desarrollos
\n
SLU
\n
16,12%
\n
Renovables Mediavilla SLU Saragozza ES 3.000,00 EUR
\n
Integrale
\n
Enel Green Power
\n
Espa\u00f1a SLU
\n
100,00% 70,12%
\n
Renovables Teruel SLU Madrid ES 3.000,00 EUR
\n
Integrale
\n
Enel Green Power
\n
Espa\u00f1a SLU
\n
100,00% 70,12%
\n
Ribina Renovables 400 SL
\n
Pozuelo de
\n
Alarc\u00f3n
\n
ES 3.000,00 EUR
\n
Equity
\n
Enel Green Power
\n
Espa\u00f1a SLU
\n
39,24% 27,51%
\n
Riverbend Farms Wind
\n
Project LLC
\n
Andover US 1,00 USD
\n
Integrale Tradewind Energy Inc. 100,00% 100,00%
\n
Riverview LP Alberta CA - CAD
\n
Integrale
\n
Enel Alberta Wind Inc. 51,00%
\n
51,00%
\n
Enel Green Power
\n
Canada Inc.
\n
1,00%
\n
Riverview Solar I LLC Andover US 1,00 USD
\n
Integrale
\n
Brick Road Solar
\n
oldings LLC
\n
100,00% 100,00%
\n
Roadrunner Solar Project
\n
LLC
\n
Andover US 100,00 USD
\n
Integrale
\n
Enel Roadrunner Solar
\n
Project Holdings LLC
\n
100,00% 100,00%
\n

\n\n
Denominazione societ\u00e0 Sede legale Nazione Capitale sociale Valuta
\n
Settore di
\n
attivit\u00e0
\n
Metodo di
\n
consolidamento Detenuta da
\n
%
\n
possesso
\n
azioni
\n
ordinarie
\n
%
\n
possesso
\n
Gruppo
\n
Roadrunner Storage LLC Andover US - USD Integrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%
\n
Rochelle Solar LLC Coral Springs US 1,00 USD
\n
Integrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%
\n
Rock Creek Wind
\n
Holdings I LLC
\n
Dover US 100,00 USD
\n
Integrale
\n
Enel Green Power
\n
North America Inc.
\n
100,00% 100,00%
\n
Rock Creek Wind
\n
Holdings II LLC
\n
Dover US 100,00 USD
\n
Integrale
\n
Rock Creek Wind
\n
Holdings LLC
\n
100,00% 100,00%
\n
Rock Creek Wind
\n
Holdings LLC
\n
Wilmington US - USD
\n
Integrale
\n
EGPNA Preferred Wind
\n
Holdings II LLC
\n
100,00% 100,00%
\n
Rock Creek Wind Project
\n
LLC
\n
Clayton US 1,00 USD
\n
Integrale
\n
Rock Creek Wind
\n
Holdings LLC
\n
100,00% 100,00%
\n
Rock Prairie Wind Project
\n
LLC
\n
Andover US 1,00 USD
\n
Integrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%
\n
Rockhaven Ranchland
\n
Holdings LLC
\n
Andover US 1,00 USD
\n
Integrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%
\n
Rockhaven Wind Project
\n
LLC
\n
Andover US 1,00 USD
\n
Integrale
\n
Rockhaven Ranchland
\n
Holdings LLC
\n
100,00% 100,00%
\n
Rocky Caney Holdings
\n
LLC
\n
Oklahoma City US 1,00 USD
\n
Equity Enel Kansas LLC 10,00% 10,00%
\n
Rocky Caney Wind LLC Albany US - USD
\n
Equity
\n
Rocky Caney Holdings
\n
LLC
\n
100,00% 10,00%
\n
Rocky Ridge Wind Project
\n
LLC
\n
Oklahoma City US - USD
\n
Equity Rocky Caney Wind LLC 100,00% 10,00%
\n
Rodnikovskaya WPS Mosca RU 6.010.000,00 RUB
\n
Integrale
\n
Enel Green Power
\n
Rus Limited Liability
\n
Company
\n
100,00% 100,00%
\n
Roha Renewables India
\n
Private Limited
\n
Gurugram IN 100.000,00 INR
\n
Integrale
\n
Enel Green Power India
\n
Private Limited
\n
100,00% 100,00%
\n
Rolling Farms Wind
\n
Project LLC
\n
Andover US 1,00 USD
\n
Integrale Tradewind Energy Inc. 100,00% 100,00%
\n
Rosy Range Solar Project
\n
LLC
\n
Andover US 1,00 USD
\n
Integrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%
\n
Rusenergosbyt LLC Mosca RU 18.000.000,00 RUB
\n
Equity Enel SpA 49,50% 49,50%
\n
Rusenergosbyt Siberia
\n
LLC
\n
Krasnoyarsk City RU 4.600.000,00 RUB
\n
Equity Rusenergosbyt LLC 50,00% 24,75%
\n
Ruthton Ridge LLC Minneapolis US - USD
\n
Integrale
\n
Chi Minnesota Wind
\n
LLC
\n
51,00% 51,00%
\n
S4ma Developments
\n
Sp\u00f3\u0142ka Z Ograniczon\u0105
\n
Odpowiedzialno\u015bci\u0105
\n
Wroc\u0142aw PL 5.000,00 PLN
\n
Integrale Enel Green Power SpA 100,00% 100,00%
\n
Saburoy SA Montevideo UY 100.000,00 UYU
\n
- IFX Networks LLC 100,00% 19,50%
\n
Sacme SA Buenos Aires AR 12.000,00 ARS
\n
Equity
\n
Empresa Distribuidora
\n
Sur SA - Edesur
\n
50,00% 29,66%
\n
Saddle House Solar
\n
Project LLC
\n
Andover US - USD
\n
Integrale Tradewind Energy Inc. 100,00% 100,00%
\n
Salt Springs Wind Project
\n
LLC
\n
Andover US - USD
\n
Integrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%
\n
Salto de San Rafael SL Siviglia ES 462.185,98 EUR
\n
Equity
\n
Enel Green Power
\n
Espa\u00f1a SLU
\n
50,00% 35,06%
\n

\n\n
Denominazione societ\u00e0 Sede legale Nazione Capitale sociale Valuta
\n
Settore di
\n
attivit\u00e0
\n
Metodo di
\n
consolidamento Detenuta da
\n
%
\n
possesso
\n
azioni
\n
ordinarie
\n
%
\n
possesso
\n
Gruppo
\n
San Francisco de Borja SA Saragozza ES 60.000,00 EUR Integrale
\n
Enel Green Power
\n
Espa\u00f1a SLU
\n
66,67% 46,75%
\n
San Juan Mesa Wind
\n
Project II LLC
\n
Wilmington US - USD
\n
Integrale
\n
Padoma Wind Power
\n
LLC
\n
100,00% 100,00%
\n
Sanosari Energy Private
\n
Limited
\n
Gurugram IN 100.000,00 INR
\n
Integrale
\n
Enel Green Power India
\n
Private Limited
\n
100,00% 100,00%
\n
Santo Rostro
\n
Cogeneraci\u00f3n SA in
\n
liquidazione
\n
Siviglia ES 207.340,00 EUR
\n
Equity
\n
Enel Green Power
\n
Espa\u00f1a SLU
\n
45,00% 31,55%
\n
Sardhy Green Hydrogen
\n
Srl
\n
Sarroch IT 10.000,00 EUR
\n
Equity
\n
Enel Green Power
\n
Italia Srl
\n
50,00% 50,00%
\n
Saugus River Energy
\n
Storage LLC
\n
Dover US 100,00 USD
\n
Integrale
\n
Enel Energy Storage
\n
Holdings LLC (ex
\n
EGP Energy Storage
\n
Holdings LLC)
\n
100,00% 100,00%
\n
Savanna Power Solar
\n
10 SLU
\n
Madrid ES 3.000,00 EUR
\n
Integrale
\n
Enel Green Power
\n
Espa\u00f1a SLU
\n
100,00% 70,12%
\n
Savanna Power Solar
\n
12 SLU
\n
Madrid ES 3.000,00 EUR
\n
Integrale
\n
Enel Green Power
\n
Espa\u00f1a SLU
\n
100,00% 70,12%
\n
Savanna Power Solar
\n
13 SLU
\n
Siviglia ES 3.000,00 EUR
\n
Integrale
\n
Enel Green Power
\n
Espa\u00f1a SLU
\n
100,00% 70,12%
\n
Savanna Power Solar
\n
4 SLU
\n
Madrid ES 3.000,00 EUR
\n
Integrale
\n
Enel Green Power
\n
Espa\u00f1a SLU
\n
100,00% 70,12%
\n
Savanna Power Solar
\n
5 SLU
\n
Madrid ES 3.000,00 EUR
\n
Integrale
\n
Enel Green Power
\n
Espa\u00f1a SLU
\n
100,00% 70,12%
\n
Savanna Power Solar
\n
6 SLU
\n
Madrid ES 3.000,00 EUR
\n
Integrale
\n
Enel Green Power
\n
Espa\u00f1a SLU
\n
100,00% 70,12%
\n
Savanna Power Solar
\n
9 SLU
\n
Madrid ES 3.000,00 EUR
\n
Integrale
\n
Enel Green Power
\n
Espa\u00f1a SLU
\n
100,00% 70,12%
\n
Se Slu\u017eby In\u017einierskych
\n
Stavieb SRO
\n
Kaln\u00e1 Nad
\n
Hronom
\n
SK 200.000,00 EUR
\n
Equity
\n
Slovensk\u00e9 elektr\u00e1rne
\n
AS
\n
100,00% 33,00%
\n
Seccionadora Almod\u00f3var
\n
Renovables SL
\n
Malaga ES 5.000,00 EUR
\n
Equity
\n
Enel Green Power
\n
Espa\u00f1a SLU
\n
37,50% 26,29%
\n
Seguidores Solares Planta
\n
2 SLU
\n
Madrid ES 3.010,00 EUR
\n
Integrale
\n
Enel Green Power
\n
Espa\u00f1a SLU
\n
100,00% 70,12%
\n
Servizio Elettrico
\n
Nazionale SpA
\n
Roma IT 10.000.000,00 EUR
\n
Integrale Enel Italia SpA 100,00% 100,00%
\n
Set Carmona 400 kV
\n
Renovables SL
\n
Siviglia ES 10.000,00 EUR
\n
Equity
\n
Enel Green Power
\n
Espa\u00f1a SLU
\n
16,00% 11,22%
\n
Setyl Srl Bergamo IT 100.000,00 EUR
\n
Equity Enel X Italia Srl 27,50% 27,50%
\n
Seven Cowboy PPA LLC Andover US 1,00 USD
\n
Integrale
\n
EGP North America
\n
PPA LLC
\n
100,00% 100,00%
\n
Seven Cowboy Wind
\n
Project Holdings LLC
\n
Andover US 1,00 USD
\n
Integrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%
\n
Seven Cowboy Wind
\n
Project II LLC
\n
Andover US 1,00 USD
\n
Integrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%
\n
Seven Cowboy Wind
\n
Project LLC
\n
Andover US 1,00 USD
\n
Integrale
\n
Seven Cowboy Wind
\n
Project Holdings LLC
\n
100,00% 100,00%
\n
Seven Cowboys Solar
\n
Project LLC
\n
Andover US - USD
\n
Integrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%
\n

\n\n
Denominazione societ\u00e0 Sede legale Nazione Capitale sociale Valuta
\n
Settore di
\n
attivit\u00e0
\n
Metodo di
\n
consolidamento Detenuta da
\n
%
\n
possesso
\n
azioni
\n
ordinarie
\n
%
\n
possesso
\n
Gruppo
\n
Shark Power REN 10 SLU Madrid ES 3.000,00 EUR Integrale Shark Power SLU 100,00% 70,12%
\n
Shark Power REN 4 SLU Madrid ES 3.000,00 EUR
\n
Integrale Shark Power SLU 100,00% 70,12%
\n
Shark Power REN 5 SLU Madrid ES 3.000,00 EUR
\n
Integrale Shark Power SLU 100,00% 70,12%
\n
Shark Power REN 6 SLU Madrid ES 3.000,00 EUR
\n
Integrale Shark Power SLU 100,00% 70,12%
\n
Shark Power REN 7 SLU Madrid ES 3.000,00 EUR
\n
Integrale Shark Power SLU 100,00% 70,12%
\n
Shark Power REN 8 SLU Madrid ES 3.000,00 EUR
\n
Integrale Shark Power SLU 100,00% 70,12%
\n
Shark Power REN 9 SLU Madrid ES 3.000,00 EUR
\n
Integrale Shark Power SLU 100,00% 70,12%
\n
Shark Power SLU Siviglia ES 143.000,00 EUR
\n
Integrale
\n
Enel Green Power
\n
Espa\u00f1a SLU
\n
100,00% 70,12%
\n
Shepherd Pass Wind
\n
Project LLC
\n
Andover US 1,00 USD
\n
Integrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%
\n
Shiawassee Wind Project
\n
LLC
\n
Wilmington US 1,00 USD
\n
Integrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%
\n
Shield Energy Storage
\n
Project LLC
\n
Wilmington US - USD
\n
Integrale
\n
Enel Energy Storage
\n
Holdings LLC (ex
\n
EGP Energy Storage
\n
Holdings LLC)
\n
100,00% 100,00%
\n
Shikhar Surya (One)
\n
Private Limited
\n
Gurugram IN 340.100.000,00 INR
\n
Integrale
\n
Enel Green Power India
\n
Private Limited
\n
100,00% 100,00%
\n
SIET - Societ\u00e0
\n
Informazioni Esperienze
\n
Termoidrauliche SpA
\n
Piacenza IT 697.820,00 EUR
\n
Equity
\n
Enel Innovation Hubs
\n
Srl
\n
41,55% 41,55%
\n
Silt Solar I LLC Andover US 1,00 USD
\n
Integrale
\n
Brick Road Solar
\n
Holdings LLC
\n
100,00% 100,00%
\n
Silver Dollar Solar Project
\n
LLC
\n
Andover US 1,00 USD
\n
Integrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%
\n
Silverware Solar Project
\n
LLC
\n
Andover US 1,00 USD
\n
Integrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%
\n
Sinergia GP6 Srl Roma IT 10.000,00 EUR
\n
Integrale
\n
Enel Green Power
\n
Italia Srl
\n
100,00% 100,00%
\n
Sinergia GP7 Srl Roma IT 10.000,00 EUR
\n
Integrale
\n
Enel Green Power
\n
Italia Srl
\n
100,00% 100,00%
\n
Sistema El\u00e9ctrico de
\n
Conexi\u00f3n Valcaire SL
\n
Madrid ES 175.200,00 EUR
\n
Equity
\n
Enel Green Power
\n
Espa\u00f1a SLU
\n
28,13% 19,72%
\n
Sistemas Energ\u00e9ticos
\n
Ma\u00f1\u00f3n Ortigueira SA
\n
La Coru\u00f1a ES 2.007.750,00 EUR
\n
Integrale
\n
Enel Green Power
\n
Espa\u00f1a SLU
\n
96,00% 67,31%
\n
Skyview Solar Project LLC Andover US 1,00 USD
\n
Integrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%
\n
Skyview Wind Project LLC Andover US 1,00 USD
\n
Integrale Tradewind Energy Inc. 100,00% 100,00%
\n
SL Energy SAC Lima PE 1.000,00 PEN
\n
Integrale
\n
Enel Green Power
\n
Per\u00fa SAC
\n
99,90%
\n
82,27%
\n
Enel Per\u00fa SAC 0,10%
\n

\n\n
Denominazione societ\u00e0 Sede legale Nazione Capitale sociale Valuta
\n
Settore di
\n
attivit\u00e0
\n
Metodo di
\n
consolidamento Detenuta da
\n
%
\n
possesso
\n
azioni
\n
ordinarie
\n
%
\n
possesso
\n
Gruppo
\n
Sleep Hollow Solar I LLC Andover US 1,00 USD Integrale
\n
Brick Road Solar
\n
Holdings LLC
\n
100,00% 100,00%
\n
Slovak Power Holding BV Amsterdam NL 25.010.000,00 EUR
\n
Equity Enel Produzione SpA 50,00% 50,00%
\n
Slovensk\u00e9 elektr\u00e1rne -
\n
Energetick\u00e9 Slu\u017eby SRO
\n
Bratislava SK 4.505.000,00 EUR
\n
Equity
\n
Slovensk\u00e9 elektr\u00e1rne
\n
AS
\n
100,00% 33,00%
\n
Slovensk\u00e9 elektr\u00e1rne AS Bratislava SK 1.269.295.724,66 EUR
\n
Equity
\n
Slovak Power Holding
\n
BV
\n
66,00% 33,00%
\n
Slovensk\u00e9 elektr\u00e1rne
\n
\u010cesk\u00e1 Republika SRO
\n
Moravsk\u00e1 Ostrava CZ 295.819,00 CZK
\n
Equity
\n
Slovensk\u00e9 elektr\u00e1rne
\n
AS
\n
100,00% 33,00%
\n
Smoky Hill Holdings II LLC Wilmington US - USD
\n
Integrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%
\n
Smoky Hills Wind Farm
\n
LLC
\n
Topeka US - USD
\n
Integrale
\n
EGPNA Project HoldCo
\n
1 LLC
\n
100,00% 100,00%
\n
Smoky Hills Wind Project
\n
II LLC
\n
Lenexa US - USD
\n
Integrale
\n
EGPNA Project HoldCo
\n
1 LLC
\n
100,00% 100,00%
\n
Snowy Knoll Wind Project
\n
LLC
\n
Andover US 1,00 USD
\n
Integrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%
\n
Snyder Wind Farm LLC Hermleigh US - USD
\n
Integrale Texkan Wind LLC 100,00% 100,00%
\n
Socibe Energia SA Niter\u00f3i BR 12.969.032,25 BRL
\n
Integrale Enel Brasil SA 100,00% 82,27%
\n
Sociedad Agr\u00edcola de
\n
Cameros Ltda
\n
Santiago del Cile CL 5.738.046.495,00 CLP
\n
Integrale Enel Chile SA 57,50% 37,33%
\n
Sociedad E\u00f3lica de
\n
Andaluc\u00eda SA
\n
Siviglia ES 4.507.590,78 EUR
\n
Integrale
\n
Enel Green Power
\n
Espa\u00f1a SLU
\n
64,75% 45,40%
\n
Sociedad E\u00f3lica El Puntal
\n
SL
\n
Siviglia ES 1.643.000,00 EUR
\n
Equity
\n
Enel Green Power
\n
Espa\u00f1a SLU
\n
50,00% 35,06%
\n
Sociedad E\u00f3lica Los
\n
Lances SA
\n
Siviglia ES 2.404.048,42 EUR
\n
Integrale
\n
Enel Green Power
\n
Espa\u00f1a SLU
\n
60,00% 42,07%
\n
Sociedad para el
\n
Desarrollo de Sierra
\n
Morena Cordobesa SA
\n
Cordoba ES 86.063,20 EUR
\n
-
\n
Endesa Generaci\u00f3n
\n
SAU
\n
1,82% 1,27%
\n
Sociedad Portuaria
\n
Central Cartagena SA
\n
Bogot\u00e0 CO 89.714.600,00 COP
\n
Integrale
\n
Enel Colombia SA ESP 94,94%
\n
47, 17%
\n
Enel X Colombia SAS
\n
ESP
\n
5,05%
\n
Societ\u00e0 Elettrica Trigno Srl Trivento IT 100.000,00 EUR
\n
Integrale
\n
Enel Green Power
\n
Italia Srl
\n
100,00% 100,00%
\n
Soetwater Wind Farm (RF)
\n
(Pty) Ltd
\n
Johannesburg ZA 1.000,00 ZAR
\n
Equity
\n
Enel Green Power RSA
\n
2 (RF) (Pty) Ltd
\n
55,00% 27,50%
\n
Solana Renovables SL Madrid ES 5.000,00 EUR
\n
Equity
\n
Enel Green Power
\n
Espa\u00f1a SLU
\n
49,84% 34,95%
\n
Solas Electricity Srl Bucarest RO 17.740.000,00 RON
\n
Discontinued
\n
operation
\n
Enel Green Power
\n
Romania Srl
\n
100,00% 100,00%
\n
Soliloquoy Ridge LLC Minneapolis US - USD
\n
Integrale
\n
Chi Minnesota Wind
\n
LLC
\n
51,00% 51,00%
\n
Sona Enerj\u00ed \u00dcret\u00edm
\n
Anon\u00edm \u015e\u00edrket\u00ed
\n
Istanbul TR 50.000,00 TRY
\n
Integrale
\n
Enel Green Power
\n
Turkey Enerj\u00ed Yatirimlari
\n
Anon\u00edm \u015e\u00edrket\u00ed
\n
100,00% 100,00%
\n
Sonak Solar Project LLC Andover US - USD
\n
Integrale Tradewind Energy Inc. 100,00% 100,00%
\n

\n\n
Denominazione societ\u00e0 Sede legale Nazione Capitale sociale Valuta
\n
Settore di
\n
attivit\u00e0
\n
Metodo di
\n
consolidamento Detenuta da
\n
%
\n
possesso
\n
azioni
\n
ordinarie
\n
%
\n
possesso
\n
Gruppo
\n
Sotavento Galicia SA
\n
Santiago de
\n
Compostela
\n
ES 601.000,00 EUR Equity
\n
Enel Green Power
\n
Espa\u00f1a SLU
\n
36,00% 25,24%
\n
South Italy Green
\n
Hydrogen Srl
\n
Roma IT 10.000,00 EUR
\n
Equity
\n
Enel Green Power
\n
Italia Srl
\n
50,00% 50,00%
\n
South Rock Wind Project
\n
LLC
\n
Andover US 1,00 USD
\n
Integrale Tradewind Energy Inc. 100,00% 100,00%
\n
South Wind Energy Srl Bucarest RO 2.000,00 RON
\n
Discontinued
\n
operation
\n
Enel Green Power
\n
Romania Srl
\n
100,00% 100,00%
\n
Southwest Transmission
\n
LLC
\n
Cedar Bluff US - USD
\n
Integrale
\n
Chi Minnesota Wind
\n
LLC
\n
100,00% 100,00%
\n
Southwestern Rays Solar
\n
Project LLC
\n
Andover US 1,00 USD
\n
Integrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%
\n
Spartan Hills LLC Minneapolis US - USD
\n
Integrale
\n
Chi Minnesota Wind
\n
LLC
\n
51,00% 51,00%
\n
Spinazzola SPV Srl Roma IT 10.000,00 EUR
\n
Integrale
\n
Enel Green Power
\n
Italia Srl
\n
100,00% 100,00%
\n
Spring Wheat Solar
\n
Project LLC
\n
Andover US 1,00 USD
\n
Integrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%
\n
Square Dance Solar
\n
Project LLC
\n
Andover US 1,00 USD
\n
Integrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%
\n
Sreeja Infrastructure
\n
Private Limited
\n
Hyderabad IN 100.000,00 INR
\n
Integrale
\n
Enel Green Power India
\n
Private Limited
\n
100,00% 100,00%
\n
Stable Brook Storage
\n
Project Limited
\n
Partnership
\n
Calgary CA - CAD
\n
Integrale
\n
Enel Alberta Storage
\n
Inc.
\n
0,10%
\n
100,00%
\n
Enel Green Power
\n
Canada Inc.
\n
99,90%
\n
Stampede Solar Holdings
\n
LLC
\n
Andover US 1,00 USD
\n
Integrale
\n
Enel Green Power
\n
Stampede Solar
\n
Holdings LLC
\n
100,00% 100,00%
\n
Stampede Solar Project
\n
LLC
\n
Andover US - USD
\n
Integrale
\n
Enel Kansas
\n
Development Holdings
\n
LLC
\n
100,00% 100,00%
\n
Star Catcher Solar Project
\n
LLC
\n
Andover US 1,00 USD
\n
Integrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%
\n
Star Energy Single
\n
Member P.C.
\n
Maroussi GR 28.010,00 EUR
\n
Discontinued
\n
operation
\n
Enel Green Power
\n
Hellas SA
\n
100,00% 100,00%
\n
Station Tales Solar Limited
\n
Partnership
\n
Calgary CA 100,00 CAD
\n
Integrale
\n
Enel Alberta Solar Inc. 0,10%
\n
100,00%
\n
Enel Green Power
\n
Canada Inc.
\n
99,90%
\n
Sterling and Wilson Enel X
\n
e-Mobility Private Limited
\n
Mumbai IN 90.000.000,00 INR
\n
Equity Enel X Way Srl 50,00% 50,00%
\n
Stillman Valley Solar LLC Wilmington US - USD
\n
Integrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%
\n
Stillwater Woods Hill
\n
Holdings LLC
\n
Wilmington US 1,00 USD
\n
Integrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%
\n
Stipa Naya\u00e1 SA de Cv Citt\u00e0 del Messico MX 1.811.016.348,00 MXN
\n
Integrale
\n
Enel Green Power
\n
M\u00e9xico S de RL de Cv
\n
55,21%
\n
95,37%
\n
Enel Green Power
\n
Partecipazioni Speciali
\n
Srl
\n
40,16%
\n
Stockyard Solar Project
\n
LLC
\n
Andover US - USD
\n
Integrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%
\n

\n\n
Denominazione societ\u00e0 Sede legale Nazione Capitale sociale Valuta
\n
Settore di
\n
attivit\u00e0
\n
Metodo di
\n
consolidamento Detenuta da
\n
%
\n
possesso
\n
azioni
\n
ordinarie
\n
%
\n
possesso
\n
Gruppo
\n
Stonewood Desarrollos
\n
SLU
\n
Madrid ES 4.053.000,00 EUR
\n
Integrale
\n
Enel Green Power
\n
Espa\u00f1a SLU
\n
100,00% 70,12%
\n
Storey Plains Wind Project
\n
LLC
\n
Andover US 1,00 USD
\n
Integrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%
\n
Stormy Hills Wind Project
\n
LLC
\n
Andover US 1,00 USD
\n
Integrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%
\n
Strinestown Solar I LLC Andover US - USD
\n
Integrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%
\n
Suave Energ\u00eda S de RL
\n
de Cv
\n
Citt\u00e0 del Messico MX 1.000,00 MXN
\n
Integrale
\n
Enel Green Power
\n
M\u00e9xico S de RL de Cv
\n
0,10%
\n
100,00%
\n
Enel Rinnovabile SA
\n
de Cv
\n
99,90%
\n
Sublunary Trading (RF)
\n
(Pty) Ltd
\n
Bryanston ZA 13.750.000,00 ZAR
\n
Integrale
\n
Enel Green Power
\n
South Africa (Pty) Ltd
\n
57,00% 57,00%
\n
Sugar Pine Solar Project
\n
LLC
\n
Andover US 1,00 USD
\n
Integrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%
\n
Suggestion Power
\n
Unipessoal Ltda
\n
Pa\u00e7o de Arcos PT 50.000,00 EUR
\n
Integrale
\n
Endesa Generaci\u00f3n
\n
Portugal SA
\n
100,00% 70,12%
\n
Suministradora El\u00e9ctrica
\n
de C\u00e1diz SA
\n
Cadice ES 12.020.240,00 EUR
\n
Equity Endesa Red SAU 33,50% 23,49%
\n
Suministro de Luz y
\n
Fuerza SL
\n
Barcellona ES 2.800.000,00 EUR
\n
Integrale
\n
Hidroel\u00e9ctrica de
\n
Catalunya SLU
\n
60,00% 42,07%
\n
Summit Energy Storage
\n
Inc.
\n
Wilmington US 1.000,00 USD
\n
Integrale
\n
Enel Green Power
\n
North America Inc.
\n
75,00% 75,00%
\n
Sun River LLC Bend US - USD
\n
Integrale
\n
Chi Minnesota Wind
\n
LLC
\n
51,00% 51,00%
\n
Sun4 Koryta Sp\u00f3\u0142ka
\n
Z Ograniczon\u0105
\n
Odpowiedzialno\u015bci\u0105
\n
Wroc\u0142aw PL 5.750,00 PLN
\n
Integrale
\n
S4ma Developments
\n
Sp\u00f3\u0142ka Z Ograniczon\u0105
\n
Odpowiedzialno\u015bci\u0105
\n
80,00% 80,00%
\n
Sun4 Torzym Sp\u00f3\u0142ka
\n
Z Ograniczon\u0105
\n
Odpowiedzialno\u015bci\u0105
\n
Wroc\u0142aw PL 5.750,00 PLN
\n
Integrale
\n
S4ma Developments
\n
Sp\u00f3\u0142ka Z Ograniczon\u0105
\n
Odpowiedzialno\u015bci\u0105
\n
80,00% 80,00%
\n
Sundance Wind Project
\n
LLC
\n
Dover US 100,00 USD
\n
Integrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%
\n
Sunflower Prairie Solar
\n
Project LLC
\n
Andover US - USD
\n
Integrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%
\n
Swather Solar Project LLC Andover US 1,00 USD
\n
Integrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%
\n
Sweet Apple Solar Project
\n
LLC
\n
Andover US 1,00 USD
\n
Integrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%
\n
TAE Technologies Inc. Pauling US 53.207.936,00 USD
\n
-
\n
Enel Produzione SpA 1,12%
\n
1,12%
\n
TAE Technologies Inc. 0,00%
\n
Tasseling Jewel Wind
\n
Project LLC
\n
Andover US 1,00 USD
\n
Integrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%
\n
Tauste Energ\u00eda Distribuida
\n
SL
\n
Saragozza ES 60.508,00 EUR
\n
Integrale
\n
Enel Green Power
\n
Espa\u00f1a SLU
\n
51,00% 35,76%
\n
Tecnatom do Brasil
\n
Enghenaria e Servi\u00e7os
\n
Ltda
\n
Rio de Janeiro BR 1.600.000,00 BRL
\n
Equity Tecnatom SA 90,00% 28,40%
\n
Tecnatom France SAS
\n
Saint Loup de
\n
Varennes
\n
FR 1.888.870,38 EUR
\n
Equity Tecnatom SA 100,00% 31,56%
\n

\n\n
Denominazione societ\u00e0 Sede legale Nazione Capitale sociale Valuta
\n
Settore di
\n
attivit\u00e0
\n
Metodo di
\n
consolidamento Detenuta da
\n
%
\n
possesso
\n
azioni
\n
ordinarie
\n
%
\n
possesso
\n
Gruppo
\n
Tecnatom M\u00e9xico SA
\n
de Cv
\n
Veracruz MX 6.000.000,00 MXN
\n
Equity
\n
Inspectores y
\n
Consultores Ibercal
\n
SLU
\n
0,17%
\n
31,56%
\n
Tecnatom SA 99,83%
\n
Tecnatom Servicios
\n
T\u00e9cnicos y Consultor\u00eda
\n
SLU
\n
Sebasti\u00e1n de los
\n
Reyes
\n
ES 3.000,00 EUR
\n
Equity Tecnatom SA 100,00% 31,56%
\n
Tecnatom UK Ltd Londra GB 1,00 GBP
\n
Equity Tecnatom SA 100,00% 31,56%
\n
Tecnatom USA
\n
Corporation
\n
Wilmington US 3.000,00 USD
\n
Equity Tecnatom SA 100,00% 31,56%
\n
Tecnatom SA Madrid ES 4.025.700,00 EUR
\n
Equity
\n
Endesa Generaci\u00f3n
\n
SAU
\n
45,00% 31,56%
\n
Tecnoguat SA
\n
Citt\u00e0 del
\n
Guatemala
\n
GT 30.948.000,00 GTQ
\n
Integrale Enel Colombia SA ESP 75,00% 35,38%
\n
Tejo Energia - Produ\u00e7\u00e3o
\n
e Distribui\u00e7\u00e3o de Energia
\n
El\u00e9ctrica SA
\n
Lisbona PT 5.025.000,00 EUR
\n
Equity
\n
Endesa Generaci\u00f3n
\n
SAU
\n
43,75% 30,68%
\n
Tenedora de Energ\u00eda
\n
Renovable Sol y Viento
\n
SAPI de Cv
\n
Citt\u00e0 del Messico MX 2.892.643.576,00 MXN
\n
Equity Enel Green Power SpA 32,89% 32,90%
\n
Tera Renewables India
\n
Private Limited
\n
Gurugram IN 100.000,00 INR
\n
Integrale
\n
Enel Green Power India
\n
Private Limited
\n
100,00% 100,00%
\n
Termica Colleferro SpA Bologna IT 6.100.000,00 EUR
\n
Equity Cogenio Srl 60,00% 12,00%
\n
Termoel\u00e9ctrica Jos\u00e9 de
\n
San Mart\u00edn SA
\n
Buenos Aires AR 7.078.298,00 ARS
\n
-
\n
Central Dock Sud SA 0,42%
\n
4,22%
\n
Enel Generaci\u00f3n
\n
Costanera SA
\n
1,68%
\n
Enel Generaci\u00f3n El
\n
Choc\u00f3n SA
\n
5,60%
\n
Termoel\u00e9ctrica Manuel
\n
Belgrano SA
\n
Buenos Aires AR 7.078.307,00 ARS
\n
-
\n
Central Dock Sud SA 0,47%
\n
4,71%
\n
Enel Generaci\u00f3n
\n
Costanera SA
\n
1,89%
\n
Enel Generaci\u00f3n El
\n
Choc\u00f3n SA
\n
6,23%
\n
Termotec Energ\u00eda AIE in
\n
liquidazione
\n
La Pobla de
\n
Vallbona
\n
ES 481.000,00 EUR
\n
Equity
\n
Enel Green Power
\n
Espa\u00f1a SLU
\n
45,00% 31,55%
\n
Terrer Renovables SL Madrid ES 5.000,00 EUR
\n
Equity
\n
Baylio Solar SLU 11,66%
\n
20,73%
\n
Dehesa de los
\n
Guadalupes Solar SLU
\n
8,83%
\n
Seguidores Solares
\n
Planta 2 SLU
\n
9,08%
\n
Texas Sage Solar Project
\n
LLC
\n
Andover US 1,00 USD
\n
Integrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%
\n
Texkan Wind LLC Andover US - USD
\n
Integrale Enel Texkan Inc. 100,00% 100,00%
\n
Thar Surya 1 Private
\n
Limited
\n
Gurgaon IN 200.000,00 INR
\n
Equity
\n
Avikiran Surya India
\n
Private Limited
\n
100,00% 51,00%
\n
Thunder Ranch Wind
\n
Holdings I LLC
\n
Dover US 100,00 USD
\n
Integrale
\n
Enel Green Power
\n
North America Inc.
\n
100,00% 100,00%
\n
Thunder Ranch Wind
\n
Holdings LLC
\n
Wilmington US - USD
\n
Integrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%
\n
Thunder Ranch Wind
\n
Project LLC
\n
Dover US 1,00 USD
\n
Integrale
\n
Thunder Ranch Wind
\n
Holdings LLC
\n
100,00% 100,00%
\n

\n\n
Denominazione societ\u00e0 Sede legale Nazione Capitale sociale Valuta
\n
Settore di
\n
attivit\u00e0
\n
Metodo di
\n
consolidamento Detenuta da
\n
%
\n
possesso
\n
azioni
\n
ordinarie
\n
%
\n
possesso
\n
Gruppo
\n
Thunderegg Storage
\n
Project LLC
\n
Andover US 1,00 USD
\n
Integrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%
\n
Thunderegg Wind Project
\n
LLC
\n
Andover US 1,00 USD
\n
Integrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%
\n
Tico Solar 1 SLU Saragozza ES 3.000,00 EUR
\n
Integrale
\n
Enel Green Power
\n
Espa\u00f1a SLU
\n
100,00% 70,12%
\n
Tico Solar 2 SLU Saragozza ES 3.000,00 EUR
\n
Integrale
\n
Enel Green Power
\n
Espa\u00f1a SLU
\n
100,00% 70,12%
\n
Tieton Storage Project
\n
LLC
\n
Andover US 1,00 USD
\n
Integrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%
\n
Tobivox (RF) (Pty) Ltd Johannesburg ZA 10.000.000,00 ZAR
\n
Integrale
\n
Enel Green Power
\n
South Africa (Pty) Ltd
\n
60,00% 60,00%
\n
Toledo PV AIE Madrid ES 26.887,96 EUR
\n
Equity
\n
Enel Green Power
\n
Espa\u00f1a SLU
\n
33,33% 23,37%
\n
Toplet Power Park Srl Bucarest RO 2.000,00 RON
\n
Discontinued
\n
operation
\n
Enel Green Power
\n
Romania Srl
\n
100,00% 100,00%
\n
Topwind Energy Srl Bucarest RO 2.000,00 RON
\n
Discontinued
\n
operation
\n
Enel Green Power
\n
Romania Srl
\n
100,00% 100,00%
\n
Toro Renovables 400
\n
kV SL
\n
Madrid ES 3.000,00 EUR
\n
Equity
\n
FRV Zamora Solar
\n
1 SLU
\n
8,28% 5,81%
\n
Torrepalma Energy 1 SLU Madrid ES 3.100,00 EUR
\n
Integrale
\n
Enel Green Power
\n
Espa\u00f1a SLU
\n
100,00% 70,12%
\n
Tradewind Energy Inc. Wilmington US 1.000,00 USD
\n
Integrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%
\n
Trading Post Solar Project
\n
LLC
\n
Andover US 1,00 USD
\n
Integrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%
\n
Trail Ride Canyon Wind
\n
Project LLC
\n
Andover US 1,00 USD
\n
Integrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%
\n
Transformadora
\n
Almod\u00f3var Renovables SL
\n
Siviglia ES 5.000,00 EUR
\n
Equity
\n
Enel Green Power
\n
Espa\u00f1a SLU
\n
60,53% 42,44%
\n
Transmisora de Energ\u00eda
\n
Renovable SA
\n
Citt\u00e0 del
\n
Guatemala
\n
GT 233.561.800,00 GTQ
\n
Integrale
\n
Enel Colombia SA ESP 100,00%
\n
47, 18%Enel Guatemala SA 0,00%
\n
Generadora
\n
Montecristo SA
\n
0,00%
\n
Transportadora de Energ\u00eda
\n
SA - TESA
\n
Buenos Aires AR 2.584.473.416,00 ARS
\n
Integrale
\n
Enel Argentina SA 0,00%
\n
82,27%Enel Brasil SA 60,15%
\n
Enel CIEN SA 39,85%
\n
Transportes y
\n
Distribuciones El\u00e9ctricas
\n
SA in liquidazione
\n
Girona ES 72.121,45 EUR
\n
Integrale
\n
Edistribuci\u00f3n Redes
\n
Digitales SLU
\n
73,33% 51,42%
\n
Tr\u00e9vago Renovables SL Madrid ES 3.000,00 EUR
\n
Equity
\n
Furatena Solar 1 SLU 17,73%
\n
24,89%
\n
Seguidores Solares
\n
Planta 2 SLU
\n
17,77%
\n
Tsar Nicholas LLC Minneapolis US - USD
\n
Integrale
\n
Chi Minnesota Wind
\n
LLC
\n
51,00% 51,00%
\n

\n\n
Denominazione societ\u00e0 Sede legale Nazione Capitale sociale Valuta
\n
Settore di
\n
attivit\u00e0
\n
Metodo di
\n
consolidamento Detenuta da
\n
%
\n
possesso
\n
azioni
\n
ordinarie
\n
%
\n
possesso
\n
Gruppo
\n
Tula WPS LLC Tula RU - RUB Integrale
\n
Enel Green Power
\n
Rus Limited Liability
\n
Company
\n
100,00% 100,00%
\n
Tulip Grove Solar Project
\n
LLC
\n
Andover US - USD
\n
Integrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%
\n
Tumbleweed Flat Solar
\n
Project LLC
\n
Andover US 1,00 USD
\n
Integrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%
\n
Tunga Renewable Energy
\n
Private Limited
\n
Gurugram IN 96.300.000,00 INR
\n
Integrale
\n
Avikiran Energy India
\n
Private Limited
\n
100,00% 100,00%
\n
TWE Franklin Solar Project
\n
LLC
\n
Andover US - USD
\n
Integrale Tradewind Energy Inc. 100,00% 100,00%
\n
TWE ROT DA LLC Andover US 1,00 USD
\n
Integrale Tradewind Energy Inc. 100,00% 100,00%
\n
Twin Lake Hills LLC Minneapolis US - USD
\n
Integrale
\n
Chi Minnesota Wind
\n
LLC
\n
51,00% 51,00%
\n
Twin Saranac Holdings
\n
LLC
\n
Wilmington US - USD
\n
Integrale
\n
Enel Green Power
\n
North America Inc.
\n
100,00% 100,00%
\n
Tyme Srl Bergamo IT 100.000,00 EUR
\n
Equity Enel X Italia Srl 50,00% 50,00%
\n
Ufinet Argentina SA Buenos Aires AR 9.745.583,00 ARS
\n
-
\n
Ufinet Latam SLU 99,95%
\n
19,50%
\n
Ufinet Panam\u00e1 SA 0,05%
\n
Ufinet Brasil Participa\u00e7\u00f5es
\n
Ltda
\n
Santo Andr\u00e9 BR 120.784.639,00 BRL
\n
-
\n
Ufinet Guatemala SA 0,00%
\n
19,50%
\n
Ufinet Latam SLU 100,00%
\n
Ufinet Brasil SA Barueri BR 51.766.147,00 BRL
\n
-
\n
Ufinet Brasil
\n
Telecomunica\u00e7\u00e3o Ltda
\n
80,00% 15,60%
\n
Ufinet Brasil
\n
Telecomunica\u00e7\u00e3o Ltda
\n
Santo Andr\u00e9 BR 120.784.638,00 BRL
\n
-
\n
Ufinet Brasil
\n
Participa\u00e7\u00f5es Ltda
\n
100,00% 19,50%
\n
Ufinet Chile SpA Santiago del Cile CL 233.750.000,00 CLP
\n
- Ufinet Latam SLU 100,00% 19,50%
\n
Ufinet Colombia
\n
Participaciones SAS
\n
Bogot\u00e0 CO 10.001.001.000,00 COP
\n
- Ufinet Colombia SA 100,00% 17,55%
\n
Ufinet Colombia SA Bogot\u00e0 CO 1.180.000.000,00 COP
\n
-
\n
Ufinet Guatemala SA 0,00%
\n
17,55%
\n
Ufinet Honduras SA 0,00%
\n
Ufinet Latam SLU 90,00%
\n
Ufinet Panam\u00e1 SA 0,00%
\n
Ufinet Costa Rica SA San Jos\u00e9 CR 25.000,00 USD
\n
- Ufinet Latam SLU 100,00% 19,50%
\n
Ufinet Ecuador Ufiec SA Quito EC 9.865.110,00 USD
\n
-
\n
Ufinet Guatemala SA 0,00%
\n
14,04%
\n
Ufinet Latam SLU 71,97%
\n
Ufinet El Salvador SA
\n
de Cv
\n
San Salvador SV 10.000,00 USD
\n
-
\n
Ufinet Guatemala SA 0,01%
\n
19,50%
\n
Ufinet Latam SLU 99,99%
\n
Ufinet FTTH Guatemala
\n
Ltda
\n
Citt\u00e0 del
\n
Guatemala
\n
GT 7.007.000,00 GTQ
\n
- Ufinet Latam SLU 51,00% 9,94%
\n

\n\n
Denominazione societ\u00e0 Sede legale Nazione Capitale sociale Valuta
\n
Settore di
\n
attivit\u00e0
\n
Metodo di
\n
consolidamento Detenuta da
\n
%
\n
possesso
\n
azioni
\n
ordinarie
\n
%
\n
possesso
\n
Gruppo
\n
Ufinet Guatemala SA
\n
Citt\u00e0 del
\n
Guatemala
\n
GT 3.000.000,00 GTQ -
\n
Ufinet Latam SLU 99,99%
\n
19,50%
\n
Ufinet Panam\u00e1 SA 0,01%
\n
Ufinet Honduras SA Tegucigalpa HN 194.520,00 HNL
\n
-
\n
Ufinet Latam SLU 99,99%
\n
19,50%
\n
Ufinet Panam\u00e1 SA 0,01%
\n
Ufinet Latam SLU Madrid ES 15.906.312,00 EUR
\n
- Zacapa S\u00e0rl 100,00% 19,50%
\n
Ufinet M\u00e9xico S de RL
\n
de Cv
\n
Citt\u00e0 del Messico MX 7.635.430,00 MXN
\n
-
\n
Ufinet Guatemala SA 1,31%
\n
19,50%
\n
Ufinet Latam SLU 98,69%
\n
Ufinet Nicaragua SA Managua NI 2.800.000,00 NIO
\n
-
\n
Ufinet Guatemala SA 0,50%
\n
19,50%Ufinet Latam SLU 99,00%
\n
Ufinet Panam\u00e1 SA 0,50%
\n
Ufinet Panam\u00e1 SA Panama City PA 1.275.000,00 USD
\n
- Ufinet Latam SLU 100,00% 19,50%
\n
Ufinet Paraguay SA Asunci\u00f3n PY 79.488.240.000,00 PYG
\n
- Ufinet Latam SLU 75,00% 14,63%
\n
Ufinet Per\u00fa SAC Lima PE 2.836.474,00 PEN
\n
-
\n
Ufinet Latam SLU 100,00%
\n
19,50%
\n
Ufinet Panam\u00e1 SA 0,00%
\n
Ufinet US LLC Wilmington US 1.000,00 USD
\n
- Ufinet Latam SLU 100,00% 19,50%
\n
Uni\u00f3n El\u00e9ctrica de
\n
Canarias Generaci\u00f3n SAU
\n
Las Palmas de
\n
Gran Canaria
\n
ES 190.171.520,00 EUR
\n
Integrale
\n
Endesa Generaci\u00f3n
\n
SAU
\n
100,00% 70,12%
\n
Upington Solar (Pty) Ltd Johannesburg ZA 1.000,00 ZAR
\n
Integrale
\n
Enel Green Power
\n
South Africa (Pty) Ltd
\n
100,00% 100,00%
\n
Usina E\u00f3lica Pedra Pintada
\n
A Ltda
\n
Rio de Janeiro BR 653.327,00 BRL
\n
Integrale Enel Brasil SA 100,00% 82,27%
\n
Usina E\u00f3lica Pedra Pintada
\n
B Ltda
\n
Rio de Janeiro BR 748.697,00 BRL
\n
Integrale Enel Brasil SA 100,00% 82,27%
\n
Usina E\u00f3lica Pedra Pintada
\n
C Ltda
\n
Rio de Janeiro BR 805.024,00 BRL
\n
Integrale Enel Brasil SA 100,00% 82,27%
\n
Usina E\u00f3lica Pedra Pintada
\n
D Ltda
\n
Rio de Janeiro BR 653.327,00 BRL
\n
Integrale Enel Brasil SA 100,00% 82,27%
\n
Usina Fotovoltaica Arinos
\n
E 11 Ltda
\n
Rio de Janeiro BR 221.724.006,00 BRL
\n
Integrale Enel Brasil SA 100,00% 82,27%
\n
Usina Fotovoltaica Arinos
\n
E 12 Ltda
\n
Rio de Janeiro BR 221.724.006,00 BRL
\n
Integrale Enel Brasil SA 100,00% 82,27%
\n
Usina Fotovoltaica Arinos
\n
E 13 Ltda
\n
Rio de Janeiro BR 221.724.006,00 BRL
\n
Integrale Enel Brasil SA 100,00% 82,27%
\n
Usina Fotovoltaica Arinos
\n
E 14 Ltda
\n
Rio de Janeiro BR 221.724.006,00 BRL
\n
Integrale Enel Brasil SA 100,00% 82,27%
\n
Usina Fotovoltaica Arinos
\n
E 15 Ltda
\n
Rio de Janeiro BR 221.724.006,00 BRL
\n
Integrale Enel Brasil SA 100,00% 82,27%
\n
Usina Fotovoltaica Arinos
\n
E 16 Ltda
\n
Rio de Janeiro BR 221.724.006,00 BRL
\n
Integrale Enel Brasil SA 100,00% 82,27%
\n

\n\n
Denominazione societ\u00e0 Sede legale Nazione Capitale sociale Valuta
\n
Settore di
\n
attivit\u00e0
\n
Metodo di
\n
consolidamento Detenuta da
\n
%
\n
possesso
\n
azioni
\n
ordinarie
\n
%
\n
possesso
\n
Gruppo
\n
Usina Fotovoltaica Arinos
\n
E 17 Ltda
\n
Rio de Janeiro BR 221.724.006,00 BRL
\n
Integrale Enel Brasil SA 100,00% 82,27%
\n
Usina Fotovoltaica Arinos
\n
E 21 Ltda
\n
Rio de Janeiro BR 221.724.006,00 BRL
\n
Integrale Enel Brasil SA 100,00% 82,27%
\n
Usina Fotovoltaica Arinos
\n
E 22 Ltda
\n
Rio de Janeiro BR 221.724.006,00 BRL
\n
Integrale Enel Brasil SA 100,00% 82,27%
\n
Usina Fotovoltaica Arinos
\n
E 23 Ltda
\n
Rio de Janeiro BR 221.724.006,00 BRL
\n
Integrale Enel Brasil SA 100,00% 82,27%
\n
Usina Fotovoltaica Arinos
\n
E 24 Ltda
\n
Rio de Janeiro BR 221.724.006,00 BRL
\n
Integrale Enel Brasil SA 100,00% 82,27%
\n
USME ZE SAS Bogot\u00e0 CO 104.872.000,00 COP
\n
AFS Bogot\u00e1 ZE SAS 100,00% 47,18%
\n
Ustav Jadern\u00e9ho V\u00fdzkumu
\n
Rez AS
\n
\u0158e\u017e CZ 524.139.000,00 CZK
\n
-
\n
Slovensk\u00e9 elektr\u00e1rne
\n
AS
\n
27,77% 9,17%
\n
Vayu (Project 1) Private
\n
Limited
\n
Gurugram IN 30.000.000,00 INR
\n
Integrale
\n
Enel Green Power India
\n
Private Limited
\n
100,00% 100,00%
\n
Vekt\u00f6r Enerj\u00ed \u00dcret\u00edm
\n
Anon\u00edm \u015e\u00edrket\u00ed
\n
Istanbul TR 3.500.000,00 TRY
\n
AFS Enel SpA 100,00% 100,00%
\n
Ventos de Santa \u00c2ngela
\n
Energias Renov\u00e1veis SA
\n
Rio de Janeiro BR 7.315.000,00 BRL
\n
Integrale Enel Brasil SA 100,00% 82,27%
\n
Ventos de Santa
\n
Esperan\u00e7a Energias
\n
Renov\u00e1veis SA
\n
Rio de Janeiro BR 4.727.414,00 BRL
\n
Integrale Enel Brasil SA 100,00% 82,27%
\n
Ventos de Santo Orestes
\n
Energias Renov\u00e1veis SA
\n
Rio de Janeiro BR 1.754.031,00 BRL
\n
Integrale Enel Brasil SA 100,00% 82,27%
\n
Ventos de S\u00e3o Cirilo
\n
Energias Renov\u00e1veis SA
\n
Rio de Janeiro BR 2.572.010,00 BRL
\n
Integrale Enel Brasil SA 100,00% 82,27%
\n
Ventos de S\u00e3o M\u00e1rio
\n
Energias Renov\u00e1veis SA
\n
Rio de Janeiro BR 2.492.000,00 BRL
\n
Integrale Enel Brasil SA 100,00% 82,27%
\n
Ventos de S\u00e3o Roque
\n
Energias Renov\u00e1veis SA
\n
Rio de Janeiro BR 10.188.722,00 BRL
\n
Integrale Enel Brasil SA 100,00% 82,27%
\n
Vientos del Altiplano SA
\n
de Cv
\n
Citt\u00e0 del Messico MX 1.455.854.094,00 MXN
\n
Equity
\n
Tenedora de Energ\u00eda
\n
Renovable Sol y Viento
\n
SAPI de Cv
\n
60,80% 20,00%
\n
Villanueva Solar SA de Cv Citt\u00e0 del Messico MX 205.316.027,15 MXN
\n
Equity
\n
Tenedora de Energ\u00eda
\n
Renovable Sol y Viento
\n
SAPI de Cv
\n
60,80% 20,00%
\n
Viruleiros SL
\n
Santiago de
\n
Compostela
\n
ES 160.000,00 EUR
\n
Integrale
\n
Enel Green Power
\n
Espa\u00f1a SLU
\n
67,00% 46,98%
\n
Viva Labs AS Oslo NO 1.047.249,00 NOK
\n
Integrale Enel X International Srl 100,00% 100,00%
\n
Walking Horse Wind
\n
Project LLC
\n
Andover US 1,00 USD
\n
Integrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%
\n
Wapella Bluffs Wind
\n
Project LLC
\n
Andover US 1,00 USD
\n
Integrale Tradewind Energy Inc. 100,00% 100,00%
\n
Waseca Solar LLC Waseca US - USD
\n
Integrale
\n
Aurora Distributed
\n
Solar LLC
\n
100,00% 74,13%
\n
Waypost Solar Project LLC Andover US 1,00 USD
\n
Integrale Tradewind Energy Inc. 100,00% 100,00%
\n
Weber Energy Storage
\n
Project LLC
\n
Wilmington US - USD
\n
Integrale
\n
Enel Energy Storage
\n
Holdings LLC (ex
\n
EGP Energy Storage
\n
Holdings LLC)
\n
100,00% 100,00%
\n
Wespire Inc. Boston US 1.625.000,00 USD
\n
-
\n
Enel X North America
\n
Inc.
\n
11,21% 11,21%
\n

\n\n
Denominazione societ\u00e0 Sede legale Nazione Capitale sociale Valuta
\n
Settore di
\n
attivit\u00e0
\n
Metodo di
\n
consolidamento Detenuta da
\n
%
\n
possesso
\n
azioni
\n
ordinarie
\n
%
\n
possesso
\n
Gruppo
\n
West Faribault Solar LLC Wilmington US - USD Integrale
\n
Aurora Distributed
\n
Solar LLC
\n
100,00% 74,13%
\n
West Waconia Solar LLC Wilmington US - USD
\n
Integrale
\n
Aurora Distributed
\n
Solar LLC
\n
100,00% 74,13%
\n
Western New York Wind
\n
Corporation
\n
Albany US 300,00 USD
\n
Integrale
\n
Enel Green Power
\n
North America Inc.
\n
100,00% 100,00%
\n
Wharton-El Campo Solar
\n
Project LLC
\n
Andover US 1,00 USD
\n
Integrale Tradewind Energy Inc. 100,00% 100,00%
\n
White Cloud Wind
\n
Holdings LLC
\n
Andover US - USD
\n
Integrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%
\n
White Cloud Wind Project
\n
LLC
\n
Andover US 1,00 USD
\n
Integrale
\n
White Cloud Wind
\n
Holdings LLC
\n
100,00% 100,00%
\n
White Peaks Wind Project
\n
LLC
\n
Andover US 1,00 USD
\n
Integrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%
\n
Whitetail Trails Solar
\n
Project LLC
\n
Andover US - USD
\n
Integrale Tradewind Energy Inc. 100,00% 100,00%
\n
Whitney Hill Wind Power
\n
Holdings LLC
\n
Andover US 99,00 USD
\n
Integrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%
\n
Whitney Hill Wind Power
\n
LLC
\n
Andover US - USD
\n
Integrale
\n
Whitney Hill Wind
\n
Power Holdings LLC
\n
100,00% 100,00%
\n
Whittle\u2019s Ferry Solar
\n
Project LLC
\n
Andover US 1,00 USD
\n
Integrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%
\n
Wild Ox Solar Project LLC Andover US 1,00 USD
\n
Integrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%
\n
Wild Run LP Alberta CA 10,00 CAD
\n
Integrale
\n
Enel Alberta Wind Inc. 0,10%
\n
100,00%
\n
Enel Green Power
\n
Canada Inc.
\n
99,90%
\n
Wildcat Flats Wind
\n
Project LLC
\n
Andover US 1,00 USD
\n
Integrale Tradewind Energy Inc. 100,00% 100,00%
\n
Wilderness Range Solar
\n
Project LLC
\n
Andover US - USD
\n
Integrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%
\n
Wildflower Flats Battery
\n
Project LLC
\n
Andover US 1,00 USD
\n
Integrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%
\n
Wildflower Flats Solar
\n
Project LLC
\n
Andover US 1,00 USD
\n
Integrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%
\n
Wind Belt Transco LLC Andover US 1,00 USD
\n
Integrale Tradewind Energy Inc. 100,00% 100,00%
\n
Wind Energy Green
\n
Park Srl
\n
Bucarest RO 2.000,00 RON
\n
Discontinued
\n
operation
\n
Enel Green Power
\n
Romania Srl
\n
100,00% 100,00%
\n
Wind Parks Anatolis -
\n
Prinias Single Member SA
\n
Maroussi GR 15.803.388,00 EUR
\n
Discontinued
\n
operation
\n
Enel Green Power
\n
Hellas Wind Parks
\n
South Evia Single
\n
Member SA
\n
100,00% 100,00%
\n
Wind Parks Katharas
\n
Single Member SA
\n
Maroussi GR 19.932.048,00 EUR
\n
Discontinued
\n
operation
\n
Enel Green Power
\n
Hellas Wind Parks
\n
South Evia Single
\n
Member SA
\n
100,00% 100,00%
\n
Wind Parks Kerasias
\n
Single Member SA
\n
Maroussi GR 26.107.790,00 EUR
\n
Discontinued
\n
operation
\n
Enel Green Power
\n
Hellas Wind Parks
\n
South Evia Single
\n
Member SA
\n
100,00% 100,00%
\n

\n\n
Denominazione societ\u00e0 Sede legale Nazione Capitale sociale Valuta
\n
Settore di
\n
attivit\u00e0
\n
Metodo di
\n
consolidamento Detenuta da
\n
%
\n
possesso
\n
azioni
\n
ordinarie
\n
%
\n
possesso
\n
Gruppo
\n
Wind Parks Milias Single
\n
Member SA
\n
Maroussi GR 19.909.374,00 EUR
\n
Discontinued
\n
operation
\n
Enel Green Power
\n
Hellas Wind Parks
\n
South Evia Single
\n
Member SA
\n
100,00% 100,00%
\n
Wind Parks Mitikas Single
\n
Member SA
\n
Maroussi GR 22.268.039,00 EUR
\n
Discontinued
\n
operation
\n
Enel Green Power
\n
Hellas Wind Parks
\n
South Evia Single
\n
Member SA
\n
100,00% 100,00%
\n
Wind Parks Platanos
\n
Single Member SA
\n
Maroussi GR 13.342.867,00 EUR
\n
Discontinued
\n
operation
\n
Enel Green Power
\n
Hellas Wind Parks
\n
South Evia Single
\n
Member SA
\n
100,00% 100,00%
\n
Wind Parks Spilias Single
\n
Member SA
\n
Maroussi GR 28.267.490,00 EUR
\n
Discontinued
\n
operation
\n
Enel Green Power
\n
Hellas Wind Parks
\n
South Evia Single
\n
Member SA
\n
100,00% 100,00%
\n
Windbreaker Storage
\n
Project LLC
\n
Andover US 1,00 USD
\n
Integrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%
\n
Winter\u2019s Spawn LLC Minneapolis US - USD
\n
Integrale
\n
Chi Minnesota Wind
\n
LLC
\n
51,00% 51,00%
\n
WKN Basilicata
\n
Development PE1 Srl
\n
Roma IT 10.000,00 EUR
\n
Integrale
\n
Enel Green Power
\n
Italia Srl
\n
100,00% 100,00%
\n
Woods Hill Solar LLC Wilmington US - USD
\n
Integrale
\n
Stillwater Woods Hill
\n
Holdings LLC
\n
100,00% 100,00%
\n
Xaloc Solar SLU Valencia ES 3.000,00 EUR
\n
Integrale
\n
Enel Green Power
\n
Espa\u00f1a SLU
\n
100,00% 70,12%
\n
X-bus Italia Srl Milano IT 15.000,00 EUR
\n
Equity Enel X Italia Srl 20,00% 20,00%
\n
Yacylec SA Buenos Aires AR 20.000.000,00 ARS
\n
Equity Enel Am\u00e9ricas SA 33,33% 27,42%
\n
Yedesa Cogeneraci\u00f3n SA
\n
in liquidazione
\n
Almer\u00eda ES 234.394,72 EUR
\n
Equity
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Enel Green Power
\n
Espa\u00f1a SLU
\n
40,00% 28,05%
\n
Yellow Rose Wind Project
\n
LLC
\n
Andover US 1,00 USD
\n
Integrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%
\n
Yorktown Energy Storage
\n
1 LLC
\n
Boston US - USD
\n
Integrale
\n
Enel X North America
\n
Inc.
\n
100,00% 100,00%
\n
Zacapa HoldCo S\u00e0rl Lussemburgo LU 76.180.812,49 EUR
\n
- Zacapa Topco S\u00e0rl 100,00% 19,50%
\n
Zacapa LLC Wilmington US 100,00 USD
\n
- Zacapa S\u00e0rl 100,00% 19,50%
\n
Zacapa S\u00e0rl Lussemburgo LU 82.866.475,04 USD
\n
- Zacapa HoldCo S\u00e0rl 100,00% 19,50%
\n
Zacapa Topco S\u00e0rl Lussemburgo LU 29.970.000,00 EUR
\n
- Enel X International Srl 19,50% 19,50%
\n
Zephir 3 Constanta Srl Bucarest RO 1.031.260,00 RON
\n
Discontinued
\n
operation
\n
Enel Green Power
\n
Romania Srl
\n
100,00% 100,00%
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Zoo Solar Project LLC Andover US - USD
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Integrale Tradewind Energy Inc. 100,00% 100,00%
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pari a 44 milioni di euro al 1\u00b0 gennaio 2022 (29 milioni di euro al 1\u00b0 gennaio 2021) e \u201cDisponibilit\u00e0 liquide e mezzi equivalenti\u201d delle \u201cDiscontinued operation\u201d
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tinued operation\u201d dei risultati afferenti alle attivit\u00e0 detenute in Russia (cedute nel corso del quarto trimestre 2022), Romania e Grecia in quanto sono stati
soddisfatti i requisiti previsti dal principio contabile internazionale IFRS 5 per la loro classificazione come \u201cdiscontinued operation\u201d.", "dimensions": { "concept": "xbrl:note", "noteId": "footnote1", "language": "it" } }, "footnote5": { "value": "(1) I dati relativi all\u2019esercizio 2021 sono stati rideterminati, ai soli fini comparativi, per tenere conto della classificazione nella voce \u201cRisultato netto delle discon-
tinued operation\u201d dei risultati afferenti alle attivit\u00e0 detenute in Russia (cedute nel corso del quarto trimestre 2022), Romania e Grecia in quanto sono stati
soddisfatti i requisiti previsti dal principio contabile internazionale IFRS 5 per la loro classificazione come \u201cdiscontinued operation\u201d.", "dimensions": { "concept": "xbrl:note", "noteId": "footnote5", "language": "it" } }, "footnote4": { "value": "(3) Di cui \u201cDisponibilit\u00e0 liquide e mezzi equivalenti\u201d per 11.041 milioni di euro al 31 dicembre 2022 (8.315 milioni di euro al 31 dicembre 2021), \u201cTitoli a breve\u201d pari
a 78 milioni di euro al 31 dicembre 2022 (88 milioni di euro al 31 dicembre 2021) e \u201cDisponibilit\u00e0 liquide e mezzi equivalenti\u201d delle \u201cAttivit\u00e0 possedute per la
vendita\u201d pari a 98 milioni di euro al 31 dicembre 2022 (44 milioni di euro al 31 dicembre 2021) e delle attivit\u00e0 \u201cDiscontinued operation\u201d per 326 milioni di euro
al 31 dicembre 2022 (543 milioni di euro al 31 dicembre 2021).", "dimensions": { "concept": "xbrl:note", "noteId": "footnote4", "language": "it" } }, "footnote2": { "value": "(1) Per una migliore rappresentazione dei dati relativi al 2021, ai soli fini comparativi, sono stati riclassificati i proventi e oneri finanziari realizzati riferiti ai soli finanzia-
menti in valuta in una nuova voce \u201cIncassi/(Pagamenti) legati a derivati connessi a finanziamenti\u201d, inclusa nella sezione del cash flow da attivit\u00e0 di finanziamento.", "dimensions": { "concept": "xbrl:note", "noteId": "footnote2", "language": "it" } } } }