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\n

\n

\n

\n
1. Forma e contenuto del Bilancio consolidato
\n\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

\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
Nel corso del 2023 non risultano cambiamenti nella denomi-
\n
nazione sociale.
\n\n
Enel \u00e8 una multinazionale dell\u2019energia e uno dei principali
\n
operatori integrati globali nei settori dell\u2019elettricit\u00e0 e del gas,
\n
con un particolare focus su Europa e America Latina.
\n

\n\n\n\n\n\n\n\n
Il Bilancio consolidato del Gruppo per l\u2019esercizio chiuso al 31
\n
dicembre 2023 comprende i bilanci di Enel SpA e delle sue
\n
controllate, la quota di partecipazione del Gruppo in societ\u00e0
\n
collegate e joint venture, nonch\u00e9 la quota di attivit\u00e0, passivit\u00e0,
\n
costi e ricavi delle joint operation (\u201cil Gruppo\u201d).
\n
L\u2019elenco delle societ\u00e0 controllate, collegate, joint venture e
\n
joint operation incluse nel consolidamento \u00e8 riportato in al-
\n
legato.
\n\n
Il presente Bilancio consolidato \u00e8 stato approvato e ne \u00e8 stata
\n
autorizzata la pubblicazione dal Consiglio di Amministrazio-
\n
ne in data 21 marzo 2024.
\n

\n\n\n\n\n\n
Il presente Bilancio \u00e8 assoggettato a revisione legale da parte
\n
di KPMG SpA.
\n\n

\n

\n

\n
Base di presentazione
\n\n
Il Bilancio consolidato relativo all\u2019esercizio chiuso al 31 dicem-
\n
bre 2023 \u00e8 stato predisposto in conformit\u00e0 ai princ\u00edpi con-
\n
tabili internazionali (International Accounting Standards - IAS
\n
e International Financial Reporting Standards - IFRS) emanati
\n
dall\u2019International Accounting Standards Board (IASB), alle
\n
interpretazioni dell\u2019IFRS Interpretations Committee (IFRSIC)
\n
e dello Standing Interpretations Committee (SIC), ricono-
\n
sciuti nell\u2019Unione Europea ai sensi del regolamento (CE) n.
\n
1606/2002 e in vigore alla chiusura dell\u2019esercizio. L\u2019insieme di
\n
tutti i princ\u00edpi e interpretazioni di riferimento sopraindicati \u00e8
\n
di seguito definito \u201cIFRS-EU\u201d.
\n

\n\n\n\n\n\n
Il presente Bilancio consolidato \u00e8 stato predisposto in attua-
\n
zione del comma 3 dell\u2019art. 9 del decreto legislativo n. 38 del
\n
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 relative
\n
Note di commento.
\n
Nello Stato patrimoniale consolidato la classificazione delle
\n
attivit\u00e0 e passivit\u00e0 \u00e8 effettuata secondo il criterio \u201ccorrente/
\n
non corrente\u201d con separata presentazione delle attivit\u00e0 clas-
\n
sificate come possedute per la vendita e delle passivit\u00e0 inclu-
\n
se in gruppi in dismissione classificate come possedute per
\n
la vendita. Le attivit\u00e0 correnti, che includono le disponibilit\u00e0
\n
liquide e i mezzi equivalenti, sono quelle destinate a essere
\n
realizzate, cedute o consumate nel normale ciclo operativo
\n
del Gruppo; le passivit\u00e0 correnti sono quelle per le quali \u00e8
\n
prevista l\u2019estinzione nel normale ciclo operativo del Gruppo.
\n
Il Conto economico consolidato presenta una classificazione
\n
dei costi in base alla loro natura, con separata presentazione
\n
dell\u2019utile (perdita) netto delle continuing operation e di quel-
\n
lo delle discontinued operation attribuibile agli azionisti della
\n
Capogruppo e ai terzi.
\n\n
Il Rendiconto finanziario consolidato \u00e8 preparato utilizzando
\n
il metodo indiretto, con separata presentazione del flusso di
\n
cassa da attivit\u00e0 operativa, da attivit\u00e0 di investimento e da at-
\n
tivit\u00e0 di finanziamento associato alle discontinued operation.
\n
In particolare, seppur nella classificazione delle voci il Grup-
\n
po non si discosti da quanto previsto dallo IAS 7, si precisa
\n
quanto segue:
\n
\u2022
\n
nei flussi di cassa da attivit\u00e0 operativa si riportano, oltre
\n
ai flussi di cassa rivenienti dalla gestione caratteristica, gli
\n
interessi sui finanziamenti concessi e ottenuti, nonch\u00e9 i
\n
dividendi ricevuti dalle societ\u00e0 collegate o da joint venture;
\n
\u2022
\n
le attivit\u00e0 di investimento includono gli investimenti in atti-
\n
vit\u00e0 materiali e immateriali e le relative dismissioni, nonch\u00e9
\n
in attivit\u00e0 derivanti da contratti con i clienti riferite ad ac-
\n
cordi per servizi in concessione. Includono altres\u00ec gli effetti
\n
delle aggregazioni aziendali in cui il Gruppo acquisisce o
\n
perde il controllo di societ\u00e0 e altri investimenti minori;
\n
\u2022
\n
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 pagati
\n
agli azionisti della Capogruppo e ai terzi, nonch\u00e9 gli effetti
\n
di operazioni su interessenze di terzi che non modificano
\n
lo status di controllo delle societ\u00e0 interessate;
\n
\u2022
\n
si esplicita in una voce separata l\u2019effetto cambio sulle di-
\n
sponibilit\u00e0 liquide e mezzi equivalenti e si stornano, quindi,
\n
integralmente gli effetti di Conto economico in modo da
\n
neutralizzare il loro effetto nel cash flow da attivit\u00e0 ope-
\n
rativa.
\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\n\n

\n\n

\n\n
Per maggiori dettagli sui flussi di cassa del Rendiconto finan-
\n
ziario, si rimanda alla nota 46 \u201cFlussi finanziari\u201d.
\n

\n\n\n
Il Bilancio consolidato \u00e8 redatto nella prospettiva della conti-
\n
nuit\u00e0 aziendale applicando il metodo del costo storico, a ec-
\n
cezione delle voci di bilancio che secondo gli IFRS-EU sono
\n
rilevate al fair value, come indicato nei criteri di valutazione
\n
delle singole voci, e delle attivit\u00e0 non correnti e dei gruppi in
\n
dismissione classificati come posseduti per la vendita che
\n
sono valutati al minore tra il valore contabile e il fair value al
\n
netto dei costi di vendita.
\n
La valuta utilizzata dal Gruppo per la presentazione del Bilan-
\n
cio consolidato \u00e8 l\u2019euro, valuta funzionale della Capogruppo
\n
Enel SpA; tutti i valori sono espressi in milioni di euro, tranne
\n
quando diversamente indicato.
\n
Il Conto economico consolidato, lo Stato patrimoniale con-
\n
solidato e il Rendiconto finanziario consolidato riportano le
\n
operazioni con parti correlate, la cui definizione \u00e8 riportata
\n
nella nota 2.2. \u201cPrinc\u00edpi contabili rilevanti\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": "2023-01-01T00:00:00/2024-01-01T00:00:00" } }, "Tag1096": { "value": "\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

\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n", "dimensions": { "concept": "ifrs-full:DomicileOfEntity", "language": "it", "entity": "scheme:WOCMU6HCI0OJWNPRZS33", "period": "2023-01-01T00:00:00/2024-01-01T00:00:00" } }, "Tag1109": { "value": "Enel SpA", "dimensions": { "concept": "ifrs-full:NameOfReportingEntityOrOtherMeansOfIdentification", "language": "it", "entity": "scheme:WOCMU6HCI0OJWNPRZS33", "period": "2023-01-01T00:00:00/2024-01-01T00:00:00" } }, "Tag1110": { "value": "Italia", "dimensions": { "concept": "ifrs-full:CountryOfIncorporation", "language": "it", "entity": "scheme:WOCMU6HCI0OJWNPRZS33", "period": "2023-01-01T00:00:00/2024-01-01T00:00:00" } }, "Tag1111": { "value": "viale ReginaMargherita 137", "dimensions": { "concept": "ifrs-full:AddressOfRegisteredOfficeOfEntity", "language": "it", "entity": "scheme:WOCMU6HCI0OJWNPRZS33", "period": "2023-01-01T00:00:00/2024-01-01T00:00:00" } }, "Tag1097": { "value": "Nel corso del 2023 non risultano cambiamenti nella denomi-nazione sociale.", "dimensions": { "concept": "ifrs-full:ExplanationOfChangeInNameOfReportingEntityOrOtherMeansOfIdentificationFromEndOfPrecedingReportingPeriod", "language": "it", "entity": "scheme:WOCMU6HCI0OJWNPRZS33", "period": "2023-01-01T00:00:00/2024-01-01T00:00:00" } }, "Tag1098": { "value": "\n
Enel \u00e8 una multinazionale dell\u2019energia e uno dei principali
\n
operatori integrati globali nei settori dell\u2019elettricit\u00e0 e del gas,
\n
con un particolare focus su Europa e America Latina.
\n

\n\n\n\n\n\n\n", "dimensions": { "concept": "ifrs-full:DescriptionOfNatureOfEntitysOperationsAndPrincipalActivities", "language": "it", "entity": "scheme:WOCMU6HCI0OJWNPRZS33", "period": "2023-01-01T00:00:00/2024-01-01T00:00:00" } }, "Tag1099": { "value": "Europa e America Latina", "dimensions": { "concept": "ifrs-full:PrincipalPlaceOfBusiness", "language": "it", "entity": "scheme:WOCMU6HCI0OJWNPRZS33", "period": "2023-01-01T00:00:00/2024-01-01T00:00:00" } }, "Tag1100": { "value": "SpA", "dimensions": { "concept": "ifrs-full:LegalFormOfEntity", "language": "it", "entity": "scheme:WOCMU6HCI0OJWNPRZS33", "period": "2023-01-01T00:00:00/2024-01-01T00:00:00" } }, "Tag1101": { "value": "\n
Il presente Bilancio consolidato \u00e8 stato approvato e ne \u00e8 stata
\n
autorizzata la pubblicazione dal Consiglio di Amministrazio-
\n
ne in data 21 marzo 2024.
\n

\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 2023, 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 Flavio Cattaneo e Stefano De Angelis, 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-bis,
\n
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 delle procedure amministrative e contabili per la formazione
\n
del Bilancio consolidato del Gruppo Enel nel corso del periodo compreso tra il 1\u00b0 gennaio
\n
2023 e il 31 dicembre 2023.
\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 \u2013
\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 2023:
\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 Parlamento
\n
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 2023, comprende un'analisi attendibile dell'andamento e
\n
del risultato della gestione, nonch\u00e9 della situazione dell'emittente e dell\u2019insieme delle
\n
imprese incluse nel consolidamento, unitamente alla descrizione dei principali rischi
\n
e incertezze cui sono esposti.
\n

\n

\n
Roma, 21 marzo 2024
\n

\n
Flavio Cattaneo
\n
Amministratore Delegato di Enel SpA
\n

\n

\n
Stefano De Angelis
\n
Dirigente preposto alla redazione dei documenti
\n
contabili societari di Enel SpA
\n

\n
Firmato da Stefano
\n
De Angelis
\n
Data: il 21/03/2024
\n
alle 08:51:34 UTC
\n
\n", "dimensions": { "concept": "ifrs-full:DisclosureOfAuthorisationOfFinancialStatementsExplanatory", "language": "it", "entity": "scheme:WOCMU6HCI0OJWNPRZS33", "period": "2023-01-01T00:00:00/2024-01-01T00:00:00" } }, "Tag1102": { "value": "\n

\n

\n

\n
Base di presentazione
\n\n
Il Bilancio consolidato relativo all\u2019esercizio chiuso al 31 dicem-
\n
bre 2023 \u00e8 stato predisposto in conformit\u00e0 ai princ\u00edpi con-
\n
tabili internazionali (International Accounting Standards - IAS
\n
e International Financial Reporting Standards - IFRS) emanati
\n
dall\u2019International Accounting Standards Board (IASB), alle
\n
interpretazioni dell\u2019IFRS Interpretations Committee (IFRSIC)
\n
e dello Standing Interpretations Committee (SIC), ricono-
\n
sciuti nell\u2019Unione Europea ai sensi del regolamento (CE) n.
\n
1606/2002 e in vigore alla chiusura dell\u2019esercizio. L\u2019insieme di
\n
tutti i princ\u00edpi e interpretazioni di riferimento sopraindicati \u00e8
\n
di seguito definito \u201cIFRS-EU\u201d.
\n

\n\n\n\n\n\n
Il presente Bilancio consolidato \u00e8 stato predisposto in attua-
\n
zione del comma 3 dell\u2019art. 9 del decreto legislativo n. 38 del
\n
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 relative
\n
Note di commento.
\n
Nello Stato patrimoniale consolidato la classificazione delle
\n
attivit\u00e0 e passivit\u00e0 \u00e8 effettuata secondo il criterio \u201ccorrente/
\n
non corrente\u201d con separata presentazione delle attivit\u00e0 clas-
\n
sificate come possedute per la vendita e delle passivit\u00e0 inclu-
\n
se in gruppi in dismissione classificate come possedute per
\n
la vendita. Le attivit\u00e0 correnti, che includono le disponibilit\u00e0
\n
liquide e i mezzi equivalenti, sono quelle destinate a essere
\n
realizzate, cedute o consumate nel normale ciclo operativo
\n
del Gruppo; le passivit\u00e0 correnti sono quelle per le quali \u00e8
\n
prevista l\u2019estinzione nel normale ciclo operativo del Gruppo.
\n
Il Conto economico consolidato presenta una classificazione
\n
dei costi in base alla loro natura, con separata presentazione
\n
dell\u2019utile (perdita) netto delle continuing operation e di quel-
\n
lo delle discontinued operation attribuibile agli azionisti della
\n
Capogruppo e ai terzi.
\n\n
Il Rendiconto finanziario consolidato \u00e8 preparato utilizzando
\n
il metodo indiretto, con separata presentazione del flusso di
\n
cassa da attivit\u00e0 operativa, da attivit\u00e0 di investimento e da at-
\n
tivit\u00e0 di finanziamento associato alle discontinued operation.
\n
In particolare, seppur nella classificazione delle voci il Grup-
\n
po non si discosti da quanto previsto dallo IAS 7, si precisa
\n
quanto segue:
\n
\u2022
\n
nei flussi di cassa da attivit\u00e0 operativa si riportano, oltre
\n
ai flussi di cassa rivenienti dalla gestione caratteristica, gli
\n
interessi sui finanziamenti concessi e ottenuti, nonch\u00e9 i
\n
dividendi ricevuti dalle societ\u00e0 collegate o da joint venture;
\n
\u2022
\n
le attivit\u00e0 di investimento includono gli investimenti in atti-
\n
vit\u00e0 materiali e immateriali e le relative dismissioni, nonch\u00e9
\n
in attivit\u00e0 derivanti da contratti con i clienti riferite ad ac-
\n
cordi per servizi in concessione. Includono altres\u00ec gli effetti
\n
delle aggregazioni aziendali in cui il Gruppo acquisisce o
\n
perde il controllo di societ\u00e0 e altri investimenti minori;
\n
\u2022
\n
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 pagati
\n
agli azionisti della Capogruppo e ai terzi, nonch\u00e9 gli effetti
\n
di operazioni su interessenze di terzi che non modificano
\n
lo status di controllo delle societ\u00e0 interessate;
\n
\u2022
\n
si esplicita in una voce separata l\u2019effetto cambio sulle di-
\n
sponibilit\u00e0 liquide e mezzi equivalenti e si stornano, quindi,
\n
integralmente gli effetti di Conto economico in modo da
\n
neutralizzare il loro effetto nel cash flow da attivit\u00e0 ope-
\n
rativa.
\n

\n\n\n\n\n\n

\n

\n\n\n\n\n\n

\n\n
Per maggiori dettagli sui flussi di cassa del Rendiconto finan-
\n
ziario, si rimanda alla nota 46 \u201cFlussi finanziari\u201d.
\n

\n\n\n
Il Bilancio consolidato \u00e8 redatto nella prospettiva della conti-
\n
nuit\u00e0 aziendale applicando il metodo del costo storico, a ec-
\n
cezione delle voci di bilancio che secondo gli IFRS-EU sono
\n
rilevate al fair value, come indicato nei criteri di valutazione
\n
delle singole voci, e delle attivit\u00e0 non correnti e dei gruppi in
\n
dismissione classificati come posseduti per la vendita che
\n
sono valutati al minore tra il valore contabile e il fair value al
\n
netto dei costi di vendita.
\n
La valuta utilizzata dal Gruppo per la presentazione del Bilan-
\n
cio consolidato \u00e8 l\u2019euro, valuta funzionale della Capogruppo
\n
Enel SpA; tutti i valori sono espressi in milioni di euro, tranne
\n
quando diversamente indicato.
\n
Il Conto economico consolidato, lo Stato patrimoniale con-
\n
solidato e il Rendiconto finanziario consolidato riportano le
\n
operazioni con parti correlate, la cui definizione \u00e8 riportata
\n
nella nota 2.2. \u201cPrinc\u00edpi contabili rilevanti\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": "2023-01-01T00:00:00/2024-01-01T00:00:00" } }, "Tag1103": { "value": "\n
Il Bilancio consolidato relativo all\u2019esercizio chiuso al 31 dicem-
\n
bre 2023 \u00e8 stato predisposto in conformit\u00e0 ai princ\u00edpi con-
\n
tabili internazionali (International Accounting Standards - IAS
\n
e International Financial Reporting Standards - IFRS) emanati
\n
dall\u2019International Accounting Standards Board (IASB), alle
\n
interpretazioni dell\u2019IFRS Interpretations Committee (IFRSIC)
\n
e dello Standing Interpretations Committee (SIC), ricono-
\n
sciuti nell\u2019Unione Europea ai sensi del regolamento (CE) n.
\n
1606/2002 e in vigore alla chiusura dell\u2019esercizio. L\u2019insieme di
\n
tutti i princ\u00edpi e interpretazioni di riferimento sopraindicati \u00e8
\n
di seguito definito \u201cIFRS-EU\u201d.
\n

\n\n\n\n\n", "dimensions": { "concept": "ifrs-full:StatementOfIFRSCompliance", "language": "it", "entity": "scheme:WOCMU6HCI0OJWNPRZS33", "period": "2023-01-01T00:00:00/2024-01-01T00:00:00" } }, "Tag1104": { "value": "\n
Il Rendiconto finanziario consolidato \u00e8 preparato utilizzando
\n
il metodo indiretto, con separata presentazione del flusso di
\n
cassa da attivit\u00e0 operativa, da attivit\u00e0 di investimento e da at-
\n
tivit\u00e0 di finanziamento associato alle discontinued operation.
\n
In particolare, seppur nella classificazione delle voci il Grup-
\n
po non si discosti da quanto previsto dallo IAS 7, si precisa
\n
quanto segue:
\n
\u2022
\n
nei flussi di cassa da attivit\u00e0 operativa si riportano, oltre
\n
ai flussi di cassa rivenienti dalla gestione caratteristica, gli
\n
interessi sui finanziamenti concessi e ottenuti, nonch\u00e9 i
\n
dividendi ricevuti dalle societ\u00e0 collegate o da joint venture;
\n
\u2022
\n
le attivit\u00e0 di investimento includono gli investimenti in atti-
\n
vit\u00e0 materiali e immateriali e le relative dismissioni, nonch\u00e9
\n
in attivit\u00e0 derivanti da contratti con i clienti riferite ad ac-
\n
cordi per servizi in concessione. Includono altres\u00ec gli effetti
\n
delle aggregazioni aziendali in cui il Gruppo acquisisce o
\n
perde il controllo di societ\u00e0 e altri investimenti minori;
\n
\u2022
\n
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 pagati
\n
agli azionisti della Capogruppo e ai terzi, nonch\u00e9 gli effetti
\n
di operazioni su interessenze di terzi che non modificano
\n
lo status di controllo delle societ\u00e0 interessate;
\n
\u2022
\n
si esplicita in una voce separata l\u2019effetto cambio sulle di-
\n
sponibilit\u00e0 liquide e mezzi equivalenti e si stornano, quindi,
\n
integralmente gli effetti di Conto economico in modo da
\n
neutralizzare il loro effetto nel cash flow da attivit\u00e0 ope-
\n
rativa.
\n

\n\n\n\n\n\n
Per maggiori dettagli sui flussi di cassa del Rendiconto finan-
\n
ziario, si rimanda alla nota 46 \u201cFlussi finanziari\u201d.
\n

\n\n", "dimensions": { "concept": "ifrs-full:DescriptionOfAccountingPolicyForCashFlowsExplanatory", "language": "it", "entity": "scheme:WOCMU6HCI0OJWNPRZS33", "period": "2023-01-01T00:00:00/2024-01-01T00:00:00" } }, "Tag1105": { "value": "Il Bilancio consolidato \u00e8 redatto nella prospettiva della conti-nuit\u00e0 aziendale", "dimensions": { "concept": "ifrs-full:DisclosureOfGoingConcernExplanatory", "language": "it", "entity": "scheme:WOCMU6HCI0OJWNPRZS33", "period": "2023-01-01T00:00:00/2024-01-01T00:00:00" } }, "Tag1106": { "value": "Enel SpA", "dimensions": { "concept": "ifrs-full:NameOfParentEntity", "language": "it", "entity": "scheme:WOCMU6HCI0OJWNPRZS33", "period": "2023-01-01T00:00:00/2024-01-01T00:00:00" } }, "Tag1107": { "value": "\n
2.1 Uso di stime e giudizi del management
\n
I ricavi, i costi, le attivit\u00e0, le passivit\u00e0 e la relativa informati-
\n
va, nonch\u00e9 le attivit\u00e0 e passivit\u00e0 potenziali richiedono che il
\n
management prenda decisioni ed effettui stime e assunzioni
\n
che possono avere effetto sui loro valori nella redazione del
\n
Bilancio consolidato, in applicazione degli IFRS-EU. Le sti-
\n
me e i giudizi del management si basano sulle esperienze
\n
pregresse e su altri fattori considerati ragionevoli nella fat-
\n
tispecie; essi vengono adottati quando il valore contabile
\n
delle attivit\u00e0 e passivit\u00e0 non \u00e8 facilmente desumibile da altre
\n
fonti. I risultati che si consuntiveranno, pertanto, potrebbero
\n
differire da tali stime. Le stime e le assunzioni sono riviste
\n
periodicamente e gli effetti di ogni variazione sono riflessi a
\n
Conto economico, qualora la revisione interessi solo quell\u2019e-
\n
sercizio; nel caso in cui, invece, la stessa interessi esercizi sia
\n
correnti sia futuri, la variazione \u00e8 rilevata nell\u2019esercizio in cui
\n
la revisione viene effettuata e nei relativi periodi futuri.
\n
Al fine di una migliore comprensione del Bilancio, di seguito
\n
sono indicate le principali voci di bilancio interessate dall\u2019uso
\n
di stime contabili e le fattispecie che risentono di una signi-
\n
ficativa componente del giudizio del management, eviden-
\n
ziando le principali assunzioni utilizzate nel loro processo
\n
di valutazione, nel rispetto dei sopra richiamati IFRS-EU. La
\n
criticit\u00e0 insita in tali valutazioni \u00e8 determinata dal ricorso ad
\n
assunzioni e/o a giudizi professionali relativi a tematiche per
\n
loro natura incerte.
\n
Le modifiche delle condizioni alla base delle assunzioni e dei
\n
giudizi adottati potrebbero determinare un impatto signifi-
\n
cativo sui risultati successivi.
\n
Le informazioni incluse nel Bilancio consolidato sono sele-
\n
zionate sulla base di un\u2019analisi di materialit\u00e0 effettuata in linea
\n
con i requisiti previsti dal Practice Statement 2 \u201cMaking Ma-
\n
teriality Judgments\u201d, emesso dall\u2019International Accounting
\n
Standards Board (IASB).
\n
Per quanto riguarda gli effetti delle tematiche legate al cam-
\n
biamento climatico, il Gruppo ritiene il cambiamento cli-
\n
matico come un elemento implicito nell\u2019applicazione delle
\n
metodologie e dei modelli utilizzati per effettuare stime nella
\n
valutazione e/o misurazione di alcune voci contabili. Inoltre,
\n
il Gruppo ha anche tenuto conto degli impatti del cambia-
\n
mento climatico nei giudizi significativi fatti dal manage-
\n
ment. A tale riguardo, le principali voci incluse nel Bilancio
\n
consolidato al 31 dicembre 2023 interessate dall\u2019utilizzo di
\n
stime e giudizi del management si riferiscono all\u2019impairment
\n
delle attivit\u00e0 non finanziarie, alle obbligazioni connesse alla
\n
transizione energetica, incluse quelle per lo smantellamen-
\n
to e il ripristino dei siti di alcuni impianti di generazione. Per
\n
ulteriori dettagli su tali voci, si rinvia alla nota 19 \u201cImmobili,
\n
impianti e macchinari\u201d, alla nota 24 \u201cAvviamento\u201d e alla nota
\n
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 ai con-
\n
sumi di energia periodicamente misurati attraverso letture
\n
periodiche (e di competenza dell\u2019esercizio) oppure in base
\n
ai volumi comunicati dai distributori e dai trasportatori, una
\n
stima dell\u2019energia elettrica e del gas erogati nell\u2019esercizio ma
\n
non ancora fatturati, quale differenza tra l\u2019energia elettrica
\n
e gas immessi nella rete di distribuzione e quelli fatturati
\n
nell\u2019esercizio, calcolata tenendo conto delle eventuali perdi-
\n
te di rete. I ricavi tra la data di ultima lettura e la fine dell\u2019eser-
\n
cizio si basano su stime del consumo giornaliero del cliente,
\n
principalmente fondate sul suo profilo storico, rettificato per
\n
riflettere le condizioni atmosferiche o altri fattori che posso-
\n
no influire sui consumi oggetto di stima.
\n
Per ulteriori dettagli su tali ricavi, si rimanda alla nota 11.a \u201cRi-
\n
cavi delle vendite e delle prestazioni\u201d.
\n
Impairment delle attivit\u00e0 non finanziarie
\n
Attivit\u00e0 quali immobili, impianti e macchinari, investimenti
\n
immobiliari valutati al costo, attivit\u00e0 immateriali, diritti d\u2019uso,
\n
avviamento e partecipazioni in societ\u00e0 collegate/joint ven-
\n
ture subiscono una riduzione di valore quando il loro valore
\n
contabile supera il valore recuperabile, rappresentato dal
\n
maggiore fra il fair value, al netto dei costi di dismissione, e
\n
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 dettagliata-
\n
mente descritti nella nota 24 \u201cAvviamento\u201d.
\n

\n\n\n
Nel determinare il valore recuperabile, il Gruppo applica ge-
\n
neralmente il criterio del valore d\u2019uso, inteso come il valore at-
\n
tuale dei flussi finanziari futuri che si prevede abbiano origine
\n
dall\u2019attivit\u00e0 oggetto di valutazione, attualizzati utilizzando un
\n
tasso di sconto, al lordo delle imposte, che riflette le valuta-
\n
zioni correnti di mercato del valore temporale del denaro e
\n
dei rischi specifici dell\u2019attivit\u00e0.
\n
I flussi finanziari futuri attesi utilizzati per determinare il valore
\n
d\u2019uso si basano sul pi\u00f9 recente Piano Industriale, approvato
\n
dal management, contenente le previsioni di volumi, rica-
\n
vi, costi operativi e investimenti. Queste previsioni coprono
\n
il periodo dei prossimi tre anni; per gli esercizi successivi, si
\n
tiene conto:
\n
\u2022
\n
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 busi-
\n
ness;
\n
\u2022
\n
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 del
\n
mercato di riferimento.
\n
Il valore recuperabile \u00e8 sensibile alle stime e alle assunzioni
\n
utilizzate per la determinazione dell\u2019ammontare dei flussi di
\n
cassa e ai tassi di attualizzazione applicati. Tuttavia, possibi-
\n
li variazioni negli assunti di base per tali calcoli potrebbero
\n
produrre differenti valori recuperabili. L\u2019analisi di ciascuno dei
\n
gruppi di attivit\u00e0 non finanziarie \u00e8 unica e richiede alla dire-
\n
zione aziendale l\u2019uso di stime e ipotesi considerate prudenti
\n
e ragionevoli in relazione alle specifiche circostanze.
\n
In linea con il suo modello di business e nel contesto del
\n
processo di transizione energetica, il Gruppo ha anche at-
\n
tentamente valutato se le tematiche legate al cambiamento
\n
climatico abbiano inciso sulle ipotesi ragionevoli e sostenibili
\n
utilizzate per stimare le proiezioni dei flussi finanziari. A tal
\n
riguardo, ove necessario, il Gruppo ha tenuto conto anche
\n
degli impatti derivanti dal cambiamento climatico nel lungo
\n
periodo, in particolare considerando nella stima del valo-
\n
re terminale un tasso di crescita di lungo termine allineato
\n
alla variazione della domanda elettrica risultante dai modelli
\n
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 Gruppo
\n
rileva un fondo per le perdite attese sui crediti commerciali
\n
e le altre attivit\u00e0 finanziarie valutate al costo ammortizzato,
\n
sugli strumenti di debito valutati al fair value rilevato a Conto
\n
economico complessivo, sulle attivit\u00e0 derivanti da contratti
\n
con i clienti e su tutte le altre attivit\u00e0 rientranti nell\u2019ambito di
\n
applicazione 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 seleziona-
\n
re gli input per il calcolo della perdita attesa, il management
\n
utilizza il proprio giudizio professionale, basato sulla espe-
\n
rienza pregressa del Gruppo, sulle condizioni di mercato at-
\n
tuali, oltre che su stime prospettiche alla fine di ciascuna data
\n
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 incas-
\n
si) attualizzati usando il tasso di interesse effettivo originario
\n
(EIR).
\n
Per maggiori informazioni sull\u2019approccio generale e semplifi-
\n
cato utilizzati nel calcolo delle perdite attese, si veda il conte-
\n
nuto della nota 48 \u201cStrumenti finanziari per categoria\u201d.
\n
Sulla base dello specifico mercato di riferimento e del quadro
\n
normativo applicabile, nonch\u00e9 delle aspettative di recupero
\n
oltre i 90 giorni, per i crediti commerciali, le attivit\u00e0 derivanti
\n
da contratti con i clienti e i crediti per leasing, ai fini del calco-
\n
lo delle perdite attese, il Gruppo applica principalmente una
\n
definizione di default pari a 180 giorni di scaduto, in quanto \u00e8
\n
considerato quale indicatore maggiormente rappresentativo
\n
dell\u2019incremento significativo del rischio di credito. Di conse-
\n
guenza, le attivit\u00e0 finanziarie scadute da oltre 90 giorni non
\n
sono generalmente considerate in default, fatta eccezione
\n
per alcuni specifici settori commerciali regolamentati.
\n
Per i crediti commerciali e le attivit\u00e0 derivanti da contratti
\n
con i clienti, il Gruppo applica prevalentemente un approccio
\n
collettivo basato sul raggruppamento degli stessi 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
Sulla base delle specifiche valutazioni del management, la
\n
rettifica forward looking potr\u00e0 essere applicata consideran-
\n
do informazioni qualitative e quantitative al fine di riflettere
\n
possibili eventi e scenari macroeconomici futuri, che potreb-
\n
bero influenzare il rischio del portafoglio o dello strumento
\n
finanziario.
\n
I dettagli degli assunti chiave e degli input utilizzati sono com-
\n
mentati nella nota 48 \u201cStrumenti finanziari per categoria\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 \u201cSemplifica-
\n
zioni\u201d (decreto legge n. 135 del 2018 convertito in legge 11
\n
febbraio 2019, n. 12). Gli aggiornamenti introdotti dalla nor-
\n
ma in questione, laddove fossero applicabili alle concessioni
\n

\n\n\n
gi\u00e0 in essere, richiederebbero una revisione delle vite utili
\n
attribuibili ad alcuni investimenti sugli impianti idroelettrici,
\n
per riflettere la possibilit\u00e0 che, al termine della concessio-
\n
ne, alcuni impianti possano essere trasferiti a titolo gratui-
\n
to al nuovo entrante. Tuttavia, nello stimare le vite utili di tali
\n
investimenti, la direzione, supportata anche dal parere dei
\n
propri legali, ha tenuto in considerazione il prevedibile esito
\n
dei ricorsi prontamente attivati dal Gruppo \u2013 e non solo \u2013 e i
\n
relativi profili di incostituzionalit\u00e0 sollevati anche dalle asso-
\n
ciazioni di categoria. Conseguentemente, ha ritenuto che la
\n
norma contenga questioni di incostituzionalit\u00e0 cos\u00ec gravi da
\n
essere effettivamente riconosciute nelle opportune sedi. In
\n
tale contesto, la direzione ha, quindi, ritenuto corretto non
\n
riflettere in alcun modo le modifiche introdotte dalla citata
\n
norma e ha dunque proseguito a valutare le vite utili di det-
\n
ti impianti in continuit\u00e0 con gli esercizi precedenti e con il
\n
precedente impianto normativo, valutando che questa sia la
\n
stima pi\u00f9 realistica.
\n
A tal proposito, si segnala che la legge 7 agosto 2012, n. 134
\n
recante \u201cMisure urgenti per la crescita del Paese\u201d, pubblicata
\n
nella Gazzetta Ufficiale in data 11 agosto 2012, ha profon-
\n
damente innovato la disciplina delle concessioni idroelet-
\n
triche, prevedendo, tra l\u2019altro, che cinque anni prima dello
\n
scadere di una concessione di grande derivazione per uso
\n
idroelettrico e nei casi di decadenza, rinuncia e revoca, ove
\n
non sussista un prevalente interesse pubblico a un diverso
\n
uso delle acque incompatibile con il mantenimento dell\u2019uso
\n
a fine idroelettrico, l\u2019amministrazione competente indica una
\n
gara, a evidenza pubblica, per l\u2019attribuzione a titolo oneroso
\n
della concessione per un periodo di durata da 20 anni fino a
\n
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 con-
\n
cessionario uscente al nuovo concessionario della titolarit\u00e0
\n
del ramo d\u2019azienda necessario per l\u2019esercizio della conces-
\n
sione, comprensivo di tutti i rapporti giuridici afferenti alla
\n
concessione stessa, dietro il riconoscimento di un corri-
\n
spettivo, da determinarsi in contradditorio tra il concessio-
\n
nario uscente e l\u2019amministrazione concedente, tenuto conto
\n
dei seguenti elementi:
\n
\u2022
\n
per le opere di raccolta, di regolazione e di condotte for-
\n
zate e i canali di scarico, considerati gratuitamente devol-
\n
vibili dal Testo unico delle disposizioni di legge sulle acque
\n
e impianti elettrici (art. 25 del regio decreto 11 dicembre
\n
1933, n. 1775), sulla base del costo storico rivalutato, cal-
\n
colato al netto dei contributi pubblici in conto capitale,
\n
anch\u2019essi rivalutati, ricevuti dal concessionario per la rea-
\n
lizzazione di tali opere, diminuito nella misura della stima
\n
dell\u2019ordinario degrado;
\n
\u2022
\n
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 del
\n
ramo d\u2019azienda relativo all\u2019esercizio delle concessioni idro-
\n
elettriche, risultano evidenti tutte le difficolt\u00e0 legate all\u2019ap-
\n
plicazione pratica dei suddetti princ\u00edpi cui rimangono asso-
\n
ciate delle incertezze che non consentono di effettuare una
\n
stima affidabile del valore che potr\u00e0 essere recuperato al
\n
termine delle attuali concessioni (valore residuo).
\n
Pertanto, il management ha ritenuto di non poter procedere
\n
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
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 del-
\n
la vita utile del singolo bene), commisurandolo non pi\u00f9 alla
\n
durata della concessione ma, se pi\u00f9 ampia, alla vita utile del
\n
singolo bene. Qualora si renderanno disponibili elementi ul-
\n
teriori per effettuare una stima affidabile del valore residuo,
\n
si proceder\u00e0 alla modifica prospettica dei valori contabili
\n
delle attivit\u00e0 coinvolte.
\n
Determinazione del fair value di strumenti finanziari
\n
Il fair value degli strumenti finanziari \u00e8 determinato sulla base
\n
di prezzi direttamente osservabili sul mercato, ove disponibi-
\n
li, o, per gli strumenti finanziari non quotati, utilizzando spe-
\n
cifiche tecniche di valutazione (principalmente basate sul
\n
present value) che massimizzano l\u2019utilizzo di input osservabili
\n
sul mercato. Nelle rare circostanze ove ci\u00f2 non fosse possi-
\n
bile, gli input sono stimati dal management tenendo conto
\n
delle caratteristiche degli strumenti oggetto di valutazione.
\n
Per ulteriori dettagli sugli strumenti finanziari misurati al fair
\n
value, si rimanda alla nota 52 \u201cAttivit\u00e0 e passivit\u00e0 misurate al
\n
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.
\n
Piani pensionistici e altri piani per benef\u00edci post-
\n
pensionamento
\n
Una parte dei dipendenti del Gruppo beneficia di piani pen-
\n
sionistici che offrono prestazioni previdenziali basate sulla
\n
storia retributiva e sui rispettivi anni di servizio. Alcuni dipen-
\n
denti beneficiano, inoltre, della copertura di altri piani per
\n
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 costi
\n
futuri. Sono inoltre considerati come componenti di stima gli
\n

\n\n\n

\n
indici di mortalit\u00e0 e di pensionamento, le ipotesi relative all\u2019e-
\n
voluzione futura dei tassi di sconto, dei tassi di crescita delle
\n
retribuzioni, dei tassi inflazionistici, nonch\u00e9 l\u2019analisi dell\u2019anda-
\n
mento tendenziale dei costi dell\u2019assistenza sanitaria.
\n
Tali stime potranno differire sostanzialmente dai risultati ef-
\n
fettivi, per effetto dell\u2019evoluzione delle condizioni economi-
\n
che e di mercato, di incrementi o riduzioni dei tassi di pen-
\n
sionamento e della durata di vita dei partecipanti, oltre che di
\n
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 a
\n
questa collegati.
\n
Per ulteriori dettagli sulle principali ipotesi attuariali adottate
\n
si rinvia alla nota 39 \u201cBenef\u00edci ai dipendenti\u201d.
\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 in-
\n
formazioni riguardo alle attivit\u00e0 e passivit\u00e0 potenziali mag-
\n
giormente significative per il Gruppo a fine esercizio.
\n
Contenziosi
\n
Il Gruppo \u00e8 parte in diversi procedimenti civili, amministrativi
\n
e fiscali, collegati al normale svolgimento delle proprie attivi-
\n
t\u00e0, che potrebbero generare passivit\u00e0 di importo significativo,
\n
per i quali non \u00e8 sempre oggettivamente possibile prevedere
\n
l\u2019esito finale. La valutazione dei rischi legati ai suddetti proce-
\n
dimenti \u00e8 basata su elementi complessi che per loro natura
\n
implicano il ricorso a giudizio degli Amministratori, anche te-
\n
nendo conto degli elementi acquisiti da parte di consulenti
\n
esterni che assistono il Gruppo, con riferimento alla loro clas-
\n
sificazione tra le passivit\u00e0 potenziali 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 ragionevole
\n
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 conclusio-
\n
ne del periodo di funzionamento dell\u2019impianto.
\n
Tali interventi possono afferire alle attivit\u00e0 di smantella-
\n
mento degli impianti e al ripristino in bonis dei siti sui quali
\n
essi insistono ovvero a obbligazioni di natura diversa, le
\n
quali discendono naturalmente dalla tecnologia di gene-
\n
razione adottata. La natura di tali obbligazioni incide for-
\n
temente anche sul trattamento contabile al quale le stesse
\n
vengono 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 co-
\n
sti futuri rappresenta un processo critico in considerazio-
\n
ne del fatto che si tratta di costi che verranno sostenuti in
\n
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
\n
imposte (pre-tax risk free rate), e si basa sui parame-
\n
tri economici del Paese dove l\u2019impianto \u00e8 dislocato. Tale
\n
passivit\u00e0 \u00e8 quantificata dal management sulla base della
\n
tecnologia esistente alla data di valutazione ed \u00e8 rivista,
\n
ogni anno, tenendo conto dello sviluppo nelle tecniche di
\n
stoccaggio, smantellamento e ripristino del sito, nonch\u00e9
\n
della continua evoluzione delle leggi esistenti in materia di
\n
protezione della 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
Per maggiori approfondimenti si rinvia alla nota 40 \u201cFondi
\n
per rischi e oneri\u201d.
\n

\n

\n\n\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\u2019ambito
\n
del contratto e i benef\u00edci economici che si suppone si otter-
\n
ranno dallo stesso contratto.
\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 va-
\n
lore attuale dei pagamenti dovuti. Tale tasso corrisponde
\n
a quello che il locatario dovrebbe pagare per un prestito,
\n
con una durata e con garanzie simili, necessario per otte-
\n
nere un\u2019attivit\u00e0 di valore simile all\u2019attivit\u00e0 consistente nel di-
\n
ritto di utilizzo in un contesto economico simile. In assenza
\n
di input osservabili, il Gruppo stima l\u2019IBR sulla base di as-
\n
sunzioni che riflettono la durata e le condizioni contrattuali
\n
del leasing e su altre stime specifiche alla societ\u00e0 locataria.
\n
L\u2019aspetto che ha richiesto il maggior ricorso al giudizio
\n
professionale da parte del Gruppo riguarda la determina-
\n
zione dell\u2019IBR, per la stima del valore attuale dei pagamenti
\n
dovuti 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
\n
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
\n
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

\n\n\n
le rettifiche inerenti al contratto di leasing, per riflettere
\n
nel calcolo dell\u2019IBR il fatto che il tasso di attualizzazione \u00e8
\n
direttamente collegato al tipo di attivit\u00e0 sottostante, an-
\n
zich\u00e9 a un tasso di finanziamento marginale generico. In
\n
particolare, il rischio di insolvenza per il locatore \u00e8 mitiga-
\n
to 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 2023 il Bilancio consolidato comprende
\n
attivit\u00e0 per imposte anticipate, connesse alla rilevazione
\n
di perdite fiscali o di crediti d\u2019imposta utilizzabili in esercizi
\n
successivi e a componenti di reddito a deducibilit\u00e0 tributaria
\n
differita, per un importo il cui futuro recupero \u00e8 ritenuto da-
\n
gli Amministratori altamente probabile.
\n
La recuperabilit\u00e0 delle suddette imposte anticipate \u00e8 subor-
\n
dinata al conseguimento di redditi imponibili futuri sufficien-
\n
temente capienti per l\u2019assorbimento delle predette perdite
\n
fiscali e per l\u2019utilizzo dei benef\u00edci delle altre attivit\u00e0 per im-
\n
poste anticipate.
\n
Significativi giudizi del management sono richiesti per
\n
valutare la probabilit\u00e0 della recuperabilit\u00e0 delle imposte
\n
anticipate, considerando tutte le evidenze possibili, sia
\n
negative sia positive, e per determinarne l\u2019ammontare
\n
che pu\u00f2 essere rilevato in bilancio, in base alla tempisti-
\n
ca e all\u2019ammontare dei redditi imponibili futuri, alle future
\n
strategie di pianificazione fiscale nonch\u00e9 alle aliquote fi-
\n
scali vigenti al momento del loro riversamento. Tuttavia,
\n
nel momento in cui si dovesse constatare che il Gruppo
\n
non sia in grado di recuperare negli esercizi futuri la to-
\n
talit\u00e0 o una parte delle imposte anticipate rilevate, la con-
\n
seguente rettifica verr\u00e0 imputata al Conto economico
\n
dell\u2019esercizio in cui si verifica 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 valutate
\n
a ogni data di riferimento del bilancio al fine di verificare le
\n
condizioni per la loro rilevazione.
\n
Per ulteriori dettagli sulle imposte anticipate rilevate o non
\n
rilevate, si rinvia alla nota 25 \u201cAttivit\u00e0 per imposte anticipate e
\n
Passivit\u00e0 per imposte differite\u201d.
\n
Giudizi del management
\n
Identificazione dei settori operativi
\n
In linea con i requisiti previsti dall\u2019IFRS 8, i settori operativi del
\n
Gruppo sono rappresentati dalle Linea di Business, identifi-
\n
cate come componenti:
\n
\u2022
\n
che svolgono attivit\u00e0 di business generatrici di ricavi e di
\n
costi (compresi i ricavi e i costi riguardanti operazioni con
\n
altre sue componenti);
\n
\u2022
\n
i cui risultati operativi sono rivisti periodicamente dal ma-
\n
nagement ai fini dell\u2019adozione di decisioni in merito alle
\n
risorse da allocare al settore e della valutazione dei risul-
\n
tati; e
\n
\u2022
\n
per le quali sono disponibili informazioni economico-pa-
\n
trimoniali separate.
\n
Identificazione delle Cash Generating Units (CGU)
\n
Ai fini dell\u2019impairment test, quando non \u00e8 possibile calcolare
\n
il valore recuperabile di una singola attivit\u00e0, il Gruppo identifi-
\n
ca il pi\u00f9 piccolo gruppo di attivit\u00e0 che genera flussi finanziari
\n
in entrata ampiamente indipendenti. Una CGU rappresenta
\n
il pi\u00f9 piccolo gruppo di attivit\u00e0 che genera flussi finanziari in
\n
entrata che sono ampiamente indipendenti da quelli deri-
\n
vanti da altre attivit\u00e0 o gruppi di attivit\u00e0.
\n
Il processo di individuazione delle predette CGU implica
\n
giudizio da parte del management relativamente alla natura
\n
specifica delle attivit\u00e0 e del business cui esse appartengono
\n
(area territoriale, aree di business, normativa di riferimento
\n
ecc.). Tale processo tiene anche conto delle modalit\u00e0 di ge-
\n
stione e monitoraggio delle attivit\u00e0 ivi incluse, nonch\u00e9 dell\u2019e-
\n
videnza che i flussi finanziari in entrata derivanti dal gruppo
\n
di attivit\u00e0 siano ampiamente indipendenti da quelli derivanti
\n
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. In particolare, il numero e il peri-
\n
metro delle CGU sono sistematicamente aggiornati per
\n
riflettere gli effetti di nuove operazioni di aggregazione e
\n
riorganizzazione realizzate dal Gruppo.
\n
Le CGU identificate dal management e alle quali \u00e8 stato
\n
allocato l\u2019avviamento iscritto nel presente Bilancio consoli-
\n
dato sono riportate 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 esempio tecnica,
\n
tecnologica o commerciale), restrizioni legali o altri vincoli
\n
similari (per esempio sicurezza, ambientali ecc.) nell\u2019utilizzo
\n
del bene, se la vita utile del bene dipende dalla vita utile di
\n
altri beni.
\n
Inoltre, nella stima delle vite utili delle attivit\u00e0 interessate, il
\n
Gruppo ha tenuto conto del proprio impegno nell\u2019ambito
\n
dell\u2019Accordo di Parigi. Per maggiori approfondimenti si ri-
\n
manda alla nota 19 \u201cImmobili, impianti e macchinari\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 detiene
\n
diritti su tali rendimenti, derivanti dal rapporto con la societ\u00e0
\n
partecipata e ha la capacit\u00e0 di incidere su tali rendimenti, at-
\n

\n\n\n
traverso l\u2019esercizio del proprio potere sulla societ\u00e0 parteci-
\n
pata. Il potere \u00e8 definito come la capacit\u00e0 attuale di dirigere
\n
le attivit\u00e0 rilevanti della societ\u00e0 partecipata in virt\u00f9 di diritti
\n
sostanziali esistenti.
\n
L\u2019esistenza del controllo non dipende esclusivamente dal
\n
possesso della maggioranza dei diritti di voto, ma, piuttosto,
\n
dai diritti sostanziali di ciascun investitore sulla societ\u00e0 par-
\n
tecipata. Conseguentemente, \u00e8 richiesto il giudizio del ma-
\n
nagement per valutare specifiche situazioni che determini-
\n
no diritti sostanziali che attribuiscono al Gruppo il potere di
\n
dirigere le attivit\u00e0 rilevanti della societ\u00e0 partecipata in modo
\n
da influenzarne i rendimenti.
\n
Ai fini dell\u2019assessment sul requisito del controllo, il manage-
\n
ment analizza tutti i fatti e le circostanze, inclusi eventuali ac-
\n
cordi con gli altri investitori, i diritti derivanti da altri accordi
\n
contrattuali e i diritti di voto potenziali (call option, warrant,
\n
put option assegnate ad azionisti minoritari ecc.). Tali altri
\n
fatti e circostanze possono risultare particolarmente rilevan-
\n
ti nell\u2019ambito di tale valutazione soprattutto nei casi in cui il
\n
Gruppo detiene meno della maggioranza dei diritti di voto, o
\n
diritti similari, della societ\u00e0 partecipata.
\n
A seguito dell\u2019analisi circa l\u2019esistenza del requisito del con-
\n
trollo, in applicazione dell\u2019IFRS 10, il Gruppo ha consolidato
\n
integralmente talune societ\u00e0 pur non detenendone la mag-
\n
gioranza dei diritti di voto, valutando quindi l\u2019esistenza di re-
\n
quisiti che hanno portato al riscontro di situazioni di control-
\n
lo de facto.
\n
Inoltre, anche se detiene pi\u00f9 della met\u00e0 dei diritti di voto di
\n
un\u2019altra societ\u00e0, il Gruppo considera tutti i fatti e le circostan-
\n
ze rilevanti nel valutare se controlla la societ\u00e0 partecipata.
\n
Il Gruppo riesamina l\u2019esistenza delle condizioni di controllo
\n
su una societ\u00e0 partecipata quando i fatti e le circostanze in-
\n
dichino che ci sia stata una variazione di uno o pi\u00f9 elementi
\n
considerati per la verifica dell\u2019esistenza del controllo.
\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 quando
\n
per le decisioni relative alle attivit\u00e0 rilevanti \u00e8 richiesto il con-
\n
senso unanime delle parti che condividono il controllo.
\n
Un accordo a controllo congiunto si pu\u00f2 configurare come
\n
una joint venture o una joint operation. Una joint venture \u00e8 un
\n
accordo a controllo congiunto nel quale le parti che deten-
\n
gono il controllo congiunto vantano diritti sulle attivit\u00e0 nette
\n
dell\u2019accordo. Per contro, una joint operation \u00e8 un accordo a
\n
controllo congiunto nel quale le parti che detengono il con-
\n
trollo congiunto hanno diritti sulle attivit\u00e0 e obbligazioni per
\n
le passivit\u00e0 relative all\u2019accordo.
\n
Al fine di determinare l\u2019esistenza del controllo congiunto e
\n
il tipo di accordo a controllo congiunto, \u00e8 richiesto il giudi-
\n
zio del management, che deve valutare i diritti e gli obblighi
\n
derivanti dall\u2019accordo. A tal fine il management considera la
\n
struttura e la forma legale dell\u2019accordo, i termini concordati
\n
tra le parti nell\u2019accordo contrattuale e, quando rilevanti, altri
\n
fatti e circostanze.
\n
A seguito di tale analisi il Gruppo ha considerato come joint
\n
operation gli accordi per la partecipazione in Asociaci\u00f3n Nu-
\n
clear 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 accordo a
\n
controllo congiunto.
\n
Per ulteriori dettagli sulle partecipazioni del Gruppo in joint
\n
venture, si rinvia alla nota 26 \u201cPartecipazioni valutate con il
\n
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 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. In linea ge-
\n
nerale, si presume che il Gruppo abbia un\u2019influenza notevole
\n
quando lo stesso detiene una partecipazione di almeno il
\n
20%.
\n
Al fine di determinare l\u2019esistenza dell\u2019influenza notevole \u00e8 ri-
\n
chiesto il giudizio del management che deve valutare tutti i
\n
fatti e le circostanze.
\n
Il Gruppo riesamina l\u2019esistenza dell\u2019influenza notevole quan-
\n
do i fatti e le circostanze indicano che c\u2019\u00e8 stata una variazio-
\n
ne di uno o pi\u00f9 elementi considerati per la verifica dell\u2019esi-
\n
stenza 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
Determinazione delle attivit\u00e0 non correnti (o gruppi in
\n
dismissione) possedute per la vendita e attivit\u00e0 operative
\n
cessate (discontinued operation)
\n
Un\u2019attivit\u00e0 \u00e8 classificata come \u201cposseduta per la vendita\u201d
\n
quando la sua vendita \u00e8 altamente probabile.
\n
Per valutare se una vendita \u00e8 altamente probabile, il Gruppo
\n
considera se:
\n
\u2022
\n
il management \u00e8 impegnato in un programma per la
\n
dismissione dell\u2019attivit\u00e0 (o del gruppo in dismissione), e
\n
sono state avviate tutte le attivit\u00e0 necessarie per indivi-
\n
duare un acquirente e completare il programma;
\n
\u2022
\n
si prevede che la vendita venga completata entro un anno
\n
dalla data di classificazione dell\u2019attivit\u00e0 come posseduta
\n
per la vendita, soggetto a proroga qualora il ritardo sia
\n
causato da eventi o circostanze indipendenti dal control-
\n
lo del Gruppo e vi siano sufficienti evidenze che lo stesso
\n
mantenga il proprio impegno nel programma di vendita;
\n
\u2022
\n
le azioni richieste per completare il programma di vendita
\n

\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
dimostrino l\u2019improbabilit\u00e0 che il programma possa essere
\n
significativamente modificato o annullato.
\n
Inoltre, un\u2019attivit\u00e0 (o gruppo di attivit\u00e0) \u00e8 presentata dal
\n
Gruppo come discontinued operation quando \u00e8 classificata
\n
come posseduta per la vendita, e:
\n
\u2022
\n
rappresenta un importante ramo autonomo di attivit\u00e0 o
\n
area geografica di attivit\u00e0;
\n
\u2022
\n
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
\n
\u00e8 una societ\u00e0 controllata acquisita esclusivamente al fine
\n
della sua vendita.
\n
Applicazione dell\u2019\u201cIFRIC 12 - Accordi per servizi in
\n
concessione\u201d alle concessioni
\n
Il Gruppo come concessionario applica l\u2019IFRIC 12 agli accor-
\n
di per servizi in concessione da \u201cpubblico a privato\u201d, in cui
\n
un\u2019autorit\u00e0 pubblica (ossia, il concedente) trasferisce a un
\n
concessionario il diritto di gestire le infrastrutture utilizzate
\n
per fornire servizi pubblici.
\n
In particolare, il management valuta se gli accordi per servizi
\n
in concessione da \u201cpubblico a privato\u201d sono nel perimetro di
\n
applicazione IFRIC 12 in base a quanto segue:
\n
\u2022
\n
il concedente controlla o regolamenta quali servizi il con-
\n
cessionario deve fornire con l\u2019infrastruttura, a chi li deve
\n
fornire e a quale prezzo; e
\n
\u2022
\n
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
Sulla base di tali analisi, l\u2019IFRIC 12 \u00e8 risultato applicabile ad
\n
accordi per servizi in concessione da parte di talune societ\u00e0
\n
operanti principalmente in Brasile.
\n
Per ulteriori dettagli sugli accordi per servizi in concessione
\n
rientranti nell\u2019ambito di applicazione dell\u2019IFRIC 12, si rinvia
\n
alla nota 20 \u201cInfrastrutture comprese nell\u2019\u2018IFRIC 12 - Accordi
\n
per servizi in concessione\u2019\u201d.
\n
Ricavi provenienti da contratti con clienti
\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 ser-
\n
vizi promessi, il Gruppo valuta se questi devono essere rile-
\n
vati separatamente o congiuntamente, considerando sia le
\n
caratteristiche individuali dei beni/servizi (ossia, se essi sono
\n
distinti oppure se si tratta di una serie di beni o servizi distinti
\n
che sono sostanzialmente uguali e che presentano le stesse
\n
modalit\u00e0 di trasferimento al cliente nel corso del tempo), sia
\n
la natura della promessa nel contesto contrattuale. A tal fine,
\n
devono essere inoltre considerati tutti i fatti e le circostanze
\n
relativi al contratto specifico nel contesto legale e regola-
\n
torio di riferimento. Per valutare quando un\u2019obbligazione di
\n
fare \u00e8 soddisfatta, il Gruppo valuta il momento in cui il con-
\n
trollo dei beni o servizi \u00e8 trasferito al cliente, considerato
\n
principalmente dal punto di vista del cliente stesso.
\n
Per ogni obbligazione di fare, e in relazione alla tipologia di
\n
transazione:
\n
\u2022
\n
il ricavo viene rilevato nel corso del tempo sulla base dei
\n
progressi verso il completo adempimento dell\u2019obbli-
\n
gazione di fare, se la stessa \u00e8 adempiuta nel corso del
\n
tempo, come nel caso della prestazione dei servizi. La
\n
misurazione dei progressi verso l\u2019adempimento di un\u2019ob-
\n
bligazione 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 gra-
\n
do di valutare ragionevolmente i progressi verso l\u2019adem-
\n
pimento dell\u2019obbligazione di fare, il Gruppo rileva i ricavi
\n
solo nella misura dei costi sostenuti che sono considerati
\n
recuperabili;
\n
\u2022
\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, se invece l\u2019obbliga-
\n
zione di fare \u00e8 adempiuta in un determinato momento,
\n
come nel caso della fornitura di beni.
\n
Per determinare se un contratto comprende un corrispetti-
\n
vo variabile (ovvero un corrispettivo che pu\u00f2 variare o dipen-
\n
de dal verificarsi o meno di un evento futuro), il Gruppo fa
\n
riferimento a tutti i fatti e circostanze applicabili. Nella stima
\n
del corrispettivo variabile, il Gruppo utilizza il metodo che
\n
consente di prevedere meglio l\u2019importo del corrispettivo al
\n
quale avr\u00e0 diritto, applicandolo in modo uniforme per tutta
\n
la durata del contratto e a contratti simili, anche utilizzando
\n
tutte le informazioni a sua disposizione, e aggiornando tale
\n
stima fino a che non sia risolta l\u2019incertezza. Il Gruppo include
\n
i corrispettivi variabili stimati nel prezzo dell\u2019operazione solo
\n
nella misura in cui \u00e8 altamente probabile che quando suc-
\n
cessivamente sar\u00e0 risolta l\u2019incertezza associata al corrispet-
\n
tivo variabile non si verifichi un significativo aggiustamento
\n
al ribasso dell\u2019importo dei ricavi cumulati 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, il
\n
Gruppo agisce in qualit\u00e0 di \u201cagent\u201d in taluni contratti relativi a
\n
servizi di connessione alla rete dell\u2019energia elettrica/gas e ad
\n
altre attivit\u00e0 collegate in funzione dell\u2019assetto regolamentare
\n
o normativo locale.
\n
Nei contratti che prevedono pi\u00f9 di un\u2019obbligazione di fare
\n
(per esempio contratti di vendita \u201cbundled\u201d), in generale
\n
il Gruppo ripartisce il prezzo dell\u2019operazione fra le diver-
\n
se obbligazioni di fare in proporzione al prezzo di vendita
\n
a s\u00e9 stante dei beni o servizi distinti inclusi in ciascuna ob-
\n

\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n

\n
bligazione di fare. Il Gruppo determina i prezzi di vendita a
\n
s\u00e9 stanti tenendo conto di tutte le informazioni e usando i
\n
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\u2019opzione
\n
per beni o servizi aggiuntivi (per esempio programmi di fide-
\n
lizzazione della clientela od opzioni di rinnovo) che riconosce
\n
al cliente un diritto significativo, il prezzo dell\u2019operazione \u00e8
\n
allocato a tale opzione considerando che questa rappresen-
\n
ti 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 contratto
\n
sia per gruppo di contratti, se tali costi sono associati a un
\n
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 contratti
\n
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 atteso
\n
di ottenimento di benef\u00edci derivanti dal contratto, il Gruppo
\n
si avvale della sua esperienza pregressa (per esempio il \u201ctas-
\n
so di abbandono\u201d), di indicazioni previsionali desumibili da
\n
contratti simili e di informazioni disponibili sull\u2019andamento
\n
del mercato.
\n

\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
Power Purchase Agreement
\n
I Power Purchase Agreement (PPA), che prevedono la conse-
\n
gna fisica dell\u2019energia e che non rispettano i requisiti dell\u2019I-
\n
FRS 10 per l\u2019esistenza del controllo o del controllo congiunto
\n
su una societ\u00e0 o su un asset e dell\u2019IFRS 16 per la rilevazione
\n
di un leasing, ma che rispettano la definizione di derivato
\n
dell\u2019IFRS 9, sono contabilizzati in base alle regole dell\u2019own
\n
use exemption quando le relative condizioni sono soddi-
\n
sfatte.
\n
Con riferimento ai Virtual PPA che rispettano la definizione di
\n
derivato ai sensi dell\u2019IFRS 9 si rinvia alla nota 51 \u201cDerivati ed
\n
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 econo-
\n
mico complessivo e al fair value rilevato a Conto economico,
\n
il management valuta le caratteristiche contrattuali dei flussi
\n
di cassa dello strumento unitamente al modello di business
\n
adottato per gestire le attivit\u00e0 finanziarie al fine di generare
\n
flussi di cassa.
\n
Per valutare le caratteristiche dei flussi di cassa contrattuali
\n
dello strumento, il management effettua l\u2019\u201cSPPI test\u201d a livel-
\n
lo di singolo strumento per determinare se lo stesso generi
\n
flussi di cassa che rappresentano solamente pagamento di
\n
capitale e interessi, effettuando specifiche valutazioni sulle
\n
clausole contrattuali degli strumenti finanziari cos\u00ec come
\n
analisi quantitative qualora necessarie.
\n
Il modello di business determina se i flussi di cassa derive-
\n
ranno dall\u2019incasso degli stessi in base al contratto, dalla ven-
\n
dita delle attivit\u00e0 finanziarie o da entrambi.
\n
Per maggiori dettagli, si rinvia alla nota 48 \u201cStrumenti finan-
\n
ziari per categoria\u201d.
\n
Hedge accounting
\n
L\u2019hedge accounting \u00e8 applicato ai derivati al fine di riflettere
\n
in bilancio gli effetti delle strategie di risk management del
\n
Gruppo.
\n
A tale scopo, il Gruppo documenta all\u2019inception della transa-
\n
zione la relazione tra lo strumento di copertura e l\u2019elemento
\n
coperto, cos\u00ec come gli obiettivi e la strategia di risk manage-
\n
ment. Inoltre, il Gruppo valuta, sia all\u2019inception della relazione
\n
sia su base sistematica, se gli strumenti di copertura sono
\n
altamente efficaci nel compensare le variazioni nel fair value
\n
o nei flussi di cassa degli elementi coperti.
\n
Sulla base del giudizio del management, 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 e
\n
l\u2019hedge ratio, cos\u00ec come la misurazione dell\u2019inefficacia, sono
\n
valutate mediante un assessment qualitativo o un calcolo
\n
quantitativo, a seconda degli specifici fatti e circostanze e
\n
delle caratteristiche degli strumenti di copertura e degli ele-
\n
menti coperti.
\n
In relazione alle coperture dei flussi di cassa di transazioni
\n
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
\n
alla nota 51.1 \u201cDerivati designati come strumenti di coper-
\n
tura\u201d.
\n
Leasing
\n
Considerata la complessit\u00e0 richiesta per la valutazione dei
\n
contratti di leasing, unita alla loro durata a lungo termine, l\u2019ap-
\n
plicazione dell\u2019IFRS 16 impone un significativo ricorso al giu-
\n
dizio professionale. In particolare, ci\u00f2 \u00e8 stato necessario per:
\n
\u2022
\n
applicare la definizione di leasing a fattispecie tipiche dei
\n
settori in cui opera il Gruppo;
\n
\u2022
\n
identificare la componente di servizio nell\u2019ambito dei
\n
contratti di leasing;
\n
\u2022
\n
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;
\n
\u2022
\n
identificare eventuali pagamenti variabili che dipendono
\n
da indici o tassi per determinare se le variazioni di questi
\n

\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\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
\n
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,
\n
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 sulla
\n
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\n\n\n", "dimensions": { "concept": "ifrs-full:DisclosureOfAccountingJudgementsAndEstimatesExplanatory", "language": "it", "entity": "scheme:WOCMU6HCI0OJWNPRZS33", "period": "2023-01-01T00:00:00/2024-01-01T00:00:00" } }, "Tag1108": { "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 in-
\n
formazioni riguardo alle attivit\u00e0 e passivit\u00e0 potenziali mag-
\n
giormente significative per il Gruppo a fine esercizio.
\n
Contenziosi
\n
Il Gruppo \u00e8 parte in diversi procedimenti civili, amministrativi
\n
e fiscali, collegati al normale svolgimento delle proprie attivi-
\n
t\u00e0, che potrebbero generare passivit\u00e0 di importo significativo,
\n
per i quali non \u00e8 sempre oggettivamente possibile prevedere
\n
l\u2019esito finale. La valutazione dei rischi legati ai suddetti proce-
\n
dimenti \u00e8 basata su elementi complessi che per loro natura
\n
implicano il ricorso a giudizio degli Amministratori, anche te-
\n
nendo conto degli elementi acquisiti da parte di consulenti
\n
esterni che assistono il Gruppo, con riferimento alla loro clas-
\n
sificazione tra le passivit\u00e0 potenziali 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 ragionevole
\n
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 conclusio-
\n
ne del periodo di funzionamento dell\u2019impianto.
\n
Tali interventi possono afferire alle attivit\u00e0 di smantella-
\n
mento degli impianti e al ripristino in bonis dei siti sui quali
\n
essi insistono ovvero a obbligazioni di natura diversa, le
\n
quali discendono naturalmente dalla tecnologia di gene-
\n
razione adottata. La natura di tali obbligazioni incide for-
\n
temente anche sul trattamento contabile al quale le stesse
\n
vengono 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 co-
\n
sti futuri rappresenta un processo critico in considerazio-
\n
ne del fatto che si tratta di costi che verranno sostenuti in
\n
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
\n
imposte (pre-tax risk free rate), e si basa sui parame-
\n
tri economici del Paese dove l\u2019impianto \u00e8 dislocato. Tale
\n
passivit\u00e0 \u00e8 quantificata dal management sulla base della
\n
tecnologia esistente alla data di valutazione ed \u00e8 rivista,
\n
ogni anno, tenendo conto dello sviluppo nelle tecniche di
\n
stoccaggio, smantellamento e ripristino del sito, nonch\u00e9
\n
della continua evoluzione delle leggi esistenti in materia di
\n
protezione della 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
Per maggiori approfondimenti si rinvia alla nota 40 \u201cFondi
\n
per rischi e oneri\u201d.
\n

\n

\n\n", "dimensions": { "concept": "ifrs-full:DescriptionOfAccountingPolicyForContingentLiabilitiesAndContingentAssetsExplanatory", "language": "it", "entity": "scheme:WOCMU6HCI0OJWNPRZS33", "period": "2023-01-01T00:00:00/2024-01-01T00:00:00" } }, "Tag125": { "value": "\n
Il Gruppo valuta la recuperabilit\u00e0 dei costi incrementali per
\n
l\u2019ottenimento di un contratto sia a livello di singolo contratto
\n
sia per gruppo di contratti, se tali costi sono associati a un
\n
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 contratti
\n
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 atteso
\n
di ottenimento di benef\u00edci derivanti dal contratto, il Gruppo
\n
si avvale della sua esperienza pregressa (per esempio il \u201ctas-
\n
so di abbandono\u201d), di indicazioni previsionali desumibili da
\n
contratti simili e di informazioni disponibili sull\u2019andamento
\n
del mercato.
\n

\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n", "dimensions": { "concept": "ifrs-full:DescriptionOfAccountingPolicyForCustomerAcquisitionCostsExplanatory", "language": "it", "entity": "scheme:WOCMU6HCI0OJWNPRZS33", "period": "2023-01-01T00:00:00/2024-01-01T00:00:00" } }, "Tag126": { "value": "\n

\n

\n

\n
2.2 Princ\u00edpi contabili rilevanti
\n\n

\n
Parti correlate
\n
Ai sensi dello IAS 24, per parti correlate si intendono princi-
\n
palmente quelle che condividono con Enel SpA il medesimo
\n
soggetto controllante, le societ\u00e0 che direttamente o indiret-
\n
tamente sono controllate da Enel SpA, le societ\u00e0 collegate o
\n
joint venture (comprese le loro controllate) di Enel SpA, o le
\n
societ\u00e0 collegate o joint venture (comprese le loro control-
\n
late) di qualsiasi societ\u00e0 del Gruppo. Nella definizione di parti
\n\n
correlate rientrano, inoltre, quelle entit\u00e0 che gestiscono pia-
\n
ni di benef\u00edci post-pensionistici per i dipendenti di Enel SpA
\n
o di sue societ\u00e0 correlate (nello specifico, i fondi pensione
\n
FOPEN e FONDENEL), nonch\u00e9 i Sindaci e i loro stretti fami-
\n
liari, i dirigenti con responsabilit\u00e0 strategiche e i loro stretti
\n
familiari, di Enel SpA e di societ\u00e0 da questa controllate. I diri-
\n
genti con responsabilit\u00e0 strategiche sono coloro che hanno
\n
il potere e la responsabilit\u00e0, diretta o indiretta, della pianifica-
\n
zione, della direzione, del controllo delle attivit\u00e0 della Societ\u00e0
\n
e comprendono i relativi Amministratori (esecutivi o meno).
\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\n\n

\n\n

\n
Societ\u00e0 controllate
\n
Ai sensi dell\u2019IFRS 10, le societ\u00e0 controllate sono le societ\u00e0 su
\n
cui il Gruppo detiene il controllo. Per maggiori dettagli circa
\n
la definizione di controllo, si rinvia al paragrafo \u201cValutazione
\n
dell\u2019esistenza dei requisiti del controllo\u201d all\u2019interno della nota
\n
2.1 \u201cUso di stime e giudizi del management\u201d.
\n
I bilanci delle societ\u00e0 controllate utilizzati ai fini della pre-
\n
disposizione del Bilancio consolidato al 31 dicembre 2023
\n
sono elaborati in accordo con i princ\u00edpi contabili adottati dal
\n
Gruppo.
\n
Se una societ\u00e0 controllata utilizza princ\u00edpi contabili diversi da
\n
quelli adottati nella predisposizione del Bilancio consolidato
\n
per operazioni e fatti simili in circostanze similari, vengono
\n
effettuate opportune rettifiche per garantire la conformit\u00e0 ai
\n
princ\u00edpi contabili di Gruppo.
\n
I valori delle societ\u00e0 controllate sono consolidati integral-
\n
mente linea per linea nei conti consolidati a partire dalla data
\n
in cui il Gruppo ne acquisisce il controllo e sino alla data in
\n
cui tale controllo cessa di esistere.
\n\n
Il risultato dell\u2019esercizio e le altre componenti di Conto eco-
\n
nomico complessivo sono attribuiti agli azionisti della Capo-
\n
gruppo e ai terzi anche se i risultati attribuiti a questi ultimi
\n
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 so-
\n
ciet\u00e0 controllate che non implicano la perdita del control-
\n
lo sono rilevate come operazioni sul capitale rettificando la
\n
quota attribuibile agli azionisti della Capogruppo e quella
\n
ai terzi per riflettere le variazioni nelle loro relative quote di
\n
possesso. L\u2019eventuale differenza tra l\u2019ammontare al quale
\n
vengono rettificate le partecipazioni di minoranza e il fair va-
\n
lue del corrispettivo pagato o ricevuto viene rilevata diretta-
\n
mente nel patrimonio netto consolidato.
\n

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

\n

\n\n

\n\n

\n\n
Partecipazioni in societ\u00e0 collegate e joint
\n
arrangement
\n
Nel Bilancio consolidato le partecipazioni in societ\u00e0 collega-
\n
te e joint arrangement sono valutate secondo i requisiti pre-
\n
visti dallo IAS 28 (Partecipazioni in societ\u00e0 collegate e joint
\n
venture) e dall\u2019IFRS 11 (Joint arrangement).
\n
A tal riguardo, le societ\u00e0 collegate sono quelle in cui il Grup-
\n
po esercita un\u2019influenza notevole, mentre una joint venture \u00e8
\n
un accordo nel quale il Gruppo detiene il controllo congiun-
\n
to e vanta diritti sulle attivit\u00e0 nette dell\u2019accordo.
\n
Le partecipazioni in societ\u00e0 collegate e in joint venture sono
\n
contabilizzate con il metodo del patrimonio netto (equity
\n
method), secondo il quale tali partecipazioni sono rileva-
\n
te inizialmente al costo allocando al valore contabile delle
\n
stesse l\u2019eventuale avviamento emergente dalla differenza
\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

\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

\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
tra il costo della partecipazione e la quota di interessenza
\n
del Gruppo nel fair value netto delle attivit\u00e0 e delle passivit\u00e0
\n
identificabili della societ\u00e0 partecipata, alla data di acquisizio-
\n
ne.
\n
Successivamente alla data di acquisizione, il valore contabile
\n
della partecipazione \u00e8 rettificato per rilevare la quota di per-
\n
tinenza del Gruppo dell\u2019utile (perdita) della societ\u00e0 collegata
\n
o joint venture con effetto sul Conto economico del Gruppo.
\n
Rettifiche del valore contabile possono essere necessarie
\n
anche a seguito di variazioni della quota di pertinenza del
\n
Gruppo nella societ\u00e0 collegata o joint venture, derivanti da
\n
variazioni nelle voci del prospetto delle altre componenti di
\n
Conto economico complessivo della partecipata. La quota
\n
di pertinenza del Gruppo di tali variazioni \u00e8 rilevata tra le altre
\n
componenti di Conto economico complessivo del Gruppo.
\n
I dividendi ricevuti da partecipazioni in societ\u00e0 collegate e
\n
joint venture sono contabilizzati a rettifica del valore conta-
\n
bile 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 Bilancio
\n
consolidato soltanto limitatamente alla quota di interessen-
\n
za di terzi nella collegata o nella joint venture.
\n
I bilanci delle societ\u00e0 collegate e delle joint venture sono pre-
\n
parati per lo stesso periodo contabile del 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
\n
di valore, l\u2019intero valore contabile della partecipazione \u00e8 sot-
\n
toposto a impairment test in conformit\u00e0 allo IAS 36 come
\n
un\u2019unica attivit\u00e0. Per maggiori dettagli circa l\u2019impairment, si
\n
rinvia al paragrafo \u201cImpairment delle attivit\u00e0 non finanziarie\u201d
\n
all\u2019interno della nota 2.1 \u201cUso di stime e giudizi del manage-
\n
ment\u201d.
\n\n
Quando un\u2019interessenza partecipativa cessa di essere una
\n
societ\u00e0 collegata o una joint venture, il Gruppo rileva l\u2019even-
\n
tuale partecipazione residua nella societ\u00e0 al fair value (con
\n
contropartita il Conto economico); tutti gli importi prece-
\n
dentemente rilevati nelle OCI relativi a tali investimenti sono
\n
contabilizzati come se le partecipate avessero direttamente
\n
dismesso le relative attivit\u00e0 o passivit\u00e0.
\n

\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 di
\n
influenza notevole o del controllo congiunto, il Gruppo con-
\n
tinua ad applicare il metodo del patrimonio netto e la quota
\n
degli utili e delle perdite precedentemente rilevati nell\u2019ambi-
\n
to delle OCI, relativa a tale riduzione, \u00e8 contabilizzata come
\n
se il Gruppo avesse direttamente dismesso le relative attivit\u00e0
\n
o passivit\u00e0.
\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\u2019accor-
\n
do. Per ogni joint operation il Gruppo rileva attivit\u00e0, passivit\u00e0,
\n
costi e ricavi sulla base dei termini dell\u2019accordo e non in base
\n
all\u2019interessenza partecipativa detenuta.
\n
Nel caso in cui vi sia un incremento dell\u2019interessenza in un\u2019at-
\n
tivit\u00e0 a controllo congiunto, che soddisfa la definizione di
\n
business:
\n
\u2022
\n
se il Gruppo acquisisce il controllo, e aveva diritti sulle
\n
attivit\u00e0 e obbligazioni per le passivit\u00e0 relative all\u2019attivit\u00e0 a
\n
controllo congiunto immediatamente prima della data di
\n
acquisizione, allora l\u2019operazione rappresenta un\u2019aggre-
\n
gazione aziendale realizzata in pi\u00f9 fasi per cui effettua il
\n
ricalcolo dell\u2019interessenza che deteneva in precedenza
\n
nell\u2019attivit\u00e0 a controllo congiunto al rispettivo fair value a
\n
ciascuna data di acquisizione;
\n
\u2022
\n
se il Gruppo ottiene il controllo congiunto (ossia, aveva gi\u00e0
\n
una interessenza in un\u2019attivit\u00e0 a controllo congiunto senza
\n
detenerne il controllo congiunto), l\u2019interessenza prece-
\n
dentemente detenuta nell\u2019attivit\u00e0 a controllo congiunto
\n
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\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\n\n\n\n\n

\n

\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
Conversione delle poste in valuta
\n
Ai sensi dello IAS 21 (Effetti delle variazioni dei cambi del-
\n
le valute estere), le transazioni in valute diverse dalla valuta
\n
funzionale sono contabilizzate, al momento della rilevazione
\n
iniziale, al tasso di cambio a pronti in essere alla data dell\u2019o-
\n
perazione.
\n
Successivamente, le attivit\u00e0 e le passivit\u00e0 monetarie deno-
\n
minate in valuta diversa dalla valuta funzionale sono conver-
\n
tite usando il tasso di cambio a pronti alla data di riferimento
\n
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 il
\n
tasso di cambio in essere alla data di rilevazione iniziale della
\n
transazione. Le attivit\u00e0 e le passivit\u00e0 non monetarie denomi-
\n
nate in valuta, iscritte al fair value, sono convertite utilizzando
\n
il tasso di cambio alla data di determinazione del fair value.
\n
Le differenze di cambio eventualmente emergenti sono rile-
\n
vate 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 par-
\n
te di essi) connessi all\u2019eliminazione contabile di un\u2019attivit\u00e0 o
\n
passivit\u00e0 non monetaria derivante dal pagamento o dal ri-
\n
cevimento di un anticipo in valuta estera, la data dell\u2019opera-
\n
zione \u00e8 quella in cui il Gruppo rileva inizialmente l\u2019attivit\u00e0 o la
\n
passivit\u00e0 non monetaria relativa all\u2019anticipo.
\n

\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
Conversione dei bilanci in valuta
\n
Nel Bilancio consolidato i proventi, i costi, le attivit\u00e0 e le pas-
\n
sivit\u00e0 sono espressi in euro, che rappresenta la valuta di pre-
\n
sentazione della Capogruppo.
\n
Ai sensi dello IAS 21 e ai fini della predisposizione del Bilan-
\n
cio consolidato, i bilanci delle societ\u00e0 consolidate con valuta
\n
funzionale diversa da quella di presentazione del Bilancio
\n
consolidato, sono convertiti in euro applicando alle attivit\u00e0 e
\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

\n

\n\n
passivit\u00e0, inclusi l\u2019avviamento e le rettifiche effettuate in sede
\n
di consolidamento, il tasso di cambio in essere alla data di
\n
chiusura dell\u2019esercizio e alle voci di Conto economico il cam-
\n
bio medio dell\u2019esercizio a condizione che approssimi i tassi
\n
di 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 proporzio-
\n
nalmente a Conto economico al momento della cessione
\n
(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 (Rendiconta-
\n
zione contabile in economie iperinflazionate), 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
del Gruppo la cui valuta funzionale \u00e8 la valuta di un\u2019economia
\n
iperinflazionata sono convertiti nella moneta di presentazio-
\n
ne del Gruppo (euro) utilizzando il tasso di cambio in esse-
\n
re alla data di chiusura dell\u2019esercizio, eccetto per gli importi
\n
comparativi presentati nel Bilancio dell\u2019anno precedente
\n
che 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\n\n\n\n\n\n\n\n

\n\n

\n\n
Avviamento
\n
L\u2019avviamento rappresenta i futuri benef\u00edci economici risul-
\n
tanti da altre attivit\u00e0 acquisite in una aggregazione azien-
\n
dale non individuate singolarmente e rilevate separata-
\n
mente, ed \u00e8 riconosciuto nel Bilancio consolidato alla data
\n
di acquisizione del controllo del business.
\n
A tal fine, Il Gruppo rileva le aggregazioni aziendali utiliz-
\n
zando:
\n
\u2022
\n
il \u201cpurchase method\u201d, per tutte le aggregazioni azien-
\n
dali antecedenti al 1\u00b0 gennaio 2010 e concluse entro il
\n
predetto esercizio, in base a quanto previsto dall\u2019IFRS
\n
3 (2004), ove il costo di acquisto \u00e8 pari al fair value alla
\n
data di scambio delle attivit\u00e0 cedute, e delle passivit\u00e0
\n
sostenute o assunte, pi\u00f9 i costi direttamente attribuibili
\n
all\u2019acquisizione. Tale costo \u00e8 stato allocato rilevando le
\n
attivit\u00e0, le passivit\u00e0 e le passivit\u00e0 potenziali identificabili
\n
dell\u2019acquisita ai relativi fair value. L\u2019eventuale ecceden-
\n
za positiva del costo di acquisto rispetto al fair value
\n
della quota delle attivit\u00e0 nette acquisite di pertinenza
\n
del Gruppo \u00e8 stata contabilizzata come avviamento. Il
\n
valore dell\u2019interessenza di terzi \u00e8 stato determinato in
\n
proporzione alla quota di partecipazione detenuta dai
\n
terzi nelle attivit\u00e0 nette. Nelle aggregazioni aziendali
\n
realizzate in pi\u00f9 fasi, al momento dell\u2019acquisizione del
\n
controllo, le rettifiche ai fair value relative agli attivi netti
\n
precedentemente acquisiti sono state riflesse a patri-
\n
monio netto; l\u2019ammontare dell\u2019avviamento \u00e8 stato de-
\n
terminato separatamente per ogni singola transazione
\n
sulla base del fair value delle attivit\u00e0 nette acquisite alla
\n
data di ogni singola transazione;
\n
\u2022
\n
l\u2019\u201cacquisition method\u201d, per tutte le aggregazioni azien-
\n
dali successive al 1\u00b0 gennaio 2010 in base a quanto pre-
\n
visto dall\u2019IFRS 3 (2008), nel prosieguo IFRS 3 Revised,
\n
ove il costo di acquisto (ovvero 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
\n
degli eventuali strumenti di capitale emessi dall\u2019ac-
\n
quirente. Il costo di acquisto include il fair value delle
\n
eventuali attivit\u00e0 e passivit\u00e0 per corrispettivi potenziali.
\n
Il corrispettivo trasferito \u00e8 allocato rilevando le attivit\u00e0,
\n
le passivit\u00e0 e le passivit\u00e0 potenziali identificabili dell\u2019ac-
\n
quisita ai relativi fair value alla data di acquisizione. A
\n
tal riguardo l\u2019avviamento \u00e8 definito come l\u2019eventuale ec-
\n
cedenza tra la sommatoria del corrispettivo trasferito,
\n
valutato al fair value alla data di acquisizione, l\u2019impor-
\n
to di qualsiasi partecipazione di minoranza e qualsiasi
\n
interessenza nell\u2019acquisita precedentemente detenuta
\n
dal Gruppo (in una aggregazione aziendale realizzata in
\n
pi\u00f9 fasi), rispetto al valore netto degli importi delle at-
\n
tivit\u00e0 identificabili acquisite e delle passivit\u00e0 sostenute
\n
o assunte, valutate al fair value. Il valore contabile delle
\n
interessenze di terzi \u00e8 determinato in proporzione alle
\n
quote di partecipazione detenute dai terzi nelle attivit\u00e0
\n
nette identificabili dell\u2019acquisita, ovvero al loro fair value
\n
alla data di acquisizione.
\n
L\u2019IFRS 3 Revised richiede, tra l\u2019altro, quanto segue:
\n
\u2022
\n
i costi direttamente attribuibili all\u2019acquisizione sono rile-
\n
vati a Conto economico;
\n
\u2022
\n
qualora l\u2019aggregazione aziendale fosse realizzata in
\n
pi\u00f9 fasi, al momento dell\u2019acquisizione del controllo, le
\n
quote partecipative detenute precedentemente nella
\n
societ\u00e0 acquisita, sono rimisurate al fair value e l\u2019even-
\n
tuale differenza (positiva o negativa) \u00e8 rilevata a Conto
\n
economico;
\n
\u2022
\n
l\u2019eventuale corrispettivo potenziale \u00e8 rilevato al fair va-
\n
lue alla data di acquisizione. Le variazioni successive del
\n
fair value del corrispettivo potenziale, classificato come
\n
un\u2019attivit\u00e0 o una passivit\u00e0, ossia come uno strumento fi-
\n
nanziario ai sensi dell\u2019IFRS 9, sono rilevate a Conto eco-
\n
nomico, altrimenti \u00e8 valutato in base allo specifico IFRS/
\n
IAS di riferimento. Il corrispettivo potenziale che \u00e8 clas-
\n
sificato come strumento di capitale non \u00e8 rimisurato, e,
\n
conseguentemente il suo regolamento \u00e8 contabilizzato
\n
nell\u2019ambito del patrimonio netto;
\n
\u2022
\n
nel caso in cui i fair value delle attivit\u00e0, delle passivit\u00e0
\n
e delle passivit\u00e0 potenziali possano determinarsi solo
\n
provvisoriamente, l\u2019aggregazione aziendale \u00e8 rilevata
\n
utilizzando tali valori provvisori. Le eventuali rettifiche,
\n
derivanti dal completamento del processo di valutazio-
\n
ne, sono rilevate entro 12 mesi a partire dalla data di ac-
\n
quisizione, rideterminando i dati comparativi.
\n
L\u2019avviamento emergente dall\u2019acquisizione di societ\u00e0 con-
\n
trollate \u00e8 rilevato separatamente e, dopo l\u2019iscrizione ini-
\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\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\n\n

\n

\n

\n\n

\n\n

\n\n
ziale, non \u00e8 assoggettato ad ammortamento ma verificato,
\n
almeno annualmente, ai fini dell\u2019impairment. Si precisa che
\n
ai fini dell\u2019impairment test l\u2019avviamento \u00e8 allocato, dalla
\n
data di acquisizione, a ciascuna CGU o gruppo di CGU che
\n
si prevede beneficer\u00e0 delle sinergie dell\u2019aggregazione.
\n
Maggiori informazioni sull\u2019impairment test sono riportate
\n
nel paragrafo \u201cImpairment delle attivit\u00e0 non finanziarie\u201d
\n
all\u2019interno della nota 2.1 \u201cUso di stime e giudizi del mana-
\n
gement\u201d.
\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\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 presuppone 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\u2019attivit\u00e0
\n
o la passivit\u00e0. In assenza di un mercato principale, si ipotiz-
\n
za che la transazione abbia luogo nel mercato pi\u00f9 vantag-
\n
gioso al quale il Gruppo ha accesso, vale a dire il mercato
\n
suscettibile di massimizzare i risultati della transazione di
\n
vendita dell\u2019attivit\u00e0 o di minimizzare l\u2019ammontare da paga-
\n
re 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 o
\n
la passivit\u00e0 e interessati, 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
\n
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
\n
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
\n
del Gruppo.
\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

\n

\n

\n

\n
Immobili, impianti e macchinari
\n
Ai sensi dello IAS 16 gli immobili, impianti e macchinari
\n
sono iscritti al costo, al netto del fondo ammortamento
\n
e di qualsiasi perdita per riduzione di valore accumulata.
\n
Tale costo \u00e8 comprensivo dei costi accessori direttamente
\n
attribuibili per portare il bene nel luogo e nelle condizioni
\n
necessarie alla sua messa in funzione e per l\u2019uso per cui \u00e8
\n
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. Maggiori
\n
informazioni sulle revisioni di stima di questi costi, del tra-
\n
scorrere del tempo e del tasso di attualizzazione sono indi-
\n
cate nella nota 2.1 \u201cUso di stime e giudizi del management\u201d.
\n

\n\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.
\n
\u201cqualifying asset\u201d), sono capitalizzati come parte del costo
\n
dei beni stessi. Gli oneri finanziari connessi all\u2019acquisto/
\n
costruzione di beni che non presentano tali caratteristiche
\n
vengono rilevati a Conto economico nell\u2019esercizio di com-
\n
petenza.
\n

\n\n\n\n
Alcuni beni, oggetto di rivalutazione alla data di transizio-
\n
ne agli IFRS o in periodi precedenti, sono stati rilevati sulla
\n
base del loro fair value, considerato come valore sostituti-
\n
vo 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
\n
identificate sono rilevate e ammortizzate separatamente.
\n
I costi sostenuti successivamente all\u2019acquisto sono rilevati
\n
a incremento del valore contabile dell\u2019elemento cui si rife-
\n
riscono, qualora sia probabile che i futuri benef\u00edci associati
\n
al costo sostenuto per sostituire una parte del bene afflui-
\n
scano al Gruppo e il costo dell\u2019elemento possa essere de-
\n
terminato attendibilmente. Tutti gli altri costi sono rilevati
\n
nel Conto economico nell\u2019esercizio in cui sono sostenuti.
\n\n
I costi di sostituzione sono rilevati come incremento del
\n
valore contabile del bene cui fanno riferimento e sono am-
\n
mortizzati lungo la loro vita utile; il valore netto contabile
\n
dell\u2019unit\u00e0 sostituita \u00e8 eliminato contabilmente con imputa-
\n
zione a Conto economico.
\n

\n\n\n\n
Gli immobili, impianti e macchinari, al netto del valore re-
\n
siduo, sono ammortizzati a quote costanti in base alla vita
\n

\n\n\n\n

\n\n\n\n

\n\n\n\n\n

\n

\n\n

\n\n
utile stimata del bene che \u00e8 riesaminata con periodicit\u00e0
\n
annuale; eventuali cambiamenti dei criteri di ammorta-
\n
mento sono applicati prospetticamente. L\u2019ammortamento
\n
ha inizio quando il bene \u00e8 disponibile all\u2019uso. Per maggiori
\n
dettagli circa la stima della vita utile, si rimanda alla nota 2.1
\n
\u201cUso di stime e giudizi del management\u201d.
\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 determina-
\n
ta sulla base della durata del contratto di locazione o, se
\n
inferiore, della durata dei benef\u00edci derivanti dalla miglioria
\n
stessa.
\n
I terreni non sono ammortizzati in quanto elementi a vita
\n
utile illimitata.
\n

\n\n\n\n
I beni rilevati nell\u2019ambito degli immobili, impianti e mac-
\n
chinari 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\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 de-
\n
stinate all\u2019esercizio degli impianti di produzione termoe-
\n
lettrica.
\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, e in Panama e in Guatemala fino
\n
al 2062.
\n\n
Accordi per servizi in concessione
\n
Il Gruppo agendo in qualit\u00e0 di concessionario (ovvero
\n
\u201coperator\u201d) nell\u2019ambito di accordi per servizi in concessio-
\n
ne \u201cpublic-to-private\u201d realizza o migliora l\u2019infrastruttura
\n
utilizzata per la fornitura del servizio di carattere pubblico
\n
e/o gestisce e mantiene l\u2019infrastruttura per il periodo della
\n

\n\n\n\n

\n\n\n\n\n

\n

\n\n
concessione, secondo i termini contrattuali.
\n
In tali circostanze, il Gruppo, non contabilizza le infrastrut-
\n
ture in concessione rientranti nell\u2019ambito di applicazione
\n
dell\u2019IFRIC 12 tra gli \u201cImmobili, impianti e macchinari\u201d e ri-
\n
leva 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
\n
attivit\u00e0 finanziarie, se il Gruppo ha un diritto contrattua-
\n
le incondizionato a ricevere disponibilit\u00e0 liquide o un\u2019al-
\n
tra attivit\u00e0 finanziaria dal concedente (o da terzi, in base
\n
alle direttive del concedente) e quest\u2019ultimo non ha la
\n
possibilit\u00e0 di evitarne il pagamento; e/o
\n
\u2022
\n
attivit\u00e0 immateriali, se il Gruppo ottiene il diritto (licenza)
\n
di far pagare gli utenti del servizio pubblico, e pertanto
\n
non vanta un diritto incondizionato a ricevere disponi-
\n
bilit\u00e0 liquide in quanto gli importi dipendono dalla misu-
\n
ra in cui gli utenti utilizzano il servizio.
\n
Se il Gruppo, in qualit\u00e0 di concessionario, vanta un dirit-
\n
to contrattuale a ricevere un\u2019attivit\u00e0 immateriale, gli oneri
\n
finanziari riconducibili all\u2019accordo sono capitalizzabili se-
\n
condo le modalit\u00e0 descritte nella nota 19 \u201cImmobili, im-
\n
pianti e macchinari\u201d.
\n
Tuttavia, per i servizi relativi alla realizzazione/migliora-
\n
mento, entrambe le tipologie di corrispettivo sono classifi-
\n
cate come attivit\u00e0 derivanti da contratti con i clienti duran-
\n
te il 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
Di converso, nelle circostanze in cui gli accordi per servizi
\n
in concessione prevedano che le infrastrutture asservite
\n
all\u2019esercizio delle concessioni stesse non rispettino i re-
\n
quisiti previsti dall\u2019IFRIC 12 e, in particolare, siano di pro-
\n
priet\u00e0 e nella disponibilit\u00e0 del concessionario o abbiano
\n
una scadenza indeterminata, il valore contabile degli attivi
\n
attribuibile a tali concessioni \u00e8 iscritto nella voce \u201cImmobili,
\n
impianti e macchinari\u201d e contabilizzato secondo le previ-
\n
sioni dello IAS 16.
\n
Le informazioni sulle principali caratteristiche degli accor-
\n
di per servizi in concessione del Gruppo sono fornite nella
\n
nota 20 \u201cInfrastrutture comprese nell\u2019\u2018IFRIC 12 - Accordi
\n
per servizi in concessione\u2019\u201d.
\n

\n\n\n\n\n
Leasing
\n
Alla data di inizio del leasing, il Gruppo determina se il con-
\n
tratto \u00e8, o contiene, un leasing applicando la definizione
\n
prevista dall\u2019IFRS 16, soddisfatta quando il contratto tra-
\n
sferisce il diritto di controllare l\u2019utilizzo di un\u2019attivit\u00e0 sotto-
\n
stante per un periodo di tempo in cambio di un corrispet-
\n
tivo.
\n
Quando il Gruppo opera in qualit\u00e0 di locatario, rileva un\u2019at-
\n
tivit\u00e0 consistente nel diritto di utilizzo dell\u2019attivit\u00e0 sotto-
\n
stante e una passivit\u00e0 del leasing alla data di decorrenza
\n
del contratto (ossia, la data in cui l\u2019attivit\u00e0 sottostante \u00e8
\n
disponibile per l\u2019uso).
\n
L\u2019attivit\u00e0 consistente nel diritto di utilizzo \u00e8 valutata ini-
\n
zialmente al costo, che comprende l\u2019importo iniziale della
\n
passivit\u00e0 del leasing rettificato per tutti i pagamenti dovuti
\n
corrisposti alla data di decorrenza o precedentemente, al
\n
netto degli incentivi ricevuti, pi\u00f9 gli eventuali costi diretti
\n
iniziali sostenuti e una stima dei costi per lo smantella-
\n
mento e la rimozione dell\u2019attivit\u00e0 sottostante e per il ripri-
\n
stino dell\u2019attivit\u00e0 sottostante o del sito in cui \u00e8 ubicata.
\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.
\n
Vita residua media (anni)
\n
Fabbricati 8
\n
Diritti di superficie relativi a impianti 32
\n
Veicoli e altri mezzi di trasporto 4
\n
Se il leasing trasferisce la propriet\u00e0 dell\u2019attivit\u00e0 sottostan-
\n
te al Gruppo, al termine della durata del contratto, o se il
\n
costo dell\u2019attivit\u00e0 consistente nel diritto di utilizzo riflette
\n
il fatto che il Gruppo eserciter\u00e0 una opzione di acquisto,
\n
l\u2019ammortamento \u00e8 calcolato sulla base della vita utile sti-
\n
mata dell\u2019attivit\u00e0 sottostante.
\n
Inoltre, le attivit\u00e0 consistenti nel diritto di utilizzo sono sot-
\n
toposte a impairment test e rettificate per riflettere un\u2019e-
\n
ventuale rimisurazione delle passivit\u00e0 del leasing.
\n
La passivit\u00e0 del leasing \u00e8 inizialmente valutata al valore
\n
attuale dei pagamenti dovuti da corrispondere lungo la
\n
durata, attualizzati utilizzando il tasso di finanziamento
\n
marginale del locatario alla data di decorrenza del leasing
\n
quando il tasso di interesse implicito del leasing non \u00e8 fa-
\n
cilmente 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. Ap-
\n
plica, inoltre, l\u2019eccezione alla rilevazione prevista per i lea-
\n
sing nei quali l\u2019attivit\u00e0 sottostante \u00e8 di \u201cmodesto valore\u201d e il
\n
cui importo \u00e8 stimato come non significativo. Per esempio,
\n
il 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

\n

\n\n\n\n

\n\n\n\n\n

\n

\n\n

\n\n

\n
Attivit\u00e0 immateriali
\n
Ai sensi dello IAS 38, le attivit\u00e0 immateriali riguardano le
\n
attivit\u00e0 prive di consistenza fisica, identificabili, controllate
\n
dal Gruppo, per le quali \u00e8 probabile che dal loro utilizzo
\n
vengano generati benef\u00edci economici futuri e il relativo co-
\n
sto pu\u00f2 essere attendibilmente determinato.
\n\n
Sono rilevate al costo di acquisto o di produzione interna
\n
per le attivit\u00e0 generate internamente e sono rilevate come
\n
attivit\u00e0 immateriali solo quando il Gruppo pu\u00f2 dimostrare
\n
la fattibilit\u00e0 tecnica, l\u2019intenzione e la disponibilit\u00e0 di risorse
\n
al fine di completare l\u2019attivit\u00e0 e avere la capacit\u00e0 di utiliz-
\n
zarla o venderla.
\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
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 e alla
\n
nota 23 \u201cAttivit\u00e0 immateriali\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 ammortizza-
\n
te ma sono sottoposte a verifica annuale di recuperabilit\u00e0
\n
(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 sottopo-
\n
ste a impairment test almeno annualmente. La vita utile
\n
indefinita deve essere rivista annualmente per determina-
\n
re se essa possa continuare a essere supportata. In caso
\n
contrario, il cambiamento nella determinazione della vita
\n
utile da indefinita a definita \u00e8 rilevato come un cambia-
\n
mento di stima contabile.
\n
Costi di sviluppo:
\n
- generati internamente 5 anni
\n
- acquisiti 3-26 anni
\n
Diritti di brevetto industriale e diritti di utilizzo
\n
opere 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 per
\n
l\u2019ottenimento dei contratti con i clienti, capitalizzati secondo
\n
quanto previsto dall\u2019IFRS 15, solo se:
\n
\u2022
\n
i costi sono incrementali, nel senso che sono direttamen-
\n
te imputabili a un contratto identificato e non sarebbero
\n
stati sostenuti dal Gruppo se il contratto non fosse stato
\n
ottenuto;
\n
\u2022
\n
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 commissioni
\n
di vendita riconosciute agli agenti se i criteri di capitalizzazio-
\n
ne sono soddisfatti.
\n
I costi capitalizzati per l\u2019ottenimento dei contratti con i clienti
\n
sono ammortizzati sistematicamente, coerentemente con il
\n
modello di trasferimento dei beni o servizi cui si riferiscono, e
\n
sono soggetti a impairment test per rilevare eventuali perdite
\n
di valore nella misura in cui il valore contabile di tali attivit\u00e0
\n
ecceda il relativo valore recuperabile.
\n
Il Gruppo ammortizza i costi per l\u2019ottenimento dei contrat-
\n
ti con i clienti capitalizzati a quote costanti lungo il periodo
\n
di beneficio atteso dal contratto (ovvero la durata media del
\n
rapporto con il cliente); eventuali variazioni nei criteri di am-
\n
mortamento sono rilevate prospetticamente.
\n

\n

\n\n\n\n

\n

\n\n\n\n\n

\n\n
Impairment delle attivit\u00e0 non finanziarie
\n
Ai sensi dello IAS 36 (Riduzione di valore delle attivit\u00e0) a cia-
\n
scuna data di riferimento del bilancio, gli immobili, impianti e
\n
macchinari, gli investimenti immobiliari iscritti al costo, le atti-
\n
vit\u00e0 immateriali, il diritto d\u2019uso, l\u2019avviamento e le partecipazio-
\n
ni in societ\u00e0 collegate/joint venture sono verificate al fine di
\n
constatare l\u2019esistenza di indicatori (fonti informative interne
\n
ed esterne) di un\u2019eventuale riduzione 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 non
\n
ancora disponibili per l\u2019uso sono sottoposte a impairment
\n
test annualmente o pi\u00f9 frequentemente in presenza di indi-
\n
catori che facciano ritenere che le suddette attivit\u00e0 possano
\n
aver sub\u00edto una riduzione di valore.
\n
Se esiste indicazione di una riduzione di valore, il valore recu-
\n
perabile di ciascuna attivit\u00e0 interessata \u00e8 stimato sulla base
\n
dell\u2019utilizzo dell\u2019attivit\u00e0 e della sua dismissione futura, confor-
\n
memente al pi\u00f9 recente Piano Industriale del Gruppo. Per la
\n
stima del valore recuperabile, si rimanda alla nota 2.1 \u201cUso di
\n
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 generare
\n
flussi finanziari in entrata che siano ampiamente indipenden-
\n
ti da quelli derivanti da altre attivit\u00e0 o gruppi di attivit\u00e0; in tal
\n
caso, il valore recuperabile \u00e8 riferito alla CGU alla quale l\u2019atti-
\n
vit\u00e0 appartiene.
\n
Qualora il valore contabile dell\u2019attivit\u00e0, o della relativa CGU alla
\n
quale essa appartiene, sia superiore al suo valore recupera-
\n
bile, una perdita di valore \u00e8 rilevata a Conto economico e pre-
\n
sentata nella voce \u201cAmmortamenti e altri impairment\u201d.
\n

\n\n\n\n

\n\n\n\n

\n\n\n\n\n

\n

\n

\n\n

\n\n
Le perdite di valore di una CGU sono imputate in primo luo-
\n
go a riduzione del valore contabile dell\u2019eventuale avviamento
\n
allocato alla stessa, e poi a riduzione dei valori contabili delle
\n
altre attivit\u00e0 della CGU, in proporzione al loro valore contabile.
\n
Se vengono meno i presupposti per una svalutazione pre-
\n
cedentemente effettuata, il valore contabile dell\u2019attivit\u00e0 \u00e8 ri-
\n
pristinato con imputazione a Conto economico, nella voce
\n
\u201cAmmortamenti e altri impairment\u201d, nei limiti del valore con-
\n
tabile che l\u2019attivit\u00e0 in oggetto avrebbe avuto, al netto dell\u2019am-
\n
mortamento, se non fosse stata effettuata la svalutazione. Il
\n
valore originario dell\u2019avviamento non viene ripristinato anche
\n
qualora, negli esercizi successivi, vengano meno le ragioni
\n
che hanno determinato la riduzione di valore.
\n

\n\n\n\n

\n\n\n\n\n

\n
Rimanenze
\n
Ai sensi dello IAS 2, le rimanenze di magazzino sono valutate
\n
al minore tra il costo e il valore netto di realizzo, a eccezione di
\n
quelle destinate ad attivit\u00e0 di trading che sono valutate al fair
\n
value con contropartita Conto economico. Il costo \u00e8 deter-
\n
minato sulla base del costo medio ponderato, che include gli
\n
oneri accessori di competenza. Per valore netto di realizzo si
\n
intende il prezzo di vendita stimato nel normale svolgimento
\n
delle attivit\u00e0 al netto dei costi stimati per realizzare la vendita
\n
o, laddove applicabile, il costo di sostituzione. Per la parte di
\n
magazzino posseduta per adempiere a vendite gi\u00e0 concluse,
\n
il valore netto di realizzo \u00e8 determinato sulla base di quanto
\n
stabilito nel relativo contratto di cessione.
\n\n
Sono rilevati nelle rimanenze i certificati ambientali (per
\n
esempio quote di emissioni di CO
\n
2
\n
europee, certificati di ef-
\n
ficienza energetica, garanzie di origine e certificati di ener-
\n
gia rinnovabile) che non sono stati utilizzati per adempiere
\n
all\u2019obbligo di compliance del periodo di riferimento. Queste
\n
rimanenze sono allocate a portafogli differenti, distinguendo
\n
le rimanenze con finalit\u00e0 di trading e non-trading. Ulterio-
\n
ri dettagli su tali rimanenze sono forniti nella nota 58 \u201cPro-
\n
grammi ambientali\u201d.
\n

\n\n\n\n
I materiali e gli altri beni di consumo (incluse le commodi-
\n
ty 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 incorporati
\n
sar\u00e0 venduto a un prezzo tale da consentire il recupero del
\n
costo sostenuto.
\n

\n\n\n\n\n

\n
Strumenti finanziari
\n
Gli strumenti finanziari sono rilevati e valutati secondo lo IAS
\n
32 (Strumenti finanziari: esposizione nel bilancio) e l\u2019IFRS 9
\n
(Strumenti finanziari).
\n
Un\u2019attivit\u00e0 o una passivit\u00e0 finanziaria \u00e8 rilevata nel Bilancio
\n
consolidato quando, e solo quando, il Gruppo diviene parte
\n
delle clausole contrattuali dello strumento (ossia, trade 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 15)
\n
se tali crediti non contengono una componente finanziaria
\n
significativa o quando il Gruppo applica l\u2019espediente pratico
\n
consentito dall\u2019IFRS 15.
\n
Diversamente, il Gruppo valuta inizialmente le attivit\u00e0 finan-
\n
ziarie diverse dai crediti commerciali summenzionati al loro
\n
fair value pi\u00f9, nel caso di un\u2019attivit\u00e0 finanziaria non rilevata al
\n
fair value rilevato a Conto economico, i costi di transazione.
\n
Le attivit\u00e0 finanziarie sono classificate, alla data di rilevazio-
\n
ne iniziale, come attivit\u00e0 finanziarie al costo ammortizzato, al
\n
fair value rilevato tra le altre componenti di Conto economico
\n
complessivo e al fair value rilevato a Conto economico, sulla
\n
base di entrambi i seguenti elementi:
\n
\u2022
\n
il modello di business del Gruppo per la gestione delle at-
\n
tivit\u00e0 finanziarie ovvero in base al modo in cui il Gruppo
\n
gestisce le proprie attivit\u00e0 finanziarie al fine di generare
\n
flussi di cassa (ovvero incassando i flussi di cassa contrat-
\n
tuali, vendendo le attivit\u00e0 finanziarie o entrambi); e
\n
\u2022
\n
le caratteristiche contrattuali dei flussi di cassa dello stru-
\n
mento, per stabilire se lo strumento generi flussi di cassa
\n
rappresentativi esclusivamente di pagamenti di capitale e
\n
interessi sulla base del \u201cSPPI test\u201d.
\n
Ai fini della valutazione successiva, le attivit\u00e0 finanziarie sono
\n
classificate in quattro categorie:
\n
\u2022
\n
attivit\u00e0 finanziarie al costo ammortizzato (strumenti di de-
\n
bito);
\n
\u2022
\n
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
\n
attivit\u00e0 finanziarie designate al fair value rilevato tra le al-
\n
tre componenti di Conto economico complessivo senza
\n
riciclo degli utili e perdite cumulati all\u2019atto dell\u2019eliminazione
\n
contabile (strumenti di capitale); e
\n
\u2022
\n
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 incassare
\n
i flussi di cassa contrattuali e i cui termini contrattuali preve-
\n
dono, a date specifiche, pagamenti di flussi di cassa rappre-
\n
sentati esclusivamente da capitale e interessi sul capitale da
\n
rimborsare.
\n
Tali attivit\u00e0 sono inizialmente rilevate al fair value, eventual-
\n
mente rettificato dei costi di transazione e, successivamente,
\n
valutate al costo ammortizzato utilizzando il tasso di interes-
\n
se effettivo, e sono soggette a impairment.
\n
Gli utili e le perdite da cancellazione contabile dell\u2019attivit\u00e0, da
\n
modifica o da rettifica per impairment sono rilevati a Conto
\n
economico.
\n

\n\n\n\n
Attivit\u00e0 finanziarie al fair value rilevato a Conto economico
\n
complessivo (FVOCI) - Strumenti di debito
\n
Le attivit\u00e0 finanziarie valutate al fair value rilevato a Conto
\n
economico complessivo sono attivit\u00e0 detenute in un model-
\n
lo di business il cui obiettivo \u00e8 sia quello di incassare i flussi di
\n

\n\n\n\n

\n

\n\n\n\n

\n\n\n\n\n

\n

\n\n

\n\n

\n

\n

\n
cassa contrattuali sia quello di vendere le attivit\u00e0 finanziarie e
\n
i cui flussi di cassa contrattuali generano, a data specifiche,
\n
flussi di cassa rappresentati esclusivamente da pagamenti di
\n
capitale e di interesse sul capitale da rimborsare.
\n
Le variazioni di fair value di tali attivit\u00e0 finanziarie sono rileva-
\n
te nel Conto economico complessivo cos\u00ec come le rettifiche
\n
per impairment, senza ridurre il relativo valore contabile.
\n
Quando un\u2019attivit\u00e0 finanziaria viene cancellata contabilmen-
\n
te (per esempio 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 a
\n
Conto economico.
\n\n
Attivit\u00e0 finanziarie al fair value rilevato a Conto economico
\n
complessivo (FVOCI) - Strumenti di capitale
\n
In tale categoria sono principalmente classificate le parteci-
\n
pazioni in altre imprese irrevocabilmente designate come tali
\n
al momento della rilevazione iniziale.
\n
Gli utili e le perdite di tali attivit\u00e0 finanziarie non saranno mai
\n
riciclati a Conto economico. Il Gruppo pu\u00f2 trasferire l\u2019utile o la
\n
perdita cumulata all\u2019interno del patrimonio netto.
\n
Gli strumenti di capitale designati al fair value rilevato a Conto
\n
economico complessivo non sono assoggettati a impairment.
\n
I dividendi su tali investimenti sono rilevati a Conto economi-
\n
co a meno che non rappresentino chiaramente un recupero
\n
di una parte del costo dell\u2019investimento.
\n

\n\n\n\n\n
Attivit\u00e0 finanziarie al fair value rilevato a Conto economico
\n
In tale categoria, sono classificati principalmente:
\n
\u2022
\n
attivit\u00e0 finanziarie con flussi di cassa che non sono rap-
\n
presentati esclusivamente da pagamenti di capitale e in-
\n
teresse, indipendentemente dal modello di business;
\n
\u2022
\n
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 (ovvero titoli,
\n
investimenti finanziari in fondi ecc.);
\n
\u2022
\n
strumenti derivati, compresi i derivati impliciti, detenuti
\n
per la negoziazione o non designati come efficaci stru-
\n
menti di copertura;
\n
\u2022
\n
corrispettivi potenziali.
\n
Tali attivit\u00e0 finanziarie sono inizialmente rilevate al fair value,
\n
e successivamente gli utili e le perdite derivanti da variazioni
\n
del loro fair value sono rilevati a Conto economico.
\n
In questa categoria sono incluse anche le partecipazioni in
\n
societ\u00e0 che il Gruppo non ha designato irrevocabilmente al
\n
fair value rilevato a OCI. Anche i dividendi su tali partecipa-
\n
zioni sono rilevati fra gli altri proventi nel prospetto di Conto
\n
economico quando \u00e8 stabilito il diritto al pagamento.
\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 rileva
\n
un fondo per le perdite attese sui crediti commerciali e sulle
\n
altre attivit\u00e0 finanziarie valutate al costo ammortizzato, sugli
\n
strumenti di debito valutati al fair value rilevato a Conto eco-
\n
nomico complessivo (FVOCI), sulle attivit\u00e0 derivanti da con-
\n
tratti con i clienti e su tutte le altre attivit\u00e0 rientranti nell\u2019ambi-
\n
to di applicazione dell\u2019impairment IFRS 9.
\n
Il modello di impairment del Gruppo sviluppato in linea con
\n
i requisiti previsti dall\u2019IFRS 9 \u00e8 basato sulla determinazione
\n
delle perdite attese (ECL) utilizzando un approccio forward
\n
looking.
\n
Per i crediti commerciali, le attivit\u00e0 derivanti da contratti con
\n
i clienti e i crediti per leasing, compresi quelli con una com-
\n
ponente finanziaria significativa, il Gruppo applica l\u2019approc-
\n
cio semplificato, calcolando le perdite attese su un periodo
\n
corrispondente all\u2019intera vita dell\u2019attivit\u00e0, generalmente pari a
\n
12 mesi.
\n
Per tutte le attivit\u00e0 finanziarie diverse da crediti commerciali,
\n
attivit\u00e0 derivanti da contratti con i clienti e crediti per leasing,
\n
il Gruppo applica l\u2019approccio generale in base all\u2019IFRS 9, ba-
\n
sato sulla valutazione dell\u2019incremento significativo del rischio
\n
di credito rispetto alla rilevazione iniziale.
\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.
\n
Il Gruppo applica l\u2019esenzione del low credit risk, evitando la
\n
rilevazione di un fondo perdite attese per un ammontare pari
\n
alle perdite attese lungo tutta la vita dello strumento a segui-
\n
to di un incremento significativo del rischio di credito, a stru-
\n
menti di debito valutati al fair value rilevato a Conto economi-
\n
co complessivo, la cui controparte vanta una solida capacit\u00e0
\n
finanziaria di adempiere ai propri obblighi contrattuali (ossia,
\n
titoli \u201cinvestment grade\u201d).
\n
Per maggiori dettagli circa l\u2019\u201cimpairment delle attivit\u00e0 finan-
\n
ziarie\u201d, si rimanda alla nota 48 \u201cStrumenti finanziari per ca-
\n
tegoria\u201d.
\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

\n

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

\n\n\n\n\n

\n\n

\n\n
Passivit\u00e0 finanziarie al costo ammortizzato
\n
Tale categoria comprende principalmente finanziamenti, de-
\n
biti commerciali, lease liability e strumenti di debito.
\n
Le passivit\u00e0 finanziarie diverse dagli strumenti derivati sono
\n
rilevate quando il Gruppo diviene parte delle clausole con-
\n
trattuali dello strumento e sono valutate inizialmente al fair
\n
value rettificato dei costi di transazione direttamente attribu-
\n
ibili. Successivamente, le passivit\u00e0 finanziarie sono valutate
\n
con il criterio del costo ammortizzato, utilizzando il metodo
\n
del tasso di interesse effettivo. Il tasso di interesse effettivo
\n
\u00e8 il tasso che attualizza esattamente i pagamenti o incassi
\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\n

\n

\n\n

\n\n
futuri stimati lungo la vita attesa dello strumento finanziario,
\n
od, ove opportuno un periodo pi\u00f9 breve, al valore contabile
\n
netto dell\u2019attivit\u00e0 o passivit\u00e0 finanziaria.
\n

\n\n\n

\n\n\n\n
Passivit\u00e0 finanziarie al fair value rilevato a Conto economico
\n
Le passivit\u00e0 finanziarie al fair value rilevato a Conto economi-
\n
co includono principalmente:
\n
\u2022
\n
passivit\u00e0 finanziarie detenute per la negoziazione quando
\n
sono assunte con la finalit\u00e0 di un loro riacquisto a breve
\n
termine;
\n
\u2022
\n
strumenti finanziari derivati stipulati dal Gruppo e non de-
\n
signati quali strumenti di copertura in base all\u2019IFRS 9;
\n
\u2022
\n
corrispettivi potenziali.
\n

\n\n\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
\n
il diritto contrattuale a ricevere i flussi di cassa connessi
\n
all\u2019attivit\u00e0 \u00e8 scaduto;
\n
\u2022
\n
il Gruppo ha sostanzialmente trasferito tutti i rischi e be-
\n
nef\u00edci connessi all\u2019attivit\u00e0, trasferendo i suoi diritti a riceve-
\n
re flussi di cassa dall\u2019attivit\u00e0 oppure assumendo un\u2019obbli-
\n
gazione contrattuale a riversare i flussi di cassa ricevuti a
\n
uno o pi\u00f9 eventuali beneficiari in virt\u00f9 di un contratto che
\n
rispetta i requisiti previsti dall\u2019IFRS 9 (c.d. \u201cpass through
\n
test\u201d);
\n
\u2022
\n
il Gruppo non ha n\u00e9 trasferito n\u00e9 mantenuto sostanzial-
\n
mente tutti i rischi e benef\u00edci connessi all\u2019attivit\u00e0 finanziaria
\n
ma ne ha trasferito il controllo.
\n
Al momento dell\u2019eliminazione dell\u2019attivit\u00e0 finanziaria, il Gruppo
\n
rileva la differenza tra il valore contabile (misurato alla data di
\n
eliminazione) e il corrispettivo ricevuto a Conto economico.
\n
Le passivit\u00e0 finanziarie sono eliminate contabilmente quan-
\n
do sono estinte, ossia quando l\u2019obbligazione contrattuale \u00e8
\n
adempiuta, cancellata o prescritta.
\n
Quando una passivit\u00e0 finanziaria esistente viene sostituita da
\n
un\u2019altra verso lo stesso creditore a condizioni sostanzialmen-
\n
te diverse, o le condizioni di una passivit\u00e0 esistente sono so-
\n
stanzialmente modificate, tale sostituzione o modifica viene
\n
trattata come un\u2019eliminazione contabile della passivit\u00e0 origi-
\n
naria e la rilevazione di una nuova passivit\u00e0. La differenza tra i
\n
rispettivi valori contabili \u00e8 rilevata a Conto economico.
\n

\n\n\n

\n\n\n\n
Strumenti finanziari derivati
\n
Gli strumenti derivati sono classificati come attivit\u00e0 o passi-
\n
vit\u00e0 finanziarie a seconda del fair value positivo o negativo e
\n
sono classificati come \u201cdetenuti per la negoziazione\u201d all\u2019in-
\n
terno degli \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 fair
\n
value rilevato a Conto economico in quanto non si qualifica-
\n
no per l\u2019hedge accounting, e i derivati designati come efficaci
\n
strumenti di copertura sono classificati come correnti o non
\n
correnti in base alla loro data di scadenza e all\u2019intenzione del
\n
Gruppo di detenere o meno tali strumenti fino alla scadenza.
\n
Per maggiori dettagli sui derivati e sull\u2019hedge accounting, si
\n
rinvia alla nota 51 \u201cDerivati ed hedge accounting\u201d.
\n

\n

\n\n\n

\n

\n\n\n

\n

\n\n\n\n

\n\n

\n
Derivati impliciti
\n
Un derivato implicito (embedded derivative) \u00e8 un derivato in-
\n
cluso in un contratto \u201ccombinato\u201d (il c.d. \u201cstrumento ibrido\u201d)
\n
che contiene un altro contratto non derivato (il c.d. \u201ccontratto
\n
ospite\u201d), e origina tutti o parte dei flussi di cassa del contratto
\n
combinato. I derivati impliciti sono scorporati dal contratto
\n
ospite e rilevati come un derivato quando:
\n
\u2022
\n
il contratto ospite non \u00e8 uno strumento finanziario valuta-
\n
to al fair value rilevato a Conto economico;
\n
\u2022
\n
i rischi economici e le caratteristiche del derivato implici-
\n
to non sono strettamente correlati a quelli del contratto
\n
ospite;
\n
\u2022
\n
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
I contratti che non rappresentano strumenti finanziari da va-
\n
lutare al fair value sono analizzati al fine di identificare l\u2019esi-
\n
stenza di derivati impliciti, che sono da scorporare e valutare
\n
al fair value. Le suddette analisi sono effettuate sia al momen-
\n
to in cui si entra a far parte del contratto, sia quando avviene
\n
una rinegoziazione dello stesso che comporti una modifica
\n
significativa dei flussi finanziari originari connessi.
\n
I principali contratti del Gruppo che possono contenere deri-
\n
vati impliciti sono i contratti di acquisto e vendita di commo-
\n
dity energetiche.
\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 esi-
\n
genze di acquisto, vendita o uso previste dal Gruppo, sono
\n
fuori dall\u2019ambito di applicazione dell\u2019IFRS 9 e quindi rilevati
\n
come contratti esecutivi, in base alla cosiddetta \u201cown use
\n
exemption\u201d.
\n
Un contratto di acquisto o vendita di un elemento non finan-
\n
ziario \u00e8 classificato come \u201cnormale contratto di compraven-
\n
dita\u201d se \u00e8 stato sottoscritto:
\n
\u2022
\n
ai fini della consegna fisica;
\n
\u2022
\n
per le normali esigenze di utilizzo o compravendita del
\n
Gruppo.
\n
Inoltre, i contratti di acquisto o vendita di elementi non finan-
\n
ziari con consegna fisica (per esempio contratti a termine
\n
su commodity energetiche a prezzo fisso) che non si qualifi-
\n
cano per la \u201cown use exemption\u201d sono rilevati come derivati
\n

\n\n\n

\n\n\n

\n\n\n

\n\n\n\n

\n

\n\n

\n

\n\n

\n\n
valutati al fair value dalla trade date, solo se:
\n
\u2022
\n
sono regolabili al netto; e
\n
\u2022
\n
non sono stati stipulati per le normali esigenze di utilizzo o
\n
compravendita dal Gruppo.
\n
I contratti di trading sono valutati al fair value rilevato a Con-
\n
to economico; i risultati da valutazione delle variazioni di fair
\n
value dei contratti ancora in essere alla data di riferimento del
\n
bilancio sono rilevati, su base netta, nella voce \u201cRisultati netti
\n
da contratti su commodity\u201d, mentre, alla data di regolamento:
\n
\u2022
\n
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 Con-
\n
to economico della cancellazione contabile del derivato,
\n
sono rilevati nella voce \u201cRicavi delle vendite e delle pre-
\n
stazioni\u201d;
\n
\u2022
\n
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 Con-
\n
to economico della cancellazione contabile del derivato,
\n
sono rilevati nelle voci \u201cEnergia elettrica, gas e combusti-
\n
bile\u201d e \u201cServizi e altri materiali\u201d.
\n
Tali contratti di acquisto o vendita di elementi non finanziari
\n
rientranti nell\u2019ambito di applicazione dell\u2019IFRS 9 possono an-
\n
che essere, successivamente, designati come strumenti di
\n
copertura se i requisiti previsti per l\u2019hedge accounting sono
\n
soddisfatti.
\n
Il Gruppo analizza i contratti di acquisto o vendita di attivit\u00e0
\n
non finanziarie su base continuativa, con particolare atten-
\n
zione agli acquisti o vendite a termine di elettricit\u00e0 e com-
\n
modity energetiche, al fine di determinare se gli stessi deb-
\n
bano essere classificati e trattati conformemente a quanto
\n
previsto dall\u2019IFRS 9 o se siano stati sottoscritti per \u201cown use
\n
exemption\u201d.
\n

\n\n\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
\n
esiste un diritto legalmente esercitabile di compensare i
\n
valori rilevati in bilancio; e
\n
\u2022
\n
vi \u00e8 l\u2019intenzione di compensare su base netta o di realizza-
\n
re l\u2019attivit\u00e0 e regolare la passivit\u00e0 simultaneamente.
\n

\n\n\n

\n\n\n
Iperinflazione
\n
Ai sensi dello IAS 29, in caso di economia iperinflazionata, il
\n
Gruppo rettifica le poste non monetarie, il patrimonio netto
\n
e le poste derivanti da contratti indicizzati, fino al limite del
\n
loro valore recuperabile, utilizzando un indice dei prezzi che
\n
riflette le 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
Tali previsioni trovano concreta applicazione con riferimen-
\n
to alle operazioni del Gruppo in Argentina, la cui economia
\n
\u00e8 stata dichiarata iperinflazionata a partire dal 1\u00b0 luglio 2018.
\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
Ai sensi dell\u2019IFRS 5, le attivit\u00e0 non correnti (o gruppi in dismis-
\n
sione) sono classificate come possedute per la vendita se il
\n
loro valore contabile sar\u00e0 recuperato principalmente con
\n
un\u2019operazione di vendita anzich\u00e9 con il loro uso continuativo.
\n
Tale criterio di classificazione \u00e8 applicabile solo se le attivit\u00e0
\n
non correnti (o gruppi in dismissione) sono disponibili per la
\n
vendita immediata nelle loro condizioni attuali e la vendita \u00e8
\n
altamente probabile.
\n
Per maggiori dettagli sui requisiti per verificare se la vendita \u00e8
\n
altamente probabile, si veda la nota 2.1 \u201cUso di stime e giudizi
\n
del management\u201d.
\n
Quando il Gruppo \u00e8 coinvolto in un programma di vendita
\n
che comporta la perdita del controllo in una partecipata e
\n
sono soddisfatti i requisiti previsti dall\u2019IFRS 5, tutte le attivit\u00e0 e
\n
le passivit\u00e0 della controllata sono classificate come possedu-
\n
te per la vendita indipendentemente dal fatto che il Gruppo
\n
mantenga, dopo la vendita, una partecipazione non di con-
\n
trollo 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 clas-
\n
sificazione 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 della
\n
parte classificata come posseduta per la vendita.
\n
Le attivit\u00e0 non correnti (o gruppi in dismissione) e le passivit\u00e0
\n
incluse in gruppi in dismissione classificate come possedute
\n
per la vendita sono presentate separatamente dalle altre atti-
\n
vit\u00e0 e passivit\u00e0 dello Stato patrimoniale consolidato.
\n
Gli importi presentati per le attivit\u00e0 non correnti o per le atti-
\n
vit\u00e0 e passivit\u00e0 di un gruppo in dismissione classificati come
\n
posseduti per la vendita non sono riclassificati o ripresentati
\n
per i periodi a raffronto.
\n
Immediatamente prima della classificazione iniziale delle at-
\n
tivit\u00e0 non correnti (o gruppi in dismissione) come possedute
\n
per la vendita, i valori contabili dell\u2019attivit\u00e0 (o del gruppo) sono
\n
valutati in conformit\u00e0 allo specifico principio contabile di ri-
\n
ferimento applicabile a tali attivit\u00e0 o passivit\u00e0. Le attivit\u00e0 non
\n
correnti (o gruppi in dismissione) classificate come possedu-
\n
te per la vendita sono valutate al minore tra il valore contabile
\n
e il relativo fair value, al netto dei costi di vendita. Le perdite di
\n
valore per qualsiasi iniziale o successivo impairment dell\u2019atti-
\n
vit\u00e0 (o gruppo in dismissione) al fair value al netto dei costi di
\n
vendita e i ripristini di impairment sono rilevati a Conto eco-
\n
nomico nell\u2019ambito delle continuing operation.
\n
Le attivit\u00e0 non correnti non sono ammortizzate finch\u00e9 sono
\n
classificate come possedute per la vendita o finch\u00e9 sono in-
\n
serite in un gruppo in dismissione classificato come posse-
\n
duto per la vendita.
\n

\n\n\n\n
Se una componente del Gruppo \u00e8 un\u2019attivit\u00e0 operativa ces-
\n
sata (discontinued operation), il Gruppo espone, in una voce
\n
separata del Conto economico, un unico importo rappresen-
\n

\n\n\n

\n\n\n

\n\n\n\n

\n

\n

\n\n

\n\n
tato dal totale:
\n
\u2022
\n
degli utili o delle perdite delle discontinued operation al
\n
netto degli effetti fiscali; e
\n
\u2022
\n
della plusvalenza o minusvalenza, al netto degli effetti fi-
\n
scali, rilevata a seguito della valutazione al fair value al net-
\n
to dei costi di vendita o della dismissione delle attivit\u00e0 (o
\n
gruppo in dismissione) che costituiscono la discontinued
\n
operation.
\n
I corrispondenti ammontari sono ripresentati nel Conto eco-
\n
nomico per i periodi a confronto, cosicch\u00e9 l\u2019informativa si ri-
\n
ferisca a tutte le discontinued operation entro la data di rife-
\n
rimento dell\u2019ultimo bilancio presentato. Se il Gruppo cessa di
\n
classificare un componente come posseduto per la vendita, i
\n
risultati del componente precedentemente esposto in bilan-
\n
cio tra le discontinued operation sono riclassificati e inclusi
\n
nell\u2019ambito del risultato delle continuing operation per tutti
\n
gli esercizi presentati in bilancio.
\n

\n\n\n

\n\n\n\n

\n\n
Certificati ambientali
\n
In assenza di una specifica normativa IAS/IFRS di riferimento,
\n
il trattamento contabile adottato dal Gruppo risulta confor-
\n
me alle regole generali incluse nel corpus dei princ\u00edpi con-
\n
tabili IAS/IFRS applicabili e in linea con la best practice inter-
\n
nazionale.
\n
In particolare, il modello contabile di Gruppo per la gestione
\n
dei certificati ambientali riflette il cosiddetto \u201cbusiness mo-
\n
del\u201d delle societ\u00e0 coinvolte e, quindi, le diverse peculiarit\u00e0 re-
\n
lative all\u2019attivit\u00e0 svolta da tali societ\u00e0 distinguendo tra societ\u00e0
\n
di generazione di energia da fonti rinnovabili, societ\u00e0 obbli-
\n
gate, societ\u00e0 trader e altre societ\u00e0 che operano nel settore
\n
dei servizi energetici pur non essendo soggetti obbligati.
\n
Maggiori dettagli sull\u2019applicazione di tale modello contabile
\n
sono forniti nella nota 58 \u201cProgrammi ambientali\u201d.
\n

\n\n\n

\n\n\n\n

\n

\n
Benef\u00edci ai dipendenti
\n
Benef\u00edci successivi alla fine del rapporto di lavoro e altri
\n
benef\u00edci a lungo termine
\n
Ai sensi dello IAS 19, il Gruppo determina, separatamente per
\n
ciascun piano, le passivit\u00e0 relative ai benef\u00edci definiti erogati
\n
ai dipendenti in coincidenza o successivamente alla cessa-
\n
zione del rapporto di lavoro e agli altri benef\u00edci a lungo termi-
\n
ne erogati nel corso dell\u2019attivit\u00e0 lavorativa. Il Gruppo utilizza
\n
ipotesi attuariali per stimare l\u2019ammontare dei benef\u00edci futuri
\n
che i dipendenti hanno maturato alla data di riferimento del
\n
bilancio (attraverso il \u201cmetodo di proiezione unitaria del cre-
\n
dito\u201d) e un opportuno tasso di sconto per determinare il valo-
\n
re attuale di tali piani.
\n
La passivit\u00e0, al netto delle eventuali attivit\u00e0 a servizio del pia-
\n
no, \u00e8 rilevata per competenza lungo il periodo di maturazione
\n
del diritto. La valutazione della passivit\u00e0 \u00e8 effettuata da attuari
\n
indipendenti.
\n
Se le attivit\u00e0 a servizio del piano eccedono il valore attuale
\n
della relativa passivit\u00e0 a benef\u00edci definiti, il surplus viene rile-
\n
vato come attivit\u00e0 (nei limiti dell\u2019eventuale massimale).
\n
Con riferimento alle passivit\u00e0 (attivit\u00e0) per i piani a benef\u00edci
\n
definiti, il Gruppo rileva gli utili e le perdite attuariali derivanti
\n
dalla valutazione attuariale delle passivit\u00e0, il rendimento delle
\n
attivit\u00e0 a servizio del piano (al netto degli associati interessi
\n
attivi) e l\u2019effetto del massimale di attivit\u00e0 \u2013 asset ceiling \u2013 (al
\n
netto dei relativi interessi) nell\u2019ambito delle altre componenti
\n
del Conto economico complessivo (OCI) quando si verifica-
\n
no. Per gli altri benef\u00edci a lungo termine, i relativi utili e perdite
\n
attuariali sono rilevati 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 impli-
\n
cita a pagare ulteriori contributi se il fondo non disponesse di
\n
risorse sufficienti a pagare tutti i benef\u00edci ai dipendenti rela-
\n
tivamente all\u2019attivit\u00e0 lavorativa svolta nell\u2019esercizio corrente e
\n
in quelli precedenti. Tali piani sono generalmente istituiti con
\n
lo scopo di integrare le prestazioni pensionistiche dovute
\n
successivamente alla fine del rapporto di lavoro. I costi relativi
\n
a tali piani sono rilevati a Conto economico sulla base della
\n
contribuzione effettuata nel periodo.
\n\n
Termination benefit
\n
Ai sensi dello IAS 19, le passivit\u00e0 per benef\u00edci dovuti ai di-
\n
pendenti per la cessazione anticipata del rapporto di lavoro
\n
derivano dalla decisione da parte del Gruppo di concludere
\n
il rapporto di lavoro con un dipendente prima della normale
\n
data di pensionamento oppure dalla scelta volontaria di un
\n
dipendente di accettare un\u2019offerta, da parte del Gruppo, di
\n
tali benef\u00edci in cambio della cessazione del rapporto di lavoro.
\n
Tali benef\u00edci sono rilevati nella data pi\u00f9 immediata tra le se-
\n
guenti:
\n
\u2022
\n
il momento in cui il Gruppo non pu\u00f2 pi\u00f9 ritirare l\u2019offerta di
\n
tali benef\u00edci; e
\n
\u2022
\n
il momento in cui il Gruppo rileva i costi di una ristruttura-
\n
zione che rientra nell\u2019ambito di applicazione dello IAS 37 e
\n
implica il pagamento di benef\u00edci dovuti per la cessazione
\n
del rapporto di lavoro.
\n
Il Gruppo determina tali passivit\u00e0 sulla base della natura del
\n
beneficio concesso.
\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\u2019ambito
\n
della politica in materia di remunerazione adottata per l\u2019Am-
\n
ministratore Delegato/Direttore Generale e per i dirigenti con
\n
responsabilit\u00e0 strategiche.
\n
I pi\u00f9 recenti piani di incentivazione di lungo termine prevedo-
\n
no l\u2019assegnazione ai destinatari di un incentivo, rappresen-
\n
tato da una componente di natura azionaria (regolata con
\n
strumenti rappresentativi di capitale) e da una componente
\n
monetaria (pagata per cassa), che maturer\u00e0 qualora si verifi-
\n
chino specifiche condizioni.
\n
Ai sensi dell\u2019IFRS 2, il Gruppo classifica la componente mo-
\n
netaria come un\u2019operazione regolata per cassa se \u00e8 basata
\n
sul prezzo (o valore) degli strumenti rappresentativi di ca-
\n

\n\n\n

\n

\n\n\n

\n\n\n\n

\n

\n\n

\n\n
pitale della societ\u00e0 che ha emesso il piano o, negli altri casi,
\n
come un altro beneficio ai dipendenti a lungo termine. Al
\n
fine di regolare la componente azionaria mediante l\u2019asse-
\n
gnazione gratuita di azioni, sono stati approvati programmi
\n
di acquisto di azioni proprie a servizio di tali piani. Per ulte-
\n
riori dettagli sui piani di incentivazione basati su azioni, si
\n
rinvia alla nota 53 \u201cPagamenti basati su azioni\u201d.
\n
In particolare, per la componente azionaria, il Gruppo rileva
\n
i servizi resi dai dipendenti come costo del personale lun-
\n
go il periodo in cui le condizioni di permanenza in servizio
\n
e di conseguimento di determinati risultati devono essere
\n
soddisfatte (periodo di maturazione) e stima indirettamente
\n
il loro valore e il corrispondente incremento di una specifi-
\n
ca 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.
\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 numero
\n
di strumenti rappresentativi di capitale per i quali ci si atten-
\n
de che le condizioni di permanenza in servizio e quelle di
\n
conseguimento di determinati risultati diverse dalle condi-
\n
zioni di mercato o di non maturazione saranno soddisfatte
\n
al termine del periodo di maturazione.
\n
Di contro, se l\u2019incentivo basato su strumenti rappresentativi
\n
di capitale \u00e8 pagato per cassa, il Gruppo rileva i servizi resi
\n
dai dipendenti come costo del personale lungo il periodo di
\n
maturazione e una corrispondente passivit\u00e0 misurata al fair
\n
value della passivit\u00e0 sostenuta. Successivamente, e fino al
\n
momento della sua estinzione, la passivit\u00e0 viene rimisurata
\n
al fair value a ogni data di riferimento del bilancio, consi-
\n
derando la migliore stima possibile dell\u2019incentivo che ma-
\n
turer\u00e0, con le variazioni di fair value rilevate tra i costi del
\n
personale.
\n

\n\n\n

\n\n\n\n

\n
Fondi rischi e oneri
\n
Ai sensi dello IAS 37, i fondi per rischi e oneri sono rilevati
\n
quando, alla data di riferimento, in presenza di un\u2019obbliga-
\n
zione legale o implicita derivante da un evento passato, \u00e8
\n
probabile che per soddisfare l\u2019obbligazione si render\u00e0 ne-
\n
cessario un esborso di risorse il cui ammontare \u00e8 stimabile in
\n
modo attendibile. Se l\u2019effetto del valore temporale del denaro
\n
\u00e8 un aspetto rilevante, gli accantonamenti sono determinati
\n
attualizzando i flussi finanziari futuri attesi a un tasso di scon-
\n
to al lordo delle imposte che riflette la valutazione corrente
\n
del mercato del costo del denaro in relazione al tempo e, se
\n
applicabile, il rischio specifico attribuibile all\u2019obbligazione.
\n
Quando l\u2019accantonamento \u00e8 attualizzato, l\u2019adeguamento pe-
\n
riodico del valore attuale dovuto al fattore temporale \u00e8 rifles-
\n
so 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 rimborsate
\n
da terzi, l\u2019indennizzo, se virtualmente certo, \u00e8 rilevato come
\n
un\u2019attivit\u00e0 distinta.
\n\n
Se la passivit\u00e0 \u00e8 connessa allo smantellamento degli impianti
\n
e/o ripristino del sito in cui gli stessi insistono, il fondo \u00e8 rile-
\n
vato in contropartita all\u2019attivit\u00e0 cui si riferisce e la rilevazione
\n
dell\u2019onere a Conto economico avviene attraverso il processo
\n
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\n\n
Una passivit\u00e0 per ristrutturazione si riferisce a un programma
\n
pianificato e controllato dalla direzione aziendale che modifi-
\n
ca in maniera significativa l\u2019ambito di un business intrapreso
\n
dal Gruppo oppure il modo in cui il business \u00e8 gestito. Tale
\n
passivit\u00e0 \u00e8 rilevata quando sorge un\u2019obbligazione implicita,
\n
ossia quando il Gruppo ha approvato un dettagliato pro-
\n
gramma formale per la ristrutturazione e ne ha iniziato la re-
\n
alizzazione oppure ne ha gi\u00e0 comunicato gli aspetti principali
\n
ai terzi interessati.
\n
I fondi non comprendono le passivit\u00e0 relative a trattamen-
\n
ti 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 applicazio-
\n
ne dell\u2019IFRS 15, ai sensi del contratto, delle norme di legge
\n
o conformemente alla sua abituale pratica commerciale. In
\n
questo caso, il Gruppo valuta se la garanzia fornisca al cliente
\n
l\u2019assicurazione che il prodotto, oggetto di garanzia, funzio-
\n
ner\u00e0 come previsto dalle parti, perch\u00e9 \u00e8 conforme alle spe-
\n
cifiche concordate, oppure se la garanzia fornisca anche un
\n
servizio in aggiunta alla conformit\u00e0 del prodotto alle specifi-
\n
che concordate.
\n
A seguito della valutazione effettuata, se il Gruppo determina
\n
che \u00e8 fornita una garanzia assicurativa, quando trasferisce il
\n
prodotto al cliente il Gruppo rileva separatamente una pas-
\n
sivit\u00e0 e un corrispondente onere, che rappresenta un costo
\n
addizionale per la fornitura dei beni o servizi, senza attribuire
\n
alcuna parte del prezzo dell\u2019operazione (e, quindi, dei ricavi)
\n
alla garanzia. La passivit\u00e0 \u00e8 misurata e presentata come un
\n
fondo per rischi e oneri.
\n
In caso contrario, se il Gruppo determina che la garanzia for-
\n
nisce un servizio aggiuntivo, il Gruppo contabilizza la garan-
\n
zia promessa come un\u2019obbligazione di fare conformemente
\n
alle previsioni dell\u2019IFRS 15, rilevando la passivit\u00e0 derivante dal
\n
contratto come ricavo, lungo il periodo in cui \u00e8 fornito il ser-
\n
vizio, 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 di
\n
fare.
\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

\n

\n\n\n

\n\n\n\n

\n

\n

\n

\n\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 interamente
\n
recuperato. Qualora non lo fosse, si rileva una perdita a Conto
\n
economico pari all\u2019ammontare ritenuto non recuperabile. Le
\n
variazioni di stima in diminuzione sono rilevate in controparti-
\n
ta all\u2019attivit\u00e0 fino a concorrenza del suo valore contabile e, per
\n
la parte eccedente, immediatamente a Conto economico.
\n
Per maggiori dettagli sui criteri di stima adottati nella deter-
\n
minazione della passivit\u00e0 relativa allo smantellamento e ripri-
\n
stino dei siti, e in particolare per lo smantellamento degli im-
\n
pianti nucleari e per lo stoccaggio delle scorie o di altri scarti
\n
di materiali radioattivi, si rinvia alla nota 2.1 \u201cUso di stime e
\n
giudizi del management\u201d.
\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 clienti per
\n
un ammontare che riflette il corrispettivo al quale il Gruppo si
\n
aspetta di avere diritto in cambio dei beni e dei servizi forniti,
\n
in accordo con il modello a cinque step previsto dall\u2019IFRS 15:
\n
\u2022
\n
individuazione del contratto con il cliente;
\n
\u2022
\n
individuazione delle obbligazioni di fare, ovvero le promes-
\n
se, nel contratto con il cliente, di trasferire beni o servizi;
\n\n
\u2022
\n
determinazione del prezzo dell\u2019operazione all\u2019inizio del
\n
contratto, considerando eventuali corrispettivi variabili,
\n
corrispettivi non monetari ricevuti dal cliente e quelli da
\n
pagare a esso, componenti di finanziamento significative;
\n

\n\n\n
\u2022
\n
allocazione del corrispettivo, all\u2019inizio del contratto, alle di-
\n
verse obbligazioni di fare;
\n
\u2022
\n
rilevazione dei ricavi, quando (o man mano che) ciascu-
\n
na obbligazione di fare \u00e8 soddisfatta trasferendo il bene o
\n
servizio promesso al cliente.
\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 il
\n
Gruppo rileva i ricavi generati dall\u2019adempimento dell\u2019obbliga-
\n
zione di fare per l\u2019importo che ha diritto a fatturare al cliente,
\n
le informazioni relative alle rimanenti obbligazioni di fare non
\n
vengono fornite.
\n
Maggiori dettagli riguardo all\u2019applicazione di tale modello di
\n
rilevazione dei ricavi sono forniti nella nota 2.1 \u201cUso di stime
\n
e giudizi del management\u201d e nella nota 11.a \u201cRicavi delle ven-
\n
dite e delle prestazioni\u201d.
\n

\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
\n
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
\u2022
\n
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

\n

\n\n\n
\u2022
\n
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
Ai sensi dello IAS 20, i contributi pubblici, inclusi i contributi
\n
non monetari valutati al fair value, sono rilevati quando esiste
\n
una ragionevole certezza che saranno ricevuti e che il Grup-
\n
po rispetter\u00e0 tutte le condizioni previste dal Governo, da enti
\n
governativi e analoghi enti locali, nazionali o internazionali per
\n
la loro erogazione.
\n
Il beneficio di un finanziamento pubblico a un tasso di inte-
\n
resse inferiore a quello di mercato \u00e8 trattato come un contri-
\n
buto pubblico. Il finanziamento \u00e8 inizialmente rilevato al fair
\n
value e il contributo pubblico \u00e8 misurato come differenza tra
\n
il valore contabile iniziale e il corrispettivo ricevuto. Il finan-
\n
ziamento \u00e8 successivamente valutato conformemente alle
\n
disposizioni previste per le passivit\u00e0 finanziarie.
\n
I contributi pubblici sono rilevati a Conto economico, con un
\n
criterio sistematico, negli esercizi in cui il Gruppo rileva come
\n
costi le relative spese che i contributi intendono compensa-
\n
re.
\n
Un contributo pubblico ricevuto come compensazione per
\n
costi o perdite gi\u00e0 sostenuti, ovvero al fine di dare un sup-
\n
porto finanziario immediato al Gruppo senza correlati costi
\n
futuri, \u00e8 rilevato come provento nell\u2019esercizio in cui diventa
\n
esigibile.
\n
Quando i contributi pubblici sono ricevuti per l\u2019acquisto, la
\n
costruzione o l\u2019acquisizione di attivit\u00e0 immobilizzate (per
\n
esempio immobili, impianti e macchinari o attivit\u00e0 immate-
\n
riali) sono portati a riduzione del valore contabile del bene
\n
e rilevati a Conto economico durante la vita ammortizzabile
\n
del bene come riduzione del costo dell\u2019ammortamento. Nel
\n
caso non ci siano sufficienti informazioni per consentirne
\n
un\u2019adeguata attribuzione alle relative attivit\u00e0 immobilizzate
\n
cui si riferiscono, i contributi pubblici in conto impianti sono
\n
rilevati come risconti passivi, tra le altre passivit\u00e0, e rilevati a
\n
Conto economico su base sistematica lungo la vita utile del
\n
bene. Se un contributo pubblico viene concesso in un perio-
\n
do successivo a quello in cui ha avuto inizio l\u2019ammortamento
\n
dei beni, la quota parte del contributo corrispondente agli
\n
ammortamenti rilevati in periodi precedenti \u00e8 rilevata diretta-
\n
mente a Conto economico.
\n
Quando il Gruppo riceve contributi pubblici sotto forma di
\n
trasferimenti di attivit\u00e0 non monetarie destinate all\u2019utilizzo
\n
aziendale, rileva sia il contributo sia il bene al fair value dell\u2019at-
\n
tivit\u00e0 non monetaria alla data del trasferimento.
\n

\n\n\n

\n\n\n\n

\n

\n

\n\n
Risultati netti da contratti su commodity
\n
I risultati netti da contratti su commodity includono:
\n
\u2022
\n
proventi od oneri netti da derivati su commodity, inclusi
\n
i derivati designati come cash flow hedge e i derivati va-
\n
lutati al fair value rilevato a Conto economico, sia regolati
\n
sia ancora in essere alla data di riferimento del bilancio; e
\n
\u2022
\n
risultati netti derivanti dalla valutazione al fair value rileva-
\n
to a Conto economico dei contratti su commodity ener-
\n
getiche con consegna fisica, ancora in essere alla data di
\n
bilancio.
\n

\n\n\n\n
Dividendi
\n
Ai sensi dell\u2019IFRS 9 (Strumenti finanziari), i dividendi sono ri-
\n
levati quando \u00e8 stabilito il diritto incondizionato a riceverne
\n
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\n

\n
Imposte sul reddito
\n
Lo IAS 12 specifica i requisiti per la rilevazione di attivit\u00e0 e
\n
passivit\u00e0 fiscali correnti e differite; l\u2019incertezza nella deter-
\n
minazione dei debiti verso l\u2019erario \u00e8 definita in linea con i re-
\n
quisiti previsti dall\u2019IFRIC 23 (Incertezza sui trattamenti ai fini
\n
dell\u2019imposta 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 versati,
\n
ovvero nella voce \u201ccrediti per imposte sul reddito\u201d qualora
\n
il saldo netto risulti a credito, sono determinate in base alla
\n
stima del reddito imponibile e in conformit\u00e0 alle disposizioni
\n
in vigore.
\n
Tali debiti e crediti sono determinati applicando le aliquote
\n
fiscali previste da provvedimenti promulgati o sostanzial-
\n
mente promulgati alla data di riferimento del bilancio.
\n
Le imposte correnti sono rilevate nel Conto economico, a
\n
eccezione di quelle relative a voci rilevate al di fuori del Con-
\n
to economico che sono riconosciute direttamente a patri-
\n
monio 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
\n
i corrispondenti valori riconosciuti ai fini fiscali applicando
\n
l\u2019aliquota fiscale in vigore alla data in cui la differenza tem-
\n
poranea si riverser\u00e0, determinata sulla base delle aliquote
\n
fiscali previste da provvedimenti promulgati o sostanzial-
\n
mente 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: (i) dalla rilevazione iniziale dell\u2019avviamento; o (ii) dalla ri-
\n
levazione iniziale di un\u2019attivit\u00e0 o di una passivit\u00e0 in un\u2019opera-
\n
zione che: non rappresenta un\u2019aggregazione aziendale, e al
\n
momento dell\u2019operazione, non influenza n\u00e9 l\u2019utile contabile
\n
n\u00e9 il reddito imponibile; e non d\u00e0 luogo a differenze tem-
\n
poranee imponibili e deducibili uguali; o (iii) in riferimento a
\n
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 le
\n
passivit\u00e0 fiscali correnti e se sono relative a imposte sul red-
\n
dito applicate dalla medesima Autorit\u00e0 Fiscale sullo stes-
\n
so soggetto passivo d\u2019imposta oppure su soggetti passivi
\n
d\u2019imposta diversi che intendono regolare le passivit\u00e0 e le
\n
attivit\u00e0 fiscali correnti su base netta, o realizzare le attivit\u00e0
\n
e regolare le passivit\u00e0 contemporaneamente, in ciascun
\n
esercizio successivo nel quale si prevede che siano regolati
\n
o recuperati ammontari significativi di passivit\u00e0 o di attivit\u00e0
\n
fiscali differite.
\n

\n

\n\n\n
Incertezza sui trattamenti ai fini dell\u2019imposta sul reddito
\n
Nella definizione di incertezza, andr\u00e0 considerato se un dato
\n
trattamento fiscale risulter\u00e0 accettabile per l\u2019Autorit\u00e0 Fiscale.
\n
Se si ritiene probabile che l\u2019Autorit\u00e0 Fiscale accetti il tratta-
\n
mento fiscale (con il termine \u201cprobabile\u201d inteso come \u201cpi\u00f9
\n
verosimile che non\u201d), allora il Gruppo rileva e valuta le proprie
\n
imposte correnti o differite attive e passive applicando le di-
\n
sposizioni 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.
\n
Maggiori informazioni sull\u2019incertezza sui trattamenti ai fini
\n
dell\u2019imposta sul reddito sono riportate nella nota 2.1 \u201cUso di
\n
stime e giudizi del management\u201d.
\n
Poich\u00e9 le posizioni fiscali incerte si riferiscono alla definizio-
\n
ne di imposte sul reddito, il Gruppo espone le attivit\u00e0/passi-
\n
vit\u00e0 fiscali incerte come imposte correnti o imposte differite.
\n

\n

\n\n\n

\n\n\n", "dimensions": { "concept": "ifrs-full:DisclosureOfMaterialAccountingPolicyInformationExplanatory", "language": "it", "entity": "scheme:WOCMU6HCI0OJWNPRZS33", "period": "2023-01-01T00:00:00/2024-01-01T00:00:00" } }, "Tag127": { "value": "\n

\n
Parti correlate
\n
Ai sensi dello IAS 24, per parti correlate si intendono princi-
\n
palmente quelle che condividono con Enel SpA il medesimo
\n
soggetto controllante, le societ\u00e0 che direttamente o indiret-
\n
tamente sono controllate da Enel SpA, le societ\u00e0 collegate o
\n
joint venture (comprese le loro controllate) di Enel SpA, o le
\n
societ\u00e0 collegate o joint venture (comprese le loro control-
\n
late) di qualsiasi societ\u00e0 del Gruppo. Nella definizione di parti
\n\n
correlate rientrano, inoltre, quelle entit\u00e0 che gestiscono pia-
\n
ni di benef\u00edci post-pensionistici per i dipendenti di Enel SpA
\n
o di sue societ\u00e0 correlate (nello specifico, i fondi pensione
\n
FOPEN e FONDENEL), nonch\u00e9 i Sindaci e i loro stretti fami-
\n
liari, i dirigenti con responsabilit\u00e0 strategiche e i loro stretti
\n
familiari, di Enel SpA e di societ\u00e0 da questa controllate. I diri-
\n
genti con responsabilit\u00e0 strategiche sono coloro che hanno
\n
il potere e la responsabilit\u00e0, diretta o indiretta, della pianifica-
\n
zione, della direzione, del controllo delle attivit\u00e0 della Societ\u00e0
\n
e comprendono i relativi Amministratori (esecutivi o meno).
\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", "dimensions": { "concept": "ifrs-full:DescriptionOfAccountingPolicyForTransactionsWithRelatedPartiesExplanatory", "language": "it", "entity": "scheme:WOCMU6HCI0OJWNPRZS33", "period": "2023-01-01T00:00:00/2024-01-01T00:00:00" } }, "Tag128": { "value": "Nella definizione di parti \n
correlate rientrano, inoltre, quelle entit\u00e0 che gestiscono pia-
\n
ni di benef\u00edci post-pensionistici per i dipendenti di Enel SpA
\n
o di sue societ\u00e0 correlate (nello specifico, i fondi pensione
\n
FOPEN e FONDENEL), nonch\u00e9 i Sindaci e i loro stretti fami-
\n
liari, i dirigenti con responsabilit\u00e0 strategiche e i loro stretti
\n
familiari, di Enel SpA e di societ\u00e0 da questa controllate. I diri-
\n
genti con responsabilit\u00e0 strategiche sono coloro che hanno
\n
il potere e la responsabilit\u00e0, diretta o indiretta, della pianifica-
\n
zione, della direzione, del controllo delle attivit\u00e0 della Societ\u00e0
\n
e comprendono i relativi Amministratori (esecutivi o meno).
\n

\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
In merito all\u2019informativa sulla retribuzione degli Ammini-
\n
stratori, del Collegio Sindacale, del Direttore Generale e
\n
dei dirigenti con responsabilit\u00e0 strategiche, prevista dallo
\n
IAS 24, si rimanda alle seguenti tabelle.
\n
Milioni di euro
\n
2023\u00a02022\u00a02023-2022
\n
Compensi riferiti ai componenti del Consiglio di Amministrazione e del
\n
Collegio Sindacale, al Direttore Generale
\n
Benef\u00edci a breve termine per i dipendenti\u00a05\u00a05\u00a0-\u00a0-
\n
Benef\u00edci dovuti ai dipendenti per la cessazione del rapporto di lavoro\u00a05\u00a0-\u00a05\u00a0-
\n
Pagamenti basati su azioni\u00a01\u00a01\u00a0-\u00a0-
\n
Totale\u00a011\u00a06\u00a05\u00a083,3%
\n
Milioni di euro
\n
2023\u00a02022\u00a02023-2022
\n
Compensi riferiti ai dirigenti con responsabilit\u00e0 strategiche
\n
Benef\u00edci a breve termine per i dipendenti\u00a08\u00a013\u00a0(5)\u00a0-38,5%
\n
Benef\u00edci dovuti ai dipendenti per la cessazione del rapporto di lavoro\u00a04\u00a0-\u00a04\u00a0-
\n
Pagamenti basati su azioni\u00a01\u00a02\u00a0(1)\u00a0-50,0%
\n
Totale\u00a013\u00a015\u00a0(2)\u00a0-13,3%
\n
Nel corso del mese di novembre 2010 il Consiglio di Am-
\n
ministrazione di Enel SpA ha approvato una procedura
\n
che disciplina l\u2019approvazione e l\u2019esecuzione delle opera-
\n
zioni con parti correlate poste in essere da Enel SpA, di-
\n
rettamente ovvero per il tramite di societ\u00e0 controllate (la
\n
\u201cProcedura OPC Enel\u201d). Tale procedura (reperibile all\u2019indi-
\n
rizzo \u201chttps://www.enel.com/it/investitori/governance/sta-
\n
tuto-regolamenti-politiche\u201d) individua una serie di regole
\n
volte ad assicurare la trasparenza e la correttezza, sia so-
\n
stanziale sia procedurale, delle operazioni con parti corre-
\n
late ed \u00e8 stata adottata in attuazione di quanto disposto
\n
dall\u2019art. 2391\u00a0bis\u00a0del codice civile e dalla disciplina attuativa
\n
dettata dalla CONSOB con Regolamento n. 17221 del 12
\n
marzo 2010, come successivamente modificato (il \u201cRego-
\n
lamento CONSOB OPC\u201d).
\n
Si segnala che nel corso dell\u2019esercizio 2023 non sono state
\n
realizzate operazioni con parti correlate per le quali fosse
\n
necessario procedere all\u2019inserimento in bilancio dell\u2019infor-
\n
mativa richiesta dal Regolamento CONSOB OPC.
\n
\n", "dimensions": { "concept": "ifrs-full:DisclosureOfInformationAboutKeyManagementPersonnelExplanatory", "language": "it", "entity": "scheme:WOCMU6HCI0OJWNPRZS33", "period": "2023-01-01T00:00:00/2024-01-01T00:00:00" } }, "Tag129": { "value": "\n

\n\n

\n
Societ\u00e0 controllate
\n
Ai sensi dell\u2019IFRS 10, le societ\u00e0 controllate sono le societ\u00e0 su
\n
cui il Gruppo detiene il controllo. Per maggiori dettagli circa
\n
la definizione di controllo, si rinvia al paragrafo \u201cValutazione
\n
dell\u2019esistenza dei requisiti del controllo\u201d all\u2019interno della nota
\n
2.1 \u201cUso di stime e giudizi del management\u201d.
\n
I bilanci delle societ\u00e0 controllate utilizzati ai fini della pre-
\n
disposizione del Bilancio consolidato al 31 dicembre 2023
\n
sono elaborati in accordo con i princ\u00edpi contabili adottati dal
\n
Gruppo.
\n
Se una societ\u00e0 controllata utilizza princ\u00edpi contabili diversi da
\n
quelli adottati nella predisposizione del Bilancio consolidato
\n
per operazioni e fatti simili in circostanze similari, vengono
\n
effettuate opportune rettifiche per garantire la conformit\u00e0 ai
\n
princ\u00edpi contabili di Gruppo.
\n
I valori delle societ\u00e0 controllate sono consolidati integral-
\n
mente linea per linea nei conti consolidati a partire dalla data
\n
in cui il Gruppo ne acquisisce il controllo e sino alla data in
\n
cui tale controllo cessa di esistere.
\n\n
Il risultato dell\u2019esercizio e le altre componenti di Conto eco-
\n
nomico complessivo sono attribuiti agli azionisti della Capo-
\n
gruppo e ai terzi anche se i risultati attribuiti a questi ultimi
\n
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 so-
\n
ciet\u00e0 controllate che non implicano la perdita del control-
\n
lo sono rilevate come operazioni sul capitale rettificando la
\n
quota attribuibile agli azionisti della Capogruppo e quella
\n
ai terzi per riflettere le variazioni nelle loro relative quote di
\n
possesso. L\u2019eventuale differenza tra l\u2019ammontare al quale
\n
vengono rettificate le partecipazioni di minoranza e il fair va-
\n
lue del corrispettivo pagato o ricevuto viene rilevata diretta-
\n
mente nel patrimonio netto consolidato.
\n

\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
Quando il Gruppo perde il controllo su una societ\u00e0 control-
\n
lata, l\u2019eventuale partecipazione residua nella societ\u00e0 prece-
\n
dentemente controllata viene rimisurata al fair value alla data
\n
in cui si perde il controllo, rilevando l\u2019eventuale utile o perdi-
\n
ta derivante dalla perdita del controllo a Conto economico.
\n
Inoltre, la quota delle OCI riferita alla controllata di cui si per-
\n
de il controllo \u00e8 trattata contabilmente come se il Gruppo
\n
avesse direttamente dismesso le relative attivit\u00e0 o passivit\u00e0.
\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\n", "dimensions": { "concept": "ifrs-full:DescriptionOfAccountingPolicyForSubsidiariesExplanatory", "language": "it", "entity": "scheme:WOCMU6HCI0OJWNPRZS33", "period": "2023-01-01T00:00:00/2024-01-01T00:00:00" } }, "Tag130": { "value": "\n

\n
Societ\u00e0 controllate
\n
Ai sensi dell\u2019IFRS 10, le societ\u00e0 controllate sono le societ\u00e0 su
\n
cui il Gruppo detiene il controllo. Per maggiori dettagli circa
\n
la definizione di controllo, si rinvia al paragrafo \u201cValutazione
\n
dell\u2019esistenza dei requisiti del controllo\u201d all\u2019interno della nota
\n
2.1 \u201cUso di stime e giudizi del management\u201d.
\n
I bilanci delle societ\u00e0 controllate utilizzati ai fini della pre-
\n
disposizione del Bilancio consolidato al 31 dicembre 2023
\n
sono elaborati in accordo con i princ\u00edpi contabili adottati dal
\n
Gruppo.
\n
Se una societ\u00e0 controllata utilizza princ\u00edpi contabili diversi da
\n
quelli adottati nella predisposizione del Bilancio consolidato
\n
per operazioni e fatti simili in circostanze similari, vengono
\n
effettuate opportune rettifiche per garantire la conformit\u00e0 ai
\n
princ\u00edpi contabili di Gruppo.
\n
I valori delle societ\u00e0 controllate sono consolidati integral-
\n
mente linea per linea nei conti consolidati a partire dalla data
\n
in cui il Gruppo ne acquisisce il controllo e sino alla data in
\n
cui tale controllo cessa di esistere.
\n\n
Il risultato dell\u2019esercizio e le altre componenti di Conto eco-
\n
nomico complessivo sono attribuiti agli azionisti della Capo-
\n
gruppo e ai terzi anche se i risultati attribuiti a questi ultimi
\n
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 so-
\n
ciet\u00e0 controllate che non implicano la perdita del control-
\n
lo sono rilevate come operazioni sul capitale rettificando la
\n
quota attribuibile agli azionisti della Capogruppo e quella
\n
ai terzi per riflettere le variazioni nelle loro relative quote di
\n
possesso. L\u2019eventuale differenza tra l\u2019ammontare al quale
\n
vengono rettificate le partecipazioni di minoranza e il fair va-
\n
lue del corrispettivo pagato o ricevuto viene rilevata diretta-
\n
mente nel patrimonio netto consolidato.
\n

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

\n

\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n

\n\n

\n\n
Partecipazioni in societ\u00e0 collegate e joint
\n
arrangement
\n
Nel Bilancio consolidato le partecipazioni in societ\u00e0 collega-
\n
te e joint arrangement sono valutate secondo i requisiti pre-
\n
visti dallo IAS 28 (Partecipazioni in societ\u00e0 collegate e joint
\n
venture) e dall\u2019IFRS 11 (Joint arrangement).
\n
A tal riguardo, le societ\u00e0 collegate sono quelle in cui il Grup-
\n
po esercita un\u2019influenza notevole, mentre una joint venture \u00e8
\n
un accordo nel quale il Gruppo detiene il controllo congiun-
\n
to e vanta diritti sulle attivit\u00e0 nette dell\u2019accordo.
\n
Le partecipazioni in societ\u00e0 collegate e in joint venture sono
\n
contabilizzate con il metodo del patrimonio netto (equity
\n
method), secondo il quale tali partecipazioni sono rileva-
\n
te inizialmente al costo allocando al valore contabile delle
\n
stesse l\u2019eventuale avviamento emergente dalla differenza
\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

\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n

\n\n

\n\n

\n
tra il costo della partecipazione e la quota di interessenza
\n
del Gruppo nel fair value netto delle attivit\u00e0 e delle passivit\u00e0
\n
identificabili della societ\u00e0 partecipata, alla data di acquisizio-
\n
ne.
\n
Successivamente alla data di acquisizione, il valore contabile
\n
della partecipazione \u00e8 rettificato per rilevare la quota di per-
\n
tinenza del Gruppo dell\u2019utile (perdita) della societ\u00e0 collegata
\n
o joint venture con effetto sul Conto economico del Gruppo.
\n
Rettifiche del valore contabile possono essere necessarie
\n
anche a seguito di variazioni della quota di pertinenza del
\n
Gruppo nella societ\u00e0 collegata o joint venture, derivanti da
\n
variazioni nelle voci del prospetto delle altre componenti di
\n
Conto economico complessivo della partecipata. La quota
\n
di pertinenza del Gruppo di tali variazioni \u00e8 rilevata tra le altre
\n
componenti di Conto economico complessivo del Gruppo.
\n
I dividendi ricevuti da partecipazioni in societ\u00e0 collegate e
\n
joint venture sono contabilizzati a rettifica del valore conta-
\n
bile 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 Bilancio
\n
consolidato soltanto limitatamente alla quota di interessen-
\n
za di terzi nella collegata o nella joint venture.
\n
I bilanci delle societ\u00e0 collegate e delle joint venture sono pre-
\n
parati per lo stesso periodo contabile del 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
\n
di valore, l\u2019intero valore contabile della partecipazione \u00e8 sot-
\n
toposto a impairment test in conformit\u00e0 allo IAS 36 come
\n
un\u2019unica attivit\u00e0. Per maggiori dettagli circa l\u2019impairment, si
\n
rinvia al paragrafo \u201cImpairment delle attivit\u00e0 non finanziarie\u201d
\n
all\u2019interno della nota 2.1 \u201cUso di stime e giudizi del manage-
\n
ment\u201d.
\n\n
Quando un\u2019interessenza partecipativa cessa di essere una
\n
societ\u00e0 collegata o una joint venture, il Gruppo rileva l\u2019even-
\n
tuale partecipazione residua nella societ\u00e0 al fair value (con
\n
contropartita il Conto economico); tutti gli importi prece-
\n
dentemente rilevati nelle OCI relativi a tali investimenti sono
\n
contabilizzati come se le partecipate avessero direttamente
\n
dismesso le relative attivit\u00e0 o passivit\u00e0.
\n

\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 di
\n
influenza notevole o del controllo congiunto, il Gruppo con-
\n
tinua ad applicare il metodo del patrimonio netto e la quota
\n
degli utili e delle perdite precedentemente rilevati nell\u2019ambi-
\n
to delle OCI, relativa a tale riduzione, \u00e8 contabilizzata come
\n
se il Gruppo avesse direttamente dismesso le relative attivit\u00e0
\n
o passivit\u00e0.
\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\u2019accor-
\n
do. Per ogni joint operation il Gruppo rileva attivit\u00e0, passivit\u00e0,
\n
costi e ricavi sulla base dei termini dell\u2019accordo e non in base
\n
all\u2019interessenza partecipativa detenuta.
\n
Nel caso in cui vi sia un incremento dell\u2019interessenza in un\u2019at-
\n
tivit\u00e0 a controllo congiunto, che soddisfa la definizione di
\n
business:
\n
\u2022
\n
se il Gruppo acquisisce il controllo, e aveva diritti sulle
\n
attivit\u00e0 e obbligazioni per le passivit\u00e0 relative all\u2019attivit\u00e0 a
\n
controllo congiunto immediatamente prima della data di
\n
acquisizione, allora l\u2019operazione rappresenta un\u2019aggre-
\n
gazione aziendale realizzata in pi\u00f9 fasi per cui effettua il
\n
ricalcolo dell\u2019interessenza che deteneva in precedenza
\n
nell\u2019attivit\u00e0 a controllo congiunto al rispettivo fair value a
\n
ciascuna data di acquisizione;
\n
\u2022
\n
se il Gruppo ottiene il controllo congiunto (ossia, aveva gi\u00e0
\n
una interessenza in un\u2019attivit\u00e0 a controllo congiunto senza
\n
detenerne il controllo congiunto), l\u2019interessenza prece-
\n
dentemente detenuta nell\u2019attivit\u00e0 a controllo congiunto
\n
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\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\n\n\n\n", "dimensions": { "concept": "ifrs-full:DisclosureOfBasisOfConsolidationExplanatory", "language": "it", "entity": "scheme:WOCMU6HCI0OJWNPRZS33", "period": "2023-01-01T00:00:00/2024-01-01T00:00:00" } }, "Tag131": { "value": "\n
Il risultato dell\u2019esercizio e le altre componenti di Conto eco-
\n
nomico complessivo sono attribuiti agli azionisti della Capo-
\n
gruppo e ai terzi anche se i risultati attribuiti a questi ultimi
\n
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 so-
\n
ciet\u00e0 controllate che non implicano la perdita del control-
\n
lo sono rilevate come operazioni sul capitale rettificando la
\n
quota attribuibile agli azionisti della Capogruppo e quella
\n
ai terzi per riflettere le variazioni nelle loro relative quote di
\n
possesso. L\u2019eventuale differenza tra l\u2019ammontare al quale
\n
vengono rettificate le partecipazioni di minoranza e il fair va-
\n
lue del corrispettivo pagato o ricevuto viene rilevata diretta-
\n
mente nel patrimonio netto consolidato.
\n

\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\nIlvalore dell\u2019interessenza di terzi \u00e8 stato determinato inproporzione alla quota di partecipazione detenuta daiterzi nelle attivit\u00e0 nette.Il valore contabile delleinteressenze di terzi \u00e8 determinato in proporzione allequote di partecipazione detenute dai terzi nelle attivit\u00e0nette identificabili dell\u2019acquisita, ovvero al loro fair valuealla data di acquisizione.", "dimensions": { "concept": "ifrs-full:DescriptionOfAccountingPolicyForTransactionsWithNoncontrollingInterestsExplanatory", "language": "it", "entity": "scheme:WOCMU6HCI0OJWNPRZS33", "period": "2023-01-01T00:00:00/2024-01-01T00:00:00" } }, "Tag132": { "value": "\n

\n

\n\n

\n\n

\n\n
Partecipazioni in societ\u00e0 collegate e joint
\n
arrangement
\n
Nel Bilancio consolidato le partecipazioni in societ\u00e0 collega-
\n
te e joint arrangement sono valutate secondo i requisiti pre-
\n
visti dallo IAS 28 (Partecipazioni in societ\u00e0 collegate e joint
\n
venture) e dall\u2019IFRS 11 (Joint arrangement).
\n
A tal riguardo, le societ\u00e0 collegate sono quelle in cui il Grup-
\n
po esercita un\u2019influenza notevole, mentre una joint venture \u00e8
\n
un accordo nel quale il Gruppo detiene il controllo congiun-
\n
to e vanta diritti sulle attivit\u00e0 nette dell\u2019accordo.
\n
Le partecipazioni in societ\u00e0 collegate e in joint venture sono
\n
contabilizzate con il metodo del patrimonio netto (equity
\n
method), secondo il quale tali partecipazioni sono rileva-
\n
te inizialmente al costo allocando al valore contabile delle
\n
stesse l\u2019eventuale avviamento emergente dalla differenza
\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

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\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n

\n\n

\n\n

\n\n

\n
tra il costo della partecipazione e la quota di interessenza
\n
del Gruppo nel fair value netto delle attivit\u00e0 e delle passivit\u00e0
\n
identificabili della societ\u00e0 partecipata, alla data di acquisizio-
\n
ne.
\n
Successivamente alla data di acquisizione, il valore contabile
\n
della partecipazione \u00e8 rettificato per rilevare la quota di per-
\n
tinenza del Gruppo dell\u2019utile (perdita) della societ\u00e0 collegata
\n
o joint venture con effetto sul Conto economico del Gruppo.
\n
Rettifiche del valore contabile possono essere necessarie
\n
anche a seguito di variazioni della quota di pertinenza del
\n
Gruppo nella societ\u00e0 collegata o joint venture, derivanti da
\n
variazioni nelle voci del prospetto delle altre componenti di
\n
Conto economico complessivo della partecipata. La quota
\n
di pertinenza del Gruppo di tali variazioni \u00e8 rilevata tra le altre
\n
componenti di Conto economico complessivo del Gruppo.
\n
I dividendi ricevuti da partecipazioni in societ\u00e0 collegate e
\n
joint venture sono contabilizzati a rettifica del valore conta-
\n
bile 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 Bilancio
\n
consolidato soltanto limitatamente alla quota di interessen-
\n
za di terzi nella collegata o nella joint venture.
\n
I bilanci delle societ\u00e0 collegate e delle joint venture sono pre-
\n
parati per lo stesso periodo contabile del 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
\n
di valore, l\u2019intero valore contabile della partecipazione \u00e8 sot-
\n
toposto a impairment test in conformit\u00e0 allo IAS 36 come
\n
un\u2019unica attivit\u00e0. Per maggiori dettagli circa l\u2019impairment, si
\n
rinvia al paragrafo \u201cImpairment delle attivit\u00e0 non finanziarie\u201d
\n
all\u2019interno della nota 2.1 \u201cUso di stime e giudizi del manage-
\n
ment\u201d.
\n\n
Quando un\u2019interessenza partecipativa cessa di essere una
\n
societ\u00e0 collegata o una joint venture, il Gruppo rileva l\u2019even-
\n
tuale partecipazione residua nella societ\u00e0 al fair value (con
\n
contropartita il Conto economico); tutti gli importi prece-
\n
dentemente rilevati nelle OCI relativi a tali investimenti sono
\n
contabilizzati come se le partecipate avessero direttamente
\n
dismesso le relative attivit\u00e0 o passivit\u00e0.
\n

\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 di
\n
influenza notevole o del controllo congiunto, il Gruppo con-
\n
tinua ad applicare il metodo del patrimonio netto e la quota
\n
degli utili e delle perdite precedentemente rilevati nell\u2019ambi-
\n
to delle OCI, relativa a tale riduzione, \u00e8 contabilizzata come
\n
se il Gruppo avesse direttamente dismesso le relative attivit\u00e0
\n
o passivit\u00e0.
\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\u2019accor-
\n
do. Per ogni joint operation il Gruppo rileva attivit\u00e0, passivit\u00e0,
\n
costi e ricavi sulla base dei termini dell\u2019accordo e non in base
\n
all\u2019interessenza partecipativa detenuta.
\n
Nel caso in cui vi sia un incremento dell\u2019interessenza in un\u2019at-
\n
tivit\u00e0 a controllo congiunto, che soddisfa la definizione di
\n
business:
\n
\u2022
\n
se il Gruppo acquisisce il controllo, e aveva diritti sulle
\n
attivit\u00e0 e obbligazioni per le passivit\u00e0 relative all\u2019attivit\u00e0 a
\n
controllo congiunto immediatamente prima della data di
\n
acquisizione, allora l\u2019operazione rappresenta un\u2019aggre-
\n
gazione aziendale realizzata in pi\u00f9 fasi per cui effettua il
\n
ricalcolo dell\u2019interessenza che deteneva in precedenza
\n
nell\u2019attivit\u00e0 a controllo congiunto al rispettivo fair value a
\n
ciascuna data di acquisizione;
\n
\u2022
\n
se il Gruppo ottiene il controllo congiunto (ossia, aveva gi\u00e0
\n
una interessenza in un\u2019attivit\u00e0 a controllo congiunto senza
\n
detenerne il controllo congiunto), l\u2019interessenza prece-
\n
dentemente detenuta nell\u2019attivit\u00e0 a controllo congiunto
\n
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\n\n\n\n

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\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n", "dimensions": { "concept": "ifrs-full:DescriptionOfAccountingPolicyForInvestmentInAssociatesAndJointVenturesExplanatory", "language": "it", "entity": "scheme:WOCMU6HCI0OJWNPRZS33", "period": "2023-01-01T00:00:00/2024-01-01T00:00:00" } }, "Tag133": { "value": "\n

\n\n
Partecipazioni in societ\u00e0 collegate e joint
\n
arrangement
\n
Nel Bilancio consolidato le partecipazioni in societ\u00e0 collega-
\n
te e joint arrangement sono valutate secondo i requisiti pre-
\n
visti dallo IAS 28 (Partecipazioni in societ\u00e0 collegate e joint
\n
venture) e dall\u2019IFRS 11 (Joint arrangement).
\n
A tal riguardo, le societ\u00e0 collegate sono quelle in cui il Grup-
\n
po esercita un\u2019influenza notevole, mentre una joint venture \u00e8
\n
un accordo nel quale il Gruppo detiene il controllo congiun-
\n
to e vanta diritti sulle attivit\u00e0 nette dell\u2019accordo.
\n
Le partecipazioni in societ\u00e0 collegate e in joint venture sono
\n
contabilizzate con il metodo del patrimonio netto (equity
\n
method), secondo il quale tali partecipazioni sono rileva-
\n
te inizialmente al costo allocando al valore contabile delle
\n
stesse l\u2019eventuale avviamento emergente dalla differenza
\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

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\n
tra il costo della partecipazione e la quota di interessenza
\n
del Gruppo nel fair value netto delle attivit\u00e0 e delle passivit\u00e0
\n
identificabili della societ\u00e0 partecipata, alla data di acquisizio-
\n
ne.
\n
Successivamente alla data di acquisizione, il valore contabile
\n
della partecipazione \u00e8 rettificato per rilevare la quota di per-
\n
tinenza del Gruppo dell\u2019utile (perdita) della societ\u00e0 collegata
\n
o joint venture con effetto sul Conto economico del Gruppo.
\n
Rettifiche del valore contabile possono essere necessarie
\n
anche a seguito di variazioni della quota di pertinenza del
\n
Gruppo nella societ\u00e0 collegata o joint venture, derivanti da
\n
variazioni nelle voci del prospetto delle altre componenti di
\n
Conto economico complessivo della partecipata. La quota
\n
di pertinenza del Gruppo di tali variazioni \u00e8 rilevata tra le altre
\n
componenti di Conto economico complessivo del Gruppo.
\n
I dividendi ricevuti da partecipazioni in societ\u00e0 collegate e
\n
joint venture sono contabilizzati a rettifica del valore conta-
\n
bile 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 Bilancio
\n
consolidato soltanto limitatamente alla quota di interessen-
\n
za di terzi nella collegata o nella joint venture.
\n
I bilanci delle societ\u00e0 collegate e delle joint venture sono pre-
\n
parati per lo stesso periodo contabile del 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
\n
di valore, l\u2019intero valore contabile della partecipazione \u00e8 sot-
\n
toposto a impairment test in conformit\u00e0 allo IAS 36 come
\n
un\u2019unica attivit\u00e0. Per maggiori dettagli circa l\u2019impairment, si
\n
rinvia al paragrafo \u201cImpairment delle attivit\u00e0 non finanziarie\u201d
\n
all\u2019interno della nota 2.1 \u201cUso di stime e giudizi del manage-
\n
ment\u201d.
\n\n
Quando un\u2019interessenza partecipativa cessa di essere una
\n
societ\u00e0 collegata o una joint venture, il Gruppo rileva l\u2019even-
\n
tuale partecipazione residua nella societ\u00e0 al fair value (con
\n
contropartita il Conto economico); tutti gli importi prece-
\n
dentemente rilevati nelle OCI relativi a tali investimenti sono
\n
contabilizzati come se le partecipate avessero direttamente
\n
dismesso le relative attivit\u00e0 o passivit\u00e0.
\n

\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 di
\n
influenza notevole o del controllo congiunto, il Gruppo con-
\n
tinua ad applicare il metodo del patrimonio netto e la quota
\n
degli utili e delle perdite precedentemente rilevati nell\u2019ambi-
\n
to delle OCI, relativa a tale riduzione, \u00e8 contabilizzata come
\n
se il Gruppo avesse direttamente dismesso le relative attivit\u00e0
\n
o passivit\u00e0.
\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\u2019accor-
\n
do. Per ogni joint operation il Gruppo rileva attivit\u00e0, passivit\u00e0,
\n
costi e ricavi sulla base dei termini dell\u2019accordo e non in base
\n
all\u2019interessenza partecipativa detenuta.
\n
Nel caso in cui vi sia un incremento dell\u2019interessenza in un\u2019at-
\n
tivit\u00e0 a controllo congiunto, che soddisfa la definizione di
\n
business:
\n
\u2022
\n
se il Gruppo acquisisce il controllo, e aveva diritti sulle
\n
attivit\u00e0 e obbligazioni per le passivit\u00e0 relative all\u2019attivit\u00e0 a
\n
controllo congiunto immediatamente prima della data di
\n
acquisizione, allora l\u2019operazione rappresenta un\u2019aggre-
\n
gazione aziendale realizzata in pi\u00f9 fasi per cui effettua il
\n
ricalcolo dell\u2019interessenza che deteneva in precedenza
\n
nell\u2019attivit\u00e0 a controllo congiunto al rispettivo fair value a
\n
ciascuna data di acquisizione;
\n
\u2022
\n
se il Gruppo ottiene il controllo congiunto (ossia, aveva gi\u00e0
\n
una interessenza in un\u2019attivit\u00e0 a controllo congiunto senza
\n
detenerne il controllo congiunto), l\u2019interessenza prece-
\n
dentemente detenuta nell\u2019attivit\u00e0 a controllo congiunto
\n
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\n\n\n\n

\n

\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n", "dimensions": { "concept": "ifrs-full:DescriptionOfAccountingPolicyForInvestmentInAssociates", "language": "it", "entity": "scheme:WOCMU6HCI0OJWNPRZS33", "period": "2023-01-01T00:00:00/2024-01-01T00:00:00" } }, "Tag134": { "value": "\n
Partecipazioni in societ\u00e0 collegate e joint
\n
arrangement
\n
Nel Bilancio consolidato le partecipazioni in societ\u00e0 collega-
\n
te e joint arrangement sono valutate secondo i requisiti pre-
\n
visti dallo IAS 28 (Partecipazioni in societ\u00e0 collegate e joint
\n
venture) e dall\u2019IFRS 11 (Joint arrangement).
\n
A tal riguardo, le societ\u00e0 collegate sono quelle in cui il Grup-
\n
po esercita un\u2019influenza notevole, mentre una joint venture \u00e8
\n
un accordo nel quale il Gruppo detiene il controllo congiun-
\n
to e vanta diritti sulle attivit\u00e0 nette dell\u2019accordo.
\n
Le partecipazioni in societ\u00e0 collegate e in joint venture sono
\n
contabilizzate con il metodo del patrimonio netto (equity
\n
method), secondo il quale tali partecipazioni sono rileva-
\n
te inizialmente al costo allocando al valore contabile delle
\n
stesse l\u2019eventuale avviamento emergente dalla differenza
\n

\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n

\n
tra il costo della partecipazione e la quota di interessenza
\n
del Gruppo nel fair value netto delle attivit\u00e0 e delle passivit\u00e0
\n
identificabili della societ\u00e0 partecipata, alla data di acquisizio-
\n
ne.
\n
Successivamente alla data di acquisizione, il valore contabile
\n
della partecipazione \u00e8 rettificato per rilevare la quota di per-
\n
tinenza del Gruppo dell\u2019utile (perdita) della societ\u00e0 collegata
\n
o joint venture con effetto sul Conto economico del Gruppo.
\n
Rettifiche del valore contabile possono essere necessarie
\n
anche a seguito di variazioni della quota di pertinenza del
\n
Gruppo nella societ\u00e0 collegata o joint venture, derivanti da
\n
variazioni nelle voci del prospetto delle altre componenti di
\n
Conto economico complessivo della partecipata. La quota
\n
di pertinenza del Gruppo di tali variazioni \u00e8 rilevata tra le altre
\n
componenti di Conto economico complessivo del Gruppo.
\n
I dividendi ricevuti da partecipazioni in societ\u00e0 collegate e
\n
joint venture sono contabilizzati a rettifica del valore conta-
\n
bile 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 Bilancio
\n
consolidato soltanto limitatamente alla quota di interessen-
\n
za di terzi nella collegata o nella joint venture.
\n
I bilanci delle societ\u00e0 collegate e delle joint venture sono pre-
\n
parati per lo stesso periodo contabile del 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
\n
di valore, l\u2019intero valore contabile della partecipazione \u00e8 sot-
\n
toposto a impairment test in conformit\u00e0 allo IAS 36 come
\n
un\u2019unica attivit\u00e0. Per maggiori dettagli circa l\u2019impairment, si
\n
rinvia al paragrafo \u201cImpairment delle attivit\u00e0 non finanziarie\u201d
\n
all\u2019interno della nota 2.1 \u201cUso di stime e giudizi del manage-
\n
ment\u201d.
\n\n
Quando un\u2019interessenza partecipativa cessa di essere una
\n
societ\u00e0 collegata o una joint venture, il Gruppo rileva l\u2019even-
\n
tuale partecipazione residua nella societ\u00e0 al fair value (con
\n
contropartita il Conto economico); tutti gli importi prece-
\n
dentemente rilevati nelle OCI relativi a tali investimenti sono
\n
contabilizzati come se le partecipate avessero direttamente
\n
dismesso le relative attivit\u00e0 o passivit\u00e0.
\n

\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 di
\n
influenza notevole o del controllo congiunto, il Gruppo con-
\n
tinua ad applicare il metodo del patrimonio netto e la quota
\n
degli utili e delle perdite precedentemente rilevati nell\u2019ambi-
\n
to delle OCI, relativa a tale riduzione, \u00e8 contabilizzata come
\n
se il Gruppo avesse direttamente dismesso le relative attivit\u00e0
\n
o passivit\u00e0.
\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\u2019accor-
\n
do. Per ogni joint operation il Gruppo rileva attivit\u00e0, passivit\u00e0,
\n
costi e ricavi sulla base dei termini dell\u2019accordo e non in base
\n
all\u2019interessenza partecipativa detenuta.
\n
Nel caso in cui vi sia un incremento dell\u2019interessenza in un\u2019at-
\n
tivit\u00e0 a controllo congiunto, che soddisfa la definizione di
\n
business:
\n
\u2022
\n
se il Gruppo acquisisce il controllo, e aveva diritti sulle
\n
attivit\u00e0 e obbligazioni per le passivit\u00e0 relative all\u2019attivit\u00e0 a
\n
controllo congiunto immediatamente prima della data di
\n
acquisizione, allora l\u2019operazione rappresenta un\u2019aggre-
\n
gazione aziendale realizzata in pi\u00f9 fasi per cui effettua il
\n
ricalcolo dell\u2019interessenza che deteneva in precedenza
\n
nell\u2019attivit\u00e0 a controllo congiunto al rispettivo fair value a
\n
ciascuna data di acquisizione;
\n
\u2022
\n
se il Gruppo ottiene il controllo congiunto (ossia, aveva gi\u00e0
\n
una interessenza in un\u2019attivit\u00e0 a controllo congiunto senza
\n
detenerne il controllo congiunto), l\u2019interessenza prece-
\n
dentemente detenuta nell\u2019attivit\u00e0 a controllo congiunto
\n
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\n\n\n", "dimensions": { "concept": "ifrs-full:DescriptionOfAccountingPolicyForInvestmentsInJointVentures", "language": "it", "entity": "scheme:WOCMU6HCI0OJWNPRZS33", "period": "2023-01-01T00:00:00/2024-01-01T00:00:00" } }, "Tag135": { "value": "\n
Quando un\u2019interessenza partecipativa cessa di essere una
\n
societ\u00e0 collegata o una joint venture, il Gruppo rileva l\u2019even-
\n
tuale partecipazione residua nella societ\u00e0 al fair value (con
\n
contropartita il Conto economico); tutti gli importi prece-
\n
dentemente rilevati nelle OCI relativi a tali investimenti sono
\n
contabilizzati come se le partecipate avessero direttamente
\n
dismesso le relative attivit\u00e0 o passivit\u00e0.
\n

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

\n\n\n", "dimensions": { "concept": "ifrs-full:DescriptionOfAccountingPolicyForInvestmentsOtherThanInvestmentsAccountedForUsingEquityMethodExplanatory", "language": "it", "entity": "scheme:WOCMU6HCI0OJWNPRZS33", "period": "2023-01-01T00:00:00/2024-01-01T00:00:00" } }, "Tag136": { "value": "\n
Conversione delle poste in valuta
\n
Ai sensi dello IAS 21 (Effetti delle variazioni dei cambi del-
\n
le valute estere), le transazioni in valute diverse dalla valuta
\n
funzionale sono contabilizzate, al momento della rilevazione
\n
iniziale, al tasso di cambio a pronti in essere alla data dell\u2019o-
\n
perazione.
\n
Successivamente, le attivit\u00e0 e le passivit\u00e0 monetarie deno-
\n
minate in valuta diversa dalla valuta funzionale sono conver-
\n
tite usando il tasso di cambio a pronti alla data di riferimento
\n
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 il
\n
tasso di cambio in essere alla data di rilevazione iniziale della
\n
transazione. Le attivit\u00e0 e le passivit\u00e0 non monetarie denomi-
\n
nate in valuta, iscritte al fair value, sono convertite utilizzando
\n
il tasso di cambio alla data di determinazione del fair value.
\n
Le differenze di cambio eventualmente emergenti sono rile-
\n
vate 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 par-
\n
te di essi) connessi all\u2019eliminazione contabile di un\u2019attivit\u00e0 o
\n
passivit\u00e0 non monetaria derivante dal pagamento o dal ri-
\n
cevimento di un anticipo in valuta estera, la data dell\u2019opera-
\n
zione \u00e8 quella in cui il Gruppo rileva inizialmente l\u2019attivit\u00e0 o la
\n
passivit\u00e0 non monetaria relativa all\u2019anticipo.
\n

\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n", "dimensions": { "concept": "ifrs-full:DescriptionOfAccountingPolicyForForeignCurrencyTranslationExplanatory", "language": "it", "entity": "scheme:WOCMU6HCI0OJWNPRZS33", "period": "2023-01-01T00:00:00/2024-01-01T00:00:00" } }, "Tag137": { "value": "\n
Conversione dei bilanci in valuta
\n
Nel Bilancio consolidato i proventi, i costi, le attivit\u00e0 e le pas-
\n
sivit\u00e0 sono espressi in euro, che rappresenta la valuta di pre-
\n
sentazione della Capogruppo.
\n
Ai sensi dello IAS 21 e ai fini della predisposizione del Bilan-
\n
cio consolidato, i bilanci delle societ\u00e0 consolidate con valuta
\n
funzionale diversa da quella di presentazione del Bilancio
\n
consolidato, sono convertiti in euro applicando alle attivit\u00e0 e
\n

\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
passivit\u00e0, inclusi l\u2019avviamento e le rettifiche effettuate in sede
\n
di consolidamento, il tasso di cambio in essere alla data di
\n
chiusura dell\u2019esercizio e alle voci di Conto economico il cam-
\n
bio medio dell\u2019esercizio a condizione che approssimi i tassi
\n
di 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 proporzio-
\n
nalmente a Conto economico al momento della cessione
\n
(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 (Rendiconta-
\n
zione contabile in economie iperinflazionate), 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
del Gruppo la cui valuta funzionale \u00e8 la valuta di un\u2019economia
\n
iperinflazionata sono convertiti nella moneta di presentazio-
\n
ne del Gruppo (euro) utilizzando il tasso di cambio in esse-
\n
re alla data di chiusura dell\u2019esercizio, eccetto per gli importi
\n
comparativi presentati nel Bilancio dell\u2019anno precedente
\n
che 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\n\n\n\n\n\n", "dimensions": { "concept": "ifrs-full:DescriptionOfAccountingPolicyForFunctionalCurrencyExplanatory", "language": "it", "entity": "scheme:WOCMU6HCI0OJWNPRZS33", "period": "2023-01-01T00:00:00/2024-01-01T00:00:00" } }, "Tag138": { "value": "\n

\n\n

\n\n
Avviamento
\n
L\u2019avviamento rappresenta i futuri benef\u00edci economici risul-
\n
tanti da altre attivit\u00e0 acquisite in una aggregazione azien-
\n
dale non individuate singolarmente e rilevate separata-
\n
mente, ed \u00e8 riconosciuto nel Bilancio consolidato alla data
\n
di acquisizione del controllo del business.
\n
A tal fine, Il Gruppo rileva le aggregazioni aziendali utiliz-
\n
zando:
\n
\u2022
\n
il \u201cpurchase method\u201d, per tutte le aggregazioni azien-
\n
dali antecedenti al 1\u00b0 gennaio 2010 e concluse entro il
\n
predetto esercizio, in base a quanto previsto dall\u2019IFRS
\n
3 (2004), ove il costo di acquisto \u00e8 pari al fair value alla
\n
data di scambio delle attivit\u00e0 cedute, e delle passivit\u00e0
\n
sostenute o assunte, pi\u00f9 i costi direttamente attribuibili
\n
all\u2019acquisizione. Tale costo \u00e8 stato allocato rilevando le
\n
attivit\u00e0, le passivit\u00e0 e le passivit\u00e0 potenziali identificabili
\n
dell\u2019acquisita ai relativi fair value. L\u2019eventuale ecceden-
\n
za positiva del costo di acquisto rispetto al fair value
\n
della quota delle attivit\u00e0 nette acquisite di pertinenza
\n
del Gruppo \u00e8 stata contabilizzata come avviamento. Il
\n
valore dell\u2019interessenza di terzi \u00e8 stato determinato in
\n
proporzione alla quota di partecipazione detenuta dai
\n
terzi nelle attivit\u00e0 nette. Nelle aggregazioni aziendali
\n
realizzate in pi\u00f9 fasi, al momento dell\u2019acquisizione del
\n
controllo, le rettifiche ai fair value relative agli attivi netti
\n
precedentemente acquisiti sono state riflesse a patri-
\n
monio netto; l\u2019ammontare dell\u2019avviamento \u00e8 stato de-
\n
terminato separatamente per ogni singola transazione
\n
sulla base del fair value delle attivit\u00e0 nette acquisite alla
\n
data di ogni singola transazione;
\n
\u2022
\n
l\u2019\u201cacquisition method\u201d, per tutte le aggregazioni azien-
\n
dali successive al 1\u00b0 gennaio 2010 in base a quanto pre-
\n
visto dall\u2019IFRS 3 (2008), nel prosieguo IFRS 3 Revised,
\n
ove il costo di acquisto (ovvero 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
\n
degli eventuali strumenti di capitale emessi dall\u2019ac-
\n
quirente. Il costo di acquisto include il fair value delle
\n
eventuali attivit\u00e0 e passivit\u00e0 per corrispettivi potenziali.
\n
Il corrispettivo trasferito \u00e8 allocato rilevando le attivit\u00e0,
\n
le passivit\u00e0 e le passivit\u00e0 potenziali identificabili dell\u2019ac-
\n
quisita ai relativi fair value alla data di acquisizione. A
\n
tal riguardo l\u2019avviamento \u00e8 definito come l\u2019eventuale ec-
\n
cedenza tra la sommatoria del corrispettivo trasferito,
\n
valutato al fair value alla data di acquisizione, l\u2019impor-
\n
to di qualsiasi partecipazione di minoranza e qualsiasi
\n
interessenza nell\u2019acquisita precedentemente detenuta
\n
dal Gruppo (in una aggregazione aziendale realizzata in
\n
pi\u00f9 fasi), rispetto al valore netto degli importi delle at-
\n
tivit\u00e0 identificabili acquisite e delle passivit\u00e0 sostenute
\n
o assunte, valutate al fair value. Il valore contabile delle
\n
interessenze di terzi \u00e8 determinato in proporzione alle
\n
quote di partecipazione detenute dai terzi nelle attivit\u00e0
\n
nette identificabili dell\u2019acquisita, ovvero al loro fair value
\n
alla data di acquisizione.
\n
L\u2019IFRS 3 Revised richiede, tra l\u2019altro, quanto segue:
\n
\u2022
\n
i costi direttamente attribuibili all\u2019acquisizione sono rile-
\n
vati a Conto economico;
\n
\u2022
\n
qualora l\u2019aggregazione aziendale fosse realizzata in
\n
pi\u00f9 fasi, al momento dell\u2019acquisizione del controllo, le
\n
quote partecipative detenute precedentemente nella
\n
societ\u00e0 acquisita, sono rimisurate al fair value e l\u2019even-
\n
tuale differenza (positiva o negativa) \u00e8 rilevata a Conto
\n
economico;
\n
\u2022
\n
l\u2019eventuale corrispettivo potenziale \u00e8 rilevato al fair va-
\n
lue alla data di acquisizione. Le variazioni successive del
\n
fair value del corrispettivo potenziale, classificato come
\n
un\u2019attivit\u00e0 o una passivit\u00e0, ossia come uno strumento fi-
\n
nanziario ai sensi dell\u2019IFRS 9, sono rilevate a Conto eco-
\n
nomico, altrimenti \u00e8 valutato in base allo specifico IFRS/
\n
IAS di riferimento. Il corrispettivo potenziale che \u00e8 clas-
\n
sificato come strumento di capitale non \u00e8 rimisurato, e,
\n
conseguentemente il suo regolamento \u00e8 contabilizzato
\n
nell\u2019ambito del patrimonio netto;
\n
\u2022
\n
nel caso in cui i fair value delle attivit\u00e0, delle passivit\u00e0
\n
e delle passivit\u00e0 potenziali possano determinarsi solo
\n
provvisoriamente, l\u2019aggregazione aziendale \u00e8 rilevata
\n
utilizzando tali valori provvisori. Le eventuali rettifiche,
\n
derivanti dal completamento del processo di valutazio-
\n
ne, sono rilevate entro 12 mesi a partire dalla data di ac-
\n
quisizione, rideterminando i dati comparativi.
\n
L\u2019avviamento emergente dall\u2019acquisizione di societ\u00e0 con-
\n
trollate \u00e8 rilevato separatamente e, dopo l\u2019iscrizione ini-
\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\n\n

\n

\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n

\n\n

\n\n
ziale, non \u00e8 assoggettato ad ammortamento ma verificato,
\n
almeno annualmente, ai fini dell\u2019impairment. Si precisa che
\n
ai fini dell\u2019impairment test l\u2019avviamento \u00e8 allocato, dalla
\n
data di acquisizione, a ciascuna CGU o gruppo di CGU che
\n
si prevede beneficer\u00e0 delle sinergie dell\u2019aggregazione.
\n
Maggiori informazioni sull\u2019impairment test sono riportate
\n
nel paragrafo \u201cImpairment delle attivit\u00e0 non finanziarie\u201d
\n
all\u2019interno della nota 2.1 \u201cUso di stime e giudizi del mana-
\n
gement\u201d.
\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\n\n", "dimensions": { "concept": "ifrs-full:DescriptionOfAccountingPolicyForBusinessCombinationsAndGoodwillExplanatory", "language": "it", "entity": "scheme:WOCMU6HCI0OJWNPRZS33", "period": "2023-01-01T00:00:00/2024-01-01T00:00:00" } }, "Tag139": { "value": "\n

\n\n
Avviamento
\n
L\u2019avviamento rappresenta i futuri benef\u00edci economici risul-
\n
tanti da altre attivit\u00e0 acquisite in una aggregazione azien-
\n
dale non individuate singolarmente e rilevate separata-
\n
mente, ed \u00e8 riconosciuto nel Bilancio consolidato alla data
\n
di acquisizione del controllo del business.
\n
A tal fine, Il Gruppo rileva le aggregazioni aziendali utiliz-
\n
zando:
\n
\u2022
\n
il \u201cpurchase method\u201d, per tutte le aggregazioni azien-
\n
dali antecedenti al 1\u00b0 gennaio 2010 e concluse entro il
\n
predetto esercizio, in base a quanto previsto dall\u2019IFRS
\n
3 (2004), ove il costo di acquisto \u00e8 pari al fair value alla
\n
data di scambio delle attivit\u00e0 cedute, e delle passivit\u00e0
\n
sostenute o assunte, pi\u00f9 i costi direttamente attribuibili
\n
all\u2019acquisizione. Tale costo \u00e8 stato allocato rilevando le
\n
attivit\u00e0, le passivit\u00e0 e le passivit\u00e0 potenziali identificabili
\n
dell\u2019acquisita ai relativi fair value. L\u2019eventuale ecceden-
\n
za positiva del costo di acquisto rispetto al fair value
\n
della quota delle attivit\u00e0 nette acquisite di pertinenza
\n
del Gruppo \u00e8 stata contabilizzata come avviamento. Il
\n
valore dell\u2019interessenza di terzi \u00e8 stato determinato in
\n
proporzione alla quota di partecipazione detenuta dai
\n
terzi nelle attivit\u00e0 nette. Nelle aggregazioni aziendali
\n
realizzate in pi\u00f9 fasi, al momento dell\u2019acquisizione del
\n
controllo, le rettifiche ai fair value relative agli attivi netti
\n
precedentemente acquisiti sono state riflesse a patri-
\n
monio netto; l\u2019ammontare dell\u2019avviamento \u00e8 stato de-
\n
terminato separatamente per ogni singola transazione
\n
sulla base del fair value delle attivit\u00e0 nette acquisite alla
\n
data di ogni singola transazione;
\n
\u2022
\n
l\u2019\u201cacquisition method\u201d, per tutte le aggregazioni azien-
\n
dali successive al 1\u00b0 gennaio 2010 in base a quanto pre-
\n
visto dall\u2019IFRS 3 (2008), nel prosieguo IFRS 3 Revised,
\n
ove il costo di acquisto (ovvero 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
\n
degli eventuali strumenti di capitale emessi dall\u2019ac-
\n
quirente. Il costo di acquisto include il fair value delle
\n
eventuali attivit\u00e0 e passivit\u00e0 per corrispettivi potenziali.
\n
Il corrispettivo trasferito \u00e8 allocato rilevando le attivit\u00e0,
\n
le passivit\u00e0 e le passivit\u00e0 potenziali identificabili dell\u2019ac-
\n
quisita ai relativi fair value alla data di acquisizione. A
\n
tal riguardo l\u2019avviamento \u00e8 definito come l\u2019eventuale ec-
\n
cedenza tra la sommatoria del corrispettivo trasferito,
\n
valutato al fair value alla data di acquisizione, l\u2019impor-
\n
to di qualsiasi partecipazione di minoranza e qualsiasi
\n
interessenza nell\u2019acquisita precedentemente detenuta
\n
dal Gruppo (in una aggregazione aziendale realizzata in
\n
pi\u00f9 fasi), rispetto al valore netto degli importi delle at-
\n
tivit\u00e0 identificabili acquisite e delle passivit\u00e0 sostenute
\n
o assunte, valutate al fair value. Il valore contabile delle
\n
interessenze di terzi \u00e8 determinato in proporzione alle
\n
quote di partecipazione detenute dai terzi nelle attivit\u00e0
\n
nette identificabili dell\u2019acquisita, ovvero al loro fair value
\n
alla data di acquisizione.
\n
L\u2019IFRS 3 Revised richiede, tra l\u2019altro, quanto segue:
\n
\u2022
\n
i costi direttamente attribuibili all\u2019acquisizione sono rile-
\n
vati a Conto economico;
\n
\u2022
\n
qualora l\u2019aggregazione aziendale fosse realizzata in
\n
pi\u00f9 fasi, al momento dell\u2019acquisizione del controllo, le
\n
quote partecipative detenute precedentemente nella
\n
societ\u00e0 acquisita, sono rimisurate al fair value e l\u2019even-
\n
tuale differenza (positiva o negativa) \u00e8 rilevata a Conto
\n
economico;
\n
\u2022
\n
l\u2019eventuale corrispettivo potenziale \u00e8 rilevato al fair va-
\n
lue alla data di acquisizione. Le variazioni successive del
\n
fair value del corrispettivo potenziale, classificato come
\n
un\u2019attivit\u00e0 o una passivit\u00e0, ossia come uno strumento fi-
\n
nanziario ai sensi dell\u2019IFRS 9, sono rilevate a Conto eco-
\n
nomico, altrimenti \u00e8 valutato in base allo specifico IFRS/
\n
IAS di riferimento. Il corrispettivo potenziale che \u00e8 clas-
\n
sificato come strumento di capitale non \u00e8 rimisurato, e,
\n
conseguentemente il suo regolamento \u00e8 contabilizzato
\n
nell\u2019ambito del patrimonio netto;
\n
\u2022
\n
nel caso in cui i fair value delle attivit\u00e0, delle passivit\u00e0
\n
e delle passivit\u00e0 potenziali possano determinarsi solo
\n
provvisoriamente, l\u2019aggregazione aziendale \u00e8 rilevata
\n
utilizzando tali valori provvisori. Le eventuali rettifiche,
\n
derivanti dal completamento del processo di valutazio-
\n
ne, sono rilevate entro 12 mesi a partire dalla data di ac-
\n
quisizione, rideterminando i dati comparativi.
\n
L\u2019avviamento emergente dall\u2019acquisizione di societ\u00e0 con-
\n
trollate \u00e8 rilevato separatamente e, dopo l\u2019iscrizione ini-
\n

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\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n

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\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n

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ziale, non \u00e8 assoggettato ad ammortamento ma verificato,
\n
almeno annualmente, ai fini dell\u2019impairment. Si precisa che
\n
ai fini dell\u2019impairment test l\u2019avviamento \u00e8 allocato, dalla
\n
data di acquisizione, a ciascuna CGU o gruppo di CGU che
\n
si prevede beneficer\u00e0 delle sinergie dell\u2019aggregazione.
\n
Maggiori informazioni sull\u2019impairment test sono riportate
\n
nel paragrafo \u201cImpairment delle attivit\u00e0 non finanziarie\u201d
\n
all\u2019interno della nota 2.1 \u201cUso di stime e giudizi del mana-
\n
gement\u201d.
\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

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\n\n\n", "dimensions": { "concept": "ifrs-full:DescriptionOfAccountingPolicyForBusinessCombinationsExplanatory", "language": "it", "entity": "scheme:WOCMU6HCI0OJWNPRZS33", "period": "2023-01-01T00:00:00/2024-01-01T00:00:00" } }, "Tag140": { "value": "\n
Avviamento
\n
L\u2019avviamento rappresenta i futuri benef\u00edci economici risul-
\n
tanti da altre attivit\u00e0 acquisite in una aggregazione azien-
\n
dale non individuate singolarmente e rilevate separata-
\n
mente, ed \u00e8 riconosciuto nel Bilancio consolidato alla data
\n
di acquisizione del controllo del business.
\n
A tal fine, Il Gruppo rileva le aggregazioni aziendali utiliz-
\n
zando:
\n
\u2022
\n
il \u201cpurchase method\u201d, per tutte le aggregazioni azien-
\n
dali antecedenti al 1\u00b0 gennaio 2010 e concluse entro il
\n
predetto esercizio, in base a quanto previsto dall\u2019IFRS
\n
3 (2004), ove il costo di acquisto \u00e8 pari al fair value alla
\n
data di scambio delle attivit\u00e0 cedute, e delle passivit\u00e0
\n
sostenute o assunte, pi\u00f9 i costi direttamente attribuibili
\n
all\u2019acquisizione. Tale costo \u00e8 stato allocato rilevando le
\n
attivit\u00e0, le passivit\u00e0 e le passivit\u00e0 potenziali identificabili
\n
dell\u2019acquisita ai relativi fair value. L\u2019eventuale ecceden-
\n
za positiva del costo di acquisto rispetto al fair value
\n
della quota delle attivit\u00e0 nette acquisite di pertinenza
\n
del Gruppo \u00e8 stata contabilizzata come avviamento. Il
\n
valore dell\u2019interessenza di terzi \u00e8 stato determinato in
\n
proporzione alla quota di partecipazione detenuta dai
\n
terzi nelle attivit\u00e0 nette. Nelle aggregazioni aziendali
\n
realizzate in pi\u00f9 fasi, al momento dell\u2019acquisizione del
\n
controllo, le rettifiche ai fair value relative agli attivi netti
\n
precedentemente acquisiti sono state riflesse a patri-
\n
monio netto; l\u2019ammontare dell\u2019avviamento \u00e8 stato de-
\n
terminato separatamente per ogni singola transazione
\n
sulla base del fair value delle attivit\u00e0 nette acquisite alla
\n
data di ogni singola transazione;
\n
\u2022
\n
l\u2019\u201cacquisition method\u201d, per tutte le aggregazioni azien-
\n
dali successive al 1\u00b0 gennaio 2010 in base a quanto pre-
\n
visto dall\u2019IFRS 3 (2008), nel prosieguo IFRS 3 Revised,
\n
ove il costo di acquisto (ovvero 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
\n
degli eventuali strumenti di capitale emessi dall\u2019ac-
\n
quirente. Il costo di acquisto include il fair value delle
\n
eventuali attivit\u00e0 e passivit\u00e0 per corrispettivi potenziali.
\n
Il corrispettivo trasferito \u00e8 allocato rilevando le attivit\u00e0,
\n
le passivit\u00e0 e le passivit\u00e0 potenziali identificabili dell\u2019ac-
\n
quisita ai relativi fair value alla data di acquisizione. A
\n
tal riguardo l\u2019avviamento \u00e8 definito come l\u2019eventuale ec-
\n
cedenza tra la sommatoria del corrispettivo trasferito,
\n
valutato al fair value alla data di acquisizione, l\u2019impor-
\n
to di qualsiasi partecipazione di minoranza e qualsiasi
\n
interessenza nell\u2019acquisita precedentemente detenuta
\n
dal Gruppo (in una aggregazione aziendale realizzata in
\n
pi\u00f9 fasi), rispetto al valore netto degli importi delle at-
\n
tivit\u00e0 identificabili acquisite e delle passivit\u00e0 sostenute
\n
o assunte, valutate al fair value. Il valore contabile delle
\n
interessenze di terzi \u00e8 determinato in proporzione alle
\n
quote di partecipazione detenute dai terzi nelle attivit\u00e0
\n
nette identificabili dell\u2019acquisita, ovvero al loro fair value
\n
alla data di acquisizione.
\n
L\u2019IFRS 3 Revised richiede, tra l\u2019altro, quanto segue:
\n
\u2022
\n
i costi direttamente attribuibili all\u2019acquisizione sono rile-
\n
vati a Conto economico;
\n
\u2022
\n
qualora l\u2019aggregazione aziendale fosse realizzata in
\n
pi\u00f9 fasi, al momento dell\u2019acquisizione del controllo, le
\n
quote partecipative detenute precedentemente nella
\n
societ\u00e0 acquisita, sono rimisurate al fair value e l\u2019even-
\n
tuale differenza (positiva o negativa) \u00e8 rilevata a Conto
\n
economico;
\n
\u2022
\n
l\u2019eventuale corrispettivo potenziale \u00e8 rilevato al fair va-
\n
lue alla data di acquisizione. Le variazioni successive del
\n
fair value del corrispettivo potenziale, classificato come
\n
un\u2019attivit\u00e0 o una passivit\u00e0, ossia come uno strumento fi-
\n
nanziario ai sensi dell\u2019IFRS 9, sono rilevate a Conto eco-
\n
nomico, altrimenti \u00e8 valutato in base allo specifico IFRS/
\n
IAS di riferimento. Il corrispettivo potenziale che \u00e8 clas-
\n
sificato come strumento di capitale non \u00e8 rimisurato, e,
\n
conseguentemente il suo regolamento \u00e8 contabilizzato
\n
nell\u2019ambito del patrimonio netto;
\n
\u2022
\n
nel caso in cui i fair value delle attivit\u00e0, delle passivit\u00e0
\n
e delle passivit\u00e0 potenziali possano determinarsi solo
\n
provvisoriamente, l\u2019aggregazione aziendale \u00e8 rilevata
\n
utilizzando tali valori provvisori. Le eventuali rettifiche,
\n
derivanti dal completamento del processo di valutazio-
\n
ne, sono rilevate entro 12 mesi a partire dalla data di ac-
\n
quisizione, rideterminando i dati comparativi.
\n
L\u2019avviamento emergente dall\u2019acquisizione di societ\u00e0 con-
\n
trollate \u00e8 rilevato separatamente e, dopo l\u2019iscrizione ini-
\n

\n

\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
ziale, non \u00e8 assoggettato ad ammortamento ma verificato,
\n
almeno annualmente, ai fini dell\u2019impairment. Si precisa che
\n
ai fini dell\u2019impairment test l\u2019avviamento \u00e8 allocato, dalla
\n
data di acquisizione, a ciascuna CGU o gruppo di CGU che
\n
si prevede beneficer\u00e0 delle sinergie dell\u2019aggregazione.
\n
Maggiori informazioni sull\u2019impairment test sono riportate
\n
nel paragrafo \u201cImpairment delle attivit\u00e0 non finanziarie\u201d
\n
all\u2019interno della nota 2.1 \u201cUso di stime e giudizi del mana-
\n
gement\u201d.
\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": "2023-01-01T00:00:00/2024-01-01T00:00:00" } }, "Tag215": { "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 presuppone 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\u2019attivit\u00e0
\n
o la passivit\u00e0. In assenza di un mercato principale, si ipotiz-
\n
za che la transazione abbia luogo nel mercato pi\u00f9 vantag-
\n
gioso al quale il Gruppo ha accesso, vale a dire il mercato
\n
suscettibile di massimizzare i risultati della transazione di
\n
vendita dell\u2019attivit\u00e0 o di minimizzare l\u2019ammontare da paga-
\n
re 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 o
\n
la passivit\u00e0 e interessati, 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
\n
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
\n
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
\n
del Gruppo.
\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", "dimensions": { "concept": "ifrs-full:DescriptionOfAccountingPolicyForFairValueMeasurementExplanatory", "language": "it", "entity": "scheme:WOCMU6HCI0OJWNPRZS33", "period": "2023-01-01T00:00:00/2024-01-01T00:00:00" } }, "Tag216": { "value": "\n

\n

\n

\n

\n

\n
Immobili, impianti e macchinari
\n
Ai sensi dello IAS 16 gli immobili, impianti e macchinari
\n
sono iscritti al costo, al netto del fondo ammortamento
\n
e di qualsiasi perdita per riduzione di valore accumulata.
\n
Tale costo \u00e8 comprensivo dei costi accessori direttamente
\n
attribuibili per portare il bene nel luogo e nelle condizioni
\n
necessarie alla sua messa in funzione e per l\u2019uso per cui \u00e8
\n
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. Maggiori
\n
informazioni sulle revisioni di stima di questi costi, del tra-
\n
scorrere del tempo e del tasso di attualizzazione sono indi-
\n
cate nella nota 2.1 \u201cUso di stime e giudizi del management\u201d.
\n

\n\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.
\n
\u201cqualifying asset\u201d), sono capitalizzati come parte del costo
\n
dei beni stessi. Gli oneri finanziari connessi all\u2019acquisto/
\n
costruzione di beni che non presentano tali caratteristiche
\n
vengono rilevati a Conto economico nell\u2019esercizio di com-
\n
petenza.
\n

\n\n\n\n
Alcuni beni, oggetto di rivalutazione alla data di transizio-
\n
ne agli IFRS o in periodi precedenti, sono stati rilevati sulla
\n
base del loro fair value, considerato come valore sostituti-
\n
vo 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
\n
identificate sono rilevate e ammortizzate separatamente.
\n
I costi sostenuti successivamente all\u2019acquisto sono rilevati
\n
a incremento del valore contabile dell\u2019elemento cui si rife-
\n
riscono, qualora sia probabile che i futuri benef\u00edci associati
\n
al costo sostenuto per sostituire una parte del bene afflui-
\n
scano al Gruppo e il costo dell\u2019elemento possa essere de-
\n
terminato attendibilmente. Tutti gli altri costi sono rilevati
\n
nel Conto economico nell\u2019esercizio in cui sono sostenuti.
\n\n
I costi di sostituzione sono rilevati come incremento del
\n
valore contabile del bene cui fanno riferimento e sono am-
\n
mortizzati lungo la loro vita utile; il valore netto contabile
\n
dell\u2019unit\u00e0 sostituita \u00e8 eliminato contabilmente con imputa-
\n
zione a Conto economico.
\n

\n\n\n\n
Gli immobili, impianti e macchinari, al netto del valore re-
\n
siduo, sono ammortizzati a quote costanti in base alla vita
\n

\n\n\n\n

\n\n\n\n

\n\n
utile stimata del bene che \u00e8 riesaminata con periodicit\u00e0
\n
annuale; eventuali cambiamenti dei criteri di ammorta-
\n
mento sono applicati prospetticamente. L\u2019ammortamento
\n
ha inizio quando il bene \u00e8 disponibile all\u2019uso. Per maggiori
\n
dettagli circa la stima della vita utile, si rimanda alla nota 2.1
\n
\u201cUso di stime e giudizi del management\u201d.
\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 determina-
\n
ta sulla base della durata del contratto di locazione o, se
\n
inferiore, della durata dei benef\u00edci derivanti dalla miglioria
\n
stessa.
\n
I terreni non sono ammortizzati in quanto elementi a vita
\n
utile illimitata.
\n

\n\n\n\n
I beni rilevati nell\u2019ambito degli immobili, impianti e mac-
\n
chinari 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\n", "dimensions": { "concept": "ifrs-full:DescriptionOfAccountingPolicyForPropertyPlantAndEquipmentExplanatory", "language": "it", "entity": "scheme:WOCMU6HCI0OJWNPRZS33", "period": "2023-01-01T00:00:00/2024-01-01T00:00:00" } }, "Tag218": { "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. Maggiori
\n
informazioni sulle revisioni di stima di questi costi, del tra-
\n
scorrere del tempo e del tasso di attualizzazione sono indi-
\n
cate nella nota 2.1 \u201cUso di stime e giudizi del management\u201d.
\n

\n\n\n\n

\n

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

\n\n\n\n\n

\n\n

\n\n
Passivit\u00e0 finanziarie al costo ammortizzato
\n
Tale categoria comprende principalmente finanziamenti, de-
\n
biti commerciali, lease liability e strumenti di debito.
\n
Le passivit\u00e0 finanziarie diverse dagli strumenti derivati sono
\n
rilevate quando il Gruppo diviene parte delle clausole con-
\n
trattuali dello strumento e sono valutate inizialmente al fair
\n
value rettificato dei costi di transazione direttamente attribu-
\n
ibili. Successivamente, le passivit\u00e0 finanziarie sono valutate
\n
con il criterio del costo ammortizzato, utilizzando il metodo
\n
del tasso di interesse effettivo. Il tasso di interesse effettivo
\n
\u00e8 il tasso che attualizza esattamente i pagamenti o incassi
\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
futuri stimati lungo la vita attesa dello strumento finanziario,
\n
od, ove opportuno un periodo pi\u00f9 breve, al valore contabile
\n
netto dell\u2019attivit\u00e0 o passivit\u00e0 finanziaria.
\n

\n\n\n

\n\n\n\n
Passivit\u00e0 finanziarie al fair value rilevato a Conto economico
\n
Le passivit\u00e0 finanziarie al fair value rilevato a Conto economi-
\n
co includono principalmente:
\n
\u2022
\n
passivit\u00e0 finanziarie detenute per la negoziazione quando
\n
sono assunte con la finalit\u00e0 di un loro riacquisto a breve
\n
termine;
\n
\u2022
\n
strumenti finanziari derivati stipulati dal Gruppo e non de-
\n
signati quali strumenti di copertura in base all\u2019IFRS 9;
\n
\u2022
\n
corrispettivi potenziali.
\n

\n\n\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
\n
il diritto contrattuale a ricevere i flussi di cassa connessi
\n
all\u2019attivit\u00e0 \u00e8 scaduto;
\n
\u2022
\n
il Gruppo ha sostanzialmente trasferito tutti i rischi e be-
\n
nef\u00edci connessi all\u2019attivit\u00e0, trasferendo i suoi diritti a riceve-
\n
re flussi di cassa dall\u2019attivit\u00e0 oppure assumendo un\u2019obbli-
\n
gazione contrattuale a riversare i flussi di cassa ricevuti a
\n
uno o pi\u00f9 eventuali beneficiari in virt\u00f9 di un contratto che
\n
rispetta i requisiti previsti dall\u2019IFRS 9 (c.d. \u201cpass through
\n
test\u201d);
\n
\u2022
\n
il Gruppo non ha n\u00e9 trasferito n\u00e9 mantenuto sostanzial-
\n
mente tutti i rischi e benef\u00edci connessi all\u2019attivit\u00e0 finanziaria
\n
ma ne ha trasferito il controllo.
\n
Al momento dell\u2019eliminazione dell\u2019attivit\u00e0 finanziaria, il Gruppo
\n
rileva la differenza tra il valore contabile (misurato alla data di
\n
eliminazione) e il corrispettivo ricevuto a Conto economico.
\n
Le passivit\u00e0 finanziarie sono eliminate contabilmente quan-
\n
do sono estinte, ossia quando l\u2019obbligazione contrattuale \u00e8
\n
adempiuta, cancellata o prescritta.
\n
Quando una passivit\u00e0 finanziaria esistente viene sostituita da
\n
un\u2019altra verso lo stesso creditore a condizioni sostanzialmen-
\n
te diverse, o le condizioni di una passivit\u00e0 esistente sono so-
\n
stanzialmente modificate, tale sostituzione o modifica viene
\n
trattata come un\u2019eliminazione contabile della passivit\u00e0 origi-
\n
naria e la rilevazione di una nuova passivit\u00e0. La differenza tra i
\n
rispettivi valori contabili \u00e8 rilevata a Conto economico.
\n

\n\n\n

\n\n\n\n
Strumenti finanziari derivati
\n
Gli strumenti derivati sono classificati come attivit\u00e0 o passi-
\n
vit\u00e0 finanziarie a seconda del fair value positivo o negativo e
\n
sono classificati come \u201cdetenuti per la negoziazione\u201d all\u2019in-
\n
terno degli \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 fair
\n
value rilevato a Conto economico in quanto non si qualifica-
\n
no per l\u2019hedge accounting, e i derivati designati come efficaci
\n
strumenti di copertura sono classificati come correnti o non
\n
correnti in base alla loro data di scadenza e all\u2019intenzione del
\n
Gruppo di detenere o meno tali strumenti fino alla scadenza.
\n
Per maggiori dettagli sui derivati e sull\u2019hedge accounting, si
\n
rinvia alla nota 51 \u201cDerivati ed hedge accounting\u201d.
\n

\n

\n\n\n

\n

\n\n\n

\n

\n\n\n
Se la passivit\u00e0 \u00e8 connessa allo smantellamento degli impianti
\n
e/o ripristino del sito in cui gli stessi insistono, il fondo \u00e8 rile-
\n
vato in contropartita all\u2019attivit\u00e0 cui si riferisce e la rilevazione
\n
dell\u2019onere a Conto economico avviene attraverso il processo
\n
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\n", "dimensions": { "concept": "ifrs-full:DescriptionOfAccountingPolicyForDecommissioningRestorationAndRehabilitationProvisionsExplanatory", "language": "it", "entity": "scheme:WOCMU6HCI0OJWNPRZS33", "period": "2023-01-01T00:00:00/2024-01-01T00:00:00" } }, "Tag217": { "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.
\n
\u201cqualifying asset\u201d), sono capitalizzati come parte del costo
\n
dei beni stessi. Gli oneri finanziari connessi all\u2019acquisto/
\n
costruzione di beni che non presentano tali caratteristiche
\n
vengono rilevati a Conto economico nell\u2019esercizio di com-
\n
petenza.
\n

\n\n\n", "dimensions": { "concept": "ifrs-full:DescriptionOfAccountingPolicyForBorrowingCostsExplanatory", "language": "it", "entity": "scheme:WOCMU6HCI0OJWNPRZS33", "period": "2023-01-01T00:00:00/2024-01-01T00:00:00" } }, "Tag219": { "value": "\n
I costi di sostituzione sono rilevati come incremento del
\n
valore contabile del bene cui fanno riferimento e sono am-
\n
mortizzati lungo la loro vita utile; il valore netto contabile
\n
dell\u2019unit\u00e0 sostituita \u00e8 eliminato contabilmente con imputa-
\n
zione a Conto economico.
\n

\n\n", "dimensions": { "concept": "ifrs-full:DescriptionOfAccountingPolicyForRepairsAndMaintenanceExplanatory", "language": "it", "entity": "scheme:WOCMU6HCI0OJWNPRZS33", "period": "2023-01-01T00:00:00/2024-01-01T00:00:00" } }, "Tag220": { "value": "\n
Gli immobili, impianti e macchinari, al netto del valore re-
\n
siduo, sono ammortizzati a quote costanti in base alla vita
\n

\n\n\n\n
utile stimata del bene che \u00e8 riesaminata con periodicit\u00e0
\n
annuale; eventuali cambiamenti dei criteri di ammorta-
\n
mento sono applicati prospetticamente. L\u2019ammortamento
\n
ha inizio quando il bene \u00e8 disponibile all\u2019uso. Per maggiori
\n
dettagli circa la stima della vita utile, si rimanda alla nota 2.1
\n
\u201cUso di stime e giudizi del management\u201d.
\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 determina-
\n
ta sulla base della durata del contratto di locazione o, se
\n
inferiore, della durata dei benef\u00edci derivanti dalla miglioria
\n
stessa.
\n
I terreni non sono ammortizzati in quanto elementi a vita
\n
utile illimitata.
\n

\n\n\n", "dimensions": { "concept": "ifrs-full:DescriptionOfAccountingPolicyForDepreciationExpenseExplanatory", "language": "it", "entity": "scheme:WOCMU6HCI0OJWNPRZS33", "period": "2023-01-01T00:00:00/2024-01-01T00:00:00" } }, "Tag221": { "value": "\n
Accordi per servizi in concessione
\n
Il Gruppo agendo in qualit\u00e0 di concessionario (ovvero
\n
\u201coperator\u201d) nell\u2019ambito di accordi per servizi in concessio-
\n
ne \u201cpublic-to-private\u201d realizza o migliora l\u2019infrastruttura
\n
utilizzata per la fornitura del servizio di carattere pubblico
\n
e/o gestisce e mantiene l\u2019infrastruttura per il periodo della
\n

\n\n\n\n
concessione, secondo i termini contrattuali.
\n
In tali circostanze, il Gruppo, non contabilizza le infrastrut-
\n
ture in concessione rientranti nell\u2019ambito di applicazione
\n
dell\u2019IFRIC 12 tra gli \u201cImmobili, impianti e macchinari\u201d e ri-
\n
leva 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
\n
attivit\u00e0 finanziarie, se il Gruppo ha un diritto contrattua-
\n
le incondizionato a ricevere disponibilit\u00e0 liquide o un\u2019al-
\n
tra attivit\u00e0 finanziaria dal concedente (o da terzi, in base
\n
alle direttive del concedente) e quest\u2019ultimo non ha la
\n
possibilit\u00e0 di evitarne il pagamento; e/o
\n
\u2022
\n
attivit\u00e0 immateriali, se il Gruppo ottiene il diritto (licenza)
\n
di far pagare gli utenti del servizio pubblico, e pertanto
\n
non vanta un diritto incondizionato a ricevere disponi-
\n
bilit\u00e0 liquide in quanto gli importi dipendono dalla misu-
\n
ra in cui gli utenti utilizzano il servizio.
\n
Se il Gruppo, in qualit\u00e0 di concessionario, vanta un dirit-
\n
to contrattuale a ricevere un\u2019attivit\u00e0 immateriale, gli oneri
\n
finanziari riconducibili all\u2019accordo sono capitalizzabili se-
\n
condo le modalit\u00e0 descritte nella nota 19 \u201cImmobili, im-
\n
pianti e macchinari\u201d.
\n
Tuttavia, per i servizi relativi alla realizzazione/migliora-
\n
mento, entrambe le tipologie di corrispettivo sono classifi-
\n
cate come attivit\u00e0 derivanti da contratti con i clienti duran-
\n
te il 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
Di converso, nelle circostanze in cui gli accordi per servizi
\n
in concessione prevedano che le infrastrutture asservite
\n
all\u2019esercizio delle concessioni stesse non rispettino i re-
\n
quisiti previsti dall\u2019IFRIC 12 e, in particolare, siano di pro-
\n
priet\u00e0 e nella disponibilit\u00e0 del concessionario o abbiano
\n
una scadenza indeterminata, il valore contabile degli attivi
\n
attribuibile a tali concessioni \u00e8 iscritto nella voce \u201cImmobili,
\n
impianti e macchinari\u201d e contabilizzato secondo le previ-
\n
sioni dello IAS 16.
\n
Le informazioni sulle principali caratteristiche degli accor-
\n
di per servizi in concessione del Gruppo sono fornite nella
\n
nota 20 \u201cInfrastrutture comprese nell\u2019\u2018IFRIC 12 - Accordi
\n
per servizi in concessione\u2019\u201d.
\n

\n\n\n", "dimensions": { "concept": "ifrs-full:DescriptionOfAccountingPolicyForServiceConcessionArrangementsExplanatory", "language": "it", "entity": "scheme:WOCMU6HCI0OJWNPRZS33", "period": "2023-01-01T00:00:00/2024-01-01T00:00:00" } }, "Tag222": { "value": "\n
Leasing
\n
Alla data di inizio del leasing, il Gruppo determina se il con-
\n
tratto \u00e8, o contiene, un leasing applicando la definizione
\n
prevista dall\u2019IFRS 16, soddisfatta quando il contratto tra-
\n
sferisce il diritto di controllare l\u2019utilizzo di un\u2019attivit\u00e0 sotto-
\n
stante per un periodo di tempo in cambio di un corrispet-
\n
tivo.
\n
Quando il Gruppo opera in qualit\u00e0 di locatario, rileva un\u2019at-
\n
tivit\u00e0 consistente nel diritto di utilizzo dell\u2019attivit\u00e0 sotto-
\n
stante e una passivit\u00e0 del leasing alla data di decorrenza
\n
del contratto (ossia, la data in cui l\u2019attivit\u00e0 sottostante \u00e8
\n
disponibile per l\u2019uso).
\n
L\u2019attivit\u00e0 consistente nel diritto di utilizzo \u00e8 valutata ini-
\n
zialmente al costo, che comprende l\u2019importo iniziale della
\n
passivit\u00e0 del leasing rettificato per tutti i pagamenti dovuti
\n
corrisposti alla data di decorrenza o precedentemente, al
\n
netto degli incentivi ricevuti, pi\u00f9 gli eventuali costi diretti
\n
iniziali sostenuti e una stima dei costi per lo smantella-
\n
mento e la rimozione dell\u2019attivit\u00e0 sottostante e per il ripri-
\n
stino dell\u2019attivit\u00e0 sottostante o del sito in cui \u00e8 ubicata.
\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.
\n
Vita residua media (anni)
\n
Fabbricati 8
\n
Diritti di superficie relativi a impianti 32
\n
Veicoli e altri mezzi di trasporto 4
\n
Se il leasing trasferisce la propriet\u00e0 dell\u2019attivit\u00e0 sottostan-
\n
te al Gruppo, al termine della durata del contratto, o se il
\n
costo dell\u2019attivit\u00e0 consistente nel diritto di utilizzo riflette
\n
il fatto che il Gruppo eserciter\u00e0 una opzione di acquisto,
\n
l\u2019ammortamento \u00e8 calcolato sulla base della vita utile sti-
\n
mata dell\u2019attivit\u00e0 sottostante.
\n
Inoltre, le attivit\u00e0 consistenti nel diritto di utilizzo sono sot-
\n
toposte a impairment test e rettificate per riflettere un\u2019e-
\n
ventuale rimisurazione delle passivit\u00e0 del leasing.
\n
La passivit\u00e0 del leasing \u00e8 inizialmente valutata al valore
\n
attuale dei pagamenti dovuti da corrispondere lungo la
\n
durata, attualizzati utilizzando il tasso di finanziamento
\n
marginale del locatario alla data di decorrenza del leasing
\n
quando il tasso di interesse implicito del leasing non \u00e8 fa-
\n
cilmente 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. Ap-
\n
plica, inoltre, l\u2019eccezione alla rilevazione prevista per i lea-
\n
sing nei quali l\u2019attivit\u00e0 sottostante \u00e8 di \u201cmodesto valore\u201d e il
\n
cui importo \u00e8 stimato come non significativo. Per esempio,
\n
il 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

\n

\n\n\n", "dimensions": { "concept": "ifrs-full:DescriptionOfAccountingPolicyForLeasesExplanatory", "language": "it", "entity": "scheme:WOCMU6HCI0OJWNPRZS33", "period": "2023-01-01T00:00:00/2024-01-01T00:00:00" } }, "Tag223": { "value": "\n

\n\n

\n
Attivit\u00e0 immateriali
\n
Ai sensi dello IAS 38, le attivit\u00e0 immateriali riguardano le
\n
attivit\u00e0 prive di consistenza fisica, identificabili, controllate
\n
dal Gruppo, per le quali \u00e8 probabile che dal loro utilizzo
\n
vengano generati benef\u00edci economici futuri e il relativo co-
\n
sto pu\u00f2 essere attendibilmente determinato.
\n\n
Sono rilevate al costo di acquisto o di produzione interna
\n
per le attivit\u00e0 generate internamente e sono rilevate come
\n
attivit\u00e0 immateriali solo quando il Gruppo pu\u00f2 dimostrare
\n
la fattibilit\u00e0 tecnica, l\u2019intenzione e la disponibilit\u00e0 di risorse
\n
al fine di completare l\u2019attivit\u00e0 e avere la capacit\u00e0 di utiliz-
\n
zarla o venderla.
\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
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 e alla
\n
nota 23 \u201cAttivit\u00e0 immateriali\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 ammortizza-
\n
te ma sono sottoposte a verifica annuale di recuperabilit\u00e0
\n
(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 sottopo-
\n
ste a impairment test almeno annualmente. La vita utile
\n
indefinita deve essere rivista annualmente per determina-
\n
re se essa possa continuare a essere supportata. In caso
\n
contrario, il cambiamento nella determinazione della vita
\n
utile da indefinita a definita \u00e8 rilevato come un cambia-
\n
mento di stima contabile.
\n
Costi di sviluppo:
\n
- generati internamente 5 anni
\n
- acquisiti 3-26 anni
\n
Diritti di brevetto industriale e diritti di utilizzo
\n
opere 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 per
\n
l\u2019ottenimento dei contratti con i clienti, capitalizzati secondo
\n
quanto previsto dall\u2019IFRS 15, solo se:
\n
\u2022
\n
i costi sono incrementali, nel senso che sono direttamen-
\n
te imputabili a un contratto identificato e non sarebbero
\n
stati sostenuti dal Gruppo se il contratto non fosse stato
\n
ottenuto;
\n
\u2022
\n
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 commissioni
\n
di vendita riconosciute agli agenti se i criteri di capitalizzazio-
\n
ne sono soddisfatti.
\n
I costi capitalizzati per l\u2019ottenimento dei contratti con i clienti
\n
sono ammortizzati sistematicamente, coerentemente con il
\n
modello di trasferimento dei beni o servizi cui si riferiscono, e
\n
sono soggetti a impairment test per rilevare eventuali perdite
\n
di valore nella misura in cui il valore contabile di tali attivit\u00e0
\n
ecceda il relativo valore recuperabile.
\n
Il Gruppo ammortizza i costi per l\u2019ottenimento dei contrat-
\n
ti con i clienti capitalizzati a quote costanti lungo il periodo
\n
di beneficio atteso dal contratto (ovvero la durata media del
\n
rapporto con il cliente); eventuali variazioni nei criteri di am-
\n
mortamento sono rilevate prospetticamente.
\n

\n

\n\n\n\n

\n

\n\n\n", "dimensions": { "concept": "ifrs-full:DescriptionOfAccountingPolicyForIntangibleAssetsAndGoodwillExplanatory", "language": "it", "entity": "scheme:WOCMU6HCI0OJWNPRZS33", "period": "2023-01-01T00:00:00/2024-01-01T00:00:00" } }, "Tag224": { "value": "\n

\n
Attivit\u00e0 immateriali
\n
Ai sensi dello IAS 38, le attivit\u00e0 immateriali riguardano le
\n
attivit\u00e0 prive di consistenza fisica, identificabili, controllate
\n
dal Gruppo, per le quali \u00e8 probabile che dal loro utilizzo
\n
vengano generati benef\u00edci economici futuri e il relativo co-
\n
sto pu\u00f2 essere attendibilmente determinato.
\n\n
Sono rilevate al costo di acquisto o di produzione interna
\n
per le attivit\u00e0 generate internamente e sono rilevate come
\n
attivit\u00e0 immateriali solo quando il Gruppo pu\u00f2 dimostrare
\n
la fattibilit\u00e0 tecnica, l\u2019intenzione e la disponibilit\u00e0 di risorse
\n
al fine di completare l\u2019attivit\u00e0 e avere la capacit\u00e0 di utiliz-
\n
zarla o venderla.
\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
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 e alla
\n
nota 23 \u201cAttivit\u00e0 immateriali\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 ammortizza-
\n
te ma sono sottoposte a verifica annuale di recuperabilit\u00e0
\n
(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 sottopo-
\n
ste a impairment test almeno annualmente. La vita utile
\n
indefinita deve essere rivista annualmente per determina-
\n
re se essa possa continuare a essere supportata. In caso
\n
contrario, il cambiamento nella determinazione della vita
\n
utile da indefinita a definita \u00e8 rilevato come un cambia-
\n
mento di stima contabile.
\n
Costi di sviluppo:
\n
- generati internamente 5 anni
\n
- acquisiti 3-26 anni
\n
Diritti di brevetto industriale e diritti di utilizzo
\n
opere 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 per
\n
l\u2019ottenimento dei contratti con i clienti, capitalizzati secondo
\n
quanto previsto dall\u2019IFRS 15, solo se:
\n
\u2022
\n
i costi sono incrementali, nel senso che sono direttamen-
\n
te imputabili a un contratto identificato e non sarebbero
\n
stati sostenuti dal Gruppo se il contratto non fosse stato
\n
ottenuto;
\n
\u2022
\n
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 commissioni
\n
di vendita riconosciute agli agenti se i criteri di capitalizzazio-
\n
ne sono soddisfatti.
\n
I costi capitalizzati per l\u2019ottenimento dei contratti con i clienti
\n
sono ammortizzati sistematicamente, coerentemente con il
\n
modello di trasferimento dei beni o servizi cui si riferiscono, e
\n
sono soggetti a impairment test per rilevare eventuali perdite
\n
di valore nella misura in cui il valore contabile di tali attivit\u00e0
\n
ecceda il relativo valore recuperabile.
\n
Il Gruppo ammortizza i costi per l\u2019ottenimento dei contrat-
\n
ti con i clienti capitalizzati a quote costanti lungo il periodo
\n
di beneficio atteso dal contratto (ovvero la durata media del
\n
rapporto con il cliente); eventuali variazioni nei criteri di am-
\n
mortamento sono rilevate prospetticamente.
\n

\n

\n\n\n", "dimensions": { "concept": "ifrs-full:DescriptionOfAccountingPolicyForIntangibleAssetsOtherThanGoodwillExplanatory", "language": "it", "entity": "scheme:WOCMU6HCI0OJWNPRZS33", "period": "2023-01-01T00:00:00/2024-01-01T00:00:00" } }, "Tag225": { "value": "\n
Sono rilevate al costo di acquisto o di produzione interna
\n
per le attivit\u00e0 generate internamente e sono rilevate come
\n
attivit\u00e0 immateriali solo quando il Gruppo pu\u00f2 dimostrare
\n
la fattibilit\u00e0 tecnica, l\u2019intenzione e la disponibilit\u00e0 di risorse
\n
al fine di completare l\u2019attivit\u00e0 e avere la capacit\u00e0 di utiliz-
\n
zarla o venderla.
\n

\n\n\n", "dimensions": { "concept": "ifrs-full:DescriptionOfAccountingPolicyForResearchAndDevelopmentExpenseExplanatory", "language": "it", "entity": "scheme:WOCMU6HCI0OJWNPRZS33", "period": "2023-01-01T00:00:00/2024-01-01T00:00:00" } }, "Tag226": { "value": "\n

\n\n
Impairment delle attivit\u00e0 non finanziarie
\n
Ai sensi dello IAS 36 (Riduzione di valore delle attivit\u00e0) a cia-
\n
scuna data di riferimento del bilancio, gli immobili, impianti e
\n
macchinari, gli investimenti immobiliari iscritti al costo, le atti-
\n
vit\u00e0 immateriali, il diritto d\u2019uso, l\u2019avviamento e le partecipazio-
\n
ni in societ\u00e0 collegate/joint venture sono verificate al fine di
\n
constatare l\u2019esistenza di indicatori (fonti informative interne
\n
ed esterne) di un\u2019eventuale riduzione 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 non
\n
ancora disponibili per l\u2019uso sono sottoposte a impairment
\n
test annualmente o pi\u00f9 frequentemente in presenza di indi-
\n
catori che facciano ritenere che le suddette attivit\u00e0 possano
\n
aver sub\u00edto una riduzione di valore.
\n
Se esiste indicazione di una riduzione di valore, il valore recu-
\n
perabile di ciascuna attivit\u00e0 interessata \u00e8 stimato sulla base
\n
dell\u2019utilizzo dell\u2019attivit\u00e0 e della sua dismissione futura, confor-
\n
memente al pi\u00f9 recente Piano Industriale del Gruppo. Per la
\n
stima del valore recuperabile, si rimanda alla nota 2.1 \u201cUso di
\n
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 generare
\n
flussi finanziari in entrata che siano ampiamente indipenden-
\n
ti da quelli derivanti da altre attivit\u00e0 o gruppi di attivit\u00e0; in tal
\n
caso, il valore recuperabile \u00e8 riferito alla CGU alla quale l\u2019atti-
\n
vit\u00e0 appartiene.
\n
Qualora il valore contabile dell\u2019attivit\u00e0, o della relativa CGU alla
\n
quale essa appartiene, sia superiore al suo valore recupera-
\n
bile, una perdita di valore \u00e8 rilevata a Conto economico e pre-
\n
sentata nella voce \u201cAmmortamenti e altri impairment\u201d.
\n

\n\n\n\n

\n\n\n\n

\n\n
Le perdite di valore di una CGU sono imputate in primo luo-
\n
go a riduzione del valore contabile dell\u2019eventuale avviamento
\n
allocato alla stessa, e poi a riduzione dei valori contabili delle
\n
altre attivit\u00e0 della CGU, in proporzione al loro valore contabile.
\n
Se vengono meno i presupposti per una svalutazione pre-
\n
cedentemente effettuata, il valore contabile dell\u2019attivit\u00e0 \u00e8 ri-
\n
pristinato con imputazione a Conto economico, nella voce
\n
\u201cAmmortamenti e altri impairment\u201d, nei limiti del valore con-
\n
tabile che l\u2019attivit\u00e0 in oggetto avrebbe avuto, al netto dell\u2019am-
\n
mortamento, se non fosse stata effettuata la svalutazione. Il
\n
valore originario dell\u2019avviamento non viene ripristinato anche
\n
qualora, negli esercizi successivi, vengano meno le ragioni
\n
che hanno determinato la riduzione di valore.
\n

\n\n\n\n

\n\n\n", "dimensions": { "concept": "ifrs-full:DescriptionOfAccountingPolicyForImpairmentOfNonfinancialAssetsExplanatory", "language": "it", "entity": "scheme:WOCMU6HCI0OJWNPRZS33", "period": "2023-01-01T00:00:00/2024-01-01T00:00:00" } }, "Tag227": { "value": "\n
Impairment delle attivit\u00e0 non finanziarie
\n
Ai sensi dello IAS 36 (Riduzione di valore delle attivit\u00e0) a cia-
\n
scuna data di riferimento del bilancio, gli immobili, impianti e
\n
macchinari, gli investimenti immobiliari iscritti al costo, le atti-
\n
vit\u00e0 immateriali, il diritto d\u2019uso, l\u2019avviamento e le partecipazio-
\n
ni in societ\u00e0 collegate/joint venture sono verificate al fine di
\n
constatare l\u2019esistenza di indicatori (fonti informative interne
\n
ed esterne) di un\u2019eventuale riduzione 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 non
\n
ancora disponibili per l\u2019uso sono sottoposte a impairment
\n
test annualmente o pi\u00f9 frequentemente in presenza di indi-
\n
catori che facciano ritenere che le suddette attivit\u00e0 possano
\n
aver sub\u00edto una riduzione di valore.
\n
Se esiste indicazione di una riduzione di valore, il valore recu-
\n
perabile di ciascuna attivit\u00e0 interessata \u00e8 stimato sulla base
\n
dell\u2019utilizzo dell\u2019attivit\u00e0 e della sua dismissione futura, confor-
\n
memente al pi\u00f9 recente Piano Industriale del Gruppo. Per la
\n
stima del valore recuperabile, si rimanda alla nota 2.1 \u201cUso di
\n
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 generare
\n
flussi finanziari in entrata che siano ampiamente indipenden-
\n
ti da quelli derivanti da altre attivit\u00e0 o gruppi di attivit\u00e0; in tal
\n
caso, il valore recuperabile \u00e8 riferito alla CGU alla quale l\u2019atti-
\n
vit\u00e0 appartiene.
\n
Qualora il valore contabile dell\u2019attivit\u00e0, o della relativa CGU alla
\n
quale essa appartiene, sia superiore al suo valore recupera-
\n
bile, una perdita di valore \u00e8 rilevata a Conto economico e pre-
\n
sentata nella voce \u201cAmmortamenti e altri impairment\u201d.
\n

\n\n\n\n
Le perdite di valore di una CGU sono imputate in primo luo-
\n
go a riduzione del valore contabile dell\u2019eventuale avviamento
\n
allocato alla stessa, e poi a riduzione dei valori contabili delle
\n
altre attivit\u00e0 della CGU, in proporzione al loro valore contabile.
\n
Se vengono meno i presupposti per una svalutazione pre-
\n
cedentemente effettuata, il valore contabile dell\u2019attivit\u00e0 \u00e8 ri-
\n
pristinato con imputazione a Conto economico, nella voce
\n
\u201cAmmortamenti e altri impairment\u201d, nei limiti del valore con-
\n
tabile che l\u2019attivit\u00e0 in oggetto avrebbe avuto, al netto dell\u2019am-
\n
mortamento, se non fosse stata effettuata la svalutazione. Il
\n
valore originario dell\u2019avviamento non viene ripristinato anche
\n
qualora, negli esercizi successivi, vengano meno le ragioni
\n
che hanno determinato la riduzione di valore.
\n

\n\n\n\n
Impairment delle attivit\u00e0 finanziarie
\n
A ciascuna data di riferimento del bilancio, il Gruppo rileva
\n
un fondo per le perdite attese sui crediti commerciali e sulle
\n
altre attivit\u00e0 finanziarie valutate al costo ammortizzato, sugli
\n
strumenti di debito valutati al fair value rilevato a Conto eco-
\n
nomico complessivo (FVOCI), sulle attivit\u00e0 derivanti da con-
\n
tratti con i clienti e su tutte le altre attivit\u00e0 rientranti nell\u2019ambi-
\n
to di applicazione dell\u2019impairment IFRS 9.
\n
Il modello di impairment del Gruppo sviluppato in linea con
\n
i requisiti previsti dall\u2019IFRS 9 \u00e8 basato sulla determinazione
\n
delle perdite attese (ECL) utilizzando un approccio forward
\n
looking.
\n
Per i crediti commerciali, le attivit\u00e0 derivanti da contratti con
\n
i clienti e i crediti per leasing, compresi quelli con una com-
\n
ponente finanziaria significativa, il Gruppo applica l\u2019approc-
\n
cio semplificato, calcolando le perdite attese su un periodo
\n
corrispondente all\u2019intera vita dell\u2019attivit\u00e0, generalmente pari a
\n
12 mesi.
\n
Per tutte le attivit\u00e0 finanziarie diverse da crediti commerciali,
\n
attivit\u00e0 derivanti da contratti con i clienti e crediti per leasing,
\n
il Gruppo applica l\u2019approccio generale in base all\u2019IFRS 9, ba-
\n
sato sulla valutazione dell\u2019incremento significativo del rischio
\n
di credito rispetto alla rilevazione iniziale.
\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.
\n
Il Gruppo applica l\u2019esenzione del low credit risk, evitando la
\n
rilevazione di un fondo perdite attese per un ammontare pari
\n
alle perdite attese lungo tutta la vita dello strumento a segui-
\n
to di un incremento significativo del rischio di credito, a stru-
\n
menti di debito valutati al fair value rilevato a Conto economi-
\n
co complessivo, la cui controparte vanta una solida capacit\u00e0
\n
finanziaria di adempiere ai propri obblighi contrattuali (ossia,
\n
titoli \u201cinvestment grade\u201d).
\n
Per maggiori dettagli circa l\u2019\u201cimpairment delle attivit\u00e0 finan-
\n
ziarie\u201d, si rimanda alla nota 48 \u201cStrumenti finanziari per ca-
\n
tegoria\u201d.
\n

\n

\n\n\n", "dimensions": { "concept": "ifrs-full:DescriptionOfAccountingPolicyForImpairmentOfAssetsExplanatory", "language": "it", "entity": "scheme:WOCMU6HCI0OJWNPRZS33", "period": "2023-01-01T00:00:00/2024-01-01T00:00:00" } }, "Tag228": { "value": "\n

\n
Rimanenze
\n
Ai sensi dello IAS 2, le rimanenze di magazzino sono valutate
\n
al minore tra il costo e il valore netto di realizzo, a eccezione di
\n
quelle destinate ad attivit\u00e0 di trading che sono valutate al fair
\n
value con contropartita Conto economico. Il costo \u00e8 deter-
\n
minato sulla base del costo medio ponderato, che include gli
\n
oneri accessori di competenza. Per valore netto di realizzo si
\n
intende il prezzo di vendita stimato nel normale svolgimento
\n
delle attivit\u00e0 al netto dei costi stimati per realizzare la vendita
\n
o, laddove applicabile, il costo di sostituzione. Per la parte di
\n
magazzino posseduta per adempiere a vendite gi\u00e0 concluse,
\n
il valore netto di realizzo \u00e8 determinato sulla base di quanto
\n
stabilito nel relativo contratto di cessione.
\n\n
Sono rilevati nelle rimanenze i certificati ambientali (per
\n
esempio quote di emissioni di CO
\n
2
\n
europee, certificati di ef-
\n
ficienza energetica, garanzie di origine e certificati di ener-
\n
gia rinnovabile) che non sono stati utilizzati per adempiere
\n
all\u2019obbligo di compliance del periodo di riferimento. Queste
\n
rimanenze sono allocate a portafogli differenti, distinguendo
\n
le rimanenze con finalit\u00e0 di trading e non-trading. Ulterio-
\n
ri dettagli su tali rimanenze sono forniti nella nota 58 \u201cPro-
\n
grammi ambientali\u201d.
\n

\n\n\n\n
I materiali e gli altri beni di consumo (incluse le commodi-
\n
ty 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 incorporati
\n
sar\u00e0 venduto a un prezzo tale da consentire il recupero del
\n
costo sostenuto.
\n

\n\n\n", "dimensions": { "concept": "ifrs-full:DescriptionOfAccountingPolicyForMeasuringInventories", "language": "it", "entity": "scheme:WOCMU6HCI0OJWNPRZS33", "period": "2023-01-01T00:00:00/2024-01-01T00:00:00" } }, "Tag229": { "value": "\n
Sono rilevati nelle rimanenze i certificati ambientali (per
\n
esempio quote di emissioni di CO
\n
2
\n
europee, certificati di ef-
\n
ficienza energetica, garanzie di origine e certificati di ener-
\n
gia rinnovabile) che non sono stati utilizzati per adempiere
\n
all\u2019obbligo di compliance del periodo di riferimento. Queste
\n
rimanenze sono allocate a portafogli differenti, distinguendo
\n
le rimanenze con finalit\u00e0 di trading e non-trading. Ulterio-
\n
ri dettagli su tali rimanenze sono forniti nella nota 58 \u201cPro-
\n
grammi ambientali\u201d.
\n

\n\n\n\n

\n\n
Certificati ambientali
\n
In assenza di una specifica normativa IAS/IFRS di riferimento,
\n
il trattamento contabile adottato dal Gruppo risulta confor-
\n
me alle regole generali incluse nel corpus dei princ\u00edpi con-
\n
tabili IAS/IFRS applicabili e in linea con la best practice inter-
\n
nazionale.
\n
In particolare, il modello contabile di Gruppo per la gestione
\n
dei certificati ambientali riflette il cosiddetto \u201cbusiness mo-
\n
del\u201d delle societ\u00e0 coinvolte e, quindi, le diverse peculiarit\u00e0 re-
\n
lative all\u2019attivit\u00e0 svolta da tali societ\u00e0 distinguendo tra societ\u00e0
\n
di generazione di energia da fonti rinnovabili, societ\u00e0 obbli-
\n
gate, societ\u00e0 trader e altre societ\u00e0 che operano nel settore
\n
dei servizi energetici pur non essendo soggetti obbligati.
\n
Maggiori dettagli sull\u2019applicazione di tale modello contabile
\n
sono forniti nella nota 58 \u201cProgrammi ambientali\u201d.
\n

\n\n\n

\n\n", "dimensions": { "concept": "ifrs-full:DescriptionOfAccountingPolicyForEmissionRightsExplanatory", "language": "it", "entity": "scheme:WOCMU6HCI0OJWNPRZS33", "period": "2023-01-01T00:00:00/2024-01-01T00:00:00" } }, "Tag230": { "value": "\n

\n
Strumenti finanziari
\n
Gli strumenti finanziari sono rilevati e valutati secondo lo IAS
\n
32 (Strumenti finanziari: esposizione nel bilancio) e l\u2019IFRS 9
\n
(Strumenti finanziari).
\n
Un\u2019attivit\u00e0 o una passivit\u00e0 finanziaria \u00e8 rilevata nel Bilancio
\n
consolidato quando, e solo quando, il Gruppo diviene parte
\n
delle clausole contrattuali dello strumento (ossia, trade 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 15)
\n
se tali crediti non contengono una componente finanziaria
\n
significativa o quando il Gruppo applica l\u2019espediente pratico
\n
consentito dall\u2019IFRS 15.
\n
Diversamente, il Gruppo valuta inizialmente le attivit\u00e0 finan-
\n
ziarie diverse dai crediti commerciali summenzionati al loro
\n
fair value pi\u00f9, nel caso di un\u2019attivit\u00e0 finanziaria non rilevata al
\n
fair value rilevato a Conto economico, i costi di transazione.
\n
Le attivit\u00e0 finanziarie sono classificate, alla data di rilevazio-
\n
ne iniziale, come attivit\u00e0 finanziarie al costo ammortizzato, al
\n
fair value rilevato tra le altre componenti di Conto economico
\n
complessivo e al fair value rilevato a Conto economico, sulla
\n
base di entrambi i seguenti elementi:
\n
\u2022
\n
il modello di business del Gruppo per la gestione delle at-
\n
tivit\u00e0 finanziarie ovvero in base al modo in cui il Gruppo
\n
gestisce le proprie attivit\u00e0 finanziarie al fine di generare
\n
flussi di cassa (ovvero incassando i flussi di cassa contrat-
\n
tuali, vendendo le attivit\u00e0 finanziarie o entrambi); e
\n
\u2022
\n
le caratteristiche contrattuali dei flussi di cassa dello stru-
\n
mento, per stabilire se lo strumento generi flussi di cassa
\n
rappresentativi esclusivamente di pagamenti di capitale e
\n
interessi sulla base del \u201cSPPI test\u201d.
\n
Ai fini della valutazione successiva, le attivit\u00e0 finanziarie sono
\n
classificate in quattro categorie:
\n
\u2022
\n
attivit\u00e0 finanziarie al costo ammortizzato (strumenti di de-
\n
bito);
\n
\u2022
\n
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
\n
attivit\u00e0 finanziarie designate al fair value rilevato tra le al-
\n
tre componenti di Conto economico complessivo senza
\n
riciclo degli utili e perdite cumulati all\u2019atto dell\u2019eliminazione
\n
contabile (strumenti di capitale); e
\n
\u2022
\n
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 incassare
\n
i flussi di cassa contrattuali e i cui termini contrattuali preve-
\n
dono, a date specifiche, pagamenti di flussi di cassa rappre-
\n
sentati esclusivamente da capitale e interessi sul capitale da
\n
rimborsare.
\n
Tali attivit\u00e0 sono inizialmente rilevate al fair value, eventual-
\n
mente rettificato dei costi di transazione e, successivamente,
\n
valutate al costo ammortizzato utilizzando il tasso di interes-
\n
se effettivo, e sono soggette a impairment.
\n
Gli utili e le perdite da cancellazione contabile dell\u2019attivit\u00e0, da
\n
modifica o da rettifica per impairment sono rilevati a Conto
\n
economico.
\n

\n\n\n\n
Attivit\u00e0 finanziarie al fair value rilevato a Conto economico
\n
complessivo (FVOCI) - Strumenti di debito
\n
Le attivit\u00e0 finanziarie valutate al fair value rilevato a Conto
\n
economico complessivo sono attivit\u00e0 detenute in un model-
\n
lo di business il cui obiettivo \u00e8 sia quello di incassare i flussi di
\n

\n\n\n\n

\n

\n\n\n\n

\n\n

\n

\n

\n
cassa contrattuali sia quello di vendere le attivit\u00e0 finanziarie e
\n
i cui flussi di cassa contrattuali generano, a data specifiche,
\n
flussi di cassa rappresentati esclusivamente da pagamenti di
\n
capitale e di interesse sul capitale da rimborsare.
\n
Le variazioni di fair value di tali attivit\u00e0 finanziarie sono rileva-
\n
te nel Conto economico complessivo cos\u00ec come le rettifiche
\n
per impairment, senza ridurre il relativo valore contabile.
\n
Quando un\u2019attivit\u00e0 finanziaria viene cancellata contabilmen-
\n
te (per esempio 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 a
\n
Conto economico.
\n\n
Attivit\u00e0 finanziarie al fair value rilevato a Conto economico
\n
complessivo (FVOCI) - Strumenti di capitale
\n
In tale categoria sono principalmente classificate le parteci-
\n
pazioni in altre imprese irrevocabilmente designate come tali
\n
al momento della rilevazione iniziale.
\n
Gli utili e le perdite di tali attivit\u00e0 finanziarie non saranno mai
\n
riciclati a Conto economico. Il Gruppo pu\u00f2 trasferire l\u2019utile o la
\n
perdita cumulata all\u2019interno del patrimonio netto.
\n
Gli strumenti di capitale designati al fair value rilevato a Conto
\n
economico complessivo non sono assoggettati a impairment.
\n
I dividendi su tali investimenti sono rilevati a Conto economi-
\n
co a meno che non rappresentino chiaramente un recupero
\n
di una parte del costo dell\u2019investimento.
\n

\n\n\n\n\n
Attivit\u00e0 finanziarie al fair value rilevato a Conto economico
\n
In tale categoria, sono classificati principalmente:
\n
\u2022
\n
attivit\u00e0 finanziarie con flussi di cassa che non sono rap-
\n
presentati esclusivamente da pagamenti di capitale e in-
\n
teresse, indipendentemente dal modello di business;
\n
\u2022
\n
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 (ovvero titoli,
\n
investimenti finanziari in fondi ecc.);
\n
\u2022
\n
strumenti derivati, compresi i derivati impliciti, detenuti
\n
per la negoziazione o non designati come efficaci stru-
\n
menti di copertura;
\n
\u2022
\n
corrispettivi potenziali.
\n
Tali attivit\u00e0 finanziarie sono inizialmente rilevate al fair value,
\n
e successivamente gli utili e le perdite derivanti da variazioni
\n
del loro fair value sono rilevati a Conto economico.
\n
In questa categoria sono incluse anche le partecipazioni in
\n
societ\u00e0 che il Gruppo non ha designato irrevocabilmente al
\n
fair value rilevato a OCI. Anche i dividendi su tali partecipa-
\n
zioni sono rilevati fra gli altri proventi nel prospetto di Conto
\n
economico quando \u00e8 stabilito il diritto al pagamento.
\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 rileva
\n
un fondo per le perdite attese sui crediti commerciali e sulle
\n
altre attivit\u00e0 finanziarie valutate al costo ammortizzato, sugli
\n
strumenti di debito valutati al fair value rilevato a Conto eco-
\n
nomico complessivo (FVOCI), sulle attivit\u00e0 derivanti da con-
\n
tratti con i clienti e su tutte le altre attivit\u00e0 rientranti nell\u2019ambi-
\n
to di applicazione dell\u2019impairment IFRS 9.
\n
Il modello di impairment del Gruppo sviluppato in linea con
\n
i requisiti previsti dall\u2019IFRS 9 \u00e8 basato sulla determinazione
\n
delle perdite attese (ECL) utilizzando un approccio forward
\n
looking.
\n
Per i crediti commerciali, le attivit\u00e0 derivanti da contratti con
\n
i clienti e i crediti per leasing, compresi quelli con una com-
\n
ponente finanziaria significativa, il Gruppo applica l\u2019approc-
\n
cio semplificato, calcolando le perdite attese su un periodo
\n
corrispondente all\u2019intera vita dell\u2019attivit\u00e0, generalmente pari a
\n
12 mesi.
\n
Per tutte le attivit\u00e0 finanziarie diverse da crediti commerciali,
\n
attivit\u00e0 derivanti da contratti con i clienti e crediti per leasing,
\n
il Gruppo applica l\u2019approccio generale in base all\u2019IFRS 9, ba-
\n
sato sulla valutazione dell\u2019incremento significativo del rischio
\n
di credito rispetto alla rilevazione iniziale.
\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.
\n
Il Gruppo applica l\u2019esenzione del low credit risk, evitando la
\n
rilevazione di un fondo perdite attese per un ammontare pari
\n
alle perdite attese lungo tutta la vita dello strumento a segui-
\n
to di un incremento significativo del rischio di credito, a stru-
\n
menti di debito valutati al fair value rilevato a Conto economi-
\n
co complessivo, la cui controparte vanta una solida capacit\u00e0
\n
finanziaria di adempiere ai propri obblighi contrattuali (ossia,
\n
titoli \u201cinvestment grade\u201d).
\n
Per maggiori dettagli circa l\u2019\u201cimpairment delle attivit\u00e0 finan-
\n
ziarie\u201d, si rimanda alla nota 48 \u201cStrumenti finanziari per ca-
\n
tegoria\u201d.
\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\n

\n
Derivati impliciti
\n
Un derivato implicito (embedded derivative) \u00e8 un derivato in-
\n
cluso in un contratto \u201ccombinato\u201d (il c.d. \u201cstrumento ibrido\u201d)
\n
che contiene un altro contratto non derivato (il c.d. \u201ccontratto
\n
ospite\u201d), e origina tutti o parte dei flussi di cassa del contratto
\n
combinato. I derivati impliciti sono scorporati dal contratto
\n
ospite e rilevati come un derivato quando:
\n
\u2022
\n
il contratto ospite non \u00e8 uno strumento finanziario valuta-
\n
to al fair value rilevato a Conto economico;
\n
\u2022
\n
i rischi economici e le caratteristiche del derivato implici-
\n
to non sono strettamente correlati a quelli del contratto
\n
ospite;
\n
\u2022
\n
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
I contratti che non rappresentano strumenti finanziari da va-
\n
lutare al fair value sono analizzati al fine di identificare l\u2019esi-
\n
stenza di derivati impliciti, che sono da scorporare e valutare
\n
al fair value. Le suddette analisi sono effettuate sia al momen-
\n
to in cui si entra a far parte del contratto, sia quando avviene
\n
una rinegoziazione dello stesso che comporti una modifica
\n
significativa dei flussi finanziari originari connessi.
\n
I principali contratti del Gruppo che possono contenere deri-
\n
vati impliciti sono i contratti di acquisto e vendita di commo-
\n
dity energetiche.
\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 esi-
\n
genze di acquisto, vendita o uso previste dal Gruppo, sono
\n
fuori dall\u2019ambito di applicazione dell\u2019IFRS 9 e quindi rilevati
\n
come contratti esecutivi, in base alla cosiddetta \u201cown use
\n
exemption\u201d.
\n
Un contratto di acquisto o vendita di un elemento non finan-
\n
ziario \u00e8 classificato come \u201cnormale contratto di compraven-
\n
dita\u201d se \u00e8 stato sottoscritto:
\n
\u2022
\n
ai fini della consegna fisica;
\n
\u2022
\n
per le normali esigenze di utilizzo o compravendita del
\n
Gruppo.
\n
Inoltre, i contratti di acquisto o vendita di elementi non finan-
\n
ziari con consegna fisica (per esempio contratti a termine
\n
su commodity energetiche a prezzo fisso) che non si qualifi-
\n
cano per la \u201cown use exemption\u201d sono rilevati come derivati
\n

\n\n\n

\n\n\n

\n\n\n

\n

\n\n

\n\n
valutati al fair value dalla trade date, solo se:
\n
\u2022
\n
sono regolabili al netto; e
\n
\u2022
\n
non sono stati stipulati per le normali esigenze di utilizzo o
\n
compravendita dal Gruppo.
\n
I contratti di trading sono valutati al fair value rilevato a Con-
\n
to economico; i risultati da valutazione delle variazioni di fair
\n
value dei contratti ancora in essere alla data di riferimento del
\n
bilancio sono rilevati, su base netta, nella voce \u201cRisultati netti
\n
da contratti su commodity\u201d, mentre, alla data di regolamento:
\n
\u2022
\n
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 Con-
\n
to economico della cancellazione contabile del derivato,
\n
sono rilevati nella voce \u201cRicavi delle vendite e delle pre-
\n
stazioni\u201d;
\n
\u2022
\n
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 Con-
\n
to economico della cancellazione contabile del derivato,
\n
sono rilevati nelle voci \u201cEnergia elettrica, gas e combusti-
\n
bile\u201d e \u201cServizi e altri materiali\u201d.
\n
Tali contratti di acquisto o vendita di elementi non finanziari
\n
rientranti nell\u2019ambito di applicazione dell\u2019IFRS 9 possono an-
\n
che essere, successivamente, designati come strumenti di
\n
copertura se i requisiti previsti per l\u2019hedge accounting sono
\n
soddisfatti.
\n
Il Gruppo analizza i contratti di acquisto o vendita di attivit\u00e0
\n
non finanziarie su base continuativa, con particolare atten-
\n
zione agli acquisti o vendite a termine di elettricit\u00e0 e com-
\n
modity energetiche, al fine di determinare se gli stessi deb-
\n
bano essere classificati e trattati conformemente a quanto
\n
previsto dall\u2019IFRS 9 o se siano stati sottoscritti per \u201cown use
\n
exemption\u201d.
\n

\n\n\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
\n
esiste un diritto legalmente esercitabile di compensare i
\n
valori rilevati in bilancio; e
\n
\u2022
\n
vi \u00e8 l\u2019intenzione di compensare su base netta o di realizza-
\n
re l\u2019attivit\u00e0 e regolare la passivit\u00e0 simultaneamente.
\n

\n\n\n

\n\n", "dimensions": { "concept": "ifrs-full:DescriptionOfAccountingPolicyForFinancialInstrumentsExplanatory", "language": "it", "entity": "scheme:WOCMU6HCI0OJWNPRZS33", "period": "2023-01-01T00:00:00/2024-01-01T00:00:00" } }, "Tag231": { "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 incassare
\n
i flussi di cassa contrattuali e i cui termini contrattuali preve-
\n
dono, a date specifiche, pagamenti di flussi di cassa rappre-
\n
sentati esclusivamente da capitale e interessi sul capitale da
\n
rimborsare.
\n
Tali attivit\u00e0 sono inizialmente rilevate al fair value, eventual-
\n
mente rettificato dei costi di transazione e, successivamente,
\n
valutate al costo ammortizzato utilizzando il tasso di interes-
\n
se effettivo, e sono soggette a impairment.
\n
Gli utili e le perdite da cancellazione contabile dell\u2019attivit\u00e0, da
\n
modifica o da rettifica per impairment sono rilevati a Conto
\n
economico.
\n

\n\n\n\n
Attivit\u00e0 finanziarie al fair value rilevato a Conto economico
\n
complessivo (FVOCI) - Strumenti di debito
\n
Le attivit\u00e0 finanziarie valutate al fair value rilevato a Conto
\n
economico complessivo sono attivit\u00e0 detenute in un model-
\n
lo di business il cui obiettivo \u00e8 sia quello di incassare i flussi di
\n

\n\n\n\n

\n

\n

\n
cassa contrattuali sia quello di vendere le attivit\u00e0 finanziarie e
\n
i cui flussi di cassa contrattuali generano, a data specifiche,
\n
flussi di cassa rappresentati esclusivamente da pagamenti di
\n
capitale e di interesse sul capitale da rimborsare.
\n
Le variazioni di fair value di tali attivit\u00e0 finanziarie sono rileva-
\n
te nel Conto economico complessivo cos\u00ec come le rettifiche
\n
per impairment, senza ridurre il relativo valore contabile.
\n
Quando un\u2019attivit\u00e0 finanziaria viene cancellata contabilmen-
\n
te (per esempio 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 a
\n
Conto economico.
\n\n
Attivit\u00e0 finanziarie al fair value rilevato a Conto economico
\n
complessivo (FVOCI) - Strumenti di capitale
\n
In tale categoria sono principalmente classificate le parteci-
\n
pazioni in altre imprese irrevocabilmente designate come tali
\n
al momento della rilevazione iniziale.
\n
Gli utili e le perdite di tali attivit\u00e0 finanziarie non saranno mai
\n
riciclati a Conto economico. Il Gruppo pu\u00f2 trasferire l\u2019utile o la
\n
perdita cumulata all\u2019interno del patrimonio netto.
\n
Gli strumenti di capitale designati al fair value rilevato a Conto
\n
economico complessivo non sono assoggettati a impairment.
\n
I dividendi su tali investimenti sono rilevati a Conto economi-
\n
co a meno che non rappresentino chiaramente un recupero
\n
di una parte del costo dell\u2019investimento.
\n

\n\n\n\n\n
Attivit\u00e0 finanziarie al fair value rilevato a Conto economico
\n
In tale categoria, sono classificati principalmente:
\n
\u2022
\n
attivit\u00e0 finanziarie con flussi di cassa che non sono rap-
\n
presentati esclusivamente da pagamenti di capitale e in-
\n
teresse, indipendentemente dal modello di business;
\n
\u2022
\n
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 (ovvero titoli,
\n
investimenti finanziari in fondi ecc.);
\n
\u2022
\n
strumenti derivati, compresi i derivati impliciti, detenuti
\n
per la negoziazione o non designati come efficaci stru-
\n
menti di copertura;
\n
\u2022
\n
corrispettivi potenziali.
\n
Tali attivit\u00e0 finanziarie sono inizialmente rilevate al fair value,
\n
e successivamente gli utili e le perdite derivanti da variazioni
\n
del loro fair value sono rilevati a Conto economico.
\n
In questa categoria sono incluse anche le partecipazioni in
\n
societ\u00e0 che il Gruppo non ha designato irrevocabilmente al
\n
fair value rilevato a OCI. Anche i dividendi su tali partecipa-
\n
zioni sono rilevati fra gli altri proventi nel prospetto di Conto
\n
economico quando \u00e8 stabilito il diritto al pagamento.
\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 rileva
\n
un fondo per le perdite attese sui crediti commerciali e sulle
\n
altre attivit\u00e0 finanziarie valutate al costo ammortizzato, sugli
\n
strumenti di debito valutati al fair value rilevato a Conto eco-
\n
nomico complessivo (FVOCI), sulle attivit\u00e0 derivanti da con-
\n
tratti con i clienti e su tutte le altre attivit\u00e0 rientranti nell\u2019ambi-
\n
to di applicazione dell\u2019impairment IFRS 9.
\n
Il modello di impairment del Gruppo sviluppato in linea con
\n
i requisiti previsti dall\u2019IFRS 9 \u00e8 basato sulla determinazione
\n
delle perdite attese (ECL) utilizzando un approccio forward
\n
looking.
\n
Per i crediti commerciali, le attivit\u00e0 derivanti da contratti con
\n
i clienti e i crediti per leasing, compresi quelli con una com-
\n
ponente finanziaria significativa, il Gruppo applica l\u2019approc-
\n
cio semplificato, calcolando le perdite attese su un periodo
\n
corrispondente all\u2019intera vita dell\u2019attivit\u00e0, generalmente pari a
\n
12 mesi.
\n
Per tutte le attivit\u00e0 finanziarie diverse da crediti commerciali,
\n
attivit\u00e0 derivanti da contratti con i clienti e crediti per leasing,
\n
il Gruppo applica l\u2019approccio generale in base all\u2019IFRS 9, ba-
\n
sato sulla valutazione dell\u2019incremento significativo del rischio
\n
di credito rispetto alla rilevazione iniziale.
\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.
\n
Il Gruppo applica l\u2019esenzione del low credit risk, evitando la
\n
rilevazione di un fondo perdite attese per un ammontare pari
\n
alle perdite attese lungo tutta la vita dello strumento a segui-
\n
to di un incremento significativo del rischio di credito, a stru-
\n
menti di debito valutati al fair value rilevato a Conto economi-
\n
co complessivo, la cui controparte vanta una solida capacit\u00e0
\n
finanziaria di adempiere ai propri obblighi contrattuali (ossia,
\n
titoli \u201cinvestment grade\u201d).
\n
Per maggiori dettagli circa l\u2019\u201cimpairment delle attivit\u00e0 finan-
\n
ziarie\u201d, si rimanda alla nota 48 \u201cStrumenti finanziari per ca-
\n
tegoria\u201d.
\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
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
\n
il diritto contrattuale a ricevere i flussi di cassa connessi
\n
all\u2019attivit\u00e0 \u00e8 scaduto;
\n
\u2022
\n
il Gruppo ha sostanzialmente trasferito tutti i rischi e be-
\n
nef\u00edci connessi all\u2019attivit\u00e0, trasferendo i suoi diritti a riceve-
\n
re flussi di cassa dall\u2019attivit\u00e0 oppure assumendo un\u2019obbli-
\n
gazione contrattuale a riversare i flussi di cassa ricevuti a
\n
uno o pi\u00f9 eventuali beneficiari in virt\u00f9 di un contratto che
\n
rispetta i requisiti previsti dall\u2019IFRS 9 (c.d. \u201cpass through
\n
test\u201d);
\n
\u2022
\n
il Gruppo non ha n\u00e9 trasferito n\u00e9 mantenuto sostanzial-
\n
mente tutti i rischi e benef\u00edci connessi all\u2019attivit\u00e0 finanziaria
\n
ma ne ha trasferito il controllo.
\n
Al momento dell\u2019eliminazione dell\u2019attivit\u00e0 finanziaria, il Gruppo
\n
rileva la differenza tra il valore contabile (misurato alla data di
\n
eliminazione) e il corrispettivo ricevuto a Conto economico.
\n
Le passivit\u00e0 finanziarie sono eliminate contabilmente quan-
\n
do sono estinte, ossia quando l\u2019obbligazione contrattuale \u00e8
\n
adempiuta, cancellata o prescritta.
\n
Quando una passivit\u00e0 finanziaria esistente viene sostituita da
\n
un\u2019altra verso lo stesso creditore a condizioni sostanzialmen-
\n
te diverse, o le condizioni di una passivit\u00e0 esistente sono so-
\n
stanzialmente modificate, tale sostituzione o modifica viene
\n
trattata come un\u2019eliminazione contabile della passivit\u00e0 origi-
\n
naria e la rilevazione di una nuova passivit\u00e0. La differenza tra i
\n
rispettivi valori contabili \u00e8 rilevata a Conto economico.
\n

\n\n\n

\n\n\n\n
Strumenti finanziari derivati
\n
Gli strumenti derivati sono classificati come attivit\u00e0 o passi-
\n
vit\u00e0 finanziarie a seconda del fair value positivo o negativo e
\n
sono classificati come \u201cdetenuti per la negoziazione\u201d all\u2019in-
\n
terno degli \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 fair
\n
value rilevato a Conto economico in quanto non si qualifica-
\n
no per l\u2019hedge accounting, e i derivati designati come efficaci
\n
strumenti di copertura sono classificati come correnti o non
\n
correnti in base alla loro data di scadenza e all\u2019intenzione del
\n
Gruppo di detenere o meno tali strumenti fino alla scadenza.
\n
Per maggiori dettagli sui derivati e sull\u2019hedge accounting, si
\n
rinvia alla nota 51 \u201cDerivati ed hedge accounting\u201d.
\n

\n

\n\n\n

\n

\n\n", "dimensions": { "concept": "ifrs-full:DescriptionOfAccountingPolicyForFinancialAssetsExplanatory", "language": "it", "entity": "scheme:WOCMU6HCI0OJWNPRZS33", "period": "2023-01-01T00:00:00/2024-01-01T00:00:00" } }, "Tag232": { "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 incassare
\n
i flussi di cassa contrattuali e i cui termini contrattuali preve-
\n
dono, a date specifiche, pagamenti di flussi di cassa rappre-
\n
sentati esclusivamente da capitale e interessi sul capitale da
\n
rimborsare.
\n
Tali attivit\u00e0 sono inizialmente rilevate al fair value, eventual-
\n
mente rettificato dei costi di transazione e, successivamente,
\n
valutate al costo ammortizzato utilizzando il tasso di interes-
\n
se effettivo, e sono soggette a impairment.
\n
Gli utili e le perdite da cancellazione contabile dell\u2019attivit\u00e0, da
\n
modifica o da rettifica per impairment sono rilevati a Conto
\n
economico.
\n

\n\n\n\n

\n\n

\n\n
Impairment delle attivit\u00e0 finanziarie
\n
A ciascuna data di riferimento del bilancio, il Gruppo rileva
\n
un fondo per le perdite attese sui crediti commerciali e sulle
\n
altre attivit\u00e0 finanziarie valutate al costo ammortizzato, sugli
\n
strumenti di debito valutati al fair value rilevato a Conto eco-
\n
nomico complessivo (FVOCI), sulle attivit\u00e0 derivanti da con-
\n
tratti con i clienti e su tutte le altre attivit\u00e0 rientranti nell\u2019ambi-
\n
to di applicazione dell\u2019impairment IFRS 9.
\n
Il modello di impairment del Gruppo sviluppato in linea con
\n
i requisiti previsti dall\u2019IFRS 9 \u00e8 basato sulla determinazione
\n
delle perdite attese (ECL) utilizzando un approccio forward
\n
looking.
\n
Per i crediti commerciali, le attivit\u00e0 derivanti da contratti con
\n
i clienti e i crediti per leasing, compresi quelli con una com-
\n
ponente finanziaria significativa, il Gruppo applica l\u2019approc-
\n
cio semplificato, calcolando le perdite attese su un periodo
\n
corrispondente all\u2019intera vita dell\u2019attivit\u00e0, generalmente pari a
\n
12 mesi.
\n
Per tutte le attivit\u00e0 finanziarie diverse da crediti commerciali,
\n
attivit\u00e0 derivanti da contratti con i clienti e crediti per leasing,
\n
il Gruppo applica l\u2019approccio generale in base all\u2019IFRS 9, ba-
\n
sato sulla valutazione dell\u2019incremento significativo del rischio
\n
di credito rispetto alla rilevazione iniziale.
\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.
\n
Il Gruppo applica l\u2019esenzione del low credit risk, evitando la
\n
rilevazione di un fondo perdite attese per un ammontare pari
\n
alle perdite attese lungo tutta la vita dello strumento a segui-
\n
to di un incremento significativo del rischio di credito, a stru-
\n
menti di debito valutati al fair value rilevato a Conto economi-
\n
co complessivo, la cui controparte vanta una solida capacit\u00e0
\n
finanziaria di adempiere ai propri obblighi contrattuali (ossia,
\n
titoli \u201cinvestment grade\u201d).
\n
Per maggiori dettagli circa l\u2019\u201cimpairment delle attivit\u00e0 finan-
\n
ziarie\u201d, si rimanda alla nota 48 \u201cStrumenti finanziari per ca-
\n
tegoria\u201d.
\n

\n

\n\n\n\n

\n

\n\n\n\n

\n

\n\n\n", "dimensions": { "concept": "ifrs-full:DescriptionOfAccountingPolicyForTradeAndOtherReceivablesExplanatory", "language": "it", "entity": "scheme:WOCMU6HCI0OJWNPRZS33", "period": "2023-01-01T00:00:00/2024-01-01T00:00:00" } }, "Tag233": { "value": "\n
Attivit\u00e0 finanziarie al fair value rilevato a Conto economico
\n
In tale categoria, sono classificati principalmente:
\n
\u2022
\n
attivit\u00e0 finanziarie con flussi di cassa che non sono rap-
\n
presentati esclusivamente da pagamenti di capitale e in-
\n
teresse, indipendentemente dal modello di business;
\n
\u2022
\n
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 (ovvero titoli,
\n
investimenti finanziari in fondi ecc.);
\n
\u2022
\n
strumenti derivati, compresi i derivati impliciti, detenuti
\n
per la negoziazione o non designati come efficaci stru-
\n
menti di copertura;
\n
\u2022
\n
corrispettivi potenziali.
\n
Tali attivit\u00e0 finanziarie sono inizialmente rilevate al fair value,
\n
e successivamente gli utili e le perdite derivanti da variazioni
\n
del loro fair value sono rilevati a Conto economico.
\n
In questa categoria sono incluse anche le partecipazioni in
\n
societ\u00e0 che il Gruppo non ha designato irrevocabilmente al
\n
fair value rilevato a OCI. Anche i dividendi su tali partecipa-
\n
zioni sono rilevati fra gli altri proventi nel prospetto di Conto
\n
economico quando \u00e8 stabilito il diritto al pagamento.
\n

\n\n\n\n
Passivit\u00e0 finanziarie al fair value rilevato a Conto economico
\n
Le passivit\u00e0 finanziarie al fair value rilevato a Conto economi-
\n
co includono principalmente:
\n
\u2022
\n
passivit\u00e0 finanziarie detenute per la negoziazione quando
\n
sono assunte con la finalit\u00e0 di un loro riacquisto a breve
\n
termine;
\n
\u2022
\n
strumenti finanziari derivati stipulati dal Gruppo e non de-
\n
signati quali strumenti di copertura in base all\u2019IFRS 9;
\n
\u2022
\n
corrispettivi potenziali.
\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 esi-
\n
genze di acquisto, vendita o uso previste dal Gruppo, sono
\n
fuori dall\u2019ambito di applicazione dell\u2019IFRS 9 e quindi rilevati
\n
come contratti esecutivi, in base alla cosiddetta \u201cown use
\n
exemption\u201d.
\n
Un contratto di acquisto o vendita di un elemento non finan-
\n
ziario \u00e8 classificato come \u201cnormale contratto di compraven-
\n
dita\u201d se \u00e8 stato sottoscritto:
\n
\u2022
\n
ai fini della consegna fisica;
\n
\u2022
\n
per le normali esigenze di utilizzo o compravendita del
\n
Gruppo.
\n
Inoltre, i contratti di acquisto o vendita di elementi non finan-
\n
ziari con consegna fisica (per esempio contratti a termine
\n
su commodity energetiche a prezzo fisso) che non si qualifi-
\n
cano per la \u201cown use exemption\u201d sono rilevati come derivati
\n

\n\n\n
valutati al fair value dalla trade date, solo se:
\n
\u2022
\n
sono regolabili al netto; e
\n
\u2022
\n
non sono stati stipulati per le normali esigenze di utilizzo o
\n
compravendita dal Gruppo.
\n
I contratti di trading sono valutati al fair value rilevato a Con-
\n
to economico; i risultati da valutazione delle variazioni di fair
\n
value dei contratti ancora in essere alla data di riferimento del
\n
bilancio sono rilevati, su base netta, nella voce \u201cRisultati netti
\n
da contratti su commodity\u201d, mentre, alla data di regolamento:
\n
\u2022
\n
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 Con-
\n
to economico della cancellazione contabile del derivato,
\n
sono rilevati nella voce \u201cRicavi delle vendite e delle pre-
\n
stazioni\u201d;
\n
\u2022
\n
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 Con-
\n
to economico della cancellazione contabile del derivato,
\n
sono rilevati nelle voci \u201cEnergia elettrica, gas e combusti-
\n
bile\u201d e \u201cServizi e altri materiali\u201d.
\n
Tali contratti di acquisto o vendita di elementi non finanziari
\n
rientranti nell\u2019ambito di applicazione dell\u2019IFRS 9 possono an-
\n
che essere, successivamente, designati come strumenti di
\n
copertura se i requisiti previsti per l\u2019hedge accounting sono
\n
soddisfatti.
\n
Il Gruppo analizza i contratti di acquisto o vendita di attivit\u00e0
\n
non finanziarie su base continuativa, con particolare atten-
\n
zione agli acquisti o vendite a termine di elettricit\u00e0 e com-
\n
modity energetiche, al fine di determinare se gli stessi deb-
\n
bano essere classificati e trattati conformemente a quanto
\n
previsto dall\u2019IFRS 9 o se siano stati sottoscritti per \u201cown use
\n
exemption\u201d.
\n

\n\n", "dimensions": { "concept": "ifrs-full:DescriptionOfAccountingPolicyForFinancialInstrumentsAtFairValueThroughProfitOrLossExplanatory", "language": "it", "entity": "scheme:WOCMU6HCI0OJWNPRZS33", "period": "2023-01-01T00:00:00/2024-01-01T00:00:00" } }, "Tag234": { "value": "\n

\n\n
Impairment delle attivit\u00e0 finanziarie
\n
A ciascuna data di riferimento del bilancio, il Gruppo rileva
\n
un fondo per le perdite attese sui crediti commerciali e sulle
\n
altre attivit\u00e0 finanziarie valutate al costo ammortizzato, sugli
\n
strumenti di debito valutati al fair value rilevato a Conto eco-
\n
nomico complessivo (FVOCI), sulle attivit\u00e0 derivanti da con-
\n
tratti con i clienti e su tutte le altre attivit\u00e0 rientranti nell\u2019ambi-
\n
to di applicazione dell\u2019impairment IFRS 9.
\n
Il modello di impairment del Gruppo sviluppato in linea con
\n
i requisiti previsti dall\u2019IFRS 9 \u00e8 basato sulla determinazione
\n
delle perdite attese (ECL) utilizzando un approccio forward
\n
looking.
\n
Per i crediti commerciali, le attivit\u00e0 derivanti da contratti con
\n
i clienti e i crediti per leasing, compresi quelli con una com-
\n
ponente finanziaria significativa, il Gruppo applica l\u2019approc-
\n
cio semplificato, calcolando le perdite attese su un periodo
\n
corrispondente all\u2019intera vita dell\u2019attivit\u00e0, generalmente pari a
\n
12 mesi.
\n
Per tutte le attivit\u00e0 finanziarie diverse da crediti commerciali,
\n
attivit\u00e0 derivanti da contratti con i clienti e crediti per leasing,
\n
il Gruppo applica l\u2019approccio generale in base all\u2019IFRS 9, ba-
\n
sato sulla valutazione dell\u2019incremento significativo del rischio
\n
di credito rispetto alla rilevazione iniziale.
\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.
\n
Il Gruppo applica l\u2019esenzione del low credit risk, evitando la
\n
rilevazione di un fondo perdite attese per un ammontare pari
\n
alle perdite attese lungo tutta la vita dello strumento a segui-
\n
to di un incremento significativo del rischio di credito, a stru-
\n
menti di debito valutati al fair value rilevato a Conto economi-
\n
co complessivo, la cui controparte vanta una solida capacit\u00e0
\n
finanziaria di adempiere ai propri obblighi contrattuali (ossia,
\n
titoli \u201cinvestment grade\u201d).
\n
Per maggiori dettagli circa l\u2019\u201cimpairment delle attivit\u00e0 finan-
\n
ziarie\u201d, si rimanda alla nota 48 \u201cStrumenti finanziari per ca-
\n
tegoria\u201d.
\n

\n

\n\n\n\n

\n

\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
\n
approcci:
\n
\u2022
\n
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
\n
l\u2019ECL a 12 mesi, per le attivit\u00e0 finanziarie che non
\n
hanno sub\u00edto un incremento significativo del rischio
\n
di credito rispetto alla rilevazione iniziale;
\n
\u2013
\n
l\u2019ECL Lifetime, per le attivit\u00e0 finanziarie che han-
\n
no sub\u00edto un incremento significativo del rischio di
\n
credito o che risultano deteriorate (ovvero in default
\n
sulla base di informazioni relative allo scaduto);
\n
\u2022
\n
l\u2019approccio semplificato, per i crediti commerciali, le at-
\n
tivit\u00e0 derivanti da contratti con i clienti e crediti per le-
\n
asing con o senza componente finanziaria significativa,
\n
in base alla ECL Lifetime senza tracciare le variazioni del
\n
rischio di credito.
\n
La rettifica forward-looking potr\u00e0 essere applicata con-
\n
siderando 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
\n
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
\n
base collettiva, quando il reperimento di informazioni
\n
ragionevoli e supportabili per verificare le perdite attese
\n
su base individuale richiederebbe costi o sforzi ecces-
\n
sivi.
\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 (ovvero write-off) costituisce un
\n
evento di derecognition (per esempio estinzione, trasfe-
\n
rimento o scadenza del diritto a incassare dei flussi finan-
\n
ziari).
\n
\n
\n
\n
\n", "dimensions": { "concept": "ifrs-full:DescriptionOfAccountingPolicyForImpairmentOfFinancialAssetsExplanatory", "language": "it", "entity": "scheme:WOCMU6HCI0OJWNPRZS33", "period": "2023-01-01T00:00:00/2024-01-01T00:00:00" } }, "Tag235": { "value": "\n
Disponibilit\u00e0 liquide e mezzi equivalenti
\n
Tale categoria comprende depositi disponibili a vista o a bre-
\n
vissimo termine, cos\u00ec come gli investimenti finanziari a breve
\n
termine e ad alta liquidit\u00e0 prontamente convertibili in un am-
\n
montare noto di cassa e soggetti a un irrilevante rischio di
\n
variazione di valore.
\n
Inoltre, ai fini del Rendiconto finanziario consolidato, le dispo-
\n
nibilit\u00e0 liquide non includono gli scoperti bancari alla data di
\n
chiusura dell\u2019esercizio.
\n

\n\n\n", "dimensions": { "concept": "ifrs-full:DescriptionOfAccountingPolicyToDetermineComponentsOfCashAndCashEquivalents", "language": "it", "entity": "scheme:WOCMU6HCI0OJWNPRZS33", "period": "2023-01-01T00:00:00/2024-01-01T00:00:00" } }, "Tag236": { "value": "\n

\n\n

\n\n
Passivit\u00e0 finanziarie al costo ammortizzato
\n
Tale categoria comprende principalmente finanziamenti, de-
\n
biti commerciali, lease liability e strumenti di debito.
\n
Le passivit\u00e0 finanziarie diverse dagli strumenti derivati sono
\n
rilevate quando il Gruppo diviene parte delle clausole con-
\n
trattuali dello strumento e sono valutate inizialmente al fair
\n
value rettificato dei costi di transazione direttamente attribu-
\n
ibili. Successivamente, le passivit\u00e0 finanziarie sono valutate
\n
con il criterio del costo ammortizzato, utilizzando il metodo
\n
del tasso di interesse effettivo. Il tasso di interesse effettivo
\n
\u00e8 il tasso che attualizza esattamente i pagamenti o incassi
\n

\n\n\n\n

\n\n\n\n

\n\n\n\n

\n

\n\n

\n\n
futuri stimati lungo la vita attesa dello strumento finanziario,
\n
od, ove opportuno un periodo pi\u00f9 breve, al valore contabile
\n
netto dell\u2019attivit\u00e0 o passivit\u00e0 finanziaria.
\n

\n\n\n

\n\n\n\n
Passivit\u00e0 finanziarie al fair value rilevato a Conto economico
\n
Le passivit\u00e0 finanziarie al fair value rilevato a Conto economi-
\n
co includono principalmente:
\n
\u2022
\n
passivit\u00e0 finanziarie detenute per la negoziazione quando
\n
sono assunte con la finalit\u00e0 di un loro riacquisto a breve
\n
termine;
\n
\u2022
\n
strumenti finanziari derivati stipulati dal Gruppo e non de-
\n
signati quali strumenti di copertura in base all\u2019IFRS 9;
\n
\u2022
\n
corrispettivi potenziali.
\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
\n
il diritto contrattuale a ricevere i flussi di cassa connessi
\n
all\u2019attivit\u00e0 \u00e8 scaduto;
\n
\u2022
\n
il Gruppo ha sostanzialmente trasferito tutti i rischi e be-
\n
nef\u00edci connessi all\u2019attivit\u00e0, trasferendo i suoi diritti a riceve-
\n
re flussi di cassa dall\u2019attivit\u00e0 oppure assumendo un\u2019obbli-
\n
gazione contrattuale a riversare i flussi di cassa ricevuti a
\n
uno o pi\u00f9 eventuali beneficiari in virt\u00f9 di un contratto che
\n
rispetta i requisiti previsti dall\u2019IFRS 9 (c.d. \u201cpass through
\n
test\u201d);
\n
\u2022
\n
il Gruppo non ha n\u00e9 trasferito n\u00e9 mantenuto sostanzial-
\n
mente tutti i rischi e benef\u00edci connessi all\u2019attivit\u00e0 finanziaria
\n
ma ne ha trasferito il controllo.
\n
Al momento dell\u2019eliminazione dell\u2019attivit\u00e0 finanziaria, il Gruppo
\n
rileva la differenza tra il valore contabile (misurato alla data di
\n
eliminazione) e il corrispettivo ricevuto a Conto economico.
\n
Le passivit\u00e0 finanziarie sono eliminate contabilmente quan-
\n
do sono estinte, ossia quando l\u2019obbligazione contrattuale \u00e8
\n
adempiuta, cancellata o prescritta.
\n
Quando una passivit\u00e0 finanziaria esistente viene sostituita da
\n
un\u2019altra verso lo stesso creditore a condizioni sostanzialmen-
\n
te diverse, o le condizioni di una passivit\u00e0 esistente sono so-
\n
stanzialmente modificate, tale sostituzione o modifica viene
\n
trattata come un\u2019eliminazione contabile della passivit\u00e0 origi-
\n
naria e la rilevazione di una nuova passivit\u00e0. La differenza tra i
\n
rispettivi valori contabili \u00e8 rilevata a Conto economico.
\n

\n\n\n

\n\n", "dimensions": { "concept": "ifrs-full:DescriptionOfAccountingPolicyForFinancialLiabilitiesExplanatory", "language": "it", "entity": "scheme:WOCMU6HCI0OJWNPRZS33", "period": "2023-01-01T00:00:00/2024-01-01T00:00:00" } }, "Tag237": { "value": "\n

\n\n
Passivit\u00e0 finanziarie al costo ammortizzato
\n
Tale categoria comprende principalmente finanziamenti, de-
\n
biti commerciali, lease liability e strumenti di debito.
\n
Le passivit\u00e0 finanziarie diverse dagli strumenti derivati sono
\n
rilevate quando il Gruppo diviene parte delle clausole con-
\n
trattuali dello strumento e sono valutate inizialmente al fair
\n
value rettificato dei costi di transazione direttamente attribu-
\n
ibili. Successivamente, le passivit\u00e0 finanziarie sono valutate
\n
con il criterio del costo ammortizzato, utilizzando il metodo
\n
del tasso di interesse effettivo. Il tasso di interesse effettivo
\n
\u00e8 il tasso che attualizza esattamente i pagamenti o incassi
\n

\n\n\n\n

\n\n\n\n

\n\n
futuri stimati lungo la vita attesa dello strumento finanziario,
\n
od, ove opportuno un periodo pi\u00f9 breve, al valore contabile
\n
netto dell\u2019attivit\u00e0 o passivit\u00e0 finanziaria.
\n

\n\n\n

\n\n", "dimensions": { "concept": "ifrs-full:DescriptionOfAccountingPolicyForBorrowingsExplanatory", "language": "it", "entity": "scheme:WOCMU6HCI0OJWNPRZS33", "period": "2023-01-01T00:00:00/2024-01-01T00:00:00" } }, "Tag238": { "value": "\n
Passivit\u00e0 finanziarie al costo ammortizzato
\n
Tale categoria comprende principalmente finanziamenti, de-
\n
biti commerciali, lease liability e strumenti di debito.
\n
Le passivit\u00e0 finanziarie diverse dagli strumenti derivati sono
\n
rilevate quando il Gruppo diviene parte delle clausole con-
\n
trattuali dello strumento e sono valutate inizialmente al fair
\n
value rettificato dei costi di transazione direttamente attribu-
\n
ibili. Successivamente, le passivit\u00e0 finanziarie sono valutate
\n
con il criterio del costo ammortizzato, utilizzando il metodo
\n
del tasso di interesse effettivo. Il tasso di interesse effettivo
\n
\u00e8 il tasso che attualizza esattamente i pagamenti o incassi
\n

\n\n\n\n
futuri stimati lungo la vita attesa dello strumento finanziario,
\n
od, ove opportuno un periodo pi\u00f9 breve, al valore contabile
\n
netto dell\u2019attivit\u00e0 o passivit\u00e0 finanziaria.
\n

\n\n", "dimensions": { "concept": "ifrs-full:DescriptionOfAccountingPolicyForTradeAndOtherPayablesExplanatory", "language": "it", "entity": "scheme:WOCMU6HCI0OJWNPRZS33", "period": "2023-01-01T00:00:00/2024-01-01T00:00:00" } }, "Tag146": { "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
\n
il diritto contrattuale a ricevere i flussi di cassa connessi
\n
all\u2019attivit\u00e0 \u00e8 scaduto;
\n
\u2022
\n
il Gruppo ha sostanzialmente trasferito tutti i rischi e be-
\n
nef\u00edci connessi all\u2019attivit\u00e0, trasferendo i suoi diritti a riceve-
\n
re flussi di cassa dall\u2019attivit\u00e0 oppure assumendo un\u2019obbli-
\n
gazione contrattuale a riversare i flussi di cassa ricevuti a
\n
uno o pi\u00f9 eventuali beneficiari in virt\u00f9 di un contratto che
\n
rispetta i requisiti previsti dall\u2019IFRS 9 (c.d. \u201cpass through
\n
test\u201d);
\n
\u2022
\n
il Gruppo non ha n\u00e9 trasferito n\u00e9 mantenuto sostanzial-
\n
mente tutti i rischi e benef\u00edci connessi all\u2019attivit\u00e0 finanziaria
\n
ma ne ha trasferito il controllo.
\n
Al momento dell\u2019eliminazione dell\u2019attivit\u00e0 finanziaria, il Gruppo
\n
rileva la differenza tra il valore contabile (misurato alla data di
\n
eliminazione) e il corrispettivo ricevuto a Conto economico.
\n
Le passivit\u00e0 finanziarie sono eliminate contabilmente quan-
\n
do sono estinte, ossia quando l\u2019obbligazione contrattuale \u00e8
\n
adempiuta, cancellata o prescritta.
\n
Quando una passivit\u00e0 finanziaria esistente viene sostituita da
\n
un\u2019altra verso lo stesso creditore a condizioni sostanzialmen-
\n
te diverse, o le condizioni di una passivit\u00e0 esistente sono so-
\n
stanzialmente modificate, tale sostituzione o modifica viene
\n
trattata come un\u2019eliminazione contabile della passivit\u00e0 origi-
\n
naria e la rilevazione di una nuova passivit\u00e0. La differenza tra i
\n
rispettivi valori contabili \u00e8 rilevata a Conto economico.
\n

\n\n", "dimensions": { "concept": "ifrs-full:DescriptionOfAccountingPolicyForDerecognitionOfFinancialInstrumentsExplanatory", "language": "it", "entity": "scheme:WOCMU6HCI0OJWNPRZS33", "period": "2023-01-01T00:00:00/2024-01-01T00:00:00" } }, "Tag147": { "value": "\n
Strumenti finanziari derivati
\n
Gli strumenti derivati sono classificati come attivit\u00e0 o passi-
\n
vit\u00e0 finanziarie a seconda del fair value positivo o negativo e
\n
sono classificati come \u201cdetenuti per la negoziazione\u201d all\u2019in-
\n
terno degli \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 fair
\n
value rilevato a Conto economico in quanto non si qualifica-
\n
no per l\u2019hedge accounting, e i derivati designati come efficaci
\n
strumenti di copertura sono classificati come correnti o non
\n
correnti in base alla loro data di scadenza e all\u2019intenzione del
\n
Gruppo di detenere o meno tali strumenti fino alla scadenza.
\n
Per maggiori dettagli sui derivati e sull\u2019hedge accounting, si
\n
rinvia alla nota 51 \u201cDerivati ed hedge accounting\u201d.
\n

\n

\n\n", "dimensions": { "concept": "ifrs-full:DescriptionOfAccountingPolicyForDerivativeFinancialInstrumentsAndHedgingExplanatory", "language": "it", "entity": "scheme:WOCMU6HCI0OJWNPRZS33", "period": "2023-01-01T00:00:00/2024-01-01T00:00:00" } }, "Tag148": { "value": "\n

\n
Derivati impliciti
\n
Un derivato implicito (embedded derivative) \u00e8 un derivato in-
\n
cluso in un contratto \u201ccombinato\u201d (il c.d. \u201cstrumento ibrido\u201d)
\n
che contiene un altro contratto non derivato (il c.d. \u201ccontratto
\n
ospite\u201d), e origina tutti o parte dei flussi di cassa del contratto
\n
combinato. I derivati impliciti sono scorporati dal contratto
\n
ospite e rilevati come un derivato quando:
\n
\u2022
\n
il contratto ospite non \u00e8 uno strumento finanziario valuta-
\n
to al fair value rilevato a Conto economico;
\n
\u2022
\n
i rischi economici e le caratteristiche del derivato implici-
\n
to non sono strettamente correlati a quelli del contratto
\n
ospite;
\n
\u2022
\n
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
I contratti che non rappresentano strumenti finanziari da va-
\n
lutare al fair value sono analizzati al fine di identificare l\u2019esi-
\n
stenza di derivati impliciti, che sono da scorporare e valutare
\n
al fair value. Le suddette analisi sono effettuate sia al momen-
\n
to in cui si entra a far parte del contratto, sia quando avviene
\n
una rinegoziazione dello stesso che comporti una modifica
\n
significativa dei flussi finanziari originari connessi.
\n
I principali contratti del Gruppo che possono contenere deri-
\n
vati impliciti sono i contratti di acquisto e vendita di commo-
\n
dity energetiche.
\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 esi-
\n
genze di acquisto, vendita o uso previste dal Gruppo, sono
\n
fuori dall\u2019ambito di applicazione dell\u2019IFRS 9 e quindi rilevati
\n
come contratti esecutivi, in base alla cosiddetta \u201cown use
\n
exemption\u201d.
\n
Un contratto di acquisto o vendita di un elemento non finan-
\n
ziario \u00e8 classificato come \u201cnormale contratto di compraven-
\n
dita\u201d se \u00e8 stato sottoscritto:
\n
\u2022
\n
ai fini della consegna fisica;
\n
\u2022
\n
per le normali esigenze di utilizzo o compravendita del
\n
Gruppo.
\n
Inoltre, i contratti di acquisto o vendita di elementi non finan-
\n
ziari con consegna fisica (per esempio contratti a termine
\n
su commodity energetiche a prezzo fisso) che non si qualifi-
\n
cano per la \u201cown use exemption\u201d sono rilevati come derivati
\n

\n\n\n

\n\n\n

\n\n
valutati al fair value dalla trade date, solo se:
\n
\u2022
\n
sono regolabili al netto; e
\n
\u2022
\n
non sono stati stipulati per le normali esigenze di utilizzo o
\n
compravendita dal Gruppo.
\n
I contratti di trading sono valutati al fair value rilevato a Con-
\n
to economico; i risultati da valutazione delle variazioni di fair
\n
value dei contratti ancora in essere alla data di riferimento del
\n
bilancio sono rilevati, su base netta, nella voce \u201cRisultati netti
\n
da contratti su commodity\u201d, mentre, alla data di regolamento:
\n
\u2022
\n
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 Con-
\n
to economico della cancellazione contabile del derivato,
\n
sono rilevati nella voce \u201cRicavi delle vendite e delle pre-
\n
stazioni\u201d;
\n
\u2022
\n
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 Con-
\n
to economico della cancellazione contabile del derivato,
\n
sono rilevati nelle voci \u201cEnergia elettrica, gas e combusti-
\n
bile\u201d e \u201cServizi e altri materiali\u201d.
\n
Tali contratti di acquisto o vendita di elementi non finanziari
\n
rientranti nell\u2019ambito di applicazione dell\u2019IFRS 9 possono an-
\n
che essere, successivamente, designati come strumenti di
\n
copertura se i requisiti previsti per l\u2019hedge accounting sono
\n
soddisfatti.
\n
Il Gruppo analizza i contratti di acquisto o vendita di attivit\u00e0
\n
non finanziarie su base continuativa, con particolare atten-
\n
zione agli acquisti o vendite a termine di elettricit\u00e0 e com-
\n
modity energetiche, al fine di determinare se gli stessi deb-
\n
bano essere classificati e trattati conformemente a quanto
\n
previsto dall\u2019IFRS 9 o se siano stati sottoscritti per \u201cown use
\n
exemption\u201d.
\n

\n\n\n

\n\n", "dimensions": { "concept": "ifrs-full:DescriptionOfAccountingPolicyForDerivativeFinancialInstrumentsExplanatory", "language": "it", "entity": "scheme:WOCMU6HCI0OJWNPRZS33", "period": "2023-01-01T00:00:00/2024-01-01T00:00:00" } }, "Tag149": { "value": "\n
Compensazione di attivit\u00e0 e passivit\u00e0 finanziarie
\n
Il Gruppo compensa attivit\u00e0 e passivit\u00e0 finanziarie quando:
\n
\u2022
\n
esiste un diritto legalmente esercitabile di compensare i
\n
valori rilevati in bilancio; e
\n
\u2022
\n
vi \u00e8 l\u2019intenzione di compensare su base netta o di realizza-
\n
re l\u2019attivit\u00e0 e regolare la passivit\u00e0 simultaneamente.
\n

\n\n", "dimensions": { "concept": "ifrs-full:DescriptionOfAccountingPolicyForOffsettingOfFinancialInstrumentsExplanatory", "language": "it", "entity": "scheme:WOCMU6HCI0OJWNPRZS33", "period": "2023-01-01T00:00:00/2024-01-01T00:00:00" } }, "Tag150": { "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
Ai sensi dell\u2019IFRS 5, le attivit\u00e0 non correnti (o gruppi in dismis-
\n
sione) sono classificate come possedute per la vendita se il
\n
loro valore contabile sar\u00e0 recuperato principalmente con
\n
un\u2019operazione di vendita anzich\u00e9 con il loro uso continuativo.
\n
Tale criterio di classificazione \u00e8 applicabile solo se le attivit\u00e0
\n
non correnti (o gruppi in dismissione) sono disponibili per la
\n
vendita immediata nelle loro condizioni attuali e la vendita \u00e8
\n
altamente probabile.
\n
Per maggiori dettagli sui requisiti per verificare se la vendita \u00e8
\n
altamente probabile, si veda la nota 2.1 \u201cUso di stime e giudizi
\n
del management\u201d.
\n
Quando il Gruppo \u00e8 coinvolto in un programma di vendita
\n
che comporta la perdita del controllo in una partecipata e
\n
sono soddisfatti i requisiti previsti dall\u2019IFRS 5, tutte le attivit\u00e0 e
\n
le passivit\u00e0 della controllata sono classificate come possedu-
\n
te per la vendita indipendentemente dal fatto che il Gruppo
\n
mantenga, dopo la vendita, una partecipazione non di con-
\n
trollo 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 clas-
\n
sificazione 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 della
\n
parte classificata come posseduta per la vendita.
\n
Le attivit\u00e0 non correnti (o gruppi in dismissione) e le passivit\u00e0
\n
incluse in gruppi in dismissione classificate come possedute
\n
per la vendita sono presentate separatamente dalle altre atti-
\n
vit\u00e0 e passivit\u00e0 dello Stato patrimoniale consolidato.
\n
Gli importi presentati per le attivit\u00e0 non correnti o per le atti-
\n
vit\u00e0 e passivit\u00e0 di un gruppo in dismissione classificati come
\n
posseduti per la vendita non sono riclassificati o ripresentati
\n
per i periodi a raffronto.
\n
Immediatamente prima della classificazione iniziale delle at-
\n
tivit\u00e0 non correnti (o gruppi in dismissione) come possedute
\n
per la vendita, i valori contabili dell\u2019attivit\u00e0 (o del gruppo) sono
\n
valutati in conformit\u00e0 allo specifico principio contabile di ri-
\n
ferimento applicabile a tali attivit\u00e0 o passivit\u00e0. Le attivit\u00e0 non
\n
correnti (o gruppi in dismissione) classificate come possedu-
\n
te per la vendita sono valutate al minore tra il valore contabile
\n
e il relativo fair value, al netto dei costi di vendita. Le perdite di
\n
valore per qualsiasi iniziale o successivo impairment dell\u2019atti-
\n
vit\u00e0 (o gruppo in dismissione) al fair value al netto dei costi di
\n
vendita e i ripristini di impairment sono rilevati a Conto eco-
\n
nomico nell\u2019ambito delle continuing operation.
\n
Le attivit\u00e0 non correnti non sono ammortizzate finch\u00e9 sono
\n
classificate come possedute per la vendita o finch\u00e9 sono in-
\n
serite in un gruppo in dismissione classificato come posse-
\n
duto per la vendita.
\n

\n\n\n\n
Se una componente del Gruppo \u00e8 un\u2019attivit\u00e0 operativa ces-
\n
sata (discontinued operation), il Gruppo espone, in una voce
\n
separata del Conto economico, un unico importo rappresen-
\n

\n\n\n

\n\n\n

\n\n
tato dal totale:
\n
\u2022
\n
degli utili o delle perdite delle discontinued operation al
\n
netto degli effetti fiscali; e
\n
\u2022
\n
della plusvalenza o minusvalenza, al netto degli effetti fi-
\n
scali, rilevata a seguito della valutazione al fair value al net-
\n
to dei costi di vendita o della dismissione delle attivit\u00e0 (o
\n
gruppo in dismissione) che costituiscono la discontinued
\n
operation.
\n
I corrispondenti ammontari sono ripresentati nel Conto eco-
\n
nomico per i periodi a confronto, cosicch\u00e9 l\u2019informativa si ri-
\n
ferisca a tutte le discontinued operation entro la data di rife-
\n
rimento dell\u2019ultimo bilancio presentato. Se il Gruppo cessa di
\n
classificare un componente come posseduto per la vendita, i
\n
risultati del componente precedentemente esposto in bilan-
\n
cio tra le discontinued operation sono riclassificati e inclusi
\n
nell\u2019ambito del risultato delle continuing operation per tutti
\n
gli esercizi presentati in bilancio.
\n

\n\n\n

\n\n", "dimensions": { "concept": "ifrs-full:DescriptionOfAccountingPolicyForNoncurrentAssetsOrDisposalGroupsClassifiedAsHeldForSaleAndDiscontinuedOperationsExplanatory", "language": "it", "entity": "scheme:WOCMU6HCI0OJWNPRZS33", "period": "2023-01-01T00:00:00/2024-01-01T00:00:00" } }, "Tag151": { "value": "\n
Ai sensi dell\u2019IFRS 5, le attivit\u00e0 non correnti (o gruppi in dismis-
\n
sione) sono classificate come possedute per la vendita se il
\n
loro valore contabile sar\u00e0 recuperato principalmente con
\n
un\u2019operazione di vendita anzich\u00e9 con il loro uso continuativo.
\n
Tale criterio di classificazione \u00e8 applicabile solo se le attivit\u00e0
\n
non correnti (o gruppi in dismissione) sono disponibili per la
\n
vendita immediata nelle loro condizioni attuali e la vendita \u00e8
\n
altamente probabile.
\n
Per maggiori dettagli sui requisiti per verificare se la vendita \u00e8
\n
altamente probabile, si veda la nota 2.1 \u201cUso di stime e giudizi
\n
del management\u201d.
\n
Quando il Gruppo \u00e8 coinvolto in un programma di vendita
\n
che comporta la perdita del controllo in una partecipata e
\n
sono soddisfatti i requisiti previsti dall\u2019IFRS 5, tutte le attivit\u00e0 e
\n
le passivit\u00e0 della controllata sono classificate come possedu-
\n
te per la vendita indipendentemente dal fatto che il Gruppo
\n
mantenga, dopo la vendita, una partecipazione non di con-
\n
trollo 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 clas-
\n
sificazione 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 della
\n
parte classificata come posseduta per la vendita.
\n
Le attivit\u00e0 non correnti (o gruppi in dismissione) e le passivit\u00e0
\n
incluse in gruppi in dismissione classificate come possedute
\n
per la vendita sono presentate separatamente dalle altre atti-
\n
vit\u00e0 e passivit\u00e0 dello Stato patrimoniale consolidato.
\n
Gli importi presentati per le attivit\u00e0 non correnti o per le atti-
\n
vit\u00e0 e passivit\u00e0 di un gruppo in dismissione classificati come
\n
posseduti per la vendita non sono riclassificati o ripresentati
\n
per i periodi a raffronto.
\n
Immediatamente prima della classificazione iniziale delle at-
\n
tivit\u00e0 non correnti (o gruppi in dismissione) come possedute
\n
per la vendita, i valori contabili dell\u2019attivit\u00e0 (o del gruppo) sono
\n
valutati in conformit\u00e0 allo specifico principio contabile di ri-
\n
ferimento applicabile a tali attivit\u00e0 o passivit\u00e0. Le attivit\u00e0 non
\n
correnti (o gruppi in dismissione) classificate come possedu-
\n
te per la vendita sono valutate al minore tra il valore contabile
\n
e il relativo fair value, al netto dei costi di vendita. Le perdite di
\n
valore per qualsiasi iniziale o successivo impairment dell\u2019atti-
\n
vit\u00e0 (o gruppo in dismissione) al fair value al netto dei costi di
\n
vendita e i ripristini di impairment sono rilevati a Conto eco-
\n
nomico nell\u2019ambito delle continuing operation.
\n
Le attivit\u00e0 non correnti non sono ammortizzate finch\u00e9 sono
\n
classificate come possedute per la vendita o finch\u00e9 sono in-
\n
serite in un gruppo in dismissione classificato come posse-
\n
duto per la vendita.
\n

\n\n", "dimensions": { "concept": "ifrs-full:DescriptionOfAccountingPolicyForNoncurrentAssetsOrDisposalGroupsClassifiedAsHeldForSaleExplanatory", "language": "it", "entity": "scheme:WOCMU6HCI0OJWNPRZS33", "period": "2023-01-01T00:00:00/2024-01-01T00:00:00" } }, "Tag152": { "value": "\n
Se una componente del Gruppo \u00e8 un\u2019attivit\u00e0 operativa ces-
\n
sata (discontinued operation), il Gruppo espone, in una voce
\n
separata del Conto economico, un unico importo rappresen-
\n

\n\n\n
tato dal totale:
\n
\u2022
\n
degli utili o delle perdite delle discontinued operation al
\n
netto degli effetti fiscali; e
\n
\u2022
\n
della plusvalenza o minusvalenza, al netto degli effetti fi-
\n
scali, rilevata a seguito della valutazione al fair value al net-
\n
to dei costi di vendita o della dismissione delle attivit\u00e0 (o
\n
gruppo in dismissione) che costituiscono la discontinued
\n
operation.
\n
I corrispondenti ammontari sono ripresentati nel Conto eco-
\n
nomico per i periodi a confronto, cosicch\u00e9 l\u2019informativa si ri-
\n
ferisca a tutte le discontinued operation entro la data di rife-
\n
rimento dell\u2019ultimo bilancio presentato. Se il Gruppo cessa di
\n
classificare un componente come posseduto per la vendita, i
\n
risultati del componente precedentemente esposto in bilan-
\n
cio tra le discontinued operation sono riclassificati e inclusi
\n
nell\u2019ambito del risultato delle continuing operation per tutti
\n
gli esercizi presentati in bilancio.
\n

\n\n", "dimensions": { "concept": "ifrs-full:DescriptionOfAccountingPolicyForDiscontinuedOperationsExplanatory", "language": "it", "entity": "scheme:WOCMU6HCI0OJWNPRZS33", "period": "2023-01-01T00:00:00/2024-01-01T00:00:00" } }, "Tag153": { "value": "\n
Certificati ambientali
\n
In assenza di una specifica normativa IAS/IFRS di riferimento,
\n
il trattamento contabile adottato dal Gruppo risulta confor-
\n
me alle regole generali incluse nel corpus dei princ\u00edpi con-
\n
tabili IAS/IFRS applicabili e in linea con la best practice inter-
\n
nazionale.
\n
In particolare, il modello contabile di Gruppo per la gestione
\n
dei certificati ambientali riflette il cosiddetto \u201cbusiness mo-
\n
del\u201d delle societ\u00e0 coinvolte e, quindi, le diverse peculiarit\u00e0 re-
\n
lative all\u2019attivit\u00e0 svolta da tali societ\u00e0 distinguendo tra societ\u00e0
\n
di generazione di energia da fonti rinnovabili, societ\u00e0 obbli-
\n
gate, societ\u00e0 trader e altre societ\u00e0 che operano nel settore
\n
dei servizi energetici pur non essendo soggetti obbligati.
\n
Maggiori dettagli sull\u2019applicazione di tale modello contabile
\n
sono forniti nella nota 58 \u201cProgrammi ambientali\u201d.
\n

\n\n\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
Nell\u2019ambito di tale trattamento contabile:
\n
\u2022
\n
i certificati ambientali eventualmente ricevuti gratui-
\n
tamente e quelli autoprodotti nell\u2019ambito dello svolgi-
\n
mento dell\u2019attivit\u00e0 aziendale, destinati all\u2019adempimento
\n
della compliance, sono rilevati al valore nominale (valore
\n
nullo);
\n
\u2022
\n
gli oneri sostenuti per acquistare sul mercato (o co-
\n
munque ottenere a titolo oneroso) ulteriori certificati
\n
necessari per adempiere all\u2019obbligo del periodo di ri-
\n
ferimento sono rilevati a Conto economico nell\u2019ambi-
\n
to degli \u201cAltri costi operativi\u201d, in quanto rappresentano
\n
\u201coneri di sistema\u201d conseguenti all\u2019adempimento di un
\n
obbligo normativo;
\n
\u2022
\n
se il numero dei certificati ambientali disponibili alla
\n
data di riferimento del bilancio non \u00e8 sufficiente per
\n
adempiere al relativo obbligo (\u201cdeficit\u201d di certificati), si
\n
rileva un accantonamento nell\u2019ambito dei \u201cFondi per ri-
\n
schi e oneri\u201d, per competenza. Al contrario, alla data di
\n
riferimento del bilancio, l\u2019eventuale \u201csurplus\u201d di certifi-
\n
cati acquistati \u00e8 rilevato nelle \u201cRimanenze\u201d in accordo
\n
con i princ\u00edpi generali di cui alla nota 2.2 \u201cPrinc\u00edpi con-
\n
tabili rilevanti\u201d.
\n
Alcune tipologie di certificati ambientali maturano in pro-
\n
porzione:
\n
\u2022
\n
all\u2019energia prodotta da impianti che utilizzano risorse
\n
rinnovabili (per esempio garanzie di origine e certificati
\n
di energia rinnovabile);
\n
\u2022
\n
ai risparmi energetici conseguiti, che hanno ottenuto
\n
la certificazione dalla competente autorit\u00e0 (certificati di
\n
efficienza energetica).
\n
In questi casi, il diritto di ottenere tali certificati pu\u00f2 esse-
\n
re assimilato a un contributo pubblico non monetario in
\n
conto esercizio e, come tale, il Gruppo lo rileva al fair value
\n
nell\u2019ambito delle \u201cAltre attivit\u00e0 non correnti/correnti\u201d di na-
\n
tura non finanziaria. Quando i certificati sono accreditati
\n
sul conto propriet\u00e0, il relativo valore \u00e8 riclassificato dalle
\n
altre attivit\u00e0 alle \u201cRimanenze\u201d.
\n
Il corrispondente provento \u00e8 rilevato nell\u2019ambito degli \u201cAltri
\n
proventi\u201d di natura operativa.
\n
Per le societ\u00e0 del Gruppo che svolgono attivit\u00e0 di trading, i
\n
certificati ambientali rappresentano beni merce, scambiati
\n
nell\u2019ambito della loro normale attivit\u00e0 di business e, come
\n
tali, i certificati acquistati sono rilevati nell\u2019ambito dei \u201cSer-
\n
vizi e altri materiali\u201d.
\n
I ricavi per la vendita di tali certificati sono rilevati nell\u2019ambi-
\n
to dei \u201cRicavi\u201d, con conseguente decremento delle relative
\n
rimanenze.
\n
I contratti di acquisto o vendita di certificati ambientali re-
\n
golati a data futura (per esempio contratti a termine ecc.)
\n
che rispettano la definizione di derivato sono rilevati e mi-
\n
surati applicando l\u2019\u201cown use exemption\u201d, il criterio del fair
\n
value rilevato a Conto economico, o le regole dell\u2019hedge
\n
accounting in base alle specifiche circostanze. Per mag-
\n
giori dettagli, si rimanda alla nota 51 \u201cDerivati ed hedge
\n
accounting\u201d.
\n
\n
\n", "dimensions": { "concept": "ifrs-full:DescriptionOfAccountingPolicyForEnvironmentRelatedExpenseExplanatory", "language": "it", "entity": "scheme:WOCMU6HCI0OJWNPRZS33", "period": "2023-01-01T00:00:00/2024-01-01T00:00:00" } }, "Tag154": { "value": "\n

\n

\n
Benef\u00edci ai dipendenti
\n
Benef\u00edci successivi alla fine del rapporto di lavoro e altri
\n
benef\u00edci a lungo termine
\n
Ai sensi dello IAS 19, il Gruppo determina, separatamente per
\n
ciascun piano, le passivit\u00e0 relative ai benef\u00edci definiti erogati
\n
ai dipendenti in coincidenza o successivamente alla cessa-
\n
zione del rapporto di lavoro e agli altri benef\u00edci a lungo termi-
\n
ne erogati nel corso dell\u2019attivit\u00e0 lavorativa. Il Gruppo utilizza
\n
ipotesi attuariali per stimare l\u2019ammontare dei benef\u00edci futuri
\n
che i dipendenti hanno maturato alla data di riferimento del
\n
bilancio (attraverso il \u201cmetodo di proiezione unitaria del cre-
\n
dito\u201d) e un opportuno tasso di sconto per determinare il valo-
\n
re attuale di tali piani.
\n
La passivit\u00e0, al netto delle eventuali attivit\u00e0 a servizio del pia-
\n
no, \u00e8 rilevata per competenza lungo il periodo di maturazione
\n
del diritto. La valutazione della passivit\u00e0 \u00e8 effettuata da attuari
\n
indipendenti.
\n
Se le attivit\u00e0 a servizio del piano eccedono il valore attuale
\n
della relativa passivit\u00e0 a benef\u00edci definiti, il surplus viene rile-
\n
vato come attivit\u00e0 (nei limiti dell\u2019eventuale massimale).
\n
Con riferimento alle passivit\u00e0 (attivit\u00e0) per i piani a benef\u00edci
\n
definiti, il Gruppo rileva gli utili e le perdite attuariali derivanti
\n
dalla valutazione attuariale delle passivit\u00e0, il rendimento delle
\n
attivit\u00e0 a servizio del piano (al netto degli associati interessi
\n
attivi) e l\u2019effetto del massimale di attivit\u00e0 \u2013 asset ceiling \u2013 (al
\n
netto dei relativi interessi) nell\u2019ambito delle altre componenti
\n
del Conto economico complessivo (OCI) quando si verifica-
\n
no. Per gli altri benef\u00edci a lungo termine, i relativi utili e perdite
\n
attuariali sono rilevati 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 impli-
\n
cita a pagare ulteriori contributi se il fondo non disponesse di
\n
risorse sufficienti a pagare tutti i benef\u00edci ai dipendenti rela-
\n
tivamente all\u2019attivit\u00e0 lavorativa svolta nell\u2019esercizio corrente e
\n
in quelli precedenti. Tali piani sono generalmente istituiti con
\n
lo scopo di integrare le prestazioni pensionistiche dovute
\n
successivamente alla fine del rapporto di lavoro. I costi relativi
\n
a tali piani sono rilevati a Conto economico sulla base della
\n
contribuzione effettuata nel periodo.
\n\n
Termination benefit
\n
Ai sensi dello IAS 19, le passivit\u00e0 per benef\u00edci dovuti ai di-
\n
pendenti per la cessazione anticipata del rapporto di lavoro
\n
derivano dalla decisione da parte del Gruppo di concludere
\n
il rapporto di lavoro con un dipendente prima della normale
\n
data di pensionamento oppure dalla scelta volontaria di un
\n
dipendente di accettare un\u2019offerta, da parte del Gruppo, di
\n
tali benef\u00edci in cambio della cessazione del rapporto di lavoro.
\n
Tali benef\u00edci sono rilevati nella data pi\u00f9 immediata tra le se-
\n
guenti:
\n
\u2022
\n
il momento in cui il Gruppo non pu\u00f2 pi\u00f9 ritirare l\u2019offerta di
\n
tali benef\u00edci; e
\n
\u2022
\n
il momento in cui il Gruppo rileva i costi di una ristruttura-
\n
zione che rientra nell\u2019ambito di applicazione dello IAS 37 e
\n
implica il pagamento di benef\u00edci dovuti per la cessazione
\n
del rapporto di lavoro.
\n
Il Gruppo determina tali passivit\u00e0 sulla base della natura del
\n
beneficio concesso.
\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\u2019ambito
\n
della politica in materia di remunerazione adottata per l\u2019Am-
\n
ministratore Delegato/Direttore Generale e per i dirigenti con
\n
responsabilit\u00e0 strategiche.
\n
I pi\u00f9 recenti piani di incentivazione di lungo termine prevedo-
\n
no l\u2019assegnazione ai destinatari di un incentivo, rappresen-
\n
tato da una componente di natura azionaria (regolata con
\n
strumenti rappresentativi di capitale) e da una componente
\n
monetaria (pagata per cassa), che maturer\u00e0 qualora si verifi-
\n
chino specifiche condizioni.
\n
Ai sensi dell\u2019IFRS 2, il Gruppo classifica la componente mo-
\n
netaria come un\u2019operazione regolata per cassa se \u00e8 basata
\n
sul prezzo (o valore) degli strumenti rappresentativi di ca-
\n

\n\n\n

\n

\n\n\n

\n\n
pitale della societ\u00e0 che ha emesso il piano o, negli altri casi,
\n
come un altro beneficio ai dipendenti a lungo termine. Al
\n
fine di regolare la componente azionaria mediante l\u2019asse-
\n
gnazione gratuita di azioni, sono stati approvati programmi
\n
di acquisto di azioni proprie a servizio di tali piani. Per ulte-
\n
riori dettagli sui piani di incentivazione basati su azioni, si
\n
rinvia alla nota 53 \u201cPagamenti basati su azioni\u201d.
\n
In particolare, per la componente azionaria, il Gruppo rileva
\n
i servizi resi dai dipendenti come costo del personale lun-
\n
go il periodo in cui le condizioni di permanenza in servizio
\n
e di conseguimento di determinati risultati devono essere
\n
soddisfatte (periodo di maturazione) e stima indirettamente
\n
il loro valore e il corrispondente incremento di una specifi-
\n
ca 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.
\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 numero
\n
di strumenti rappresentativi di capitale per i quali ci si atten-
\n
de che le condizioni di permanenza in servizio e quelle di
\n
conseguimento di determinati risultati diverse dalle condi-
\n
zioni di mercato o di non maturazione saranno soddisfatte
\n
al termine del periodo di maturazione.
\n
Di contro, se l\u2019incentivo basato su strumenti rappresentativi
\n
di capitale \u00e8 pagato per cassa, il Gruppo rileva i servizi resi
\n
dai dipendenti come costo del personale lungo il periodo di
\n
maturazione e una corrispondente passivit\u00e0 misurata al fair
\n
value della passivit\u00e0 sostenuta. Successivamente, e fino al
\n
momento della sua estinzione, la passivit\u00e0 viene rimisurata
\n
al fair value a ogni data di riferimento del bilancio, consi-
\n
derando la migliore stima possibile dell\u2019incentivo che ma-
\n
turer\u00e0, con le variazioni di fair value rilevate tra i costi del
\n
personale.
\n

\n\n\n

\n\n", "dimensions": { "concept": "ifrs-full:DescriptionOfAccountingPolicyForEmployeeBenefitsExplanatory", "language": "it", "entity": "scheme:WOCMU6HCI0OJWNPRZS33", "period": "2023-01-01T00:00:00/2024-01-01T00:00:00" } }, "Tag155": { "value": "\n
Termination benefit
\n
Ai sensi dello IAS 19, le passivit\u00e0 per benef\u00edci dovuti ai di-
\n
pendenti per la cessazione anticipata del rapporto di lavoro
\n
derivano dalla decisione da parte del Gruppo di concludere
\n
il rapporto di lavoro con un dipendente prima della normale
\n
data di pensionamento oppure dalla scelta volontaria di un
\n
dipendente di accettare un\u2019offerta, da parte del Gruppo, di
\n
tali benef\u00edci in cambio della cessazione del rapporto di lavoro.
\n
Tali benef\u00edci sono rilevati nella data pi\u00f9 immediata tra le se-
\n
guenti:
\n
\u2022
\n
il momento in cui il Gruppo non pu\u00f2 pi\u00f9 ritirare l\u2019offerta di
\n
tali benef\u00edci; e
\n
\u2022
\n
il momento in cui il Gruppo rileva i costi di una ristruttura-
\n
zione che rientra nell\u2019ambito di applicazione dello IAS 37 e
\n
implica il pagamento di benef\u00edci dovuti per la cessazione
\n
del rapporto di lavoro.
\n
Il Gruppo determina tali passivit\u00e0 sulla base della natura del
\n
beneficio concesso.
\n

\n\n", "dimensions": { "concept": "ifrs-full:DescriptionOfAccountingPolicyForTerminationBenefits", "language": "it", "entity": "scheme:WOCMU6HCI0OJWNPRZS33", "period": "2023-01-01T00:00:00/2024-01-01T00:00:00" } }, "Tag156": { "value": "\n
Pagamenti basati su azioni
\n
Il Gruppo attua operazioni con pagamento basato su azioni
\n
regolate con strumenti rappresentativi di capitale nell\u2019ambito
\n
della politica in materia di remunerazione adottata per l\u2019Am-
\n
ministratore Delegato/Direttore Generale e per i dirigenti con
\n
responsabilit\u00e0 strategiche.
\n
I pi\u00f9 recenti piani di incentivazione di lungo termine prevedo-
\n
no l\u2019assegnazione ai destinatari di un incentivo, rappresen-
\n
tato da una componente di natura azionaria (regolata con
\n
strumenti rappresentativi di capitale) e da una componente
\n
monetaria (pagata per cassa), che maturer\u00e0 qualora si verifi-
\n
chino specifiche condizioni.
\n
Ai sensi dell\u2019IFRS 2, il Gruppo classifica la componente mo-
\n
netaria come un\u2019operazione regolata per cassa se \u00e8 basata
\n
sul prezzo (o valore) degli strumenti rappresentativi di ca-
\n

\n\n\n
pitale della societ\u00e0 che ha emesso il piano o, negli altri casi,
\n
come un altro beneficio ai dipendenti a lungo termine. Al
\n
fine di regolare la componente azionaria mediante l\u2019asse-
\n
gnazione gratuita di azioni, sono stati approvati programmi
\n
di acquisto di azioni proprie a servizio di tali piani. Per ulte-
\n
riori dettagli sui piani di incentivazione basati su azioni, si
\n
rinvia alla nota 53 \u201cPagamenti basati su azioni\u201d.
\n
In particolare, per la componente azionaria, il Gruppo rileva
\n
i servizi resi dai dipendenti come costo del personale lun-
\n
go il periodo in cui le condizioni di permanenza in servizio
\n
e di conseguimento di determinati risultati devono essere
\n
soddisfatte (periodo di maturazione) e stima indirettamente
\n
il loro valore e il corrispondente incremento di una specifi-
\n
ca 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.
\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 numero
\n
di strumenti rappresentativi di capitale per i quali ci si atten-
\n
de che le condizioni di permanenza in servizio e quelle di
\n
conseguimento di determinati risultati diverse dalle condi-
\n
zioni di mercato o di non maturazione saranno soddisfatte
\n
al termine del periodo di maturazione.
\n
Di contro, se l\u2019incentivo basato su strumenti rappresentativi
\n
di capitale \u00e8 pagato per cassa, il Gruppo rileva i servizi resi
\n
dai dipendenti come costo del personale lungo il periodo di
\n
maturazione e una corrispondente passivit\u00e0 misurata al fair
\n
value della passivit\u00e0 sostenuta. Successivamente, e fino al
\n
momento della sua estinzione, la passivit\u00e0 viene rimisurata
\n
al fair value a ogni data di riferimento del bilancio, consi-
\n
derando la migliore stima possibile dell\u2019incentivo che ma-
\n
turer\u00e0, con le variazioni di fair value rilevate tra i costi del
\n
personale.
\n

\n\n", "dimensions": { "concept": "ifrs-full:DescriptionOfAccountingPolicyForSharebasedPaymentTransactionsExplanatory", "language": "it", "entity": "scheme:WOCMU6HCI0OJWNPRZS33", "period": "2023-01-01T00:00:00/2024-01-01T00:00:00" } }, "Tag157": { "value": "\n

\n
Fondi rischi e oneri
\n
Ai sensi dello IAS 37, i fondi per rischi e oneri sono rilevati
\n
quando, alla data di riferimento, in presenza di un\u2019obbliga-
\n
zione legale o implicita derivante da un evento passato, \u00e8
\n
probabile che per soddisfare l\u2019obbligazione si render\u00e0 ne-
\n
cessario un esborso di risorse il cui ammontare \u00e8 stimabile in
\n
modo attendibile. Se l\u2019effetto del valore temporale del denaro
\n
\u00e8 un aspetto rilevante, gli accantonamenti sono determinati
\n
attualizzando i flussi finanziari futuri attesi a un tasso di scon-
\n
to al lordo delle imposte che riflette la valutazione corrente
\n
del mercato del costo del denaro in relazione al tempo e, se
\n
applicabile, il rischio specifico attribuibile all\u2019obbligazione.
\n
Quando l\u2019accantonamento \u00e8 attualizzato, l\u2019adeguamento pe-
\n
riodico del valore attuale dovuto al fattore temporale \u00e8 rifles-
\n
so 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 rimborsate
\n
da terzi, l\u2019indennizzo, se virtualmente certo, \u00e8 rilevato come
\n
un\u2019attivit\u00e0 distinta.
\n\n
Se la passivit\u00e0 \u00e8 connessa allo smantellamento degli impianti
\n
e/o ripristino del sito in cui gli stessi insistono, il fondo \u00e8 rile-
\n
vato in contropartita all\u2019attivit\u00e0 cui si riferisce e la rilevazione
\n
dell\u2019onere a Conto economico avviene attraverso il processo
\n
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\n\n
Una passivit\u00e0 per ristrutturazione si riferisce a un programma
\n
pianificato e controllato dalla direzione aziendale che modifi-
\n
ca in maniera significativa l\u2019ambito di un business intrapreso
\n
dal Gruppo oppure il modo in cui il business \u00e8 gestito. Tale
\n
passivit\u00e0 \u00e8 rilevata quando sorge un\u2019obbligazione implicita,
\n
ossia quando il Gruppo ha approvato un dettagliato pro-
\n
gramma formale per la ristrutturazione e ne ha iniziato la re-
\n
alizzazione oppure ne ha gi\u00e0 comunicato gli aspetti principali
\n
ai terzi interessati.
\n
I fondi non comprendono le passivit\u00e0 relative a trattamen-
\n
ti 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 applicazio-
\n
ne dell\u2019IFRS 15, ai sensi del contratto, delle norme di legge
\n
o conformemente alla sua abituale pratica commerciale. In
\n
questo caso, il Gruppo valuta se la garanzia fornisca al cliente
\n
l\u2019assicurazione che il prodotto, oggetto di garanzia, funzio-
\n
ner\u00e0 come previsto dalle parti, perch\u00e9 \u00e8 conforme alle spe-
\n
cifiche concordate, oppure se la garanzia fornisca anche un
\n
servizio in aggiunta alla conformit\u00e0 del prodotto alle specifi-
\n
che concordate.
\n
A seguito della valutazione effettuata, se il Gruppo determina
\n
che \u00e8 fornita una garanzia assicurativa, quando trasferisce il
\n
prodotto al cliente il Gruppo rileva separatamente una pas-
\n
sivit\u00e0 e un corrispondente onere, che rappresenta un costo
\n
addizionale per la fornitura dei beni o servizi, senza attribuire
\n
alcuna parte del prezzo dell\u2019operazione (e, quindi, dei ricavi)
\n
alla garanzia. La passivit\u00e0 \u00e8 misurata e presentata come un
\n
fondo per rischi e oneri.
\n
In caso contrario, se il Gruppo determina che la garanzia for-
\n
nisce un servizio aggiuntivo, il Gruppo contabilizza la garan-
\n
zia promessa come un\u2019obbligazione di fare conformemente
\n
alle previsioni dell\u2019IFRS 15, rilevando la passivit\u00e0 derivante dal
\n
contratto come ricavo, lungo il periodo in cui \u00e8 fornito il ser-
\n
vizio, 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 di
\n
fare.
\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

\n

\n\n\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 interamente
\n
recuperato. Qualora non lo fosse, si rileva una perdita a Conto
\n
economico pari all\u2019ammontare ritenuto non recuperabile. Le
\n
variazioni di stima in diminuzione sono rilevate in controparti-
\n
ta all\u2019attivit\u00e0 fino a concorrenza del suo valore contabile e, per
\n
la parte eccedente, immediatamente a Conto economico.
\n
Per maggiori dettagli sui criteri di stima adottati nella deter-
\n
minazione della passivit\u00e0 relativa allo smantellamento e ripri-
\n
stino dei siti, e in particolare per lo smantellamento degli im-
\n
pianti nucleari e per lo stoccaggio delle scorie o di altri scarti
\n
di materiali radioattivi, si rinvia alla nota 2.1 \u201cUso di stime e
\n
giudizi del management\u201d.
\n

\n\n", "dimensions": { "concept": "ifrs-full:DescriptionOfAccountingPolicyForProvisionsExplanatory", "language": "it", "entity": "scheme:WOCMU6HCI0OJWNPRZS33", "period": "2023-01-01T00:00:00/2024-01-01T00:00:00" } }, "Tag158": { "value": "\n

\n

\n
Ricavi provenienti da contratti con i clienti
\n
Il Gruppo rileva i ricavi derivanti da contratti con i clienti per
\n
un ammontare che riflette il corrispettivo al quale il Gruppo si
\n
aspetta di avere diritto in cambio dei beni e dei servizi forniti,
\n
in accordo con il modello a cinque step previsto dall\u2019IFRS 15:
\n
\u2022
\n
individuazione del contratto con il cliente;
\n
\u2022
\n
individuazione delle obbligazioni di fare, ovvero le promes-
\n
se, nel contratto con il cliente, di trasferire beni o servizi;
\n\n
\u2022
\n
determinazione del prezzo dell\u2019operazione all\u2019inizio del
\n
contratto, considerando eventuali corrispettivi variabili,
\n
corrispettivi non monetari ricevuti dal cliente e quelli da
\n
pagare a esso, componenti di finanziamento significative;
\n

\n\n\n
\u2022
\n
allocazione del corrispettivo, all\u2019inizio del contratto, alle di-
\n
verse obbligazioni di fare;
\n
\u2022
\n
rilevazione dei ricavi, quando (o man mano che) ciascu-
\n
na obbligazione di fare \u00e8 soddisfatta trasferendo il bene o
\n
servizio promesso al cliente.
\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 il
\n
Gruppo rileva i ricavi generati dall\u2019adempimento dell\u2019obbliga-
\n
zione di fare per l\u2019importo che ha diritto a fatturare al cliente,
\n
le informazioni relative alle rimanenti obbligazioni di fare non
\n
vengono fornite.
\n
Maggiori dettagli riguardo all\u2019applicazione di tale modello di
\n
rilevazione dei ricavi sono forniti nella nota 2.1 \u201cUso di stime
\n
e giudizi del management\u201d e nella nota 11.a \u201cRicavi delle ven-
\n
dite e delle prestazioni\u201d.
\n

\n\n", "dimensions": { "concept": "ifrs-full:DescriptionOfAccountingPolicyForRecognitionOfRevenue", "language": "it", "entity": "scheme:WOCMU6HCI0OJWNPRZS33", "period": "2023-01-01T00:00:00/2024-01-01T00:00:00" } }, "Tag159": { "value": "\n
\u2022
\n
determinazione del prezzo dell\u2019operazione all\u2019inizio del
\n
contratto, considerando eventuali corrispettivi variabili,
\n
corrispettivi non monetari ricevuti dal cliente e quelli da
\n
pagare a esso, componenti di finanziamento significative;
\n

\n\n", "dimensions": { "concept": "ifrs-full:DescriptionOfAccountingPolicyForDiscountsAndRebatesExplanatory", "language": "it", "entity": "scheme:WOCMU6HCI0OJWNPRZS33", "period": "2023-01-01T00:00:00/2024-01-01T00:00:00" } }, "Tag160": { "value": "\n
\u2022
\n
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
\u2022
\n
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

\n

\n\n", "dimensions": { "concept": "ifrs-full:DescriptionOfAccountingPolicyForTradingIncomeAndExpenseExplanatory", "language": "it", "entity": "scheme:WOCMU6HCI0OJWNPRZS33", "period": "2023-01-01T00:00:00/2024-01-01T00:00:00" } }, "Tag161": { "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
Ai sensi dello IAS 20, i contributi pubblici, inclusi i contributi
\n
non monetari valutati al fair value, sono rilevati quando esiste
\n
una ragionevole certezza che saranno ricevuti e che il Grup-
\n
po rispetter\u00e0 tutte le condizioni previste dal Governo, da enti
\n
governativi e analoghi enti locali, nazionali o internazionali per
\n
la loro erogazione.
\n
Il beneficio di un finanziamento pubblico a un tasso di inte-
\n
resse inferiore a quello di mercato \u00e8 trattato come un contri-
\n
buto pubblico. Il finanziamento \u00e8 inizialmente rilevato al fair
\n
value e il contributo pubblico \u00e8 misurato come differenza tra
\n
il valore contabile iniziale e il corrispettivo ricevuto. Il finan-
\n
ziamento \u00e8 successivamente valutato conformemente alle
\n
disposizioni previste per le passivit\u00e0 finanziarie.
\n
I contributi pubblici sono rilevati a Conto economico, con un
\n
criterio sistematico, negli esercizi in cui il Gruppo rileva come
\n
costi le relative spese che i contributi intendono compensa-
\n
re.
\n
Un contributo pubblico ricevuto come compensazione per
\n
costi o perdite gi\u00e0 sostenuti, ovvero al fine di dare un sup-
\n
porto finanziario immediato al Gruppo senza correlati costi
\n
futuri, \u00e8 rilevato come provento nell\u2019esercizio in cui diventa
\n
esigibile.
\n
Quando i contributi pubblici sono ricevuti per l\u2019acquisto, la
\n
costruzione o l\u2019acquisizione di attivit\u00e0 immobilizzate (per
\n
esempio immobili, impianti e macchinari o attivit\u00e0 immate-
\n
riali) sono portati a riduzione del valore contabile del bene
\n
e rilevati a Conto economico durante la vita ammortizzabile
\n
del bene come riduzione del costo dell\u2019ammortamento. Nel
\n
caso non ci siano sufficienti informazioni per consentirne
\n
un\u2019adeguata attribuzione alle relative attivit\u00e0 immobilizzate
\n
cui si riferiscono, i contributi pubblici in conto impianti sono
\n
rilevati come risconti passivi, tra le altre passivit\u00e0, e rilevati a
\n
Conto economico su base sistematica lungo la vita utile del
\n
bene. Se un contributo pubblico viene concesso in un perio-
\n
do successivo a quello in cui ha avuto inizio l\u2019ammortamento
\n
dei beni, la quota parte del contributo corrispondente agli
\n
ammortamenti rilevati in periodi precedenti \u00e8 rilevata diretta-
\n
mente a Conto economico.
\n
Quando il Gruppo riceve contributi pubblici sotto forma di
\n
trasferimenti di attivit\u00e0 non monetarie destinate all\u2019utilizzo
\n
aziendale, rileva sia il contributo sia il bene al fair value dell\u2019at-
\n
tivit\u00e0 non monetaria alla data del trasferimento.
\n

\n\n", "dimensions": { "concept": "ifrs-full:DescriptionOfAccountingPolicyForGovernmentGrants", "language": "it", "entity": "scheme:WOCMU6HCI0OJWNPRZS33", "period": "2023-01-01T00:00:00/2024-01-01T00:00:00" } }, "Tag162": { "value": "\n
Risultati netti da contratti su commodity
\n
I risultati netti da contratti su commodity includono:
\n
\u2022
\n
proventi od oneri netti da derivati su commodity, inclusi
\n
i derivati designati come cash flow hedge e i derivati va-
\n
lutati al fair value rilevato a Conto economico, sia regolati
\n
sia ancora in essere alla data di riferimento del bilancio; e
\n
\u2022
\n
risultati netti derivanti dalla valutazione al fair value rileva-
\n
to a Conto economico dei contratti su commodity ener-
\n
getiche con consegna fisica, ancora in essere alla data di
\n
bilancio.
\n

\n\n", "dimensions": { "concept": "enel:AccountingPolicyofNetResultsFromCommodityContracts", "language": "it", "entity": "scheme:WOCMU6HCI0OJWNPRZS33", "period": "2023-01-01T00:00:00/2024-01-01T00:00:00" } }, "Tag163": { "value": "\n
Dividendi
\n
Ai sensi dell\u2019IFRS 9 (Strumenti finanziari), i dividendi sono ri-
\n
levati quando \u00e8 stabilito il diritto incondizionato a riceverne
\n
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", "dimensions": { "concept": "ifrs-full:DescriptionOfAccountingPolicyForDividendsExplanatory", "language": "it", "entity": "scheme:WOCMU6HCI0OJWNPRZS33", "period": "2023-01-01T00:00:00/2024-01-01T00:00:00" } }, "Tag164": { "value": "\n

\n
Imposte sul reddito
\n
Lo IAS 12 specifica i requisiti per la rilevazione di attivit\u00e0 e
\n
passivit\u00e0 fiscali correnti e differite; l\u2019incertezza nella deter-
\n
minazione dei debiti verso l\u2019erario \u00e8 definita in linea con i re-
\n
quisiti previsti dall\u2019IFRIC 23 (Incertezza sui trattamenti ai fini
\n
dell\u2019imposta 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 versati,
\n
ovvero nella voce \u201ccrediti per imposte sul reddito\u201d qualora
\n
il saldo netto risulti a credito, sono determinate in base alla
\n
stima del reddito imponibile e in conformit\u00e0 alle disposizioni
\n
in vigore.
\n
Tali debiti e crediti sono determinati applicando le aliquote
\n
fiscali previste da provvedimenti promulgati o sostanzial-
\n
mente promulgati alla data di riferimento del bilancio.
\n
Le imposte correnti sono rilevate nel Conto economico, a
\n
eccezione di quelle relative a voci rilevate al di fuori del Con-
\n
to economico che sono riconosciute direttamente a patri-
\n
monio 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
\n
i corrispondenti valori riconosciuti ai fini fiscali applicando
\n
l\u2019aliquota fiscale in vigore alla data in cui la differenza tem-
\n
poranea si riverser\u00e0, determinata sulla base delle aliquote
\n
fiscali previste da provvedimenti promulgati o sostanzial-
\n
mente 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: (i) dalla rilevazione iniziale dell\u2019avviamento; o (ii) dalla ri-
\n
levazione iniziale di un\u2019attivit\u00e0 o di una passivit\u00e0 in un\u2019opera-
\n
zione che: non rappresenta un\u2019aggregazione aziendale, e al
\n
momento dell\u2019operazione, non influenza n\u00e9 l\u2019utile contabile
\n
n\u00e9 il reddito imponibile; e non d\u00e0 luogo a differenze tem-
\n
poranee imponibili e deducibili uguali; o (iii) in riferimento a
\n
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 le
\n
passivit\u00e0 fiscali correnti e se sono relative a imposte sul red-
\n
dito applicate dalla medesima Autorit\u00e0 Fiscale sullo stes-
\n
so soggetto passivo d\u2019imposta oppure su soggetti passivi
\n
d\u2019imposta diversi che intendono regolare le passivit\u00e0 e le
\n
attivit\u00e0 fiscali correnti su base netta, o realizzare le attivit\u00e0
\n
e regolare le passivit\u00e0 contemporaneamente, in ciascun
\n
esercizio successivo nel quale si prevede che siano regolati
\n
o recuperati ammontari significativi di passivit\u00e0 o di attivit\u00e0
\n
fiscali differite.
\n

\n

\n\n\n
Incertezza sui trattamenti ai fini dell\u2019imposta sul reddito
\n
Nella definizione di incertezza, andr\u00e0 considerato se un dato
\n
trattamento fiscale risulter\u00e0 accettabile per l\u2019Autorit\u00e0 Fiscale.
\n
Se si ritiene probabile che l\u2019Autorit\u00e0 Fiscale accetti il tratta-
\n
mento fiscale (con il termine \u201cprobabile\u201d inteso come \u201cpi\u00f9
\n
verosimile che non\u201d), allora il Gruppo rileva e valuta le proprie
\n
imposte correnti o differite attive e passive applicando le di-
\n
sposizioni 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.
\n
Maggiori informazioni sull\u2019incertezza sui trattamenti ai fini
\n
dell\u2019imposta sul reddito sono riportate nella nota 2.1 \u201cUso di
\n
stime e giudizi del management\u201d.
\n
Poich\u00e9 le posizioni fiscali incerte si riferiscono alla definizio-
\n
ne di imposte sul reddito, il Gruppo espone le attivit\u00e0/passi-
\n
vit\u00e0 fiscali incerte come imposte correnti o imposte differite.
\n

\n

\n\n", "dimensions": { "concept": "ifrs-full:DescriptionOfAccountingPolicyForIncomeTaxExplanatory", "language": "it", "entity": "scheme:WOCMU6HCI0OJWNPRZS33", "period": "2023-01-01T00:00:00/2024-01-01T00:00:00" } }, "Tag165": { "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
\n
i corrispondenti valori riconosciuti ai fini fiscali applicando
\n
l\u2019aliquota fiscale in vigore alla data in cui la differenza tem-
\n
poranea si riverser\u00e0, determinata sulla base delle aliquote
\n
fiscali previste da provvedimenti promulgati o sostanzial-
\n
mente 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: (i) dalla rilevazione iniziale dell\u2019avviamento; o (ii) dalla ri-
\n
levazione iniziale di un\u2019attivit\u00e0 o di una passivit\u00e0 in un\u2019opera-
\n
zione che: non rappresenta un\u2019aggregazione aziendale, e al
\n
momento dell\u2019operazione, non influenza n\u00e9 l\u2019utile contabile
\n
n\u00e9 il reddito imponibile; e non d\u00e0 luogo a differenze tem-
\n
poranee imponibili e deducibili uguali; o (iii) in riferimento a
\n
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 le
\n
passivit\u00e0 fiscali correnti e se sono relative a imposte sul red-
\n
dito applicate dalla medesima Autorit\u00e0 Fiscale sullo stes-
\n
so soggetto passivo d\u2019imposta oppure su soggetti passivi
\n
d\u2019imposta diversi che intendono regolare le passivit\u00e0 e le
\n
attivit\u00e0 fiscali correnti su base netta, o realizzare le attivit\u00e0
\n
e regolare le passivit\u00e0 contemporaneamente, in ciascun
\n
esercizio successivo nel quale si prevede che siano regolati
\n
o recuperati ammontari significativi di passivit\u00e0 o di attivit\u00e0
\n
fiscali differite.
\n

\n

\n\n", "dimensions": { "concept": "ifrs-full:DescriptionOfAccountingPolicyForDeferredIncomeTaxExplanatory", "language": "it", "entity": "scheme:WOCMU6HCI0OJWNPRZS33", "period": "2023-01-01T00:00:00/2024-01-01T00:00:00" } }, "Tag166": { "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 2023.
\n
\u2022
\n
\u201cAmendments to IAS 1 and IFRS Practice Statement 2 -
\n
Disclosure of Accounting Policies\u201d, emesso a febbraio
\n
2021. Le modifiche hanno lo scopo di fornire supporto
\n
nel decidere quali princ\u00edpi contabili illustrare in bilancio.
\n
A tal riguardo:
\n
\u00a0\u2013
\n
le modifiche allo \u201cIAS 1 - Presentation of Financial
\n
Statement\u201d richiedono di fornire informazioni sui
\n
princ\u00edpi contabili \u201crilevanti\u201d, piuttosto che su quelli
\n
\u201csignificativi\u201d;
\n
\u00a0\u2013
\n
le modifiche all\u2019\u201cIFRS Practice Statement 2 - Making
\n
Materiality Judgements\u201d mirano a fornire una guida
\n
su come applicare il concetto di rilevanza all\u2019infor-
\n
mativa sui princ\u00edpi contabili.
\n
In assenza di una definizione di \u201csignificativo\u201d negli IFRS,
\n
nel contesto dell\u2019informativa sui princ\u00edpi contabili, il ter-
\n
mine \u00e8 stato sostituito con \u201crilevante\u201d. A tal proposito,
\n
la definizione di rilevante \u00e8 stata modificata nell\u2019ottobre
\n
2018, e allineata agli IFRS e al Conceptual Framework e,
\n
pertanto, \u00e8 stata largamente compresa dai primary user
\n
del bilancio. L\u2019informativa sui princ\u00edpi contabili, secondo
\n
quanto previsto dallo IAS 1, \u00e8 rilevante se, considerate
\n
insieme ad altre informazioni incluse nel bilancio, \u00e8 ra-
\n
gionevole attendersi che influenzi le decisioni che i pri-
\n
mary user del bilancio prendano sulla base di tale bilan-
\n
cio. Nel valutare la rilevanza dell\u2019informativa sui princ\u00edpi
\n
contabili, \u00e8 opportuno considerare sia l\u2019importo delle
\n
operazioni, degli altri eventi o condizioni, sia la loro na-
\n
tura. Va tuttavia evidenziato che, bench\u00e9 un\u2019operazione,
\n
un altro evento o condizione cui si riferisce l\u2019informativa
\n
sui princ\u00edpi contabili possano essere rilevanti, ci\u00f2 non
\n
implica che la corrispondente informativa sia rilevante
\n
ai fini del bilancio. In tale contesto, le modifiche all\u2019\u201cI-
\n
FRS Practice Statement 2\u201d hanno l\u2019obiettivo di illustrare
\n
come si pu\u00f2 valutare se l\u2019informazione di un principio
\n
contabile \u00e8 rilevante ai fini del bilancio, fornendo una
\n
guida. Tali modifiche mirano a: (i) chiarire che la valu-
\n
tazione della rilevanza dell\u2019informativa sui princ\u00edpi con-
\n
tabili dovrebbe seguire la stessa linea guida applicabile
\n
nella valutazione di rilevanza di altre informative, con-
\n
siderando quindi fattori sia qualitativi sia quantitativi;
\n
(ii) sottolineare l\u2019importanza di fornire un\u2019informativa sui
\n
princ\u00edpi contabili che sia specifica per il Gruppo; (iii) for-
\n
nire esempi di situazioni in cui informazioni generiche o
\n
standardizzate, che, sebbene riassumano o duplicano i
\n
requisiti degli IFRS, possano essere considerate infor-
\n
mazioni sui princ\u00edpi contabili rilevanti.
\n
L\u2019informativa sui princ\u00edpi contabili \u00e8 stata rivista in linea
\n
con i requisiti previsti dalle modifiche ed \u00e8 stata aggior-
\n
nata nella nota 2.2 \u201cPrinc\u00edpi contabili rilevanti\u201d.
\n
\u2022
\n
\u201cAmendments to IAS 8 - Definition of Accounting Estima-
\n
tes\u201d, emesso a febbraio 2021.
\n
\u00a0Le modifiche hanno lo sco-
\n
po di chiarire come distinguere tra cambiamenti nei prin-
\n
c\u00edpi contabili e cambiamenti nelle stime contabili. La de-
\n
finizione di cambiamenti nelle stime contabili \u00e8 sostituita
\n
con la definizione di stime contabili intese come \u201cimporti
\n
monetari che in bilancio sono soggetti a incertezza nella
\n
misurazione\u201d. Al fine di chiarire l\u2019interazione tra un princi-
\n
pio contabile e una stima contabile, lo IAS 8 \u00e8 stato modi-
\n
ficato per affermare che un principio contabile potrebbe\u00a0
\n
imporre di valutare alcune voci di bilancio a importi mo-
\n
netari che non possono essere osservati direttamente, e
\n
quindi devono essere stimati (dal momento che compor-
\n
tano incertezza nella misura). In tali circostanze, le stime
\n
contabili sono elaborate per conseguire l\u2019obiettivo stabi-
\n
lito dal principio contabile, includendo l\u2019uso di valutazioni\u00a0
\n
e ipotesi basate sulle pi\u00f9 recenti informazioni attendibili
\n
disponibili. Le modifiche spiegano come debbano essere\u00a0
\n
utilizzati le tecniche di valutazione e gli input per svilup-
\n
pare le stime contabili e stabilisce che tali tecniche com-
\n
prendono tecniche sia di valutazione sia di stima. Al fine
\n
di fornire una maggiore guida, le modifiche chiariscono
\n
come gli effetti su una stima contabile del cambiamento di\u00a0
\n
un input o di una tecnica di valutazione sono cambiamenti
\n
nelle stime contabili, a meno che non derivino dalla corre-
\n
zione di errori di esercizi precedenti. Inoltre, i cambiamenti
\n
nelle stime contabili risultanti da nuove informazioni non
\n
sono correzioni di errori.
\n
L\u2019applicazione di queste modifiche non ha comportato
\n
impatti significativi nel presente Bilancio consolidato.
\n
\u2022
\n
\u201cAmendments to IAS 12 - Income: Deferred Tax related to
\n
Assets and Liabilities arising from a Single Transaction\u201d,\u00a0
\n
emesso a maggio 2021. Le modifiche chiariscono che l\u2019e-
\n
senzione alla rilevazione iniziale, prevista dal principio, non\u00a0
\n
si applica pi\u00f9 alle transazioni che danno origine a differen-
\n
ze temporanee imponibili e deducibili di uguale ammon-
\n
tare.
\n
Si precisa che, in generale, l\u2019esenzione alla rilevazione ini-
\n
ziale prevista dallo IAS 12 vieta la rilevazione di attivit\u00e0 e\u00a0
\n
passivit\u00e0 differite relative alla rilevazione iniziale di attivit\u00e0
\n
o passivit\u00e0, in una transazione che non costituisce un\u2019ag-
\n
gregazione aziendale, e non influisce n\u00e9 sull\u2019utile contabile
\n
n\u00e9 su quello imponibile. In tale contesto, come illustrato, le
\n
modifiche hanno ristretto il campo di applicazione dell\u2019ec-
\n
cezione.
\n
Per transazioni (per esempio leasing e fondi smantella-
\n
mento) oggetto delle modifiche, \u00e8 richiesto che le relati-
\n
ve attivit\u00e0 e passivit\u00e0 differite siano rilevate dall\u2019inizio del
\n
primo periodo comparativo presentato, con l\u2019eventuale\u00a0
\n
effetto cumulativo rilevato a rettifica degli utili portati a
\n
nuovo (o di altre componenti del patrimonio netto) a tale
\n
data. A tal riguardo, l\u2019applicazione delle modifiche non ha
\n
comportato impatti significativi sugli \u201cUtili portati a nuo-
\n
vo\u201d nel patrimonio netto di apertura del Gruppo Enel al 1\u00b0
\n
gennaio 2022.
\n
\n\n
\u201cAmendments to IAS 12 - International Tax Reform - Pillar
\n
Two Model Rules\u201d,\u00a0emesso a maggio 2023. Le modifiche
\n
sono state introdotte in risposta alle norme relative al Pillar
\n
II pubblicato dall\u2019OCSE, il cui obiettivo \u00e8 quello di garanti-
\n
re che le grandi imprese multinazionali paghino un livel-
\n
lo minimo di imposta sul reddito, generato in un periodo
\n
specifico, in ciascuna giurisdizione in cui operano. In ge-
\n
nerale, tali norme richiedono l\u2019applicazione di un\u2019imposta
\n
integrativa che porta l\u2019importo totale delle imposte pagate
\n
in eccesso, in ciascuna giurisdizione in cui operano, fino
\n
all\u2019aliquota minima del 15%.
\n
Le modifiche hanno introdotto:
\n
\u00a0\u2013
\n
un\u2019eccezione temporanea obbligatoria alla contabiliz-
\n
zazione e all\u2019informativa sulle attivit\u00e0 e passivit\u00e0 fiscali
\n
differite derivanti dall\u2019attuazione delle norme del Pillar
\n
II; e
\n
\u00a0\u2013
\n
obblighi di informativa per aiutare gli utilizzatori del bi-
\n
lancio a comprendere meglio l\u2019esposizione alle impo-
\n
ste sul reddito derivanti dalla norma.
\n
In particolare, per i periodi in cui la legislazione del Pillar II
\n
\u00e8 in vigore ma non ha ancora acquisito efficacia, sono ri-
\n
chieste informazioni qualitative (quali informazioni riguar-
\n
danti il modo in cui le societ\u00e0 sono interessate dalle norme\u00a0
\n
del Pillar II e le principali giurisdizioni in cui potrebbero esi-
\n
stere le relative esposizioni) e quantitative (quali l\u2019indica-
\n
zione della quota degli utili che potrebbe essere soggetta
\n
alle imposte sul reddito del Pillar II e l\u2019aliquota fiscale me-
\n
dia effettiva applicabile a tali utili; oppure l\u2019indicazione di
\n
come l\u2019aliquota fiscale media effettiva sarebbe cambiata
\n
se la legislazione del Pillar II avesse acquisito efficacia).
\n
Il Gruppo ha adottato l\u2019eccezione temporanea obbliga-
\n
toria alla rilevazione della fiscalit\u00e0 differita, che si applica
\n
retroattivamente. Tuttavia, poich\u00e9 al 31 dicembre 2022\u00a0
\n
non era stata ancora emanata alcuna nuova norma per\u00a0
\n
l\u2019applicazione dell\u2019imposta integrativa in nessuna giurisdi-
\n
zione in cui opera il Gruppo e a tale data non era stata
\n
rilevata alcuna imposta differita correlata, l\u2019applicazione
\n
retrospettiva non ha alcun impatto sul Bilancio consolida-
\n
to del Gruppo.
\n
Per ulteriori informazioni sugli obblighi informativi si rinvia
\n
alla nota 4 \u201cMinimum tax\u201d.
\n
\u2022
\n
\u201cIFRS 17 - Insurance Contracts\u201d, emesso a maggio 2017. Il\u00a0
\n
nuovo standard \u00e8 stato emesso dallo IASB in sostituzione
\n
dell\u2019IFRS 4, allo scopo di definire i princ\u00edpi per la rilevazione,
\n
la valutazione, la presentazione, nonch\u00e9 l\u2019informativa da
\n
fornire per i contratti assicurativi, inclusi i contratti di rias-
\n
sicurazione emessi e detenuti e i contratti di investimento
\n
con elementi di partecipazione discrezionali. Il principio si
\n
applica ai contratti assicurativi conformi alla definizione
\n
prevista dall\u2019IFRS 17, indipendentemente dall\u2019emittente,
\n
ma include diverse eccezioni e opzioni di esenzioni che\u00a0
\n
consentono di contabilizzare alcune tipologie di contrat-
\n
to, che soddisfano la definizione di contratto assicurativo,
\n
applicando un altro principio contabile. Il nuovo principio,
\n
sulla base delle valutazioni effettuate, non ha comportato
\n
impatti sul presente Bilancio consolidato del Gruppo.
\n
\n", "dimensions": { "concept": "ifrs-full:DisclosureOfChangesInAccountingPoliciesExplanatory", "language": "it", "entity": "scheme:WOCMU6HCI0OJWNPRZS33", "period": "2023-01-01T00:00:00/2024-01-01T00:00:00" } }, "Tag167": { "value": "\n
5. Argentina - Economia iperinflazionata:
\n
impatti per l\u2019applicazione dello IAS 29
\n
A partire dal 1\u00b0 luglio 2018 l\u2019economia argentina \u00e8 conside-
\n
rata iperinflazionata in base ai criteri stabiliti dallo \u201cIAS 29 -
\n
Rendicontazione contabile in economie iperinflazionate\u201d. Ci\u00f2
\n
a seguito della valutazione di una serie di elementi qualitativi
\n
e quantitativi, tra i quali la presenza di un tasso di inflazione
\n
cumulato maggiore del 100% nell\u2019arco dei tre anni precedenti.
\n
Ai fini della predisposizione del presente Bilancio consolidato
\n
al 31 dicembre 2023 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 stata
\n
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 2023 \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 economici
\n
espressi in valuta iperinflazionata sono stati convertiti nella va-
\n
luta 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
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 2023:
\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
Dal 1\u00b0 gennaio 2023 al 31 dicembre 2023 222,01%
\n
Nel 2023 l\u2019applicazione dello IAS 29 ha comportato la rileva-
\n
zione di un provento finanziario netto (al lordo delle imposte)
\n
pari a 284 milioni di euro.
\n
Di seguito si riportano gli effetti dello IAS 29 sullo Stato patri-
\n
moniale al 31 dicembre 2023 e gli impatti dell\u2019iperinflazione
\n
sulle principali voci di Conto economico del 2023, differen-
\n
ziando quanto afferente alla rivalutazione in base agli indici
\n
generali dei prezzi al consumo e quanto afferente all\u2019applica-
\n
zione del tasso di cambio finale anzich\u00e9 del tasso di cambio
\n
medio del periodo, per quanto previsto dallo IAS 21 per eco-
\n
nomie iperinflazionate.
\n
Milioni di euro
\n
Effetto iperinflazione
\n
cumulato al
\n
31.12.2022
\n
Effetto iperinflazione
\n
del periodo Differenza cambio
\n
Variazione perimetro
\n
per cessione di
\n
societ\u00e0
\n
Effetto iperinflazione
\n
cumulato al
\n
31.12.2023
\n
Totale attivit\u00e0 1.989 917 (1.567) (45) 1.294
\n
Totale passivit\u00e0 555 314 (424) (7) 438
\n
Patrimonio netto 1.434 603
\n
(1)
\n
(1.143) (38) 856
\n
(1) Il dato include il risultato netto positivo dell\u2019esercizio pari a 110 milioni di euro.
\n
Milioni di euro
\n
Effetto IAS 29 Effetto IAS 21 Totale effetto al 31.12.2023
\n
Ricavi 278 (588) (310)
\n
Costi 352
\n
(1)
\n
(641)
\n
(2)
\n
(289)
\n
Risultato operativo (74) 53 (21)
\n
Proventi/(Oneri) finanziari netti (39) 16 (23)
\n
Proventi/(Oneri) netti da iperinflazione 284 - 284
\n
Risultato prima delle imposte 171 69 240
\n
Imposte 61 126 187
\n
Risultato netto dell\u2019esercizio (Gruppo e terzi) 110 (57) 53
\n
Quota di interessenza del Gruppo 68 (83) (15)
\n
Quota di interessenza di terzi 42 26 68
\n
(1) Il dato include l\u2019effetto su ammortamenti e impairment per 55 milioni di euro.
\n
(2) Il dato include l\u2019effetto su ammortamenti e impairment per (27) milioni di euro.
\n
\n", "dimensions": { "concept": "ifrs-full:DisclosureOfHyperinflationaryReportingExplanatory", "language": "it", "entity": "scheme:WOCMU6HCI0OJWNPRZS33", "period": "2023-01-01T00:00:00/2024-01-01T00:00:00" } }, "Tag168": { "value": "\n
6. 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 conseguen-
\n
ze 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
\n
allocare capitale a supporto di una fornitura di elettricit\u00e0
\n
decarbonizzata;
\n
\u2022
\n
abilitare l\u2019elettrificazione della domanda di energia dei
\n
clienti;
\n
\u2022
\n
fare leva sulla creazione di valore lungo tutta la value
\n
chain;
\n
\u2022
\n
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 do-
\n
cumento pubblicato dall\u2019IFRS Foundation a luglio 2023, il
\n
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
Argomento Nota Contenuto
\n
Stime e giudizi relativi
\n
al 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 giudizi
\n
relativi 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
\n
accordi di Parigi e sui loro riflessi sulla stima delle vite utili delle attivit\u00e0
\n
coinvolte (paragrafo \u201cDeterminazione della vita utile di attivit\u00e0 non
\n
finanziarie\u201d).
\n
Investimenti sostenibili
\n
Nota 19 \u201cImmobili, impianti e
\n
macchinari\u201d
\n
\u2022 Focus sulle attivit\u00e0 relative alle infrastrutture connesse allo sviluppo delle
\n
reti e agli investimenti per lo sviluppo di e-Mobility, e-City, e del business
\n
e-Home.
\n
Valutazione di attivit\u00e0
\n
non finanziarie
\n
Nota 12.e \u201cAmmortamenti e altri
\n
impairment\u201d
\n
Nota 19 \u201cImmobili, impianti e
\n
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
\n
con particolare riferimento alla residua vita utile di talune attivit\u00e0 e agli
\n
impairment test.
\n
Fondi rischi Nota 40 \u201cFondi rischi e oneri\u201d
\n
\u2022 Focus sui fondi rischi e oneri per gli impatti del cambiamento
\n
climatico sulle reti di distribuzione e sugli impianti di generazione,
\n
incluso lo smantellamento e il ripristino dei siti, nonch\u00e9 sugli eventuali
\n
accantonamenti a piani di ristrutturazione legati alla transizione energetica.
\n
La finanza
\n
sustainability-linked
\n
secondo Enel
\n
Nota 48.3 \u201cFinanziamenti\u201d
\n
Nota 60 \u201cFatti di rilievo intervenuti dopo
\n
la chiusura dell\u2019esercizio\u201d
\n
\u2022 Focus su:
\n
\u2013 emissioni di sustainability-linked bond collegati al raggiungimento di
\n
obiettivi sostenibili in linea con gli SDG emanate dall\u2019ONU
\n
\u2013 green bond utilizzati per finanziare specifici progetti e iniziative
\n
sostenibili del Gruppo
\n
\u2013 sustainable loan collegati al raggiungimento di Obiettivi di Sviluppo
\n
Sostenibile (SDG).
\n
Pagamenti basati su
\n
azioni
\n
Nota 53 \u201cPagamenti basati su azioni\u201d
\n
\u2022 Descrizione dei Piani di incentivazione di lungo termine (LTI) ancorati al
\n
raggiungimento di specifici obiettivi relativi al clima.
\n
Programmi ambientali Nota 58 \u201cProgrammi ambientali\u201d
\n
\u2022 Descrizione dei costi relativi alla compliance ambientale previsti dalle
\n
normative nazionali e internazionali.
\n
\u2022 Descrizione degli oneri legati al deficit di certificati ambientali rispetto a
\n
quanto previsto dalla normativa per la compliance ambientale.
\n
\n", "dimensions": { "concept": "enel:DisclosureOfClimateChangeExplanatory", "language": "it", "entity": "scheme:WOCMU6HCI0OJWNPRZS33", "period": "2023-01-01T00:00:00/2024-01-01T00:00:00" } }, "Tag169": { "value": "\n
\n\n
7. Discontinued operation
\n
Nell\u2019ambito dell\u2019area geografica \u201cEuropa\u201d il Gruppo Enel ha
\n
deciso di dismettere importanti rami autonomi di attivit\u00e0,
\n
in particolare in Russia, in Romania e in Grecia.
\n
In ragione del fatto che l\u2019insieme delle attivit\u00e0 dismesse
\n
rappresenta una parte significativa di un\u2019area geografica
\n
in cui il Gruppo opera, i risultati inerenti a tali attivit\u00e0 sono
\n
stati classificati in base a quanto previsto dall\u2019IFRS 5, nel
\n
prospetto di Conto economico consolidato, in una linea
\n
separata denominata \u201cRisultato netto delle discontinued
\n
operation\u201d.
\n
Secondo quanto previsto dall\u2019IFRS 5, che disciplina la mo-
\n
dalit\u00e0 di esposizione in bilancio del risultato economico e
\n
delle informazioni da fornire nella nota integrativa delle at-
\n
tivit\u00e0 non correnti possedute per la vendita e attivit\u00e0 ope-
\n
rative cessate, le voci economiche per gli esercizi 2023
\n
e 2022 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
Milioni di euro
\n
2023 2022 2023-2022
\n
Ricavi 2.535 3.543 (1.008)
\n
Costi 2.341 4.815 (2.474)
\n
Risultato operativo 194 (1.272) 1.466
\n
Proventi/(Oneri) finanziari (62) (43) (19)
\n
Quota dei proventi/(oneri) derivanti da partecipazioni valutate con il metodo
\n
del patrimonio netto
\n
(1)
\n
58 83 (25)
\n
Risultato prima delle imposte delle discontinued operation 190 (1.232) 1.422
\n
Imposte 29 (52) 81
\n
Risultato netto Russia, Grecia e Romania 161 (1.180) 1.341
\n
Plusvalenze/(Minusvalenze) da alienazione attivit\u00e0 operative cessate (532) (1.054) 522
\n
Risultato netto delle discontinued operation (371) (2.234) 1.863
\n
(1) Il dato riferito all\u2019esercizio 2022 \u00e8 stato rideterminato per tener conto della classificazione tra le \u201cdiscontinued operation\u201d della \u201cQuota dei proventi/(oneri)
\n
derivanti da partecipazioni valutate con il metodo del patrimonio netto\u201d riferita a Rusenergosbyt LLC, societ\u00e0 russa ceduta a dicembre 2023.
\n
Di seguito il dettaglio per Paese.
\n
Milioni di euro
\n
2023 Russia Grecia Romania 2022
\n
(1)
\n
Russia
\n
(1)
\n
Grecia Romania
\n
Totale ricavi 2.535 - 122 2.413 3.543 290 125 3.128
\n
Costi 2.126 - 75 2.051 3.585 243 70 3.272
\n
Impairment 215 - - 215 1.230 534 - 696
\n
Totale costi 2.341 - 75 2.266 4.815 777 70 3.968
\n
Risultato operativo 194 - 47 147 (1.272) (487) 55 (840)
\n
Proventi/(Oneri) finanziari (62) - (49) (13) (43) (9) (35) 1
\n
Quota dei proventi/(oneri) derivanti da partecipazioni
\n
valutate con il metodo del patrimonio netto
\n
58 58 - - 83 64 19 -
\n
Risultato prima delle imposte delle discontinued
\n
operation
\n
190 58 (2) 134 (1.232) (432) 39 (839)
\n
Imposte correnti 67 - 8 59 (15) 8 2 (25)
\n
Imposte anticipate e differite (38) - - (38) (37) - - (37)
\n
Imposte 29 - 8 21 (52) 8 2 (62)
\n
Risultato netto Russia, Grecia e Romania 161 58 (10) 113 (1.180) (440) 37 (777)
\n
Plusvalenze/(Minusvalenze) da alienazione attivit\u00e0
\n
operative cessate
\n
(532) (124) 262 (670) (1.054) (1.054) - -
\n
Risultato netto delle discontinued operation (371) (66) 252 (557) (2.234) (1.494) 37 (777)
\n
(1) Il dato riferito all\u2019esercizio 2022 \u00e8 stato rideterminato per tener conto della classificazione tra le \u201cdiscontinued operation\u201d della \u201cQuota dei proventi/(oneri)
\n
derivanti da partecipazioni valutate con il metodo del patrimonio netto\u201d riferita a Rusenergosbyt LLC, societ\u00e0 russa ceduta a dicembre 2023.
\n
\n\n
\n\n
\n\n
In accordo con le disposizioni dell\u2019IFRS 5 si riporta di se-
\n
guito la descrizione dei fatti e delle circostanze che hanno
\n
determinato la riclassifica.
\n
Russia
\n
Enel SpA ha perfezionato in data 12 ottobre 2022 la ces-
\n
sione dell\u2019intera partecipazione da essa detenuta in PJSC
\n
Enel Russia. Con il completamento dell\u2019operazione, Enel ha
\n
ceduto tutti gli asset di generazione elettrica in Russia, che
\n
includono circa 5,6 GW di capacit\u00e0 convenzionale e circa
\n
300 MW di capacit\u00e0 eolica in diverse fasi di sviluppo, ga-
\n
rantendo continuit\u00e0 ai propri dipendenti e clienti.
\n
Inoltre, in data 20 dicembre 2023, Enel SpA ha ceduto l\u2019in-
\n
tera partecipazione detenuta nella societ\u00e0 Rusenergosbyt
\n
LLC per un corrispettivo di 83 milioni di euro. L\u2019operazione
\n
ha comportato un impatto negativo di 124 milioni di euro,
\n
di cui 82 milioni di euro connessi al rilascio della riserva di
\n
conversione cambio.
\n
Romania
\n
Facendo seguito agli accordi del 14 dicembre 2022, del 4
\n
febbraio 2023 e del 9 marzo 2023, in data 25 ottobre 2023
\n
Enel SpA, ha perfezionato la cessione alla societ\u00e0 greca
\n
Public Power Corporation SA (PPC) di tutte le partecipa-
\n
zioni detenute dal Gruppo Enel in Romania.
\n
In conformit\u00e0 con quanto previsto nell\u2019accordo di compra-
\n
vendita, PPC ha pagato un corrispettivo totale di 1.241 mi-
\n
lioni di euro. \u00c8 inoltre previsto un meccanismo di earn-out,
\n
concernente un potenziale ulteriore pagamento post-clo-
\n
sing, basato sul futuro valore delle attivit\u00e0 del business re-
\n
tail.
\n
L\u2019operazione ha comportato un impatto negativo sul risul-
\n
tato netto dell\u2019esercizio pari a 847 milioni di euro, di cui
\n
655 milioni di euro collegati al rilascio della riserva cambi,
\n
15 milioni di euro relativi a oneri accessori alla vendita, ol-
\n
tre alla rilevazione dell\u2019adeguamento di valore degli asset
\n
effettuato ante cessione per 177 milioni di euro al netto
\n
dell\u2019effetto fiscale.
\n
Per maggiori dettagli si rimanda alla nota 9 \u201cPrincipali ac-
\n
quisizioni e cessioni dell\u2019esercizio\u201d.
\n
Grecia
\n
Facendo seguito all\u2019accordo del 26 luglio 2023, in data 29
\n
dicembre 2023 Enel Green Power (EGP) ha finalizzato la
\n
vendita del 50% di Enel Green Power Hellas (EGPH), con-
\n
trollata al 100% di Enel Green Power per le rinnovabili in
\n
Grecia, a Macquarie Asset Management, che agisce trami-
\n
te Macquarie Green Investment Group Renewable Energy
\n
Fund 2, a seguito del verificarsi di tutte le condizioni so-
\n
spensive usuali per questo tipo di operazioni, inclusa l\u2019ap-
\n
provazione delle competenti autorit\u00e0 per la concorrenza.
\n
In linea con quanto previsto nell\u2019accordo di compravendi-
\n
ta, EGP ha ricevuto un corrispettivo totale pari a 351 milioni
\n
di euro.
\n
Alla chiusura dell\u2019operazione, EGP e Macquarie Asset
\n
Management hanno stipulato uno shareholder agree-
\n
ment che prevede il controllo congiunto di EGPH al fine
\n
di co-gestire l\u2019attuale portafoglio di generazione da fonti
\n
rinnovabili della societ\u00e0 e continuare a sviluppare la sua pi-
\n
peline di progetti, con ulteriore incremento della capacit\u00e0
\n
installata.
\n
L\u2019operazione ha generato un impatto positivo sul risultato
\n
netto di Gruppo pari a 422 milioni di euro (inclusa la rimi-
\n
surazione al fair value della restante partecipazione).
\n
Per maggiori dettagli si rimanda alla nota 9 \u201cPrincipali ac-
\n
quisizioni e cessioni dell\u2019esercizio\u201d.
\n
Per i dettagli relativi ai dati patrimoniali per Linea di Busi-
\n
ness e Area Geografica, riferiti al perimetro delle discon-
\n
tinued operation, si rimanda alla nota 10 \u201cDati economici
\n
e patrimoniali per Settore primario (Linea di Business) e
\n
secondario (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
2023 2022 2023-2022
\n
Cash flow da attivit\u00e0 operativa riferito alle \u201cdiscontinued operation\u201d 132 (391) 523
\n
Cash flow da attivit\u00e0 di investimento/disinvestimento riferito alle
\n
\u201cdiscontinued operation\u201d
\n
(442) (351) (91)
\n
Cash flow da attivit\u00e0 di finanziamento riferito alle \u201cdiscontinued operation\u201d (16) 656 (672)
\n
Cash flow netto riferito alle \u201cdiscontinued operation\u201d (326) (86) (240)
\n
\n\n
\n\n
36. Attivit\u00e0 e passivit\u00e0 incluse in gruppi in dismissione classificate come possedute per la
\n
vendita \u2013 Euro 5.919 milioni ed euro 2.316 milioni
\n
La movimentazione delle attivit\u00e0 possedute per la vendita
\n
nell\u2019esercizio 2023 \u00e8 di seguito dettagliata.
\n
Milioni di euro
\n
Riclassifica
\n
da/ad attivit\u00e0
\n
correnti e non
\n
Dismissioni
\n
e variaz.
\n
perimetro di
\n
consolid.
\n
(Impairment)/
\n
Ripristini
\n
Diff.
\n
cambi Investimenti
\n
Altri
\n
movimenti
\n
al 31.12.2022 al 31.12.2023
\n
Immobili, impianti e macchinari 3.304 3.574 (3.440) (263) (59) 820 (228) 3.708
\n
Attivit\u00e0 immateriali 334 719 (328) 16 (14) 29 (41) 715
\n
Avviamento - 616 (46) (1) 3 - - 572
\n
Attivit\u00e0 per imposte anticipate
\n
(1)
\n
217 146 (88) - (56) - (23) 196
\n
Partecipazioni valutate con il
\n
metodo del patrimonio netto
\n
27 116 (142) - - - - 1
\n
Altre attivit\u00e0 non correnti
\n
(2)
\n
50 37 (222) - - - 170 35
\n
Crediti finanziari non correnti
\n
e titoli
\n
(2)
\n
75 - (29) - (45) - (1) -
\n
Attivit\u00e0 finanziarie non correnti 138 - (85) - (3) - (50) -
\n
Crediti finanziari correnti e
\n
titoli
\n
43 1 (20) - (32) - 9 1
\n
Altre attivit\u00e0 finanziarie correnti 9 2 (11) - - - - -
\n
Disponibilit\u00e0 liquide e mezzi
\n
equivalenti
\n
425 259 (320) - (40) - (63) 261
\n
Rimanenze, crediti commerciali
\n
e altre attivit\u00e0 correnti
\n
1.533 351 (1.479) - 29 - (4) 430
\n
Totale
\n
(1)
\n
6.155 5.821 (6.210) (248) (217) 849 (231) 5.919
\n
(1) I dati relativi al 31 dicembre 2022 sono stati rideterminati per tenere conto degli effetti dell\u2019Amendment allo IAS 12, in vigore successivamente al 1\u00b0 gennaio
\n
2023. Per maggiori dettagli si rimanda alla nota 8 \u201cRideterminazione dei dati comparativi\u201d.
\n
(2) La voce \u201cAltre attivit\u00e0 non correnti\u201d al 31 dicembre 2022 includeva i \u201cCrediti finanziari non correnti e titoli\u201d esposti separatamente nella tabella sopra.
\n
Le passivit\u00e0, invece, si movimentano nell\u2019esercizio 2023 nel
\n
seguente modo.
\n
Milioni di euro
\n
Riclassifica
\n
da/a passivit\u00e0
\n
correnti e non
\n
Dismissioni
\n
e variaz.
\n
perimetro
\n
di consolid. Diff. cambi
\n
Altri
\n
movimenti
\n
al 31.12.2022 al 31.12.2023
\n
Finanziamenti a lungo termine 775 663 (908) (49) 249 730
\n
Fondi rischi e oneri quota non corrente 33 33 (34) - 4 36
\n
Passivit\u00e0 per imposte differite
\n
(1)
\n
246 563 (192) (70) (42) 505
\n
TFR e altri benef\u00edci definiti relativi al personale 23 4 (22) (3) 3 5
\n
Passivit\u00e0 finanziarie non correnti 69 - (80) (2) 23 10
\n
Passivit\u00e0 derivanti da contratti con i clienti non correnti 442 - (453) - 11 -
\n
Altre passivit\u00e0 non correnti 179 19 (149) (8) 13 54
\n
Finanziamenti a breve termine 642 217 (189) (10) (384) 276
\n
Quote correnti dei finanziamenti a lungo termine 18 100 (9) (5) 41 145
\n
Fondi rischi e oneri quota corrente 33 10 (64) (2) 32 9
\n
Altre passivit\u00e0 finanziarie correnti 12 8 (17) - 6 9
\n
Debiti commerciali e altre passivit\u00e0 correnti 894 385 (705) 11 (48) 537
\n
Totale
\n
(1)
\n
3.366 2.002 (2.822) (138) (92) 2.316
\n
(1) I dati relativi al 31 dicembre 2022 sono stati rideterminati per tenere conto degli effetti dell\u2019Amendment allo IAS 12, in vigore successivamente al 1\u00b0 gennaio
\n
2023. Per maggiori dettagli si rimanda alla nota 8 \u201cRideterminazione dei dati comparativi\u201d.
\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\u201dIFRS 5 - Attivit\u00e0 non correnti
\n
possedute per la vendita e attivit\u00e0 operative cessate\u201d per
\n
la loro classificazione in tale voce.
\n
I saldi delle attivit\u00e0 possedute per la vendita e le relati-
\n
ve passivit\u00e0 associate al 31 dicembre 2023 ammontano,
\n
rispettivamente a 5.919 milioni di euro e 2.316 milioni di
\n
euro e fanno riferimento principalmente a:
\n
\u2022
\n
3SUN in Italia: sulla base del processo di negoziazione
\n
finalizzato alla cessione di una quota pari al 50% del
\n
capitale sociale di 3SUN Srl, le attivit\u00e0 nette della stes-
\n
sa sono state riclassificate tra le \u201cAttivit\u00e0 non correnti
\n
possedute per la vendita e attivit\u00e0 operative cessate\u201d, in
\n
accordo con l\u2019IFRS 5;
\n
\u2022
\n
Nord America: le attivit\u00e0 riferite a un portafoglio di asset
\n
rinnovabili negli Stati Uniti composto da circa 150 MW
\n
di impianti geotermici e solari in esercizio;
\n
\u2022
\n
Per\u00f9: le attivit\u00e0 di distribuzione e fornitura di energia
\n
elettrica detenute da Enel Distribuci\u00f3n Per\u00fa SAA, le at-
\n
tivit\u00e0 di servizi energetici avanzati di Enel X Per\u00fa SAC e
\n
le attivit\u00e0 di generazione detenute da Enel Generaci\u00f3n
\n
Per\u00fa, Compa\u00f1\u00eda Energ\u00e9tica Veracruz ed Enel Genera-
\n
ci\u00f3n Piura in quanto sulla base delle negoziazioni in es-
\n
sere sono soddisfatti i requisiti previsti dall\u2019IFRS 5;
\n
\u2022
\n
Colombia: il parco eolico in costruzione di Windpeshi
\n
che sulla base delle negoziazioni in essere soddisfa i re-
\n
quisiti previsti dall\u2019IFRS 5.
\n
Nel corso del 2023 sono state realizzate alcune cessioni
\n
di societ\u00e0 precedentemente classificate come disponibili
\n
per la vendita; in particolare:
\n
\u2022
\n
nel corso del primo semestre 2023 sono state cedute le
\n
societ\u00e0 di generazione Enel Generaci\u00f3n Costanera, In-
\n
versora Dock Sud e Central Dock Sud in Argentina; Enel
\n
Green Power India ha inoltre ceduto il controllo sulle at-
\n
tivit\u00e0 nette detenute attraverso Avikiran Solar India Pri-
\n
vate Limited, pur mantenendo una interessenza residua
\n
nella stessa societ\u00e0 del 51% del capitale sociale versato;
\n
\u2022
\n
nel corso del terzo trimestre 2023, tramite la controlla-
\n
ta Enel Green Power SpA, sono state cedute per il 50%
\n
le due societ\u00e0 che possiedono tutte le attivit\u00e0 dedica-
\n
te alle rinnovabili del Gruppo in Australia, nello specifi-
\n
co Enel Green Power Australia (Pty) Ltd ed Enel Green
\n
Power Australia Trust, a INPEX Corporation;
\n
\u2022
\n
nel corso del quarto trimestre 2023 il Gruppo Enel ha
\n
perfezionato tramite la controllata Endesa Generaci\u00f3n
\n
SAU la cessione dell\u2019intera partecipazione detenuta in
\n
Tecnatom SA.
\n
Per maggiori approfondimenti relativi agli effetti economi-
\n
ci delle operazioni di cessione sopra riportate si rimanda
\n
alla nota 9 \u201cPrincipali acquisizioni e cessioni dell\u2019esercizio\u201d.
\n
Nel corso del 2023 sono state inoltre realizzate cessioni di
\n
societ\u00e0 precedentemente classificate come discontinued
\n
operation; in particolare, nel corso del quarto trimestre
\n
2023 \u00e8 stata perfezionata la cessione di tutte le partecipa-
\n
zioni detenute dal Gruppo Enel in Romania; infine, \u00e8 stata
\n
finalizzata la vendita del 50% di Enel Green Power Hellas.
\n
Per maggiori approfondimenti relativi agli effetti economi-
\n
ci delle cessioni relative alle discontinued operation sopra
\n
descritte si rimanda alla nota 7 \u201cDiscontinued operation\u201d e
\n
alla nota 9 \u201cPrincipali acquisizioni e cessioni dell\u2019esercizio\u201d.
\n
\n", "dimensions": { "concept": "ifrs-full:DisclosureOfNoncurrentAssetsHeldForSaleAndDiscontinuedOperationsExplanatory", "language": "it", "entity": "scheme:WOCMU6HCI0OJWNPRZS33", "period": "2023-01-01T00:00:00/2024-01-01T00:00:00" } }, "Tag170": { "value": "\n
7. Discontinued operation
\n
Nell\u2019ambito dell\u2019area geografica \u201cEuropa\u201d il Gruppo Enel ha
\n
deciso di dismettere importanti rami autonomi di attivit\u00e0,
\n
in particolare in Russia, in Romania e in Grecia.
\n
In ragione del fatto che l\u2019insieme delle attivit\u00e0 dismesse
\n
rappresenta una parte significativa di un\u2019area geografica
\n
in cui il Gruppo opera, i risultati inerenti a tali attivit\u00e0 sono
\n
stati classificati in base a quanto previsto dall\u2019IFRS 5, nel
\n
prospetto di Conto economico consolidato, in una linea
\n
separata denominata \u201cRisultato netto delle discontinued
\n
operation\u201d.
\n
Secondo quanto previsto dall\u2019IFRS 5, che disciplina la mo-
\n
dalit\u00e0 di esposizione in bilancio del risultato economico e
\n
delle informazioni da fornire nella nota integrativa delle at-
\n
tivit\u00e0 non correnti possedute per la vendita e attivit\u00e0 ope-
\n
rative cessate, le voci economiche per gli esercizi 2023
\n
e 2022 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
Milioni di euro
\n
2023 2022 2023-2022
\n
Ricavi 2.535 3.543 (1.008)
\n
Costi 2.341 4.815 (2.474)
\n
Risultato operativo 194 (1.272) 1.466
\n
Proventi/(Oneri) finanziari (62) (43) (19)
\n
Quota dei proventi/(oneri) derivanti da partecipazioni valutate con il metodo
\n
del patrimonio netto
\n
(1)
\n
58 83 (25)
\n
Risultato prima delle imposte delle discontinued operation 190 (1.232) 1.422
\n
Imposte 29 (52) 81
\n
Risultato netto Russia, Grecia e Romania 161 (1.180) 1.341
\n
Plusvalenze/(Minusvalenze) da alienazione attivit\u00e0 operative cessate (532) (1.054) 522
\n
Risultato netto delle discontinued operation (371) (2.234) 1.863
\n
(1) Il dato riferito all\u2019esercizio 2022 \u00e8 stato rideterminato per tener conto della classificazione tra le \u201cdiscontinued operation\u201d della \u201cQuota dei proventi/(oneri)
\n
derivanti da partecipazioni valutate con il metodo del patrimonio netto\u201d riferita a Rusenergosbyt LLC, societ\u00e0 russa ceduta a dicembre 2023.
\n
Di seguito il dettaglio per Paese.
\n
Milioni di euro
\n
2023 Russia Grecia Romania 2022
\n
(1)
\n
Russia
\n
(1)
\n
Grecia Romania
\n
Totale ricavi 2.535 - 122 2.413 3.543 290 125 3.128
\n
Costi 2.126 - 75 2.051 3.585 243 70 3.272
\n
Impairment 215 - - 215 1.230 534 - 696
\n
Totale costi 2.341 - 75 2.266 4.815 777 70 3.968
\n
Risultato operativo 194 - 47 147 (1.272) (487) 55 (840)
\n
Proventi/(Oneri) finanziari (62) - (49) (13) (43) (9) (35) 1
\n
Quota dei proventi/(oneri) derivanti da partecipazioni
\n
valutate con il metodo del patrimonio netto
\n
58 58 - - 83 64 19 -
\n
Risultato prima delle imposte delle discontinued
\n
operation
\n
190 58 (2) 134 (1.232) (432) 39 (839)
\n
Imposte correnti 67 - 8 59 (15) 8 2 (25)
\n
Imposte anticipate e differite (38) - - (38) (37) - - (37)
\n
Imposte 29 - 8 21 (52) 8 2 (62)
\n
Risultato netto Russia, Grecia e Romania 161 58 (10) 113 (1.180) (440) 37 (777)
\n
Plusvalenze/(Minusvalenze) da alienazione attivit\u00e0
\n
operative cessate
\n
(532) (124) 262 (670) (1.054) (1.054) - -
\n
Risultato netto delle discontinued operation (371) (66) 252 (557) (2.234) (1.494) 37 (777)
\n
(1) Il dato riferito all\u2019esercizio 2022 \u00e8 stato rideterminato per tener conto della classificazione tra le \u201cdiscontinued operation\u201d della \u201cQuota dei proventi/(oneri)
\n
derivanti da partecipazioni valutate con il metodo del patrimonio netto\u201d riferita a Rusenergosbyt LLC, societ\u00e0 russa ceduta a dicembre 2023.
\n
\n\n
In accordo con le disposizioni dell\u2019IFRS 5 si riporta di se-
\n
guito la descrizione dei fatti e delle circostanze che hanno
\n
determinato la riclassifica.
\n
Russia
\n
Enel SpA ha perfezionato in data 12 ottobre 2022 la ces-
\n
sione dell\u2019intera partecipazione da essa detenuta in PJSC
\n
Enel Russia. Con il completamento dell\u2019operazione, Enel ha
\n
ceduto tutti gli asset di generazione elettrica in Russia, che
\n
includono circa 5,6 GW di capacit\u00e0 convenzionale e circa
\n
300 MW di capacit\u00e0 eolica in diverse fasi di sviluppo, ga-
\n
rantendo continuit\u00e0 ai propri dipendenti e clienti.
\n
Inoltre, in data 20 dicembre 2023, Enel SpA ha ceduto l\u2019in-
\n
tera partecipazione detenuta nella societ\u00e0 Rusenergosbyt
\n
LLC per un corrispettivo di 83 milioni di euro. L\u2019operazione
\n
ha comportato un impatto negativo di 124 milioni di euro,
\n
di cui 82 milioni di euro connessi al rilascio della riserva di
\n
conversione cambio.
\n
Romania
\n
Facendo seguito agli accordi del 14 dicembre 2022, del 4
\n
febbraio 2023 e del 9 marzo 2023, in data 25 ottobre 2023
\n
Enel SpA, ha perfezionato la cessione alla societ\u00e0 greca
\n
Public Power Corporation SA (PPC) di tutte le partecipa-
\n
zioni detenute dal Gruppo Enel in Romania.
\n
In conformit\u00e0 con quanto previsto nell\u2019accordo di compra-
\n
vendita, PPC ha pagato un corrispettivo totale di 1.241 mi-
\n
lioni di euro. \u00c8 inoltre previsto un meccanismo di earn-out,
\n
concernente un potenziale ulteriore pagamento post-clo-
\n
sing, basato sul futuro valore delle attivit\u00e0 del business re-
\n
tail.
\n
L\u2019operazione ha comportato un impatto negativo sul risul-
\n
tato netto dell\u2019esercizio pari a 847 milioni di euro, di cui
\n
655 milioni di euro collegati al rilascio della riserva cambi,
\n
15 milioni di euro relativi a oneri accessori alla vendita, ol-
\n
tre alla rilevazione dell\u2019adeguamento di valore degli asset
\n
effettuato ante cessione per 177 milioni di euro al netto
\n
dell\u2019effetto fiscale.
\n
Per maggiori dettagli si rimanda alla nota 9 \u201cPrincipali ac-
\n
quisizioni e cessioni dell\u2019esercizio\u201d.
\n
Grecia
\n
Facendo seguito all\u2019accordo del 26 luglio 2023, in data 29
\n
dicembre 2023 Enel Green Power (EGP) ha finalizzato la
\n
vendita del 50% di Enel Green Power Hellas (EGPH), con-
\n
trollata al 100% di Enel Green Power per le rinnovabili in
\n
Grecia, a Macquarie Asset Management, che agisce trami-
\n
te Macquarie Green Investment Group Renewable Energy
\n
Fund 2, a seguito del verificarsi di tutte le condizioni so-
\n
spensive usuali per questo tipo di operazioni, inclusa l\u2019ap-
\n
provazione delle competenti autorit\u00e0 per la concorrenza.
\n
In linea con quanto previsto nell\u2019accordo di compravendi-
\n
ta, EGP ha ricevuto un corrispettivo totale pari a 351 milioni
\n
di euro.
\n
Alla chiusura dell\u2019operazione, EGP e Macquarie Asset
\n
Management hanno stipulato uno shareholder agree-
\n
ment che prevede il controllo congiunto di EGPH al fine
\n
di co-gestire l\u2019attuale portafoglio di generazione da fonti
\n
rinnovabili della societ\u00e0 e continuare a sviluppare la sua pi-
\n
peline di progetti, con ulteriore incremento della capacit\u00e0
\n
installata.
\n
L\u2019operazione ha generato un impatto positivo sul risultato
\n
netto di Gruppo pari a 422 milioni di euro (inclusa la rimi-
\n
surazione al fair value della restante partecipazione).
\n
Per maggiori dettagli si rimanda alla nota 9 \u201cPrincipali ac-
\n
quisizioni e cessioni dell\u2019esercizio\u201d.
\n
Per i dettagli relativi ai dati patrimoniali per Linea di Busi-
\n
ness e Area Geografica, riferiti al perimetro delle discon-
\n
tinued operation, si rimanda alla nota 10 \u201cDati economici
\n
e patrimoniali per Settore primario (Linea di Business) e
\n
secondario (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
2023 2022 2023-2022
\n
Cash flow da attivit\u00e0 operativa riferito alle \u201cdiscontinued operation\u201d 132 (391) 523
\n
Cash flow da attivit\u00e0 di investimento/disinvestimento riferito alle
\n
\u201cdiscontinued operation\u201d
\n
(442) (351) (91)
\n
Cash flow da attivit\u00e0 di finanziamento riferito alle \u201cdiscontinued operation\u201d (16) 656 (672)
\n
Cash flow netto riferito alle \u201cdiscontinued operation\u201d (326) (86) (240)
\n
\n\n
Il Conto economico consolidato e il Conto economico
\n
consolidato complessivo relativi al Bilancio consolidato
\n
del 2022 sono stati rideterminati per tener conto della
\n
presentazione nelle attivit\u00e0 operative cessate, prevista
\n
dall\u2019\u201cIFRS 5 - Attivit\u00e0 non correnti possedute per la ven-
\n
dita e attivit\u00e0 operative cessate\u201d, della partecipazione de-
\n
tenuta in Rusenergosbyt LLC, ceduta nel corso del quarto
\n
trimestre 2023.
\n
Per maggiori dettagli si rimanda alla nota 7 \u201cDiscontinued
\n
operation\u201d.
\n
\n\n
Impatti sul Conto economico consolidato
\n
Milioni di euro
\n
2022 IFRS 5 2022 restated
\n
Ricavi 140.517 - 140.517
\n
Costi 131.689 - 131.689
\n
Risultati netti da contratti su commodity 2.365 - 2.365
\n
Risultato operativo 11.193 - 11.193
\n
Proventi finanziari da contratti derivati 3.118 - 3.118
\n
Altri proventi finanziari 3.430 - 3.430
\n
Oneri finanziari da contratti derivati 3.414 - 3.414
\n
Altri oneri finanziari 5.880 - 5.880
\n
Proventi/(Oneri) netti da iperinflazione 290 - 290
\n
Quota dei proventi/(oneri) derivanti da partecipazioni valutate con il metodo
\n
del patrimonio netto
\n
4 (64) (60)
\n
Risultato prima delle imposte 8.741 (64) 8.677
\n
Imposte 3.523 - 3.523
\n
Risultato netto delle continuing operation 5.218 (64) 5.154
\n
Quota di interessenza del Gruppo 3.637 (64) 3.573
\n
Quota di interessenza di terzi 1.581 - 1.581
\n
Risultato netto delle discontinued operation (2.298) 64 (2.234)
\n
Quota di interessenza del Gruppo (1.955) 64 (1.891)
\n
Quota di interessenza di terzi (343) - (343)
\n
Risultato netto dell\u2019esercizio (Gruppo e terzi) 2.920 - 2.920
\n
Impatti sul Conto economico consolidato complessivo
\n
Milioni di euro
\n
2022 IFRS 5 2022 restated
\n
Risultato netto dell\u2019esercizio 2.920 - 2.920
\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 (1.677) - (1.677)
\n
Variazione del fair value dei costi di hedging (70) - (70)
\n
Quota di risultato rilevata a patrimonio netto da societ\u00e0 valutate con il
\n
metodo del patrimonio netto
\n
233 - 233
\n
Variazione di fair value delle attivit\u00e0 finanziarie FVOCI (44) - (44)
\n
Variazione della riserva di traduzione 944 15 959
\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
(63) (15) (78)
\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 303 - 303
\n
Variazione di fair value di partecipazioni in altre imprese 13 - 13
\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
21 - 21
\n
Utili/(Perdite) rilevati direttamente a patrimonio netto (340) - (340)
\n
Utili/(Perdite) complessivi rilevati nell\u2019esercizio 2.580 - 2.580
\n
Quota di interessenza:
\n
- del Gruppo 1.658 - 1.658
\n
- di terzi 922 - 922
\n
\n", "dimensions": { "concept": "ifrs-full:DisclosureOfDiscontinuedOperationsExplanatory", "language": "it", "entity": "scheme:WOCMU6HCI0OJWNPRZS33", "period": "2023-01-01T00:00:00/2024-01-01T00:00:00" } }, "Tag171": { "value": "\n
8. Rideterminazione dei dati comparativi
\n
Lo Stato patrimoniale consolidato relativo al Bilancio con-
\n
solidato 2022 \u00e8 stato rideterminato per tener conto degli
\n
effetti dell\u2019Amendment allo IAS 12, in vigore successiva-
\n
mente al 1\u00b0 gennaio 2023, il quale chiarisce che l\u2019esen-
\n
zione alla rilevazione iniziale, prevista dal principio, non si
\n
applica pi\u00f9 alle transazioni che danno origine a differenze
\n
temporanee imponibili e deducibili di uguale ammontare
\n
su operazioni quali leasing e decommissioning.
\n
Impatti sullo Stato patrimoniale consolidato
\n
Milioni di euro
\n
ATTIVIT\u00c0 al 31.12.2022 IAS 12
\n
al 31.12.2022
\n
restated
\n
Attivit\u00e0 non correnti
\n
Immobili, impianti e macchinari 88.521 - 88.521
\n
Investimenti immobiliari 94 - 94
\n
Attivit\u00e0 immateriali 17.52 0 - 17.52 0
\n
Avviamento 13.742 - 13.742
\n
Attivit\u00e0 per imposte anticipate 10.925 250 11.175
\n
Partecipazioni valutate con il metodo
\n
del patrimonio netto
\n
1.281 - 1.281
\n
Derivati finanziari attivi non correnti 3.970 - 3.970
\n
Attivit\u00e0 derivanti da contratti con i clienti non correnti 508 - 508
\n
Altre attivit\u00e0 finanziarie non correnti 8.359 - 8.359
\n
Altre attivit\u00e0 non correnti 2.486 - 2.486
\n
[Totale] 147.406 250 147.656
\n
Attivit\u00e0 correnti
\n
Rimanenze 4.853 - 4.853
\n
Crediti commerciali 16.605 - 16.605
\n
Attivit\u00e0 derivanti da contratti con i clienti correnti 106 - 106
\n
Crediti per imposte sul reddito 561 - 561
\n
Derivati finanziari attivi correnti 14.830 - 14.830
\n
Altre attivit\u00e0 finanziarie correnti 13.753 - 13.753
\n
Altre attivit\u00e0 correnti 4.314 - 4.314
\n
Disponibilit\u00e0 liquide e mezzi equivalenti 11.041 - 11.041
\n
[Totale] 66.063 - 66.063
\n
Attivit\u00e0 classificate come possedute per la vendita 6.149 6 6.155
\n
TOTALE ATTIVIT\u00c0 219.618 256 219.874
\n
\n\n
\n
Milioni di euro
\n
PATRIMONIO NETTO E PASSIVIT\u00c0 al 31.12.2022 IAS 12
\n
al 31.12.2022
\n
restated
\n
Patrimonio netto del Gruppo
\n
Capitale sociale 10.167 - 10.167
\n
Riserva azioni proprie (47) - (47)
\n
Altre riserve 2 .740 - 2.740
\n
Utili e perdite accumulati 15.797 (2) 15.795
\n
[Totale] 28.657 (2) 28.655
\n
Interessenze di terzi 13.425 - 13.425
\n
Totale patrimonio netto 42.082 (2) 42.080
\n
Passivit\u00e0 non correnti
\n
Finanziamenti a lungo termine 68.191 - 68.191
\n
Benef\u00edci ai dipendenti 2.202 - 2.202
\n
Fondi rischi e oneri quota non corrente 6.055 - 6.055
\n
Passivit\u00e0 per imposte differite 9.542 252 9.794
\n
Derivati finanziari passivi non correnti 5.895 - 5.895
\n
Passivit\u00e0 derivanti da contratti con i clienti non correnti 5.747 - 5.747
\n
Altre passivit\u00e0 finanziarie non correnti - - -
\n
Altre passivit\u00e0 non correnti 4.246 - 4.246
\n
[Totale] 101.878 252 102.130
\n
Passivit\u00e0 correnti
\n
Finanziamenti a breve termine 18.392 - 18.392
\n
Quote correnti dei finanziamenti a lungo termine 2.835 - 2.835
\n
Fondi rischi e oneri quota corrente 1.325 - 1.325
\n
Debiti commerciali 17.64 1 - 17.6 41
\n
Debiti per imposte sul reddito 1.623 - 1.623
\n
Derivati finanziari passivi correnti 16.141 - 16.141
\n
Passivit\u00e0 derivanti da contratti con i clienti correnti 1.775 - 1.775
\n
Altre passivit\u00e0 finanziarie correnti 853 - 853
\n
Altre passivit\u00e0 correnti 11.713 - 11.713
\n
[Totale] 72.298 - 72.298
\n
Passivit\u00e0 incluse in gruppi in dismissione classificate come
\n
possedute per la vendita
\n
3.360 6 3.366
\n
Totale passivit\u00e0 177.536 258 177.794
\n
TOTALE PATRIMONIO NETTO E PASSIVIT\u00c0 219.618 256 219.874
\n\n
Il Conto economico consolidato e il Conto economico
\n
consolidato complessivo relativi al Bilancio consolidato
\n
del 2022 sono stati rideterminati per tener conto della
\n
presentazione nelle attivit\u00e0 operative cessate, prevista
\n
dall\u2019\u201cIFRS 5 - Attivit\u00e0 non correnti possedute per la ven-
\n
dita e attivit\u00e0 operative cessate\u201d, della partecipazione de-
\n
tenuta in Rusenergosbyt LLC, ceduta nel corso del quarto
\n
trimestre 2023.
\n
Per maggiori dettagli si rimanda alla nota 7 \u201cDiscontinued
\n
operation\u201d.
\n
\n\n
\n\n
\n\n
Impatti sul Conto economico consolidato
\n
Milioni di euro
\n
2022 IFRS 5 2022 restated
\n
Ricavi 140.517 - 140.517
\n
Costi 131.689 - 131.689
\n
Risultati netti da contratti su commodity 2.365 - 2.365
\n
Risultato operativo 11.193 - 11.193
\n
Proventi finanziari da contratti derivati 3.118 - 3.118
\n
Altri proventi finanziari 3.430 - 3.430
\n
Oneri finanziari da contratti derivati 3.414 - 3.414
\n
Altri oneri finanziari 5.880 - 5.880
\n
Proventi/(Oneri) netti da iperinflazione 290 - 290
\n
Quota dei proventi/(oneri) derivanti da partecipazioni valutate con il metodo
\n
del patrimonio netto
\n
4 (64) (60)
\n
Risultato prima delle imposte 8.741 (64) 8.677
\n
Imposte 3.523 - 3.523
\n
Risultato netto delle continuing operation 5.218 (64) 5.154
\n
Quota di interessenza del Gruppo 3.637 (64) 3.573
\n
Quota di interessenza di terzi 1.581 - 1.581
\n
Risultato netto delle discontinued operation (2.298) 64 (2.234)
\n
Quota di interessenza del Gruppo (1.955) 64 (1.891)
\n
Quota di interessenza di terzi (343) - (343)
\n
Risultato netto dell\u2019esercizio (Gruppo e terzi) 2.920 - 2.920
\n
Impatti sul Conto economico consolidato complessivo
\n
Milioni di euro
\n
2022 IFRS 5 2022 restated
\n
Risultato netto dell\u2019esercizio 2.920 - 2.920
\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 (1.677) - (1.677)
\n
Variazione del fair value dei costi di hedging (70) - (70)
\n
Quota di risultato rilevata a patrimonio netto da societ\u00e0 valutate con il
\n
metodo del patrimonio netto
\n
233 - 233
\n
Variazione di fair value delle attivit\u00e0 finanziarie FVOCI (44) - (44)
\n
Variazione della riserva di traduzione 944 15 959
\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
(63) (15) (78)
\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 303 - 303
\n
Variazione di fair value di partecipazioni in altre imprese 13 - 13
\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
21 - 21
\n
Utili/(Perdite) rilevati direttamente a patrimonio netto (340) - (340)
\n
Utili/(Perdite) complessivi rilevati nell\u2019esercizio 2.580 - 2.580
\n
Quota di interessenza:
\n
- del Gruppo 1.658 - 1.658
\n
- di terzi 922 - 922
\n
\n\n
I dati presentati nei commenti e nelle tabelle delle note al
\n
presente Bilancio consolidato al 31 dicembre 2023 sono
\n
omogenei e confrontabili tra di loro.
\n
\n", "dimensions": { "concept": "ifrs-full:DisclosureOfReclassificationsOrChangesInPresentationExplanatory", "language": "it", "entity": "scheme:WOCMU6HCI0OJWNPRZS33", "period": "2023-01-01T00:00:00/2024-01-01T00:00:00" } }, "Tag172": { "value": "\n
9. Principali acquisizioni e cessioni 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
2022
\n
\u2022
\n
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
\n
impianti di produzione con una capacit\u00e0 installata di
\n
circa 527 MW e una produzione annua di circa 1,5 TWh,
\n
per un corrispettivo pari a circa 1.267 milioni di euro; a
\n
dicembre 2022 \u00e8 stata completata l\u2019attivit\u00e0 di identifica-
\n
zione del fair value delle attivit\u00e0 acquisite e delle passi-
\n
vit\u00e0 a seguito della quale si \u00e8 rilevato un avviamento di
\n
circa 349 milioni di euro.
\n
\u2022
\n
In data 30 giugno 2022 Enel Green Power SpA ha ce-
\n
duto alla societ\u00e0 Al Rayyan Holding LLC (controllata da
\n
Qatar Investment Authority) il 50% della partecipazione
\n
detenuta nella societ\u00e0 EGP Matimba NewCo 1 Srl, tito-
\n
lare indirettamente di sei societ\u00e0 in Sudafrica, con una
\n
potenza installata di circa 740 MW, per un corrispettivo
\n
di circa 108 milioni di euro interamente incassato.
\n
\u2022
\n
In data 25 luglio 2022 Enel X Srl ha ceduto a Mooney
\n
SpA, per un corrispettivo di circa 140 milioni di euro, re-
\n
golato sotto forma di crediti finanziari, le intere parteci-
\n
pazioni di Enel X Financial Services, CityPoste Payment,
\n
PayTipper e Junia Insurance e loro controllate.
\n
\u2022
\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 circa 89 milioni di euro. L\u2019opera-
\n
zione ha comportato un impatto negativo sul risultato
\n
operativo di circa 210 milioni di euro.
\n
\u2022
\n
In data 12 ottobre 2022 \u00e8 stata finalizzata la cessione
\n
dell\u2019intera partecipazione detenuta in PJSC Enel Rus-
\n
sia, pari al 56,43% del capitale sociale di quest\u2019ultima,
\n
a PJSC Lukoil e al Closed Combined Mutual Investment
\n
Fund \u201cGazprombank-Frezia\u201d, per un corrispettivo totale
\n
pari a circa 137 milioni di euro. L\u2019operazione ha com-
\n
portato un impatto negativo complessivo sul risultato
\n
operativo di circa 1,5 miliardi di euro, principalmente
\n
dovuto al rilascio della riserva di conversione cambi per
\n
circa 1 miliardo di euro e un adeguamento di valore di
\n
497 milioni di euro.
\n
\u2022
\n
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,
\n
a 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
\n
ha comportato la rilevazione di un provento di circa 1,1
\n
miliardi di euro.
\n
\u2022
\n
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
\n
ha comportato la rilevazione di una plusvalenza di 261
\n
milioni di euro e una rimisurazione al fair value della
\n
quota residua di partecipazione di 259 milioni di euro.
\n
\u2022
\n
In data 29 dicembre 2022 Enel Brasil SA, controllata di
\n
Enel Am\u00e9ricas SA, ha perfezionato la cessione dell\u2019in-
\n
tera partecipazione detenuta nella societ\u00e0 brasiliana
\n
di distribuzione di energia elettrica Celg Distribui\u00e7\u00e3o
\n
SA - Celg-D (Enel Goi\u00e1s), pari a circa il 99,9% del capi-
\n
tale sociale di quest\u2019ultima, a Equatorial Participa\u00e7\u00f5es
\n
e Investimentos SA, societ\u00e0 controllata da Equatorial
\n
Energia SA, per un corrispettivo complessivo di circa
\n
1,5 miliardi di euro (di cui circa 269 milioni di euro ver-
\n
sati per la parte di equity e circa 1,2 miliardi di euro a
\n
rimborso dei finanziamenti infragruppo). L\u2019operazione
\n
ha comportato un impatto negativo sul risultato opera-
\n
tivo di circa 1 miliardo di euro connesso essenzialmente
\n
al rilascio della riserva di conversione cambio associata
\n
alle attivit\u00e0 nette cedute.
\n
\n\n
2023
\n
\u2022
\n
In data 17 febbraio 2023 il Gruppo Enel, tramite la con-
\n
trollata Enel Argentina, ha perfezionato la cessione all\u2019a-
\n
zienda energetica Central Puerto SA della partecipazio-
\n
ne detenuta nella societ\u00e0 di generazione termoelettrica
\n
Enel Generaci\u00f3n Costanera per un corrispettivo di 42
\n
milioni di euro interamente incassati. L\u2019operazione ha
\n
comportato la rilevazione di un onere complessivo di
\n
132 milioni di euro.
\n
\u2022
\n
In data 14 aprile 2023 \u00e8 stata perfezionata la cessione,
\n
a YPF e a Pan American Sur SA, delle azioni detenute in
\n
Inversora Dock Sud SA e Central Dock Sud SA, per un
\n
corrispettivo complessivo di 48 milioni di euro. L\u2019opera-
\n
zione ha comportato sul risultato operativo un impatto
\n
negativo di 194 milioni di euro.
\n
\u2022
\n
In data 29 settembre 2023 il Gruppo Enel ha perfezio-
\n
nato tramite la controllata Enel Green Power SpA la ces-
\n
sione del 50% delle due societ\u00e0 che possiedono tutte le
\n
attivit\u00e0 dedicate alle rinnovabili del Gruppo in Australia,
\n
nello specifico Enel Green Power Australia (Pty) Ltd ed
\n
Enel Green Power Australia Trust, a INPEX Corporation,
\n
per un corrispettivo complessivo di 142 milioni di euro.
\n
L\u2019operazione ha comportato la rilevazione di un proven-
\n
to di 103 milioni di euro.
\n
\u2022
\n
In data 25 ottobre 2023 Enel SpA e la sua controllata
\n
Enel Chile SA hanno perfezionato la cessione delle loro
\n
intere partecipazioni azionarie nel capitale sociale di Ar-
\n
cadia Generaci\u00f3n Solar SA, azienda cilena proprietaria
\n
di un portafoglio di quattro impianti fotovoltaici in eser-
\n
cizio per un totale di circa 416 MW di capacit\u00e0 installata,
\n
a Sonnedix, un produttore internazionale di energia rin-
\n
novabile, per un corrispettivo complessivo di 535 milio-
\n
ni di euro. L\u2019operazione ha comportato la rilevazione di
\n
un provento di 195 milioni di euro.
\n
\u2022
\n
In data 25 ottobre 2023 il Gruppo Enel ha perfezionato
\n
la cessione alla societ\u00e0 greca Public Power Corporation
\n
SA di tutte le partecipazioni detenute in Romania, per
\n
un corrispettivo totale di 1.241 milioni di euro. L\u2019opera-
\n
zione ha comportato un impatto negativo sul risultato
\n
netto dell\u2019esercizio pari a 847 milioni di euro, di cui 655
\n
milioni di euro collegati al rilascio della riserva cambi.
\n
\u2022
\n
In data 29 dicembre 2023 Enel SpA, tramite la propria
\n
controllata Enel Green Power SpA, ha finalizzato la ven-
\n
dita del 50% di Enel Green Power Hellas, controllata al
\n
100% da Enel Green Power per le rinnovabili in Grecia,
\n
a Macquarie Asset Management, per un corrispettivo
\n
totale pari a 351 milioni di euro. L\u2019operazione nel suo
\n
complesso ha generato un impatto positivo sul risultato
\n
netto del Gruppo per il 2023 di 422 milioni di euro.
\n
Altre variazioni
\n
In aggiunta alle suddette variazioni nell\u2019area di consoli-
\n
damento si segnalano anche le seguenti operazioni che,
\n
pur non caratterizzandosi come operazioni che hanno
\n
determinato l\u2019acquisizione o la perdita di controllo, hanno
\n
comunque comportato una variazione nell\u2019interessenza
\n
detenuta dal Gruppo nelle relative partecipate o collegate.
\n
\u2022
\n
In data 24 novembre 2023 il Gruppo Enel ha perfezio-
\n
nato tramite la controllata Endesa Generaci\u00f3n SAU la
\n
cessione dell\u2019intera partecipazione detenuta in Tecna-
\n
tom SA, per un corrispettivo complessivo di 26 milioni
\n
di euro. L\u2019operazione non ha comportato impatti a Con-
\n
to economico.
\n
\u2022
\n
In data 20 dicembre 2023 Enel SpA ha ceduto l\u2019intera
\n
partecipazione detenuta nella societ\u00e0 Rusenergosbyt
\n
LLC per un corrispettivo di 83 milioni di euro. L\u2019opera-
\n
zione ha comportato un impatto negativo di 124 milioni
\n
sul risultato netto del Gruppo, di cui 82 milioni di euro
\n
connessi al rilascio della riserva di conversione cambio.
\n
Cessione di Enel Generaci\u00f3n Costanera
\n
In data 17 febbraio 2023 il Gruppo Enel ha ceduto la parte-
\n
cipazione detenuta nella societ\u00e0 di generazione termoe-
\n
lettrica Enel Generaci\u00f3n Costanera per un corrispettivo di
\n
42 milioni di euro interamente incassato.
\n
Milioni di euro
\n
Prezzo di cessione 42
\n
Totale attivit\u00e0 nette cedute (39)
\n
Rilascio della riserva OCI (135)
\n
Minusvalenza da cessione (132)
\n
\n\n
Cessione di Inversora Dock Sud SA e Central Dock Sud SA
\n
In data 14 aprile 2023 il Gruppo Enel ha ceduto la parteci-
\n
pazione detenuta nelle societ\u00e0 di generazione termoelet-
\n
trica Inversora Dock Sud SA e Central Dock Sud SA per un
\n
corrispettivo di 48 milioni di euro interamente incassato.
\n
Milioni di euro
\n
Prezzo di cessione 48
\n
Totale attivit\u00e0 nette cedute (48)
\n
Rilascio della riserva OCI (194)
\n
Minusvalenza da cessione (194)
\n
Cessione del 50% di Enel Green Power Australia
\n
In data 29 settembre 2023 il Gruppo Enel ha perfezionato
\n
tramite la controllata Enel Green Power SpA la cessione
\n
del 50% delle due societ\u00e0 che possiedono tutte le attivit\u00e0
\n
dedicate alle rinnovabili del Gruppo in Australia, nello spe-
\n
cifico Enel Green Power Australia (Pty) Ltd ed Enel Green
\n
Power Australia Trust, per un corrispettivo complessivo di
\n
142 milioni di euro interamente incassato.
\n
Milioni di euro
\n
Prezzo di cessione 142
\n
Totale attivit\u00e0 nette cedute (63)
\n
Rilascio della riserva OCI (55)
\n
Plusvalenza da cessione 24
\n
Rimisurazione al fair value partecipazione residua (50%) 79
\n
Provento da cessione 103
\n
Cessione di Arcadia Generaci\u00f3n Solar
\n
In data 25 ottobre 2023 Enel SpA e la sua controllata Enel
\n
Chile SA hanno perfezionato la cessione delle loro intere
\n
partecipazioni azionarie nel capitale sociale di Arcadia Ge-
\n
neraci\u00f3n Solar SA a Sonnedix, per un corrispettivo com-
\n
plessivo di 535 milioni di euro interamente incassato.
\n
Milioni di euro
\n
Prezzo di cessione 535
\n
Totale attivit\u00e0 nette cedute (314)
\n
Rilascio della riserva OCI 21
\n
Oneri accessori alla vendita (1)
\n
Avviamento (46)
\n
Plusvalenza da cessione 195
\n
L\u2019operazione ha comportato un effetto fiscale di 68 milioni
\n
di euro.
\n
\n\n
Cessione delle attivit\u00e0 in Romania
\n
In data 25 ottobre 2023 il Gruppo Enel ha perfezionato la
\n
cessione alla societ\u00e0 greca Public Power Corporation SA di
\n
tutte le partecipazioni detenute in Romania, per un corri-
\n
spettivo totale di 1.241 milioni di euro interamente incassato.
\n
Milioni di euro
\n
Prezzo di cessione 1.241
\n
Totale attivit\u00e0 nette cedute (1.241)
\n
Rilascio della riserva OCI (655)
\n
Oneri accessori alla vendita (15)
\n
Minusvalenza da cessione (670)
\n
Adeguamento di valore impianti ante cessione (215)
\n
Imposte su adeguamento di valore 38
\n
Impatto economico (847)
\n
Cessione del 50% di Enel Green Power Hellas
\n
In data 29 dicembre 2023 Enel SpA, tramite la propria
\n
controllata Enel Green Power SpA, ha finalizzato la vendita
\n
del 50% di Enel Green Power Hellas, controllata al 100% da
\n
Enel Green Power per le rinnovabili in Grecia, a Macquarie
\n
Asset Management, per un corrispettivo totale pari a 351
\n
milioni di euro interamente incassato.
\n
Milioni di euro
\n
Prezzo di cessione 351
\n
Totale attivit\u00e0 nette cedute (86)
\n
Oneri accessori (3)
\n
Plusvalenza da cessione 262
\n
Rimisurazione al fair value partecipazione residua (50%) 160
\n
Provento da cessione 422
\n
\n", "dimensions": { "concept": "enel:DisclosureOfChangeInOwnershipInterestsInSubsidiariesExplanatory", "language": "it", "entity": "scheme:WOCMU6HCI0OJWNPRZS33", "period": "2023-01-01T00:00:00/2024-01-01T00:00:00" } }, "Tag173": { "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
\u00e8 effettuata in base all\u2019approccio utilizzato dal manage-
\n
ment per monitorare le performance del Gruppo nei due
\n
esercizi messi a confronto. In particolare, il management
\n
monitora e comunica al mercato i propri risultati a partire
\n
dai settori di business. Il Gruppo ha adottato infatti la se-
\n
guente impostazione settoriale:
\n
\u2022
\n
Settore primario: Linea di Business;
\n
\u2022
\n
Settore secondario: Area Geografica.
\n
La Linea di Business, quindi, risulta essere la discriminante
\n
principale e predominante nelle analisi svolte e nelle deci-
\n
sioni prese dal management del Gruppo, ed \u00e8 pienamente
\n
coerente con la reportistica interna predisposta a tali fini
\n
dal momento che i risultati vengono misurati e valutati in
\n
primis per ciascuna Linea di Business e solo successiva-
\n
mente si declinano per Area Geografica.
\n
\n\n
A tale riguardo, si evidenzia che il processo di semplifica-
\n
zione organizzativa avviato nel corso dell\u2019esercizio 2023 ha
\n
comportato una modifica delle Linee di Business e delle
\n
Aree Geografiche, che ha fatto emergere la necessit\u00e0 di ri-
\n
definire i settori oggetto d\u2019informativa. Ci\u00f2 al fine di espor-
\n
re i risultati dei settori in base all\u2019approccio utilizzato dal
\n
management per monitorare e rappresentare ai mercati le
\n
performance del Gruppo.
\n
In particolare, nell\u2019esposizione dei dati per settore primario
\n
(Linee di Business):
\n
\u2022
\n
i dati relativi a Enel X, che nell\u2019esercizio chiuso al 31
\n
dicembre 2022 erano presentati in maniera separata,
\n
sono confluiti nei Mercati finali;
\n
\u2022
\n
anche i dati relativi a Enel X Way, che nell\u2019esercizio chiu-
\n
so al 31 dicembre 2022 erano presentati nel settore
\n
Holding, Servizi e Altro, sono confluiti nei Mercati finali.
\n
\n\n
Nell\u2019esposizione dei dati per settore secondario (Area
\n
Geografica), i dati relativi alle aree America Latina, Euro-
\n
pa, Nord America, e Africa, Asia e Oceania sono confluiti
\n
nell\u2019area \u201cResto del Mondo\u201d.
\n
A seguito delle modifiche descritte, i dati riferiti all\u2019anno
\n
precedente sono stati rideterminati ai soli fini comparativi.
\n
\n
Dati economici per Settore primario (Linea di Business)
\n
Risultati 2023
\n
(1)
\n
Milioni di euro
\n
Generazione
\n
Termoelettrica e
\n
Trading
\n
Enel Green
\n
Power Enel Grids
\n
Mercati
\n
finali
\n
Holding e
\n
Servizi
\n
Totale
\n
reporting
\n
segment
\n
Elisioni e
\n
rettifiche Totale
\n
Ricavi e altri proventi verso terzi 20.152 8.459 17.206 49.748 - 95.565 - 95.565
\n
Ricavi e altri proventi intersettoriali 20.038 3.161 3.053 2.371 2.045 30.668 (30.668) -
\n
Totale ricavi 40.190 11.620 20.259 52.119 2.045 126.233 (30.668) 95.565
\n
Totale costi 35.140 6.377 12.798 46.038 2.659 103.012 (30.668) 72.344
\n
Risultati netti da contratti su
\n
commodity
\n
(1.983) (65) - (923) 5 (2.966) - (2.966)
\n
Ammortamenti 775 1.603 2.957 785 233 6.353 - 6.353
\n
Impairment 161 1.552 168 1.439 18 3.338 - 3.338
\n
Ripristini di valore (49) (19) (90) (108) (2) (268) - (268)
\n
Risultato operativo 2.180 2.042 4.426 3.042 (858) 10.832 - 10.832
\n
Investimenti 761
\n
(2)
\n
5.345
\n
(3)
\n
5.280
\n
(4)
\n
1.138
\n
(5)
\n
190
\n
(6)
\n
12.714 - 12.714
\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 14 milioni di euro riferiti al perimetro classificato come \u201cposseduto per la vendita\u201d o \u201cdiscontinued operation\u201d.
\n
(3) Il dato non include 565 milioni di euro riferiti al perimetro classificato come \u201cposseduto per la vendita\u201d o \u201cdiscontinued operation\u201d.
\n
(4) Il dato non include 233 milioni di euro riferiti al perimetro classificato come \u201cposseduto per la vendita\u201d o \u201cdiscontinued operation\u201d.
\n
(5) Il dato non include 34 milioni di euro riferiti al perimetro classificato come \u201cposseduto per la vendita\u201d o \u201cdiscontinued operation\u201d.
\n
(6) Il dato non include 3 milioni di euro riferiti al perimetro classificato come \u201cposseduto per la vendita\u201d o \u201cdiscontinued operation\u201d.
\n
Risultati 2022
\n
(1)
\n
Milioni di euro
\n
Generazione
\n
Termoelettrica e
\n
Trading
\n
Enel Green
\n
Power Enel Grids
\n
Mercati
\n
finali
\n
Holding e
\n
Servizi
\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 60.785 18 140.517 - 140.517
\n
Ricavi e altri proventi intersettoriali 23.096 2.498 3.226 3.565 2.032 34.417 (34.417) -
\n
Totale ricavi 76.335 9.167 23.032 64.350 2.050 174.934 (34.417) 140.517
\n
Totale costi 71.189 5.873 13.918 64.143 2.225 157.348 (34.384) 122.964
\n
Risultati netti da contratti su
\n
commodity
\n
551 183 - 1.595 (5) 2.324 41 2.365
\n
Ammortamenti 802 1.456 2.852 747 229 6.086 - 6.086
\n
Impairment 562 53 1.047 1.296 - 2.958 - 2.958
\n
Ripristini di valore (52) (2) (117) (148) - (319) - (319)
\n
Risultato operativo 4.385 1.970 5.332 (93) (409) 11.185 8 11.193
\n
Investimenti 990
\n
(2)
\n
6.386
\n
(3)
\n
5.547
\n
(4)
\n
1.205
\n
(5)
\n
219 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
Dati economici per Settore secondario (Area Geografica)
\n
Risultati 2023
\n
(1)
\n
Milioni di euro Italia Iberia
\n
Resto
\n
del
\n
Mondo
\n
America
\n
Latina Europa
\n
Nord
\n
America
\n
Africa,
\n
Asia e
\n
Oceania
\n
Elisioni
\n
Resto del
\n
Mondo
\n
Altro,
\n
elisioni e
\n
rettifiche Totale
\n
Ricavi e altri proventi verso terzi 49.145 25.418 20.927 18.569 234 2.129 335 (340) 75 95.565
\n
Ricavi e altri proventi intersettoriali 182 10 354 7 5 13 3 326 (546) -
\n
Totale ricavi 49.327 25.428 21.281 18.576 239 2 .142 338 (14) (471) 95.565
\n
Totale costi 38.792 18.578 15.091 13.563 80 1.262 200 (14) (117) 72.344
\n
Risultati netti da contratti su
\n
commodity
\n
233 (3.171) (38) 181 - (220) 1 - 10 (2.966)
\n
Ammortamenti 2.325 1.911 1.931 1.389 2 491 49 - 186 6.353
\n
Impairment 824 558 1.879 452 2 1.425 - - 77 3.338
\n
Ripristini di valore (22) (197) (48) (43) (1) - (4) - (1) (268)
\n
Risultato operativo 7.641 1.407 2.390 3.396 156 (1.256) 94 - (606) 10.832
\n
Investimenti 5.763
\n
(2)
\n
2.305 4.419
\n
(3)
\n
3.302
\n
(4)
\n
2
\n
(5)
\n
1.096
\n
(6)
\n
19
\n
(7)
\n
- 227 12.714
\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 337 milioni di euro riferiti al perimetro classificato come \u201cposseduto per la vendita\u201d o \u201cdiscontinued operation\u201d.
\n
(3) Il dato non include 512 milioni di euro riferiti al perimetro classificato come \u201cposseduto per la vendita\u201d o \u201cdiscontinued operation\u201d.
\n
(4) Il dato non include 180 milioni di euro riferiti al perimetro classificato come \u201cposseduto per la vendita\u201d o \u201cdiscontinued operation\u201d.
\n
(5) Il dato non include 210 milioni di euro riferiti al perimetro classificato come \u201cposseduto per la vendita\u201d o \u201cdiscontinued operation\u201d.
\n
(6) Il dato non include 1 milione di euro riferito al perimetro classificato come \u201cposseduto per la vendita\u201d o \u201cdiscontinued operation\u201d.
\n
(7) Il dato non include 121 milioni di euro riferiti al perimetro classificato come \u201cposseduto per la vendita\u201d o \u201cdiscontinued operation\u201d.
\n
Risultati 2022
\n
(1)
\n
Milioni di euro Italia Iberia
\n
Resto
\n
del
\n
Mondo
\n
America
\n
Latina Europa
\n
Nord
\n
America
\n
Africa,
\n
Asia e
\n
Oceania
\n
Elisioni
\n
Resto del
\n
Mondo
\n
Altro,
\n
elisioni e
\n
rettifiche Totale
\n
Ricavi e altri proventi verso terzi 83.337 32.725 23.476 21.329 82 2.208 266 (409) 979 140.517
\n
Ricavi e altri proventi intersettoriali 171 108 398 5 5 6 - 382 (677) -
\n
Totale ricavi 83.508 32.833 23.874 21.334 87 2.214 266 (27) 302 140.517
\n
Totale costi 81.880 25.388 16.149 14.811 66 1.126 174 (28) (453) 122.964
\n
Risultati netti da contratti su
\n
commodity
\n
4.679 (2.215) (95) 56 6 (148) (9) - (4) 2.365
\n
Ammortamenti 2.209 1.784 1.900 1.393 2 430 75 - 193 6.086
\n
Impairment 886 478 1.577 1.553 1 18 5 - 17 2.958
\n
Ripristini di valore (39) (271) (7) (7) - - - - (2) (319)
\n
Risultato operativo 3.251 3.239 4.160 3.640 24 492 3 1 543 11.193
\n
Investimenti 4.640 2.316 7. 168
\n
(2)
\n
4.289
\n
(3)
\n
224
\n
(4)
\n
2.491 164
\n
(5)
\n
- 223
\n
(6)
\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 138 milioni di euro riferiti al perimetro classificato come \u201cposseduto per la vendita\u201d o \u201cdiscontinued operation\u201d.
\n
(3) Il dato non include 94 milioni di euro riferiti al perimetro classificato come \u201cposseduto per la vendita\u201d o \u201cdiscontinued operation\u201d.
\n
(4) Il dato non include 4 milioni di euro riferiti al perimetro classificato come \u201cposseduto per la vendita\u201d o \u201cdiscontinued operation\u201d.
\n
(5) Il dato non include 40 milioni di euro riferiti al perimetro classificato come \u201cposseduto per la vendita\u201d o \u201cdiscontinued operation\u201d.
\n
(6) Il dato non include 18 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 2023
\n
Milioni di euro
\n
Generazione
\n
Termoelettrica e
\n
Trading
\n
Enel Green
\n
Power Enel Grids
\n
Mercati
\n
finali
\n
Holding e
\n
Servizi
\n
Totale
\n
reporting
\n
segment
\n
Elisioni e
\n
rettifiche Totale
\n
Immobili, impianti e macchinari 8.340 42.757 40.490 1.142 793 93.522 (13) 93.509
\n
Attivit\u00e0 immateriali 271 5.555 20.188 4.926 443 31.383 - 31.383
\n
Attivit\u00e0 da contratti con i clienti
\n
non correnti e correnti
\n
20 17 484 169 2 692 (1) 691
\n
Crediti commerciali 7. 287 3.471 7.7 71 8.373 792 27.6 94 (9.711) 17.983
\n
Altro 5.736 290 2.738 2.489 3.134 14.387 (6.268) 8.119
\n
Attivit\u00e0 operative 21.654
\n
(1)
\n
52.090
\n
(2)
\n
71.671
\n
(3)
\n
17.099
\n
(4)
\n
5.164
\n
(5)
\n
167.678 (15.993) 151.685
\n
Debiti commerciali 6.741 3.797 4.174 9.418 1.014 25.144 (8.986) 16.158
\n
Passivit\u00e0 da contratti con i clienti
\n
non correnti e correnti
\n
112 271 7.515 59 7 7.964 (95) 7.869
\n
Fondi diversi 3.468 979 3.348 742 1.208 9.745 (63) 9.682
\n
Altro 3.833 1.606 9.817 4.327 4.740 24.323 (6.164) 18.159
\n
Passivit\u00e0 operative 14.154
\n
(6)
\n
6.653
\n
(7)
\n
24.854
\n
(8)
\n
14.546
\n
(9)
\n
6.969
\n
(10)
\n
67. 176 (15.308) 51.868
\n
(1) Di cui 640 milioni di euro riferiti al perimetro classificato come \u201cposseduto per la vendita\u201d o \u201cdiscontinued operation\u201d.
\n
(2) Di cui 2.254 milioni di euro riferiti al perimetro classificato come \u201cposseduto per la vendita\u201d o \u201cdiscontinued operation\u201d.
\n
(3) Di cui 2.469 milioni di euro riferiti al perimetro classificato come \u201cposseduto per la vendita\u201d o \u201cdiscontinued operation\u201d.
\n
(4) Di cui 84 milioni di euro riferiti al perimetro classificato come \u201cposseduto per la vendita\u201d o \u201cdiscontinued operation\u201d.
\n
(5) Di cui 9 milioni di euro riferiti al perimetro classificato come \u201cposseduto per la vendita\u201d o \u201cdiscontinued operation\u201d.
\n
(6) Di cui 142 milioni di euro riferiti al perimetro classificato come \u201cposseduto per la vendita\u201d o \u201cdiscontinued operation\u201d.
\n
(7) Di cui 265 milioni di euro riferiti al perimetro classificato come \u201cposseduto per la vendita\u201d o \u201cdiscontinued operation\u201d.
\n
(8) Di cui 207 milioni di euro riferiti al perimetro classificato come \u201cposseduto per la vendita\u201d o \u201cdiscontinued operation\u201d.
\n
(9) Di cui 19 milioni di euro riferiti al perimetro classificato come \u201cposseduto per la vendita\u201d o \u201cdiscontinued operation\u201d.
\n
(10) Di cui 3 milioni di euro riferiti al perimetro classificato come \u201cposseduto per la vendita\u201d o \u201cdiscontinued operation\u201d.
\n
Al 31 dicembre 2022
\n
Milioni di euro
\n
Generazione
\n
Termoelettrica e
\n
Trading
\n
Enel Green
\n
Power Enel Grids
\n
Mercati
\n
finali
\n
Holding e
\n
Servizi
\n
Totale
\n
reporting
\n
segment
\n
Elisioni e
\n
rettifiche Totale
\n
Immobili, impianti e macchinari 8.530 41.519 40.377 760 642 91.828 (3) 91.825
\n
Attivit\u00e0 immateriali 397 5.723 20.035 4.975 467 31.597 - 31.597
\n
Attivit\u00e0 da contratti con i clienti
\n
non correnti e correnti
\n
- 50 500 109 6 665 (1) 664
\n
Crediti commerciali 7.6 67 3.730 5.706 9.003 1.197 27.303 (9.567) 17.73 6
\n
Altro 7. 928 540 2.551 3.262 2.463 16.744 (7.891) 8.853
\n
Attivit\u00e0 operative 24.522
\n
(1)
\n
51.562
\n
(2)
\n
69.169
\n
(3)
\n
18.109
\n
(4)
\n
4.775
\n
(5)
\n
168.137 (17.462) 150.675
\n
Debiti commerciali 8.034 4.173 4.297 9.396 1.205 27. 10 5 (9.042) 18.063
\n
Passivit\u00e0 da contratti con i clienti
\n
non correnti e correnti
\n
95 323 7.527 91 9 8.045 (81) 7.964
\n
Fondi diversi 3.979 921 3.263 488 1.088 9.739 (68) 9.671
\n
Altro 3.475 1.802 6.691 7.055 4.434 23.457 (7.903) 15.554
\n
Passivit\u00e0 operative 15.583
\n
(6)
\n
7. 219
\n
(7)
\n
21.778
\n
(8)
\n
17.030
\n
(9)
\n
6.736
\n
(10)
\n
68.346 (17.094) 51.252
\n
(1) Di cui 188 milioni di euro riferiti al perimetro classificato come \u201cposseduto per la vendita\u201d o \u201cdiscontinued operation\u201d.
\n
(2) Di cui 2.146 milioni di euro riferiti al perimetro classificato come \u201cposseduto per la vendita\u201d o \u201cdiscontinued operation\u201d.
\n
(3) Di cui 1.994 milioni di euro riferiti al perimetro classificato come \u201cposseduto per la vendita\u201d o \u201cdiscontinued operation\u201d.
\n
(4) Di cui 1.241 milioni di euro riferiti al perimetro classificato come \u201cposseduto per la vendita\u201d o \u201cdiscontinued operation\u201d.
\n
(5) Di cui 32 milioni di euro riferiti al perimetro classificato come \u201cposseduto per la vendita\u201d o \u201cdiscontinued operation\u201d.
\n
(6) Di cui 92 milioni di euro riferiti al perimetro classificato come \u201cposseduto per la vendita\u201d o \u201cdiscontinued operation\u201d.
\n
(7) Di cui 308 milioni di euro riferiti al perimetro classificato come \u201cposseduto per la vendita\u201d o \u201cdiscontinued operation\u201d.
\n
(8) Di cui 866 milioni di euro riferiti al perimetro classificato come \u201cposseduto per la vendita\u201d o \u201cdiscontinued operation\u201d.
\n
(9) Di cui 801 milioni di euro riferiti al perimetro classificato come \u201cposseduto per la vendita\u201d o \u201cdiscontinued operation\u201d.
\n
(10) Di cui 15 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 2023
\n
Milioni di euro Italia Iberia
\n
Resto
\n
del
\n
Mondo
\n
America
\n
Latina Europa
\n
Nord
\n
America
\n
Africa,
\n
Asia e
\n
Oceania
\n
Elisioni
\n
Resto del
\n
Mondo
\n
Altro,
\n
elisioni e
\n
rettifiche Totale
\n
Immobili, impianti e macchinari 34.361 23.527 35.524 22.273 3 12.790 458 - 97 93.509
\n
Attivit\u00e0 immateriali 3.122 16.178 11.397 10.771 26 482 118 - 686 31.383
\n
Attivit\u00e0 da contratti con i clienti non
\n
correnti e correnti
\n
90 80 520 473 2 40 5 - 1 691
\n
Crediti commerciali 8.819 4.011 5.302 4.978 29 244 78 (27) (149) 17.983
\n
Altro 4.281 2.375 1.706 1.393 13 271 31 (2) (243) 8.119
\n
Attivit\u00e0 operative 50.673
\n
(1)
\n
46.171 54.449
\n
(2)
\n
39.888
\n
(3)
\n
73 13.827
\n
(4)
\n
690
\n
(5)
\n
(29) 392 151.685
\n
Debiti commerciali 9.001 2.888 5.011 4.075 30 849 79 (22) (742) 16.158
\n
Passivit\u00e0 da contratti con i clienti
\n
non correnti e correnti
\n
4.318 3.537 47 47 - - - - (33) 7.8 69
\n
Fondi diversi 3.078 3.177 2.686 2.529 1 134 21 1 741 9.682
\n
Altro 6.913 3.556 6.219 4.205 37 1.932 48 (3) 1.471 18.159
\n
Passivit\u00e0 operative 23.310
\n
(6)
\n
13.158 13.963
\n
(7)
\n
10.856
\n
(8)
\n
68 2 .915
\n
(9)
\n
148
\n
(10)
\n
(24) 1.437 51.868
\n
(1) Di cui 631 milioni di euro riferiti al perimetro classificato come \u201cposseduto per la vendita\u201d o \u201cdiscontinued operation\u201d.
\n
(2) Di cui 4.801 milioni di euro riferiti al perimetro classificato come \u201cposseduto per la vendita\u201d o \u201cdiscontinued operation\u201d.
\n
(3) Di cui 4.541 milioni di euro riferiti al perimetro classificato come \u201cposseduto per la vendita\u201d o \u201cdiscontinued operation\u201d.
\n
(4) Di cui 242 milioni di euro riferiti al perimetro classificato come \u201cposseduto per la vendita\u201d o \u201cdiscontinued operation\u201d.
\n
(5) Di cui 18 milioni di euro riferiti al perimetro classificato come \u201cposseduto per la vendita\u201d o \u201cdiscontinued operation\u201d.
\n
(6) Di cui 155 milioni di euro riferiti al perimetro classificato come \u201cposseduto per la vendita\u201d o \u201cdiscontinued operation\u201d.
\n
(7) Di cui 481 milioni di euro riferiti al perimetro classificato come \u201cposseduto per la vendita\u201d o \u201cdiscontinued operation\u201d.
\n
(8) Di cui 477 milioni di euro riferiti al perimetro classificato come \u201cposseduto per la vendita\u201d o \u201cdiscontinued operation\u201d.
\n
(9) Di cui 3 milioni di euro riferiti al perimetro classificato come \u201cposseduto per la vendita\u201d o \u201cdiscontinued operation\u201d.
\n
(10) Di cui 1 milione di euro riferito al perimetro classificato come \u201cposseduto per la vendita\u201d o \u201cdiscontinued operation\u201d.
\n
Al 31 dicembre 2022
\n
Milioni di euro Italia Iberia
\n
Resto
\n
del
\n
Mondo
\n
America
\n
Latina Europa
\n
Nord
\n
America
\n
Africa,
\n
Asia e
\n
Oceania
\n
Elisioni
\n
Resto del
\n
Mondo
\n
Altro,
\n
elisioni e
\n
rettifiche Totale
\n
Immobili, impianti e macchinari 30.327 23.167 38.220 21.099 2.397 13.722 1.002 - 111 91.825
\n
Attivit\u00e0 immateriali 3.200 16. 173 11.596 10.534 331 602 129 - 628 31.597
\n
Attivit\u00e0 da contratti con i clienti non
\n
correnti e correnti
\n
73 9 576 493 48 19 16 - 6 664
\n
Crediti commerciali 7.086 4.369 6.470 5.037 1.127 268 66 (28) (189) 17.73 6
\n
Altro 4.947 2.929 2.105 1.498 294 250 63 - (1.128) 8.853
\n
Attivit\u00e0 operative 45.633
\n
(1)
\n
46.647 58.967
\n
(2)
\n
38.661
\n
(3)
\n
4.197
\n
(4)
\n
14.861 1.276
\n
(5)
\n
(28) (572) 150.675
\n
Debiti commerciali 9.595 3.220 6.652 4.813 483 1.261 119 (24) (1.404) 18.063
\n
Passivit\u00e0 da contratti con i clienti
\n
non correnti e correnti
\n
4.188 3.351 479 35 443 - 1 - (54) 7.964
\n
Fondi diversi 3.008 3.458 2.576 2.378 69 97 32 - 629 9.671
\n
Altro 4.323 3.144 7.076 4.480 637 1.893 66 - 1.011 15.554
\n
Passivit\u00e0 operative 21.114
\n
(6)
\n
13.173 16.783
\n
(7)
\n
11.706
\n
(8)
\n
1.632
\n
(9)
\n
3.251 218
\n
(10)
\n
(24) 182 51.252
\n
(1) Di cui 253 milioni di euro riferiti al perimetro classificato come \u201cposseduto per la vendita\u201d o \u201cdiscontinued operation\u201d.
\n
(2) Di cui 4.968 milioni di euro riferiti al perimetro classificato come \u201cposseduto per la vendita\u201d o \u201cdiscontinued operation\u201d.
\n
(3) Di cui 307 milioni di euro riferiti al perimetro classificato come \u201cposseduto per la vendita\u201d o \u201cdiscontinued operation\u201d.
\n
(4) Di cui 4.108 milioni di euro riferiti al perimetro classificato come \u201cposseduto per la vendita\u201d o \u201cdiscontinued operation\u201d.
\n
(5) Di cui 553 milioni di euro riferiti al perimetro classificato come \u201cposseduto per la vendita\u201d o \u201cdiscontinued operation\u201d.
\n
(6) Di cui 64 milioni di euro riferiti al perimetro classificato come \u201cposseduto per la vendita\u201d o \u201cdiscontinued operation\u201d.
\n
(7) Di cui 1.737 milioni di euro riferiti al perimetro classificato come \u201cposseduto per la vendita\u201d o \u201cdiscontinued operation\u201d.
\n
(8) Di cui 99 milioni di euro riferiti al perimetro classificato come \u201cposseduto per la vendita\u201d o \u201cdiscontinued operation\u201d.
\n
(9) Di cui 1.584 milioni di euro riferiti al perimetro classificato come \u201cposseduto per la vendita\u201d o \u201cdiscontinued operation\u201d.
\n
(10) Di cui 54 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 attivi-
\n
t\u00e0 e passivit\u00e0 di settore e quelle consolidate.
\n
Milioni di euro
\n
al 31.12.2023 al 31.12.2022
\n
Totale attivit\u00e0 195.224 219.874
\n
Partecipazioni valutate con il metodo del patrimonio netto 1.650 1.281
\n
Derivati finanziari attivi non correnti 2.383 3.970
\n
Altre attivit\u00e0 finanziarie non correnti 8.750 8.359
\n
Crediti tributari a lungo inclusi in \u201cAltre attivit\u00e0 non correnti\u201d 1.487 1 .674
\n
Altre attivit\u00e0 finanziarie correnti 4.329 13.753
\n
Derivati finanziari attivi correnti 6.407 14.830
\n
Disponibilit\u00e0 liquide e mezzi equivalenti 6.801 11.041
\n
Attivit\u00e0 per imposte anticipate
\n
(1)
\n
9.218 11.175
\n
Crediti tributari 2.016 2.159
\n
Attivit\u00e0 finanziarie e fiscali di \u201cAttivit\u00e0 possedute per la vendita\u201d
\n
(1)
\n
498 957
\n
Attivit\u00e0 di settore 151.685 150.675
\n
Totale passivit\u00e0 150.115 177.794
\n
Finanziamenti a lungo termine 61.085 68.191
\n
Derivati finanziari passivi non correnti 3.373 5.895
\n
Altre passivit\u00e0 finanziarie non correnti 8 -
\n
Finanziamenti a breve termine 4.769 18.392
\n
Quote correnti dei finanziamenti a lungo termine 9.086 2.835
\n
Altre passivit\u00e0 finanziarie correnti 909 853
\n
Derivati finanziari passivi correnti 6.461 16.141
\n
Passivit\u00e0 di imposte differite
\n
(1)
\n
8.217 9.794
\n
Debiti per imposte sul reddito 1.573 1.623
\n
Debiti tributari diversi 1.034 1.048
\n
Passivit\u00e0 finanziarie e fiscali di \u201cPassivit\u00e0 possedute per la vendita\u201d
\n
(1)
\n
1.732 1.770
\n
Passivit\u00e0 di settore 51.868 51.252
\n
(1) I dati relativi al 31 dicembre 2022 sono stati rideterminati per tenere conto degli effetti dell\u2019Amendment allo IAS 12, in vigore successivamente al 1\u00b0 gennaio
\n
2023. Per maggiori dettagli si rimanda alla nota 8 \u201cRideterminazione dei dati comparativi\u201d.
\n
\n", "dimensions": { "concept": "ifrs-full:DisclosureOfEntitysReportableSegmentsExplanatory", "language": "it", "entity": "scheme:WOCMU6HCI0OJWNPRZS33", "period": "2023-01-01T00:00:00/2024-01-01T00:00:00" } }, "Tag174": { "value": "\n
La rappresentazione dei risultati economici e patrimoniali
\n
\u00e8 effettuata in base all\u2019approccio utilizzato dal manage-
\n
ment per monitorare le performance del Gruppo nei due
\n
esercizi messi a confronto. In particolare, il management
\n
monitora e comunica al mercato i propri risultati a partire
\n
dai settori di business. Il Gruppo ha adottato infatti la se-
\n
guente impostazione settoriale:
\n
\u2022
\n
Settore primario: Linea di Business;
\n
\u2022
\n
Settore secondario: Area Geografica.
\n
La Linea di Business, quindi, risulta essere la discriminante
\n
principale e predominante nelle analisi svolte e nelle deci-
\n
sioni prese dal management del Gruppo, ed \u00e8 pienamente
\n
coerente con la reportistica interna predisposta a tali fini
\n
dal momento che i risultati vengono misurati e valutati in
\n
primis per ciascuna Linea di Business e solo successiva-
\n
mente si declinano per Area Geografica.
\n
\n", "dimensions": { "concept": "ifrs-full:DescriptionOfAccountingPolicyForSegmentReportingExplanatory", "language": "it", "entity": "scheme:WOCMU6HCI0OJWNPRZS33", "period": "2023-01-01T00:00:00/2024-01-01T00:00:00" } }, "Tag175": { "value": "\n
\n
Ricavi
\n\n
11.a Ricavi delle vendite e delle prestazioni \u2013 Euro 92.882 milioni
\n
Milioni di euro
\n
2023 2022 2023-2022
\n
Vendite energia elettrica 52.465 69.340 (16.875) -24,3%
\n
Trasporto energia elettrica 11.123 11.096 27 0,2%
\n
Corrispettivi da gestori di rete 1.142 979 163 16,6%
\n
Contributi da operatori istituzionali di mercato 1.570 1.667 (97) -5,8%
\n
Vendite gas 7.983 8.970 (987) -11,0%
\n
Trasporto gas 68 80 (12) -15,0%
\n
Vendite di combustibili 3.458 5.605 (2.147) -38,3%
\n
Contributi di allacciamento alle reti elettriche e del gas 877 826 51 6,2%
\n
Ricavi per lavori e servizi su ordinazione 995 1.672 (677) -40,5%
\n
Vendite certificati ambientali 283 111 172 -
\n
Vendite relative al business dei servizi a valore aggiunto 1.653 1.384 269 19,4%
\n
Altre vendite e prestazioni 866 918 (52) -5,7%
\n
Totale ricavi IFRS 15 82.483 102.648 (20.165) -19,6%
\n
Vendite di commodity da contratti con consegna fisica 8.875 37. 247 (28.372) -76,2%
\n
Risultati da valutazione dei contratti di vendita di commodity con consegna
\n
fisica chiusi nel periodo
\n
1.508 (4.260) 5.768 -
\n
Altri ricavi diversi 16 18 (2) -11,1%
\n
Totale ricavi delle vendite e delle prestazioni 92.882 135.653 (42.771) -31,5%
\n
I ricavi da \u201cVendite di energia elettrica\u201d si attestano a
\n
52.465 milioni di euro, in diminuzione di 16.875 milioni di
\n
euro rispetto all\u2019esercizio precedente (-24,3%). Tale decre-
\n
mento \u00e8 dovuto sostanzialmente ai minori volumi venduti
\n
in un regime di prezzi di vendita dell\u2019energia elettrica de-
\n
crescenti, soprattutto in Italia (9.873 milioni di euro) e in
\n
Spagna (6.916 milioni di euro), conseguenti alla stabilizza-
\n
zione dei mercati.
\n
I \u201cCorrispettivi da gestori di rete\u201d sono in aumento di 163
\n
milioni di euro rispetto all\u2019esercizio precedente. La varia-
\n
zione \u00e8 dovuta ai maggiori corrispettivi riconosciuti in Italia
\n
(334 milioni di euro) relativi prevalentemente alla remune-
\n
razione del capacity market e al piano di massimizzazio-
\n
ne della produzione termoelettrica da impianti alimentati
\n
con combustibili alternativi al gas richiesto dal Ministero
\n
dell\u2019Ambiente e della Sicurezza Energetica (MASE) che ha
\n
incluso alcuni impianti di Enel Produzione SpA. La voce \u00e8
\n
compensata da minori corrispettivi riconosciuti in Argen-
\n
tina (139 milioni di euro) e in Per\u00f9 (28 milioni di euro).
\n
I ricavi per \u201cVendite di gas\u201d nel 2023 sono pari a 7.983 mi-
\n
lioni di euro (8.970 milioni di euro nel 2022) con un decre-
\n
mento di 987 milioni di euro rispetto all\u2019esercizio prece-
\n
dente. Tale decremento \u00e8 riconducibile prevalentemente
\n
alla diminuzione dei prezzi e alla riduzione del numero di
\n
clienti in Spagna (1.101 milioni di euro), compensata dall\u2019a-
\n
deguamento delle offerte a prezzi di mercato (attraverso
\n
indicizzazione o con rimodulazione delle condizioni con-
\n
trattuali) in parte mitigato dalle maggiori quantit\u00e0 vendute
\n
in Italia (272 milioni di euro).
\n
I ricavi per \u201cVendite di combustibili\u201d si riducono di 2.147
\n
milioni di euro in ragione all\u2019andamento decrescente dei
\n
prezzi di vendita del gas nell\u2019ambito delle attivit\u00e0 di trading.
\n
Tale effetto \u00e8 in parte compensato dalle maggiori vendite
\n
effettuate in Spagna.
\n
I \u201cRicavi per lavori e servizi su ordinazione\u201d si attestano a
\n
995 milioni di euro, in diminuzione di 677 milioni di euro.
\n
Tale riduzione \u00e8 attribuibile alla variazione dei lavori di svi-
\n
luppo della rete di distribuzione in concessione in Brasile
\n
e prevalentemente alla variazione del perimetro di Gruppo
\n
connessa alla cessione di Celg Distribui\u00e7\u00e3o SA - Celg-D
\n
(Enel Goi\u00e1s) avvenuta nel dicembre 2022.
\n
I ricavi da \u201cVendite certificati ambientali\u201d si attestano a 283
\n
milioni di euro, in aumento di 172 milioni di euro. La varia-
\n
\n\n
\n\n
\n\n
zione positiva \u00e8 riconducibile essenzialmente alle maggio-
\n
ri vendite realizzate da Endesa Generaci\u00f3n (166 milioni di
\n
euro) per quote di CO
\n
2
\n
.
\n
I ricavi per \u201cVendite relative al business dei servizi a valore
\n
aggiunto\u201d sono pari a 1.653 milioni di euro, in aumento di
\n
269 milioni di euro. La variazione positiva \u00e8 riconducibile
\n
essenzialmente ai maggiori ricavi per la vendita di beni di
\n
efficienza energetica e prestazioni riconducibili alla manu-
\n
tenzione, consulenza, riparazione e installazione dei beni
\n
a efficienza energetica del segmento di attivit\u00e0 e-Home e
\n
Vivi Meglio di Enel X in Italia (123 milioni di euro), e ai mag-
\n
giori ricavi per vendite di servizi a valore aggiunto in Nord
\n
America (55 milioni di euro) e in Colombia (21 milioni di
\n
euro).
\n
La variazione negativa delle \u201cVendite di commodity da
\n
contratti con consegna fisica\u201d, misurati al fair value a Con-
\n
to economico nello scope dell\u2019IFRS 9 (28.372 milioni di
\n
euro), \u00e8 riferita prevalentemente alla commodity gas ed \u00e8
\n
dovuta principalmente alla riduzione dei prezzi nonch\u00e9 alla
\n
diminuzione dei volumi intermediati.
\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
2023 2022 2023-2022
\n
Risultati di contratti di commodity energetiche con consegna fisica (IFRS
\n
9) chiusi nel periodo
\n
Contratti di vendita
\n
Vendite di energia elettrica 1.550 5.436 (3.886) -71,5%
\n
Risultati da valutazione dei contratti chiusi 281 (795) 1.076 -
\n
Totale energia 1.831 4.641 (2.810) -60,5%
\n
Vendite di gas 7. 271 30.924 (23.653) -76,5%
\n
Risultati da valutazione dei contratti chiusi 1.114 (3.600) 4.714 -
\n
Totale gas 8.385 27.324 (18.939) -69,3%
\n
Vendite di quote di emissioni inquinanti 4 875 (871) -99,5%
\n
Risultati da valutazione dei contratti chiusi 109 131 (22) -16,8%
\n
Totale quote di emissioni inquinanti 113 1.006 (893) -88,8%
\n
Vendita di garanzie di origine 50 12 38 -
\n
Risultati da valutazione dei contratti chiusi 4 4 - -
\n
Totale garanzie di origine 54 16 38 -
\n
Totale ricavi 10.383 32.987 (22.604) -68,5%
\n
Contratti di acquisto
\n
Acquisti di energia elettrica 2.884 6.161 (3.277) -53,2%
\n
Risultati da valutazione dei contratti chiusi 570 (200) 770 -
\n
Totale energia 3.454 5.961 (2.507) -42,1%
\n
Acquisti di gas 8.063 33.092 (25.029) -75,6%
\n
Risultati da valutazione dei contratti chiusi 1.370 (1.940) 3.310 -
\n
Totale gas 9.433 31.152 (21.719) -69,7%
\n
Acquisti di quote di emissioni inquinanti 624 843 (219) -26,0%
\n
Risultati da valutazione dei contratti chiusi (31) 132 (163) -
\n
Totale quote di emissioni inquinanti 593 975 (382) -39,2%
\n
Acquisti di garanzie di origine 101 25 76 -
\n
Risultati da valutazione dei contratti chiusi 32 3 29 -
\n
Totale garanzie di origine 133 28 105 -
\n
Totale costi 13.613 38.116 (24.503) -64,3%
\n
Ricavi/(Costi) netti di contratti di commodity energetiche con consegna
\n
fisica chiusi nel periodo
\n
(3.230) (5.129) 1.899 37,0 %
\n
Risultati da valutazione di contratti outstanding di commodity energetiche
\n
con consegna fisica (IFRS 9)
\n
Contratti di vendita
\n
Energia 226 (134) 360 -
\n
Gas 136 4.841 (4.705) -97,2%
\n
Quote di emissioni inquinanti 23 490 (467) -95,3%
\n
Garanzie di origine 4 (15) 19 -
\n
Totale 389 5.182 (4.793) -92,5%
\n
Contratti di acquisto
\n
Energia 254 (124) 378 -
\n
Gas 586 3.879 (3.293) -84,9%
\n
Quote di emissioni inquinanti 19 627 (608) -97,0%
\n
Garanzie di origine 67 (72) 139 -
\n
Totale 926 4.310 (3.384) -78,5%
\n
Risultati netti da valutazione di contratti outstanding di commodity
\n
energetiche con consegna fisica (IFRS 9)
\n
(537) 872 (1.409) -
\n
Totale ricavi/(costi) netti da contratti di commodity con consegna fisica
\n
(IFRS 9)
\n
(3.767) (4.257) 490 11,5%
\n
\n\n
\n\n
\n\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
Milioni di euro 2023
\n
Italia Iberia Resto del Mondo Altro, elisioni e rettifiche Totale
\n
Over time
\n
Point in
\n
time Over time
\n
Point in
\n
time Over time
\n
Point in
\n
time Over time
\n
Point in
\n
time Over time
\n
Point in
\n
time
\n
Totale ricavi IFRS 15 36.982 1.169 23.063 1.973 17.887 1.342 13 54 77.945 4.538
\n
2022
\n
Italia Iberia Resto del Mondo Altro, elisioni e rettifiche Totale
\n
Over time
\n
Point in
\n
time Over time
\n
Point in
\n
time Over time
\n
Point in
\n
time Over time
\n
Point in
\n
time Over time
\n
Point in
\n
time
\n
Totale ricavi IFRS 15 47.65 0 2.068 30.984 1.425 19.061 1.307 10 143 97.70 5 4.943
\n
Nella seguente tabella \u00e8 evidenziata la composizione dei
\n
ricavi delle vendite e delle prestazioni per area geografica.
\n
Milioni di euro
\n
2023 2022
\n
Italia 39.724 57.859
\n
Europa
\n
Iberia 21.799 30.535
\n
Francia 1.919 3.086
\n
Svizzera 1.936 6.791
\n
Germania 1.028 1.676
\n
Austria 75 189
\n
Slovenia 10 146
\n
Romania 4 3
\n
Grecia 6 15
\n
Belgio 13 834
\n
Repubblica Ceca 180 321
\n
Ungheria 13 7
\n
Olanda 145 38
\n
Regno Unito 4.523 11.841
\n
Altri Paesi europei 2.299 1.551
\n
America
\n
Stati Uniti 864 779
\n
Canada 62 53
\n
Messico 315 313
\n
Brasile 7.621 9.064
\n
Cile 4.369 4.434
\n
Per\u00f9 1.565 1.449
\n
Colombia 3.248 2.725
\n
Argentina 613 966
\n
Panama 200 177
\n
Costa Rica 17 17
\n
Guatemala 81 83
\n
Altri
\n
Africa 96 132
\n
Asia 119 521
\n
Oceania 38 48
\n
Totale 92.882 135.653
\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
\n
Tipo di prodotto/
\n
servizio Natura e tempistica della soddisfazione dell\u2019obbligazione di fare Princ\u00edpi contabili
\n
Vendita di energia
\n
elettrica prodotta
\n
dal Gruppo
\n
Al fine di determinare la natura della promessa contenuta in tali
\n
contratti con i clienti per la vendita di energia elettrica, il Gruppo
\n
analizza con attenzione i fatti e le circostanze applicabili a
\n
ciascun contratto.
\n
Per le vendite di energia sulle Borse elettriche, tali fatti
\n
e circostanze (inclusi le caratteristiche intrinseche della
\n
commodity, i termini contrattuali, le informazioni inerenti alle
\n
infrastrutture e agli altri meccanismi di consegna) generalmente
\n
indicano che l\u2019obbligazione di fare \u00e8 un servizio per la
\n
consegna della commodity da cui il cliente riceve e consuma
\n
simultaneamente i benef\u00edci. Di conseguenza, il Gruppo identifica
\n
un\u2019obbligazione di fare adempiuta nel corso del tempo quale
\n
parte di una serie di beni/servizi distinti (ossia, ciascuna unit\u00e0
\n
di commodity) che sono sostanzialmente gli stessi e hanno la
\n
stessa modalit\u00e0 di trasferimento al cliente.
\n
Per i ricavi derivanti dalla vendita di energia sulle Borse
\n
elettriche, rilevati nel corso del tempo, il Gruppo applica
\n
un metodo di valutazione basato sugli output, cos\u00ec
\n
da rilevare ricavi per un importo pari a quello che ha il
\n
diritto di fatturare al cliente se tale importo corrisponde
\n
esattamente al valore, per il cliente, dell\u2019obbligazione
\n
completata alla data di rilevazione, ossia al prezzo
\n
definito nel mercato (senza elementi variabili).
\n
Servizi di
\n
connessione alla
\n
rete
\n
I contributi ricevuti da clienti per la connessione alla rete
\n
di distribuzione di energia elettrica o gas richiedono una
\n
valutazione specifica da parte del Gruppo che prenda in
\n
considerazione tutti i termini e le condizioni del contratto.
\n
Tale valutazione \u00e8 finalizzata a valutare se il contratto include
\n
altri beni o servizi distinti, quali per esempio il diritto a ottenere
\n
l\u2019accesso continuato all\u2019infrastruttura per la fornitura della
\n
commodity o, in presenza di un contributo di connessione con
\n
\u201cpagamento anticipato e non rimborsabile\u201d corrisposto all\u2019inizio
\n
del contratto o a una data vicina, un diritto significativo che dia
\n
origine a un\u2019obbligazione di fare.
\n
In particolare, in alcuni Paesi in cui opera, il Gruppo valuta che
\n
la natura del corrispettivo ricevuto rappresenta un \u201cpagamento
\n
anticipato e non rimborsabile\u201d il cui esborso riconosce al cliente
\n
un diritto significativo. Al fine di determinare se il periodo sul
\n
quale rilevare tale diritto significativo debba essere esteso oltre
\n
la durata contrattuale iniziale, il Gruppo prende in considerazione
\n
il quadro legale e regolamentare locale, comunque applicabile
\n
al contratto e che interessa le parti. In tali casi, laddove esistano
\n
un\u2019attribuzione implicita del diritto significativo al cliente e
\n
un\u2019obbligazione che si trasferisce dal cliente iniziale a un nuovo
\n
cliente, il Gruppo rileva il contributo di connessione lungo
\n
un periodo di tempo che si estende oltre la relazione con il
\n
cliente iniziale, considerando la durata della concessione come
\n
il periodo durante il quale il cliente iniziale e qualsiasi altro
\n
cliente futuro possano beneficiare dell\u2019accesso continuativo al
\n
servizio senza corrispondere ulteriori contributi di connessione
\n
aggiuntivi. Conseguentemente, il contributo \u00e8 rilevato lungo il
\n
periodo in cui il pagamento crea per il Gruppo un\u2019obbligazione
\n
di fare a prezzi inferiori rispetto a quelli disponibili ai futuri clienti
\n
(ovvero il periodo in cui si prevede che il cliente possa beneficiare
\n
dell\u2019accesso continuativo al servizio senza dover corrispondere al
\n
rinnovo un ulteriore pagamento anticipato).
\n
I ricavi per contributi di connessione alla rete di
\n
distribuzione di energia elettrica e del gas, sia monetari
\n
sia in natura, sono rilevati in base all\u2019adempimento
\n
delle obbligazioni di fare previste dal contratto.
\n
L\u2019identificazione di beni o servizi distinti richiede
\n
un\u2019attenta analisi dei termini e condizioni dei contratti di
\n
connessione che possono variare da Paese a Paese, in
\n
base al contesto, alla normativa e alle regolamentazioni
\n
locali. Per finalizzare tale valutazione, il Gruppo considera
\n
non solo le caratteristiche dei beni/servizi stessi (ossia
\n
il bene o servizio \u00e8 per sua natura tale da poter essere
\n
distinto), ma anche le promesse implicite per le quali il
\n
cliente ha una valida aspettativa poich\u00e9 le considera parte
\n
integrante dell\u2019accordo contrattuale, ossia i beni/servizi
\n
che il cliente si aspetta di ricevere e per i quali ha pagato
\n
(ovvero la promessa di trasferire al cliente il bene o
\n
servizio pu\u00f2 essere distinta da altre promesse contenute
\n
nel contratto).
\n
Inoltre, il Gruppo agisce in qualit\u00e0 di \u201cagent\u201d in taluni
\n
contratti relativi a servizi di connessione alla rete
\n
dell\u2019energia elettrica/gas e altre attivit\u00e0 collegate,
\n
in funzione dell\u2019assetto regolamentare o normativo
\n
locale; in questi casi, i ricavi sono rilevati su base netta,
\n
corrispondenti agli onorari o alle commissioni cui si
\n
aspetta di avere diritto.
\n
Vendita/trasporto
\n
di energia elettrica/
\n
gas ai clienti finali
\n
Un contratto di fornitura di energia elettrica/gas stipulato con
\n
un cliente finale prevede un\u2019unica obbligazione di fare (vendita e
\n
trasporto della commodity) in quanto il Gruppo ha valutato che
\n
il contratto non fornisce beni/servizi distinti e che la promessa
\n
\u00e8 soddisfatta con il trasferimento del controllo della commodity
\n
al cliente nel momento in cui la stessa \u00e8 erogata al punto di
\n
consegna. Al fine di determinare la natura della promessa
\n
contenuta in tali contratti, il Gruppo analizza con attenzione i fatti
\n
e le circostanze applicabili a ciascun contratto e commodity.
\n
In ogni caso, il Gruppo considera che l\u2019obbligazione di fare
\n
prevista da un contratto di servizio continuativo, quale un
\n
contratto di fornitura di energia elettrica/gas a clienti finali, sia
\n
tipicamente adempiuta nel corso del tempo (perch\u00e9 il cliente
\n
riceve e consuma simultaneamente i benef\u00edci della commodity
\n
man mano che quest\u2019ultima gli \u00e8 consegnata) quale parte di una
\n
serie di beni/servizi distinti (ossia, ciascuna unit\u00e0 di commodity)
\n
che sono sostanzialmente gli stessi e hanno la stessa modalit\u00e0 di
\n
trasferimento al cliente.
\n
Per i ricavi da trasporto e vendita di energia elettrica/gas
\n
ai clienti finali il Gruppo applica un metodo di valutazione
\n
basato sugli output, cos\u00ec da rilevare ricavi per un importo
\n
pari a quello che ha il diritto di fatturare al cliente se tale
\n
importo corrisponde esattamente al valore, per il cliente,
\n
dell\u2019obbligazione completata alla data di rilevazione, ossia
\n
ai quantitativi forniti nell\u2019esercizio, ancorch\u00e9 non fatturati;
\n
tali ricavi sono determinati utilizzando opportune stime
\n
oltre che letture periodiche dei consumi. Ove applicabile,
\n
tali ricavi si basano sulle tariffe e relativi vincoli fissati per
\n
legge o dall\u2019Autorit\u00e0 di Regolazione per Energia Reti e
\n
Ambiente e da analoghi organismi esteri, in vigore nel
\n
periodo di riferimento.
\n
\n\n
\n\n
\n
\n\n
Lavori su
\n
ordinazione
\n
I lavori su ordinazione di norma comprendono un\u2019obbligazione di
\n
fare che viene adempiuta nel corso del tempo; per tali contratti,
\n
il Gruppo generalmente considera adeguato l\u2019uso di un metodo
\n
di valutazione dei progressi nell\u2019adempimento dell\u2019obbligazione
\n
di fare basato sugli input, a meno che un\u2019analisi specifica del
\n
contratto suggerisca l\u2019uso di un metodo diverso, che meglio
\n
rappresenti l\u2019obbligazione di fare del Gruppo soddisfatta alla data
\n
di riferimento del bilancio.
\n
Per i lavori su ordinazione che includono un\u2019obbligazione
\n
di fare soddisfatta nel corso del tempo, il Gruppo rileva i
\n
ricavi nel corso del tempo misurando il progresso verso il
\n
completo adempimento di tale obbligazione.
\n
Si ritiene che il metodo del costo sostenuto (cost-to-
\n
cost method) sia generalmente considerato il miglior
\n
metodo per misurare i progressi verso l\u2019adempimento
\n
dell\u2019obbligazione di fare del Gruppo alla data di
\n
riferimento del bilancio.
\n
L\u2019ammontare dovuto dai committenti per lavori su
\n
ordinazione \u00e8 presentato come un\u2019attivit\u00e0 derivante da
\n
contratti con i clienti; l\u2019ammontare dovuto ai committenti
\n
per lavori su ordinazione \u00e8 presentato come una passivit\u00e0
\n
derivante da contratti con i clienti.
\n
Servizi in
\n
concessione
\n
(in ambito di
\n
applicazione IFRIC
\n
12)
\n
Il Gruppo, in qualit\u00e0 di concessionario, fornisce servizi per la
\n
realizzazione/il miglioramento dell\u2019infrastruttura utilizzata per
\n
la fornitura del servizio di carattere pubblico e/o servizi per
\n
la gestione e il mantenimento dell\u2019infrastruttura stessa per il
\n
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
\n
\u201cLavori su ordinazione\u201d.
\n
Per quanto riguarda i ricavi da servizi operativi, si rimanda a
\n
quanto detto per la \u201cVendita di energia elettrica prodotta dal
\n
Gruppo\u201d e la \u201cVendita/trasporto di energia elettrica/gas ai clienti
\n
finali\u201d.
\n
Quando il Gruppo fornisce servizi per la realizzazione/
\n
il miglioramento rileva attivit\u00e0 immateriali e/o attivit\u00e0
\n
finanziarie, secondo le caratteristiche dell\u2019accordo per
\n
servizi in concessione.
\n
I corrispettivi ricevuti o da ricevere relativi a entrambe
\n
le componenti sono rilevati inizialmente come ricavi da
\n
contratti con i clienti. Per maggiori dettagli riguardo alla
\n
rilevazione di tali ricavi, si rimanda a quanto detto per i
\n
\u201cLavori su ordinazione\u201d.
\n
Inoltre, \u00e8 classificata come ricavo anche la componente
\n
rilevata a Conto economico derivante dalla rimisurazione
\n
al fair value delle attivit\u00e0 finanziarie connesse ad
\n
accordi per servizi in concessione relativi all\u2019attivit\u00e0 di
\n
distribuzione in Brasile, al fine di riflettere adeguatamente
\n
il modello di business coerentemente con il relativo
\n
contratto di concessione.
\n
I ricavi relativi alle attivit\u00e0 di gestione e di mantenimento
\n
sono rilevati come ricavi della vendita di energia elettrica
\n
sul mercato o ai clienti finali (si rimanda, rispettivamente,
\n
a quanto detto per la \u201cVendita di energia elettrica
\n
prodotta 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 \u2013 Euro 2.683 milioni
\n
Milioni di euro
\n
2023 2022 2023-2022
\n
Contributi per certificati ambientali
\n
(1)
\n
346 220 126 57,3 %
\n
Altri contributi in conto esercizio 9 28 (19) -67,9%
\n
Contributi in conto impianti (business elettrico e gas) 28 28 - -
\n
Rimborsi vari 314 314 - -
\n
Plusvalenze da alienazione di controllate, collegate, joint venture, joint
\n
operation e attivit\u00e0 non correnti possedute per la vendita
\n
584 1.876 (1.292) -68,9%
\n
Plusvalenze da alienazione di attivit\u00e0 materiali e immateriali 44 64 (20) -31,3%
\n
Premi per continuit\u00e0 del servizio 13 31 (18) -58,1%
\n
Altri proventi 1.345 2.303 (958) -41,6%
\n
Totale 2.683 4.864 (2.181) -44,8%
\n
(1) Relativamente alla voce \u201cContributi per certificati ambientali\u201d, si rimanda a quanto commentato nella nota 58 \u201cProgrammi ambientali\u201d.
\n
La voce relativa alle plusvalenze da alienazione di societ\u00e0
\n
ammonta a 584 milioni di euro nel 2023 e accoglie princi-
\n
palmente la rilevazione da parte di Enel CIEN (in Brasile) del
\n
provento (99 milioni di euro) di fine concessione ricevuto per
\n
il subentro di altro soggetto, il provento complessivo (103 mi-
\n
lioni di euro) derivante dalla cessione parziale con perdita di
\n
controllo delle attivit\u00e0 detenute in Australia, il provento deri-
\n
vante dalla cessione di Arcadia Generaci\u00f3n Solar (195 milioni
\n
di euro) e la rimisurazione al fair value della partecipazione
\n
residua di Enel Green Power Hellas (160 milioni di euro).
\n
Nel 2022 tale voce accoglieva principalmente la rilevazione
\n
dei proventi derivanti dalla cessione da parte di Enel X Inter-
\n
national dell\u20191,1% della partecipazione in Ufinet (220 milioni
\n
di euro), dalla cessione da parte di Enel X Srl delle societ\u00e0 del
\n
comparto finanziario a Mooney (67 milioni di euro), dalla ces-
\n
sione del 50% della partecipazione detenuta da Enel Grids in
\n
Gridespertise (520 milioni di euro) e dalla cessione da parte di
\n
Enel Chile della partecipazione detenuta in Enel Transmisi\u00f3n
\n
Chile.
\n
\n\n
\n\n
\n\n
\n\n
\n\n
Negli \u201cAltri proventi\u201d si registra un decremento di 958 mi-
\n
lioni di euro dovuto principalmente alla diminuzione dei
\n
proventi registrati da Enel Generaci\u00f3n Chile (456 milioni
\n
di euro) prevalentemente relativi all\u2019accordo contrattuale
\n
con Shell la cui modifica nel 2022 aveva generato maggiori
\n
proventi, alla diminuzione dei proventi connessi al busi-
\n
ness elettrico registrati in Argentina (219 milioni di euro)
\n
a seguito degli accordi conclusi nel 2022 tra la societ\u00e0
\n
Edesur e le autorit\u00e0 locali, nonch\u00e9 alla diminuzione in Enel
\n
Green Power North America dei proventi per tax partner-
\n
ship (127 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
\n
Milioni di euro 2023
\n
Generazione
\n
Termoelettrica e
\n
Trading
\n
Enel Green
\n
Power Enel Grids
\n
Mercati
\n
finali
\n
Holding e
\n
Servizi
\n
Totale
\n
reporting
\n
segment
\n
Elisioni e
\n
rettifiche Totale
\n
Totale ricavi IFRS 15 26.354 9.982 19.719 51.630 2.004 109.689 (27.206) 82.483
\n
Vendite di commodity da contratti
\n
con consegna fisica
\n
12.374 - - 6 - 12.380 (3.505) 8.875
\n
Risultati da valutazione dei
\n
contratti di vendita di commodity
\n
con consegna fisica chiusi nel
\n
periodo
\n
1.504 - - 4 - 1.508 - 1.508
\n
Altri ricavi diversi 6 3 18 1 16 44 (28) 16
\n
Totale ricavi delle vendite e delle
\n
prestazioni
\n
40.238 9.985 19.737 51.641 2.020 123.621 (30.739) 92.882
\n
Altri proventi (48) 1.635 522 478 25 2.612 71 2.683
\n
TOTALE RICAVI 40.190 11.620 20.259 52.119 2.045 126.233 (30.668) 95.565
\n
Milioni di euro 2022
\n
Generazione
\n
Termoelettrica e
\n
Trading
\n
Enel Green
\n
Power Enel Grids
\n
Mercati
\n
finali
\n
(1)
\n
Holding e
\n
Servizi
\n
(1)
\n
Totale
\n
reporting
\n
segment
\n
Elisioni e
\n
rettifiche Totale
\n
Totale ricavi IFRS 15 37. 154 7.863 20.854 63.476 1.993 131.340 (28.692) 102.648
\n
Vendite di commodity da contratti
\n
con consegna fisica
\n
42.667 - - 26 - 42.693 (5.446) 37. 247
\n
Risultati da valutazione dei
\n
contratti di vendita di commodity
\n
con consegna fisica chiusi nel
\n
periodo
\n
(4.240) - - (20) - (4.260) - (4.260)
\n
Altri ricavi diversi - 6 13 1 22 42 (24) 18
\n
Totale ricavi delle vendite e delle
\n
prestazioni
\n
75.581 7.8 69 20.867 63.483 2.015 169.815 (34.162) 135.653
\n
Altri proventi 754 1.298 2.165 867 35 5.119 (255) 4.864
\n
TOTALE RICAVI 76.335 9.167 23.032 64.350 2.050 174.934 (34.417) 140.517
\n
(1) I dati relativi alla Linea di Business Mercati finali del 2022 sono stati rideterminati per tener conto del trasferimento di talune attivit\u00e0 nette e dei relativi Conti
\n
economici di Enel X ed Enel X Way dalle Linee di Business Enel X e Holding, Servizi e Altro.
\n
\n\n
\n\n
\n", "dimensions": { "concept": "ifrs-full:DisclosureOfRevenueExplanatory", "language": "it", "entity": "scheme:WOCMU6HCI0OJWNPRZS33", "period": "2023-01-01T00:00:00/2024-01-01T00:00:00" } }, "Tag176": { "value": "\n
11.a Ricavi delle vendite e delle prestazioni \u2013 Euro 92.882 milioni
\n
Milioni di euro
\n
2023 2022 2023-2022
\n
Vendite energia elettrica 52.465 69.340 (16.875) -24,3%
\n
Trasporto energia elettrica 11.123 11.096 27 0,2%
\n
Corrispettivi da gestori di rete 1.142 979 163 16,6%
\n
Contributi da operatori istituzionali di mercato 1.570 1.667 (97) -5,8%
\n
Vendite gas 7.983 8.970 (987) -11,0%
\n
Trasporto gas 68 80 (12) -15,0%
\n
Vendite di combustibili 3.458 5.605 (2.147) -38,3%
\n
Contributi di allacciamento alle reti elettriche e del gas 877 826 51 6,2%
\n
Ricavi per lavori e servizi su ordinazione 995 1.672 (677) -40,5%
\n
Vendite certificati ambientali 283 111 172 -
\n
Vendite relative al business dei servizi a valore aggiunto 1.653 1.384 269 19,4%
\n
Altre vendite e prestazioni 866 918 (52) -5,7%
\n
Totale ricavi IFRS 15 82.483 102.648 (20.165) -19,6%
\n
Vendite di commodity da contratti con consegna fisica 8.875 37. 247 (28.372) -76,2%
\n
Risultati da valutazione dei contratti di vendita di commodity con consegna
\n
fisica chiusi nel periodo
\n
1.508 (4.260) 5.768 -
\n
Altri ricavi diversi 16 18 (2) -11,1%
\n
Totale ricavi delle vendite e delle prestazioni 92.882 135.653 (42.771) -31,5%
\n
I ricavi da \u201cVendite di energia elettrica\u201d si attestano a
\n
52.465 milioni di euro, in diminuzione di 16.875 milioni di
\n
euro rispetto all\u2019esercizio precedente (-24,3%). Tale decre-
\n
mento \u00e8 dovuto sostanzialmente ai minori volumi venduti
\n
in un regime di prezzi di vendita dell\u2019energia elettrica de-
\n
crescenti, soprattutto in Italia (9.873 milioni di euro) e in
\n
Spagna (6.916 milioni di euro), conseguenti alla stabilizza-
\n
zione dei mercati.
\n
I \u201cCorrispettivi da gestori di rete\u201d sono in aumento di 163
\n
milioni di euro rispetto all\u2019esercizio precedente. La varia-
\n
zione \u00e8 dovuta ai maggiori corrispettivi riconosciuti in Italia
\n
(334 milioni di euro) relativi prevalentemente alla remune-
\n
razione del capacity market e al piano di massimizzazio-
\n
ne della produzione termoelettrica da impianti alimentati
\n
con combustibili alternativi al gas richiesto dal Ministero
\n
dell\u2019Ambiente e della Sicurezza Energetica (MASE) che ha
\n
incluso alcuni impianti di Enel Produzione SpA. La voce \u00e8
\n
compensata da minori corrispettivi riconosciuti in Argen-
\n
tina (139 milioni di euro) e in Per\u00f9 (28 milioni di euro).
\n
I ricavi per \u201cVendite di gas\u201d nel 2023 sono pari a 7.983 mi-
\n
lioni di euro (8.970 milioni di euro nel 2022) con un decre-
\n
mento di 987 milioni di euro rispetto all\u2019esercizio prece-
\n
dente. Tale decremento \u00e8 riconducibile prevalentemente
\n
alla diminuzione dei prezzi e alla riduzione del numero di
\n
clienti in Spagna (1.101 milioni di euro), compensata dall\u2019a-
\n
deguamento delle offerte a prezzi di mercato (attraverso
\n
indicizzazione o con rimodulazione delle condizioni con-
\n
trattuali) in parte mitigato dalle maggiori quantit\u00e0 vendute
\n
in Italia (272 milioni di euro).
\n
I ricavi per \u201cVendite di combustibili\u201d si riducono di 2.147
\n
milioni di euro in ragione all\u2019andamento decrescente dei
\n
prezzi di vendita del gas nell\u2019ambito delle attivit\u00e0 di trading.
\n
Tale effetto \u00e8 in parte compensato dalle maggiori vendite
\n
effettuate in Spagna.
\n
I \u201cRicavi per lavori e servizi su ordinazione\u201d si attestano a
\n
995 milioni di euro, in diminuzione di 677 milioni di euro.
\n
Tale riduzione \u00e8 attribuibile alla variazione dei lavori di svi-
\n
luppo della rete di distribuzione in concessione in Brasile
\n
e prevalentemente alla variazione del perimetro di Gruppo
\n
connessa alla cessione di Celg Distribui\u00e7\u00e3o SA - Celg-D
\n
(Enel Goi\u00e1s) avvenuta nel dicembre 2022.
\n
I ricavi da \u201cVendite certificati ambientali\u201d si attestano a 283
\n
milioni di euro, in aumento di 172 milioni di euro. La varia-
\n
\n\n
zione positiva \u00e8 riconducibile essenzialmente alle maggio-
\n
ri vendite realizzate da Endesa Generaci\u00f3n (166 milioni di
\n
euro) per quote di CO
\n
2
\n
.
\n
I ricavi per \u201cVendite relative al business dei servizi a valore
\n
aggiunto\u201d sono pari a 1.653 milioni di euro, in aumento di
\n
269 milioni di euro. La variazione positiva \u00e8 riconducibile
\n
essenzialmente ai maggiori ricavi per la vendita di beni di
\n
efficienza energetica e prestazioni riconducibili alla manu-
\n
tenzione, consulenza, riparazione e installazione dei beni
\n
a efficienza energetica del segmento di attivit\u00e0 e-Home e
\n
Vivi Meglio di Enel X in Italia (123 milioni di euro), e ai mag-
\n
giori ricavi per vendite di servizi a valore aggiunto in Nord
\n
America (55 milioni di euro) e in Colombia (21 milioni di
\n
euro).
\n
La variazione negativa delle \u201cVendite di commodity da
\n
contratti con consegna fisica\u201d, misurati al fair value a Con-
\n
to economico nello scope dell\u2019IFRS 9 (28.372 milioni di
\n
euro), \u00e8 riferita prevalentemente alla commodity gas ed \u00e8
\n
dovuta principalmente alla riduzione dei prezzi nonch\u00e9 alla
\n
diminuzione dei volumi intermediati.
\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
2023 2022 2023-2022
\n
Risultati di contratti di commodity energetiche con consegna fisica (IFRS
\n
9) chiusi nel periodo
\n
Contratti di vendita
\n
Vendite di energia elettrica 1.550 5.436 (3.886) -71,5%
\n
Risultati da valutazione dei contratti chiusi 281 (795) 1.076 -
\n
Totale energia 1.831 4.641 (2.810) -60,5%
\n
Vendite di gas 7. 271 30.924 (23.653) -76,5%
\n
Risultati da valutazione dei contratti chiusi 1.114 (3.600) 4.714 -
\n
Totale gas 8.385 27.324 (18.939) -69,3%
\n
Vendite di quote di emissioni inquinanti 4 875 (871) -99,5%
\n
Risultati da valutazione dei contratti chiusi 109 131 (22) -16,8%
\n
Totale quote di emissioni inquinanti 113 1.006 (893) -88,8%
\n
Vendita di garanzie di origine 50 12 38 -
\n
Risultati da valutazione dei contratti chiusi 4 4 - -
\n
Totale garanzie di origine 54 16 38 -
\n
Totale ricavi 10.383 32.987 (22.604) -68,5%
\n
Contratti di acquisto
\n
Acquisti di energia elettrica 2.884 6.161 (3.277) -53,2%
\n
Risultati da valutazione dei contratti chiusi 570 (200) 770 -
\n
Totale energia 3.454 5.961 (2.507) -42,1%
\n
Acquisti di gas 8.063 33.092 (25.029) -75,6%
\n
Risultati da valutazione dei contratti chiusi 1.370 (1.940) 3.310 -
\n
Totale gas 9.433 31.152 (21.719) -69,7%
\n
Acquisti di quote di emissioni inquinanti 624 843 (219) -26,0%
\n
Risultati da valutazione dei contratti chiusi (31) 132 (163) -
\n
Totale quote di emissioni inquinanti 593 975 (382) -39,2%
\n
Acquisti di garanzie di origine 101 25 76 -
\n
Risultati da valutazione dei contratti chiusi 32 3 29 -
\n
Totale garanzie di origine 133 28 105 -
\n
Totale costi 13.613 38.116 (24.503) -64,3%
\n
Ricavi/(Costi) netti di contratti di commodity energetiche con consegna
\n
fisica chiusi nel periodo
\n
(3.230) (5.129) 1.899 37,0 %
\n
Risultati da valutazione di contratti outstanding di commodity energetiche
\n
con consegna fisica (IFRS 9)
\n
Contratti di vendita
\n
Energia 226 (134) 360 -
\n
Gas 136 4.841 (4.705) -97,2%
\n
Quote di emissioni inquinanti 23 490 (467) -95,3%
\n
Garanzie di origine 4 (15) 19 -
\n
Totale 389 5.182 (4.793) -92,5%
\n
Contratti di acquisto
\n
Energia 254 (124) 378 -
\n
Gas 586 3.879 (3.293) -84,9%
\n
Quote di emissioni inquinanti 19 627 (608) -97,0%
\n
Garanzie di origine 67 (72) 139 -
\n
Totale 926 4.310 (3.384) -78,5%
\n
Risultati netti da valutazione di contratti outstanding di commodity
\n
energetiche con consegna fisica (IFRS 9)
\n
(537) 872 (1.409) -
\n
Totale ricavi/(costi) netti da contratti di commodity con consegna fisica
\n
(IFRS 9)
\n
(3.767) (4.257) 490 11,5%
\n
\n\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
Milioni di euro 2023
\n
Italia Iberia Resto del Mondo Altro, elisioni e rettifiche Totale
\n
Over time
\n
Point in
\n
time Over time
\n
Point in
\n
time Over time
\n
Point in
\n
time Over time
\n
Point in
\n
time Over time
\n
Point in
\n
time
\n
Totale ricavi IFRS 15 36.982 1.169 23.063 1.973 17.887 1.342 13 54 77.945 4.538
\n
2022
\n
Italia Iberia Resto del Mondo Altro, elisioni e rettifiche Totale
\n
Over time
\n
Point in
\n
time Over time
\n
Point in
\n
time Over time
\n
Point in
\n
time Over time
\n
Point in
\n
time Over time
\n
Point in
\n
time
\n
Totale ricavi IFRS 15 47.65 0 2.068 30.984 1.425 19.061 1.307 10 143 97.70 5 4.943
\n
Nella seguente tabella \u00e8 evidenziata la composizione dei
\n
ricavi delle vendite e delle prestazioni per area geografica.
\n
Milioni di euro
\n
2023 2022
\n
Italia 39.724 57.859
\n
Europa
\n
Iberia 21.799 30.535
\n
Francia 1.919 3.086
\n
Svizzera 1.936 6.791
\n
Germania 1.028 1.676
\n
Austria 75 189
\n
Slovenia 10 146
\n
Romania 4 3
\n
Grecia 6 15
\n
Belgio 13 834
\n
Repubblica Ceca 180 321
\n
Ungheria 13 7
\n
Olanda 145 38
\n
Regno Unito 4.523 11.841
\n
Altri Paesi europei 2.299 1.551
\n
America
\n
Stati Uniti 864 779
\n
Canada 62 53
\n
Messico 315 313
\n
Brasile 7.621 9.064
\n
Cile 4.369 4.434
\n
Per\u00f9 1.565 1.449
\n
Colombia 3.248 2.725
\n
Argentina 613 966
\n
Panama 200 177
\n
Costa Rica 17 17
\n
Guatemala 81 83
\n
Altri
\n
Africa 96 132
\n
Asia 119 521
\n
Oceania 38 48
\n
Totale 92.882 135.653
\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
\n
Tipo di prodotto/
\n
servizio Natura e tempistica della soddisfazione dell\u2019obbligazione di fare Princ\u00edpi contabili
\n
Vendita di energia
\n
elettrica prodotta
\n
dal Gruppo
\n
Al fine di determinare la natura della promessa contenuta in tali
\n
contratti con i clienti per la vendita di energia elettrica, il Gruppo
\n
analizza con attenzione i fatti e le circostanze applicabili a
\n
ciascun contratto.
\n
Per le vendite di energia sulle Borse elettriche, tali fatti
\n
e circostanze (inclusi le caratteristiche intrinseche della
\n
commodity, i termini contrattuali, le informazioni inerenti alle
\n
infrastrutture e agli altri meccanismi di consegna) generalmente
\n
indicano che l\u2019obbligazione di fare \u00e8 un servizio per la
\n
consegna della commodity da cui il cliente riceve e consuma
\n
simultaneamente i benef\u00edci. Di conseguenza, il Gruppo identifica
\n
un\u2019obbligazione di fare adempiuta nel corso del tempo quale
\n
parte di una serie di beni/servizi distinti (ossia, ciascuna unit\u00e0
\n
di commodity) che sono sostanzialmente gli stessi e hanno la
\n
stessa modalit\u00e0 di trasferimento al cliente.
\n
Per i ricavi derivanti dalla vendita di energia sulle Borse
\n
elettriche, rilevati nel corso del tempo, il Gruppo applica
\n
un metodo di valutazione basato sugli output, cos\u00ec
\n
da rilevare ricavi per un importo pari a quello che ha il
\n
diritto di fatturare al cliente se tale importo corrisponde
\n
esattamente al valore, per il cliente, dell\u2019obbligazione
\n
completata alla data di rilevazione, ossia al prezzo
\n
definito nel mercato (senza elementi variabili).
\n
Servizi di
\n
connessione alla
\n
rete
\n
I contributi ricevuti da clienti per la connessione alla rete
\n
di distribuzione di energia elettrica o gas richiedono una
\n
valutazione specifica da parte del Gruppo che prenda in
\n
considerazione tutti i termini e le condizioni del contratto.
\n
Tale valutazione \u00e8 finalizzata a valutare se il contratto include
\n
altri beni o servizi distinti, quali per esempio il diritto a ottenere
\n
l\u2019accesso continuato all\u2019infrastruttura per la fornitura della
\n
commodity o, in presenza di un contributo di connessione con
\n
\u201cpagamento anticipato e non rimborsabile\u201d corrisposto all\u2019inizio
\n
del contratto o a una data vicina, un diritto significativo che dia
\n
origine a un\u2019obbligazione di fare.
\n
In particolare, in alcuni Paesi in cui opera, il Gruppo valuta che
\n
la natura del corrispettivo ricevuto rappresenta un \u201cpagamento
\n
anticipato e non rimborsabile\u201d il cui esborso riconosce al cliente
\n
un diritto significativo. Al fine di determinare se il periodo sul
\n
quale rilevare tale diritto significativo debba essere esteso oltre
\n
la durata contrattuale iniziale, il Gruppo prende in considerazione
\n
il quadro legale e regolamentare locale, comunque applicabile
\n
al contratto e che interessa le parti. In tali casi, laddove esistano
\n
un\u2019attribuzione implicita del diritto significativo al cliente e
\n
un\u2019obbligazione che si trasferisce dal cliente iniziale a un nuovo
\n
cliente, il Gruppo rileva il contributo di connessione lungo
\n
un periodo di tempo che si estende oltre la relazione con il
\n
cliente iniziale, considerando la durata della concessione come
\n
il periodo durante il quale il cliente iniziale e qualsiasi altro
\n
cliente futuro possano beneficiare dell\u2019accesso continuativo al
\n
servizio senza corrispondere ulteriori contributi di connessione
\n
aggiuntivi. Conseguentemente, il contributo \u00e8 rilevato lungo il
\n
periodo in cui il pagamento crea per il Gruppo un\u2019obbligazione
\n
di fare a prezzi inferiori rispetto a quelli disponibili ai futuri clienti
\n
(ovvero il periodo in cui si prevede che il cliente possa beneficiare
\n
dell\u2019accesso continuativo al servizio senza dover corrispondere al
\n
rinnovo un ulteriore pagamento anticipato).
\n
I ricavi per contributi di connessione alla rete di
\n
distribuzione di energia elettrica e del gas, sia monetari
\n
sia in natura, sono rilevati in base all\u2019adempimento
\n
delle obbligazioni di fare previste dal contratto.
\n
L\u2019identificazione di beni o servizi distinti richiede
\n
un\u2019attenta analisi dei termini e condizioni dei contratti di
\n
connessione che possono variare da Paese a Paese, in
\n
base al contesto, alla normativa e alle regolamentazioni
\n
locali. Per finalizzare tale valutazione, il Gruppo considera
\n
non solo le caratteristiche dei beni/servizi stessi (ossia
\n
il bene o servizio \u00e8 per sua natura tale da poter essere
\n
distinto), ma anche le promesse implicite per le quali il
\n
cliente ha una valida aspettativa poich\u00e9 le considera parte
\n
integrante dell\u2019accordo contrattuale, ossia i beni/servizi
\n
che il cliente si aspetta di ricevere e per i quali ha pagato
\n
(ovvero la promessa di trasferire al cliente il bene o
\n
servizio pu\u00f2 essere distinta da altre promesse contenute
\n
nel contratto).
\n
Inoltre, il Gruppo agisce in qualit\u00e0 di \u201cagent\u201d in taluni
\n
contratti relativi a servizi di connessione alla rete
\n
dell\u2019energia elettrica/gas e altre attivit\u00e0 collegate,
\n
in funzione dell\u2019assetto regolamentare o normativo
\n
locale; in questi casi, i ricavi sono rilevati su base netta,
\n
corrispondenti agli onorari o alle commissioni cui si
\n
aspetta di avere diritto.
\n
Vendita/trasporto
\n
di energia elettrica/
\n
gas ai clienti finali
\n
Un contratto di fornitura di energia elettrica/gas stipulato con
\n
un cliente finale prevede un\u2019unica obbligazione di fare (vendita e
\n
trasporto della commodity) in quanto il Gruppo ha valutato che
\n
il contratto non fornisce beni/servizi distinti e che la promessa
\n
\u00e8 soddisfatta con il trasferimento del controllo della commodity
\n
al cliente nel momento in cui la stessa \u00e8 erogata al punto di
\n
consegna. Al fine di determinare la natura della promessa
\n
contenuta in tali contratti, il Gruppo analizza con attenzione i fatti
\n
e le circostanze applicabili a ciascun contratto e commodity.
\n
In ogni caso, il Gruppo considera che l\u2019obbligazione di fare
\n
prevista da un contratto di servizio continuativo, quale un
\n
contratto di fornitura di energia elettrica/gas a clienti finali, sia
\n
tipicamente adempiuta nel corso del tempo (perch\u00e9 il cliente
\n
riceve e consuma simultaneamente i benef\u00edci della commodity
\n
man mano che quest\u2019ultima gli \u00e8 consegnata) quale parte di una
\n
serie di beni/servizi distinti (ossia, ciascuna unit\u00e0 di commodity)
\n
che sono sostanzialmente gli stessi e hanno la stessa modalit\u00e0 di
\n
trasferimento al cliente.
\n
Per i ricavi da trasporto e vendita di energia elettrica/gas
\n
ai clienti finali il Gruppo applica un metodo di valutazione
\n
basato sugli output, cos\u00ec da rilevare ricavi per un importo
\n
pari a quello che ha il diritto di fatturare al cliente se tale
\n
importo corrisponde esattamente al valore, per il cliente,
\n
dell\u2019obbligazione completata alla data di rilevazione, ossia
\n
ai quantitativi forniti nell\u2019esercizio, ancorch\u00e9 non fatturati;
\n
tali ricavi sono determinati utilizzando opportune stime
\n
oltre che letture periodiche dei consumi. Ove applicabile,
\n
tali ricavi si basano sulle tariffe e relativi vincoli fissati per
\n
legge o dall\u2019Autorit\u00e0 di Regolazione per Energia Reti e
\n
Ambiente e da analoghi organismi esteri, in vigore nel
\n
periodo di riferimento.
\n
\n\n
Lavori su
\n
ordinazione
\n
I lavori su ordinazione di norma comprendono un\u2019obbligazione di
\n
fare che viene adempiuta nel corso del tempo; per tali contratti,
\n
il Gruppo generalmente considera adeguato l\u2019uso di un metodo
\n
di valutazione dei progressi nell\u2019adempimento dell\u2019obbligazione
\n
di fare basato sugli input, a meno che un\u2019analisi specifica del
\n
contratto suggerisca l\u2019uso di un metodo diverso, che meglio
\n
rappresenti l\u2019obbligazione di fare del Gruppo soddisfatta alla data
\n
di riferimento del bilancio.
\n
Per i lavori su ordinazione che includono un\u2019obbligazione
\n
di fare soddisfatta nel corso del tempo, il Gruppo rileva i
\n
ricavi nel corso del tempo misurando il progresso verso il
\n
completo adempimento di tale obbligazione.
\n
Si ritiene che il metodo del costo sostenuto (cost-to-
\n
cost method) sia generalmente considerato il miglior
\n
metodo per misurare i progressi verso l\u2019adempimento
\n
dell\u2019obbligazione di fare del Gruppo alla data di
\n
riferimento del bilancio.
\n
L\u2019ammontare dovuto dai committenti per lavori su
\n
ordinazione \u00e8 presentato come un\u2019attivit\u00e0 derivante da
\n
contratti con i clienti; l\u2019ammontare dovuto ai committenti
\n
per lavori su ordinazione \u00e8 presentato come una passivit\u00e0
\n
derivante da contratti con i clienti.
\n
Servizi in
\n
concessione
\n
(in ambito di
\n
applicazione IFRIC
\n
12)
\n
Il Gruppo, in qualit\u00e0 di concessionario, fornisce servizi per la
\n
realizzazione/il miglioramento dell\u2019infrastruttura utilizzata per
\n
la fornitura del servizio di carattere pubblico e/o servizi per
\n
la gestione e il mantenimento dell\u2019infrastruttura stessa per il
\n
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
\n
\u201cLavori su ordinazione\u201d.
\n
Per quanto riguarda i ricavi da servizi operativi, si rimanda a
\n
quanto detto per la \u201cVendita di energia elettrica prodotta dal
\n
Gruppo\u201d e la \u201cVendita/trasporto di energia elettrica/gas ai clienti
\n
finali\u201d.
\n
Quando il Gruppo fornisce servizi per la realizzazione/
\n
il miglioramento rileva attivit\u00e0 immateriali e/o attivit\u00e0
\n
finanziarie, secondo le caratteristiche dell\u2019accordo per
\n
servizi in concessione.
\n
I corrispettivi ricevuti o da ricevere relativi a entrambe
\n
le componenti sono rilevati inizialmente come ricavi da
\n
contratti con i clienti. Per maggiori dettagli riguardo alla
\n
rilevazione di tali ricavi, si rimanda a quanto detto per i
\n
\u201cLavori su ordinazione\u201d.
\n
Inoltre, \u00e8 classificata come ricavo anche la componente
\n
rilevata a Conto economico derivante dalla rimisurazione
\n
al fair value delle attivit\u00e0 finanziarie connesse ad
\n
accordi per servizi in concessione relativi all\u2019attivit\u00e0 di
\n
distribuzione in Brasile, al fine di riflettere adeguatamente
\n
il modello di business coerentemente con il relativo
\n
contratto di concessione.
\n
I ricavi relativi alle attivit\u00e0 di gestione e di mantenimento
\n
sono rilevati come ricavi della vendita di energia elettrica
\n
sul mercato o ai clienti finali (si rimanda, rispettivamente,
\n
a quanto detto per la \u201cVendita di energia elettrica
\n
prodotta 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": "2023-01-01T00:00:00/2024-01-01T00:00:00" } }, "Tag177": { "value": "\n
\n\n
11.b Altri proventi \u2013 Euro 2.683 milioni
\n
Milioni di euro
\n
2023 2022 2023-2022
\n
Contributi per certificati ambientali
\n
(1)
\n
346 220 126 57,3 %
\n
Altri contributi in conto esercizio 9 28 (19) -67,9%
\n
Contributi in conto impianti (business elettrico e gas) 28 28 - -
\n
Rimborsi vari 314 314 - -
\n
Plusvalenze da alienazione di controllate, collegate, joint venture, joint
\n
operation e attivit\u00e0 non correnti possedute per la vendita
\n
584 1.876 (1.292) -68,9%
\n
Plusvalenze da alienazione di attivit\u00e0 materiali e immateriali 44 64 (20) -31,3%
\n
Premi per continuit\u00e0 del servizio 13 31 (18) -58,1%
\n
Altri proventi 1.345 2.303 (958) -41,6%
\n
Totale 2.683 4.864 (2.181) -44,8%
\n
(1) Relativamente alla voce \u201cContributi per certificati ambientali\u201d, si rimanda a quanto commentato nella nota 58 \u201cProgrammi ambientali\u201d.
\n
La voce relativa alle plusvalenze da alienazione di societ\u00e0
\n
ammonta a 584 milioni di euro nel 2023 e accoglie princi-
\n
palmente la rilevazione da parte di Enel CIEN (in Brasile) del
\n
provento (99 milioni di euro) di fine concessione ricevuto per
\n
il subentro di altro soggetto, il provento complessivo (103 mi-
\n
lioni di euro) derivante dalla cessione parziale con perdita di
\n
controllo delle attivit\u00e0 detenute in Australia, il provento deri-
\n
vante dalla cessione di Arcadia Generaci\u00f3n Solar (195 milioni
\n
di euro) e la rimisurazione al fair value della partecipazione
\n
residua di Enel Green Power Hellas (160 milioni di euro).
\n
Nel 2022 tale voce accoglieva principalmente la rilevazione
\n
dei proventi derivanti dalla cessione da parte di Enel X Inter-
\n
national dell\u20191,1% della partecipazione in Ufinet (220 milioni
\n
di euro), dalla cessione da parte di Enel X Srl delle societ\u00e0 del
\n
comparto finanziario a Mooney (67 milioni di euro), dalla ces-
\n
sione del 50% della partecipazione detenuta da Enel Grids in
\n
Gridespertise (520 milioni di euro) e dalla cessione da parte di
\n
Enel Chile della partecipazione detenuta in Enel Transmisi\u00f3n
\n
Chile.
\n
\n\n
\n\n
\n\n
Negli \u201cAltri proventi\u201d si registra un decremento di 958 mi-
\n
lioni di euro dovuto principalmente alla diminuzione dei
\n
proventi registrati da Enel Generaci\u00f3n Chile (456 milioni
\n
di euro) prevalentemente relativi all\u2019accordo contrattuale
\n
con Shell la cui modifica nel 2022 aveva generato maggiori
\n
proventi, alla diminuzione dei proventi connessi al busi-
\n
ness elettrico registrati in Argentina (219 milioni di euro)
\n
a seguito degli accordi conclusi nel 2022 tra la societ\u00e0
\n
Edesur e le autorit\u00e0 locali, nonch\u00e9 alla diminuzione in Enel
\n
Green Power North America dei proventi per tax partner-
\n
ship (127 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
\n
Milioni di euro 2023
\n
Generazione
\n
Termoelettrica e
\n
Trading
\n
Enel Green
\n
Power Enel Grids
\n
Mercati
\n
finali
\n
Holding e
\n
Servizi
\n
Totale
\n
reporting
\n
segment
\n
Elisioni e
\n
rettifiche Totale
\n
Totale ricavi IFRS 15 26.354 9.982 19.719 51.630 2.004 109.689 (27.206) 82.483
\n
Vendite di commodity da contratti
\n
con consegna fisica
\n
12.374 - - 6 - 12.380 (3.505) 8.875
\n
Risultati da valutazione dei
\n
contratti di vendita di commodity
\n
con consegna fisica chiusi nel
\n
periodo
\n
1.504 - - 4 - 1.508 - 1.508
\n
Altri ricavi diversi 6 3 18 1 16 44 (28) 16
\n
Totale ricavi delle vendite e delle
\n
prestazioni
\n
40.238 9.985 19.737 51.641 2.020 123.621 (30.739) 92.882
\n
Altri proventi (48) 1.635 522 478 25 2.612 71 2.683
\n
TOTALE RICAVI 40.190 11.620 20.259 52.119 2.045 126.233 (30.668) 95.565
\n
Milioni di euro 2022
\n
Generazione
\n
Termoelettrica e
\n
Trading
\n
Enel Green
\n
Power Enel Grids
\n
Mercati
\n
finali
\n
(1)
\n
Holding e
\n
Servizi
\n
(1)
\n
Totale
\n
reporting
\n
segment
\n
Elisioni e
\n
rettifiche Totale
\n
Totale ricavi IFRS 15 37. 154 7.863 20.854 63.476 1.993 131.340 (28.692) 102.648
\n
Vendite di commodity da contratti
\n
con consegna fisica
\n
42.667 - - 26 - 42.693 (5.446) 37. 247
\n
Risultati da valutazione dei
\n
contratti di vendita di commodity
\n
con consegna fisica chiusi nel
\n
periodo
\n
(4.240) - - (20) - (4.260) - (4.260)
\n
Altri ricavi diversi - 6 13 1 22 42 (24) 18
\n
Totale ricavi delle vendite e delle
\n
prestazioni
\n
75.581 7.8 69 20.867 63.483 2.015 169.815 (34.162) 135.653
\n
Altri proventi 754 1.298 2.165 867 35 5.119 (255) 4.864
\n
TOTALE RICAVI 76.335 9.167 23.032 64.350 2.050 174.934 (34.417) 140.517
\n
(1) I dati relativi alla Linea di Business Mercati finali del 2022 sono stati rideterminati per tener conto del trasferimento di talune attivit\u00e0 nette e dei relativi Conti
\n
economici di Enel X ed Enel X Way dalle Linee di Business Enel X e Holding, Servizi e Altro.
\n
\n\n
\n", "dimensions": { "concept": "ifrs-full:DisclosureOfOtherOperatingIncomeExplanatory", "language": "it", "entity": "scheme:WOCMU6HCI0OJWNPRZS33", "period": "2023-01-01T00:00:00/2024-01-01T00:00:00" } }, "Tag178": { "value": "\n
11.b Altri proventi \u2013 Euro 2.683 milioni
\n
Milioni di euro
\n
2023 2022 2023-2022
\n
Contributi per certificati ambientali
\n
(1)
\n
346 220 126 57,3 %
\n
Altri contributi in conto esercizio 9 28 (19) -67,9%
\n
Contributi in conto impianti (business elettrico e gas) 28 28 - -
\n
Rimborsi vari 314 314 - -
\n
Plusvalenze da alienazione di controllate, collegate, joint venture, joint
\n
operation e attivit\u00e0 non correnti possedute per la vendita
\n
584 1.876 (1.292) -68,9%
\n
Plusvalenze da alienazione di attivit\u00e0 materiali e immateriali 44 64 (20) -31,3%
\n
Premi per continuit\u00e0 del servizio 13 31 (18) -58,1%
\n
Altri proventi 1.345 2.303 (958) -41,6%
\n
Totale 2.683 4.864 (2.181) -44,8%
\n
(1) Relativamente alla voce \u201cContributi per certificati ambientali\u201d, si rimanda a quanto commentato nella nota 58 \u201cProgrammi ambientali\u201d.
\n
La voce relativa alle plusvalenze da alienazione di societ\u00e0
\n
ammonta a 584 milioni di euro nel 2023 e accoglie princi-
\n
palmente la rilevazione da parte di Enel CIEN (in Brasile) del
\n
provento (99 milioni di euro) di fine concessione ricevuto per
\n
il subentro di altro soggetto, il provento complessivo (103 mi-
\n
lioni di euro) derivante dalla cessione parziale con perdita di
\n
controllo delle attivit\u00e0 detenute in Australia, il provento deri-
\n
vante dalla cessione di Arcadia Generaci\u00f3n Solar (195 milioni
\n
di euro) e la rimisurazione al fair value della partecipazione
\n
residua di Enel Green Power Hellas (160 milioni di euro).
\n
Nel 2022 tale voce accoglieva principalmente la rilevazione
\n
dei proventi derivanti dalla cessione da parte di Enel X Inter-
\n
national dell\u20191,1% della partecipazione in Ufinet (220 milioni
\n
di euro), dalla cessione da parte di Enel X Srl delle societ\u00e0 del
\n
comparto finanziario a Mooney (67 milioni di euro), dalla ces-
\n
sione del 50% della partecipazione detenuta da Enel Grids in
\n
Gridespertise (520 milioni di euro) e dalla cessione da parte di
\n
Enel Chile della partecipazione detenuta in Enel Transmisi\u00f3n
\n
Chile.
\n
\n\n
Negli \u201cAltri proventi\u201d si registra un decremento di 958 mi-
\n
lioni di euro dovuto principalmente alla diminuzione dei
\n
proventi registrati da Enel Generaci\u00f3n Chile (456 milioni
\n
di euro) prevalentemente relativi all\u2019accordo contrattuale
\n
con Shell la cui modifica nel 2022 aveva generato maggiori
\n
proventi, alla diminuzione dei proventi connessi al busi-
\n
ness elettrico registrati in Argentina (219 milioni di euro)
\n
a seguito degli accordi conclusi nel 2022 tra la societ\u00e0
\n
Edesur e le autorit\u00e0 locali, nonch\u00e9 alla diminuzione in Enel
\n
Green Power North America dei proventi per tax partner-
\n
ship (127 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
\n
Milioni di euro 2023
\n
Generazione
\n
Termoelettrica e
\n
Trading
\n
Enel Green
\n
Power Enel Grids
\n
Mercati
\n
finali
\n
Holding e
\n
Servizi
\n
Totale
\n
reporting
\n
segment
\n
Elisioni e
\n
rettifiche Totale
\n
Totale ricavi IFRS 15 26.354 9.982 19.719 51.630 2.004 109.689 (27.206) 82.483
\n
Vendite di commodity da contratti
\n
con consegna fisica
\n
12.374 - - 6 - 12.380 (3.505) 8.875
\n
Risultati da valutazione dei
\n
contratti di vendita di commodity
\n
con consegna fisica chiusi nel
\n
periodo
\n
1.504 - - 4 - 1.508 - 1.508
\n
Altri ricavi diversi 6 3 18 1 16 44 (28) 16
\n
Totale ricavi delle vendite e delle
\n
prestazioni
\n
40.238 9.985 19.737 51.641 2.020 123.621 (30.739) 92.882
\n
Altri proventi (48) 1.635 522 478 25 2.612 71 2.683
\n
TOTALE RICAVI 40.190 11.620 20.259 52.119 2.045 126.233 (30.668) 95.565
\n
Milioni di euro 2022
\n
Generazione
\n
Termoelettrica e
\n
Trading
\n
Enel Green
\n
Power Enel Grids
\n
Mercati
\n
finali
\n
(1)
\n
Holding e
\n
Servizi
\n
(1)
\n
Totale
\n
reporting
\n
segment
\n
Elisioni e
\n
rettifiche Totale
\n
Totale ricavi IFRS 15 37. 154 7.863 20.854 63.476 1.993 131.340 (28.692) 102.648
\n
Vendite di commodity da contratti
\n
con consegna fisica
\n
42.667 - - 26 - 42.693 (5.446) 37. 247
\n
Risultati da valutazione dei
\n
contratti di vendita di commodity
\n
con consegna fisica chiusi nel
\n
periodo
\n
(4.240) - - (20) - (4.260) - (4.260)
\n
Altri ricavi diversi - 6 13 1 22 42 (24) 18
\n
Totale ricavi delle vendite e delle
\n
prestazioni
\n
75.581 7.8 69 20.867 63.483 2.015 169.815 (34.162) 135.653
\n
Altri proventi 754 1.298 2.165 867 35 5.119 (255) 4.864
\n
TOTALE RICAVI 76.335 9.167 23.032 64.350 2.050 174.934 (34.417) 140.517
\n
(1) I dati relativi alla Linea di Business Mercati finali del 2022 sono stati rideterminati per tener conto del trasferimento di talune attivit\u00e0 nette e dei relativi Conti
\n
economici di Enel X ed Enel X Way dalle Linee di Business Enel X e Holding, Servizi e Altro.
\n
\n\n
12.f Altri costi operativi \u2013 Euro 6.125 milioni
\n
Milioni di euro
\n
2023 2022 2023-2022
\n
Oneri di sistema - Certificati ambientali
\n
(1)
\n
2.603 2.510 93 3,7%
\n
Altri oneri connessi al sistema elettrico e gas 568 172 396 -
\n
Altri oneri per imposte e tasse 1.529 1.107 422 38,1%
\n
Minusvalenze e altri oneri da cessione di partecipazioni 404 363 41 11,3%
\n
Contributi straordinari di solidariet\u00e0 208 - 208 -
\n
Altri 813 533 280 52,5%
\n
Totale 6.125 4.685 1.440 30,7%
\n
(1) Relativamente alla voce \u201cOneri di sistema - Certificati ambientali\u201d, si rimanda a quanto commentato nella nota 58 \u201cProgrammi ambientali\u201d.
\n
Gli \u201cAltri costi operativi\u201d si incrementano di 1.440 milioni di
\n
euro rispetto all\u2019esercizio precedente essenzialmente per
\n
effetto dei fenomeni di seguito descritti.
\n
Gli \u201cAltri oneri connessi al sistema elettrico e gas\u201d si incre-
\n
mentano di 396 milioni di euro principalmente per effetto:
\n
\u2022
\n
del maggiore impatto del Bonus Sociale in Spagna (246
\n
milioni di euro) riconducibile principalmente al ricono-
\n
scimento nel 2022 di un indennizzo di 152 milioni di
\n
euro a seguito della sentenza n. 202/2022 della Corte
\n
Suprema;
\n
\u2022
\n
dell\u2019incremento degli indennizzi e penalit\u00e0 connessi
\n
alla qualit\u00e0 del servizio in Italia, previsti dalla delibera
\n
dell\u2019Autorit\u00e0 di Regolazione per Energia Reti e Ambiente
\n
(ARERA) n. 566/2019/R/eel a carico dei distributori (118
\n
milioni di euro).
\n
Gli \u201cAltri oneri per imposte e tasse\u201d si incrementano di 422
\n
milioni di euro essenzialmente per effetto del contributo di
\n
clawback in Italia (357 milioni di euro) introdotto dal decre-
\n
to legge n. 25 del 28 marzo 2022 e in Spagna (118 milioni di
\n
euro) a seguito del Regio Decreto 17/2021. Tale variazione
\n
\u00e8 stata parzialmente compensata dai minori oneri per l\u2019oc-
\n
cupazione del suolo pubblico in Spagna (76 milioni di euro)
\n
per effetto della riduzione delle tariffe.
\n
Le \u201cMinusvalenze e altri oneri da cessione di partecipa-
\n
zioni\u201d del 2023 includono essenzialmente le minusvalenze
\n
rilevate a seguito delle cessioni di Enel Generaci\u00f3n Costa-
\n
nera (132 milioni di euro) e Central Dock Sud (194 milioni di
\n
euro) in Argentina, e dell\u2019adeguamento del prezzo relativo
\n
alla cessione di Celg Distribui\u00e7\u00e3o SA - Celg-D (Enel Goi\u00e1s)
\n
(23 milioni di euro). Il dato del 2022 si riferisce principal-
\n
mente alle minusvalenze rilevate a seguito delle cessioni di
\n
Enel Goi\u00e1s (208 milioni di euro) e CGT Fortaleza (135 milioni
\n
di euro) in Brasile.
\n
I \u201cContributi straordinari di solidariet\u00e0\u201d si riferiscono al
\n
contributo rilevato, nel 2023, in Spagna (208 milioni di
\n
euro) a seguito dell\u2019introduzione della legge n. 38 del 27
\n
dicembre 2022.
\n
L\u2019incremento degli \u201cAltri\u201d costi operativi \u00e8 riconducibile
\n
prevalentemente ai maggiori accantonamenti a fondi ri-
\n
schi e oneri stanziati da Enel Insurance a seguito delle ri-
\n
chieste connesse alle avverse condizioni climatiche.
\n
\n", "dimensions": { "concept": "ifrs-full:DisclosureOfOtherOperatingIncomeExpenseExplanatory", "language": "it", "entity": "scheme:WOCMU6HCI0OJWNPRZS33", "period": "2023-01-01T00:00:00/2024-01-01T00:00:00" } }, "Tag179": { "value": "\n
\n\n
Costi
\n
12.a Energia elettrica, gas e combustibile \u2013 Euro 46.270 milioni
\n
Milioni di euro
\n
2023 2022 2023-2022
\n
Energia elettrica 24.098 47. 15 5 (23.057) -48,9%
\n
- di cui relativi ad acquisti da contratti con consegna fisica (IFRS 9) 2.884 6.161 (3.277) -53,2%
\n
Gas 16.583 47.930 (31.347) -65,4%
\n
- di cui relativi ad acquisti da contratti con consegna fisica (IFRS 9) 8.063 33.092 (25.029) -75,6%
\n
Risultati da valutazione dei contratti di acquisto di energia elettrica e gas
\n
con consegna fisica chiusi nel periodo
\n
1.940 (2.140) 4.080 -
\n
Combustibile nucleare 99 111 (12) -10,8%
\n
Altri combustibili 3.550 3.840 (290) -7,6 %
\n
Totale 46.270 96.896 (50.626) -52,2%
\n
I costi per l\u2019acquisto di \u201cEnergia elettrica\u201d subiscono un
\n
decremento dovuto alla riduzione dei prezzi medi e ai
\n
minori volumi acquistati rispetto al precedente esercizio,
\n
principalmente in Italia (17.942 milioni di euro) e Spagna
\n
(4.833 milioni di euro).
\n
Il decremento dei costi per l\u2019acquisto di \u201cGas\u201d riflette es-
\n
senzialmente la diminuzione dei prezzi medi di acquisto
\n
del gas che ha impattato significativamente anche la valu-
\n
tazione dei contratti con consegna fisica, nonch\u00e9 la fles-
\n
sione dei volumi intermediati, prevalentemente in Italia e
\n
Spagna.
\n
Si segnala, inoltre, che tale voce include gli oneri per 515
\n
milioni di euro connessi alla definizione del lodo arbitrale
\n
con un fornitore di gas del Qatar in Spagna.
\n
\n
I risultati da valutazione al fair value dei contratti con con-
\n
segna fisica chiusi registrano un incremento di 4.080 mi-
\n
lioni di euro rispetto all\u2019esercizio precedente, di cui 3.311
\n
milioni di euro riconducibili alla commodity gas e 769 mi-
\n
lioni di euro riconducibili alla commodity elettricit\u00e0.
\n
Il decremento nella voce \u201cAltri combustibili\u201d \u00e8 principal-
\n
mente dovuto ai minori volumi di approvvigionamento.
\n
12.b Servizi e altri materiali \u2013 Euro 18.304 milioni
\n
Milioni di euro
\n
2023 2022 2023-2022
\n
Vettoriamenti passivi 7.7 81 8.247 (466) -5,7%
\n
Manutenzioni e riparazioni 1.134 1.067 67 6,3%
\n
Telefonici e postali 168 181 (13) -7, 2 %
\n
Servizi di comunicazione 120 117 3 2,6%
\n
Servizi informatici 840 872 (32) -3,7%
\n
Godimento beni di terzi 534 503 31 6,2%
\n
Altri servizi 4.980 5.707 (727) -12,7%
\n
Costi per certificati ambientali non destinati alla compliance 1.002 963 39 4,0%
\n
- di cui relativi ad acquisti da contratti con consegna fisica (IFRS 9) 725 868 (143) -16,5%
\n
Risultati da valutazione dei contratti di acquisto di certificati ambientali con
\n
consegna fisica chiusi nel periodo
\n
1 135 (134) -99,3%
\n
Variazione rimanenze di certificati ambientali (593) (97) (496) -
\n
Altri materiali 2.337 2.533 (196) -7,7 %
\n
Totale 18.304 20.228 (1.924) -9,5%
\n
\n\n
\n\n
\n\n
\n
I costi per servizi e altri materiali, pari a 18.304 milioni di
\n
euro nel 2023, registrano un decremento di 1.924 milioni
\n
di euro rispetto all\u2019esercizio 2022. Tale variazione risente
\n
essenzialmente:
\n
\u2022
\n
del decremento dei costi per \u201cVettoriamenti passivi\u201d
\n
per 466 milioni di euro, principalmente in Italia per ef-
\n
fetto dei minori volumi e in Spagna per l\u2019effetto della ri-
\n
duzione delle tariffe;
\n
\u2022
\n
del decremento degli \u201cAltri servizi\u201d pari a 727 milioni di
\n
euro dovuto principalmente ai minori costi imputabili ai
\n
servizi connessi al business elettrico e del gas (371 mi-
\n
lioni di euro) e ai minori costi per servizi in concessione
\n
in Brasile (353 milioni di euro);
\n
\u2022
\n
del decremento dei costi per certificati ambientali, in-
\n
clusivi della variazione delle rimanenze, essenzialmente
\n
riferito ai minori acquisti di quote CO
\n
2
\n
;
\n
\u2022
\n
del decremento degli \u201cAltri materiali\u201d dovuto principal-
\n
mente ai minori costi di approvvigionamento conse-
\n
guenti alle variazioni di perimetro.
\n\n
12.c Costo del personale \u2013 Euro 5.030 milioni
\n
Milioni di euro
\n
2023 2022 2023-2022
\n
Salari e stipendi 3.498 3.442 56 1,6%
\n
Oneri sociali 903 924 (21) -2,3%
\n
Trattamento di fine rapporto 114 107 7 6,5%
\n
Benef\u00edci successivi al rapporto di lavoro e altri benef\u00edci a lungo termine 67 73 (6) -8,2%
\n
Incentivi all\u2019esodo 42 (20) 62 -
\n
Incentivi all\u2019esodo derivanti da accordi di ristrutturazione 214 (151) 365 -
\n
Altri costi 192 195 (3) -1,5%
\n
Totale 5.030 4.570 460 10,1%
\n
Il costo del personale dell\u2019esercizio 2023, pari a 5.030 milioni di
\n
euro, registra un incremento di 460 milioni di euro.
\n
L\u2019organico del Gruppo diminuisce di 4.069 risorse, a seguito
\n
del saldo negativo tra le assunzioni e le cessazioni (201 risor-
\n
se) sommato alle variazioni negative di perimetro (-3.868 ri-
\n
sorse), sostanzialmente riferite:
\n
\u2022
\n
alla vendita della societ\u00e0 Enel Generaci\u00f3n Costanera SA in
\n
Argentina;
\n
\u2022
\n
alla vendita della societ\u00e0 Central Dock Sud SA in Argentina;
\n
\u2022
\n
alla vendita delle societ\u00e0 Usme ZE SAS e Fontib\u00f3n ZE SAS;
\n
\u2022
\n
alla vendita della societ\u00e0 Avikiran Solar India Private Limited
\n
in India;
\n
\u2022
\n
alla vendita della societ\u00e0 Enel Green Power Australia in Au-
\n
stralia;
\n
\u2022
\n
alla vendita di tutte le societ\u00e0 in Romania;
\n
\u2022
\n
alla vendita di Enel Green Power Hellas e di tutte le societ\u00e0
\n
in Grecia.
\n
L\u2019aumento dei \u201cSalari e stipendi\u201d \u00e8 principalmente dovuto al
\n
costo sostenuto per le nuove assunzioni delle societ\u00e0 italiane,
\n
in Spagna, in Cile e in Colombia.
\n
Il decremento dei \u201cBenef\u00edci successivi al rapporto di lavoro e
\n
altri benef\u00edci a lungo termine\u201d per 6 milioni di euro \u00e8 principal-
\n
mente riconducibile all\u2019America Latina e alla Spagna.
\n
L\u2019aumento degli \u201cIncentivi all\u2019esodo\u201d e degli \u201cIncentivi all\u2019eso-
\n
do derivanti da accordi di ristrutturazione\u201d \u00e8 prevalentemente
\n
dovuto ai maggiori costi in Spagna, a seguito dell\u2019adegua-
\n
mento per 177 milioni di euro del fondo relativo al piano AVS
\n
(Acuerdo Voluntario de Salida), e in Italia per il fondo per ri-
\n
strutturazione e digitalizzazione relativamente al nuovo ac-
\n
cordo quadro in applicazione dell\u2019art 4, commi 1-7 ter, legge
\n
n. 92/2012, sottoscritto nel 2021 e per il quale sono stati ne-
\n
cessari adeguamenti, negativo nel 2022 e positivo nel 2023,
\n
in funzione delle dinamiche del periodo e delle variazioni alla
\n
base delle ipotesi attuariali.
\n
Nel prospetto che segue \u00e8 evidenziata la consistenza media
\n
dei dipendenti per categoria di appartenenza, confrontata
\n
con quella dell\u2019esercizio precedente, nonch\u00e9 la consistenza
\n
effettiva al 31 dicembre 2023.
\n
N. Consistenza media
\n
(1)
\n
Consistenza
\n
(1)
\n
\n
2023 2022 al 31.12.2023
\n
Manager 1.374 1.389 1.310
\n
Middle manager 12.589 12.528 12.389
\n
White collar 33.906 35.676 31.308
\n
Blue collar 16.527 16.883 16.048
\n
Totale 64.396 66.476 61.055
\n
(1) Per le societ\u00e0 consolidate con il metodo proporzionale la consistenza corrisponde alla quota di competenza Enel.
\n
\n\n
\n\n
\n\n
\n\n
\n
\n\n
\n
12.d Impairment/(Ripristini di valore) netti di crediti commerciali e di altri crediti \u2013 Euro
\n
1.334 milioni
\n
Milioni di euro
\n
2023 2022 2023-2022
\n
Impairment di crediti commerciali 1.384 1.375 9 0,7%
\n
Impairment di altri crediti 162 169 (7) -4,1%
\n
Totale impairment di crediti commerciali e di altri crediti 1.546 1.544 2 0,1%
\n
Ripristini di valore di crediti commerciali (210) (265) 55 20,8%
\n
Ripristini di valore di altri crediti (2) (1) (1) -
\n
Totale ripristini di crediti commerciali e di altri crediti (212) (266) 54 20,3%
\n
TOTALE IMPAIRMENT/(RIPRISTINI DI VALORE) NETTI DI CREDITI
\n
COMMERCIALI E ALTRI CREDITI
\n
1.334 1.278 56 4,4%
\n
La voce, pari a 1.334 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 sono sostanzialmente in linea con l\u2019esercizio pre-
\n
cedente.
\n\n
12.e Ammortamenti e altri impairment \u2013 Euro 8.089 milioni
\n
Milioni di euro
\n
2023 2022 2023-2022
\n
Ammortamento immobili, impianti e macchinari 4.674 4.472 202 4,5%
\n
Ammortamento investimenti immobiliari 2 2 - -
\n
Ammortamento attivit\u00e0 immateriali 1.677 1.612 65 4,0%
\n
Impairment di attivit\u00e0 immobilizzate 1.792 1.414 378 26,7%
\n
Ripristini di valore (56) (53) (3) -5,7%
\n
Totale 8.089 7.447 642 8,6%
\n
La variazione della voce \u201cAmmortamenti e altri impair-
\n
ment\u201d risente essenzialmente dei seguenti fenomeni:
\n
\u2022
\n
i maggiori ammortamenti di attivit\u00e0 materiali e immate-
\n
riali per effetto dei nuovi investimenti realizzati soprat-
\n
tutto nei settori delle energie rinnovabili e della distri-
\n
buzione;
\n
\u2022
\n
l\u2019adeguamento di valore rilevato su talune societ\u00e0 di im-
\n
pianti rinnovabili (1.268 milioni di euro) in Nord America
\n
riconducibile principalmente al deterioramento dello
\n
scenario di taluni mercati di riferimento che si \u00e8 pro-
\n
gressivamente consolidato nel corso del 2023, accom-
\n
pagnato da un generale peggioramento dello scenario
\n
macroeconomico, nonch\u00e9 dai piani strategici e di ri-
\n
strutturazione ridefiniti nell\u2019area di riferimento;
\n
\u2022
\n
le svalutazioni effettuate nel 2023 sulle attivit\u00e0 di Enel X
\n
ed Enel X Way (pari complessivamente a 126 milioni di
\n
euro), sempre in Nord America;
\n
\u2022
\n
l\u2019impairment pari a 171 milioni di euro sul progetto eoli-
\n
co colombiano di Windpeshi, poich\u00e9 classificato come
\n
posseduto per la vendita;
\n
\u2022
\n
gli adeguamenti di valore nel 2022 delle attivit\u00e0 nette
\n
riferite a Celg Distribui\u00e7\u00e3o SA - Celg-D (Enel Goi\u00e1s) (per
\n
827 milioni di euro) e a CGT Fortaleza (73 milioni di euro)
\n
in Brasile, e delle attivit\u00e0 nette riferite a Enel Generaci\u00f3n
\n
Costanera SA (174 milioni di euro) e a Central Dock Sud
\n
SA (116 milioni di euro) in Argentina.
\n
\n\n
\n\n
\n\n
\n\n
\n\n
\n\n
\n\n
12.f Altri costi operativi \u2013 Euro 6.125 milioni
\n
Milioni di euro
\n
2023 2022 2023-2022
\n
Oneri di sistema - Certificati ambientali
\n
(1)
\n
2.603 2.510 93 3,7%
\n
Altri oneri connessi al sistema elettrico e gas 568 172 396 -
\n
Altri oneri per imposte e tasse 1.529 1.107 422 38,1%
\n
Minusvalenze e altri oneri da cessione di partecipazioni 404 363 41 11,3%
\n
Contributi straordinari di solidariet\u00e0 208 - 208 -
\n
Altri 813 533 280 52,5%
\n
Totale 6.125 4.685 1.440 30,7%
\n
(1) Relativamente alla voce \u201cOneri di sistema - Certificati ambientali\u201d, si rimanda a quanto commentato nella nota 58 \u201cProgrammi ambientali\u201d.
\n
Gli \u201cAltri costi operativi\u201d si incrementano di 1.440 milioni di
\n
euro rispetto all\u2019esercizio precedente essenzialmente per
\n
effetto dei fenomeni di seguito descritti.
\n
Gli \u201cAltri oneri connessi al sistema elettrico e gas\u201d si incre-
\n
mentano di 396 milioni di euro principalmente per effetto:
\n
\u2022
\n
del maggiore impatto del Bonus Sociale in Spagna (246
\n
milioni di euro) riconducibile principalmente al ricono-
\n
scimento nel 2022 di un indennizzo di 152 milioni di
\n
euro a seguito della sentenza n. 202/2022 della Corte
\n
Suprema;
\n
\u2022
\n
dell\u2019incremento degli indennizzi e penalit\u00e0 connessi
\n
alla qualit\u00e0 del servizio in Italia, previsti dalla delibera
\n
dell\u2019Autorit\u00e0 di Regolazione per Energia Reti e Ambiente
\n
(ARERA) n. 566/2019/R/eel a carico dei distributori (118
\n
milioni di euro).
\n
Gli \u201cAltri oneri per imposte e tasse\u201d si incrementano di 422
\n
milioni di euro essenzialmente per effetto del contributo di
\n
clawback in Italia (357 milioni di euro) introdotto dal decre-
\n
to legge n. 25 del 28 marzo 2022 e in Spagna (118 milioni di
\n
euro) a seguito del Regio Decreto 17/2021. Tale variazione
\n
\u00e8 stata parzialmente compensata dai minori oneri per l\u2019oc-
\n
cupazione del suolo pubblico in Spagna (76 milioni di euro)
\n
per effetto della riduzione delle tariffe.
\n
Le \u201cMinusvalenze e altri oneri da cessione di partecipa-
\n
zioni\u201d del 2023 includono essenzialmente le minusvalenze
\n
rilevate a seguito delle cessioni di Enel Generaci\u00f3n Costa-
\n
nera (132 milioni di euro) e Central Dock Sud (194 milioni di
\n
euro) in Argentina, e dell\u2019adeguamento del prezzo relativo
\n
alla cessione di Celg Distribui\u00e7\u00e3o SA - Celg-D (Enel Goi\u00e1s)
\n
(23 milioni di euro). Il dato del 2022 si riferisce principal-
\n
mente alle minusvalenze rilevate a seguito delle cessioni di
\n
Enel Goi\u00e1s (208 milioni di euro) e CGT Fortaleza (135 milioni
\n
di euro) in Brasile.
\n
I \u201cContributi straordinari di solidariet\u00e0\u201d si riferiscono al
\n
contributo rilevato, nel 2023, in Spagna (208 milioni di
\n
euro) a seguito dell\u2019introduzione della legge n. 38 del 27
\n
dicembre 2022.
\n
L\u2019incremento degli \u201cAltri\u201d costi operativi \u00e8 riconducibile
\n
prevalentemente ai maggiori accantonamenti a fondi ri-
\n
schi e oneri stanziati da Enel Insurance a seguito delle ri-
\n
chieste connesse alle avverse condizioni climatiche.
\n
\n\n
\n\n
12.g Costi per lavori interni capitalizzati \u2013 Euro (3.385) milioni
\n
Milioni di euro
\n
2023 2022 2023-2022
\n
Personale (1.120) (1.184) 64 5,4%
\n
Materiali (1.338) (1.258) (80) -6,4%
\n
Altri (927) (973) 46 4,7%
\n
Totale (3.385) (3.415) 30 0,9%
\n
Gli oneri capitalizzati sono sostanzialmente in linea con l\u2019e-
\n
sercizio precedente.
\n
\n\n
\n", "dimensions": { "concept": "ifrs-full:DisclosureOfExpensesExplanatory", "language": "it", "entity": "scheme:WOCMU6HCI0OJWNPRZS33", "period": "2023-01-01T00:00:00/2024-01-01T00:00:00" } }, "Tag180": { "value": "\n
Costi
\n
12.a Energia elettrica, gas e combustibile \u2013 Euro 46.270 milioni
\n
Milioni di euro
\n
2023 2022 2023-2022
\n
Energia elettrica 24.098 47. 15 5 (23.057) -48,9%
\n
- di cui relativi ad acquisti da contratti con consegna fisica (IFRS 9) 2.884 6.161 (3.277) -53,2%
\n
Gas 16.583 47.930 (31.347) -65,4%
\n
- di cui relativi ad acquisti da contratti con consegna fisica (IFRS 9) 8.063 33.092 (25.029) -75,6%
\n
Risultati da valutazione dei contratti di acquisto di energia elettrica e gas
\n
con consegna fisica chiusi nel periodo
\n
1.940 (2.140) 4.080 -
\n
Combustibile nucleare 99 111 (12) -10,8%
\n
Altri combustibili 3.550 3.840 (290) -7,6 %
\n
Totale 46.270 96.896 (50.626) -52,2%
\n
I costi per l\u2019acquisto di \u201cEnergia elettrica\u201d subiscono un
\n
decremento dovuto alla riduzione dei prezzi medi e ai
\n
minori volumi acquistati rispetto al precedente esercizio,
\n
principalmente in Italia (17.942 milioni di euro) e Spagna
\n
(4.833 milioni di euro).
\n
Il decremento dei costi per l\u2019acquisto di \u201cGas\u201d riflette es-
\n
senzialmente la diminuzione dei prezzi medi di acquisto
\n
del gas che ha impattato significativamente anche la valu-
\n
tazione dei contratti con consegna fisica, nonch\u00e9 la fles-
\n
sione dei volumi intermediati, prevalentemente in Italia e
\n
Spagna.
\n
Si segnala, inoltre, che tale voce include gli oneri per 515
\n
milioni di euro connessi alla definizione del lodo arbitrale
\n
con un fornitore di gas del Qatar in Spagna.
\n
\n
I risultati da valutazione al fair value dei contratti con con-
\n
segna fisica chiusi registrano un incremento di 4.080 mi-
\n
lioni di euro rispetto all\u2019esercizio precedente, di cui 3.311
\n
milioni di euro riconducibili alla commodity gas e 769 mi-
\n
lioni di euro riconducibili alla commodity elettricit\u00e0.
\n
Il decremento nella voce \u201cAltri combustibili\u201d \u00e8 principal-
\n
mente dovuto ai minori volumi di approvvigionamento.
\n
12.b Servizi e altri materiali \u2013 Euro 18.304 milioni
\n
Milioni di euro
\n
2023 2022 2023-2022
\n
Vettoriamenti passivi 7.7 81 8.247 (466) -5,7%
\n
Manutenzioni e riparazioni 1.134 1.067 67 6,3%
\n
Telefonici e postali 168 181 (13) -7, 2 %
\n
Servizi di comunicazione 120 117 3 2,6%
\n
Servizi informatici 840 872 (32) -3,7%
\n
Godimento beni di terzi 534 503 31 6,2%
\n
Altri servizi 4.980 5.707 (727) -12,7%
\n
Costi per certificati ambientali non destinati alla compliance 1.002 963 39 4,0%
\n
- di cui relativi ad acquisti da contratti con consegna fisica (IFRS 9) 725 868 (143) -16,5%
\n
Risultati da valutazione dei contratti di acquisto di certificati ambientali con
\n
consegna fisica chiusi nel periodo
\n
1 135 (134) -99,3%
\n
Variazione rimanenze di certificati ambientali (593) (97) (496) -
\n
Altri materiali 2.337 2.533 (196) -7,7 %
\n
Totale 18.304 20.228 (1.924) -9,5%
\n
\n\n
\n
I costi per servizi e altri materiali, pari a 18.304 milioni di
\n
euro nel 2023, registrano un decremento di 1.924 milioni
\n
di euro rispetto all\u2019esercizio 2022. Tale variazione risente
\n
essenzialmente:
\n
\u2022
\n
del decremento dei costi per \u201cVettoriamenti passivi\u201d
\n
per 466 milioni di euro, principalmente in Italia per ef-
\n
fetto dei minori volumi e in Spagna per l\u2019effetto della ri-
\n
duzione delle tariffe;
\n
\u2022
\n
del decremento degli \u201cAltri servizi\u201d pari a 727 milioni di
\n
euro dovuto principalmente ai minori costi imputabili ai
\n
servizi connessi al business elettrico e del gas (371 mi-
\n
lioni di euro) e ai minori costi per servizi in concessione
\n
in Brasile (353 milioni di euro);
\n
\u2022
\n
del decremento dei costi per certificati ambientali, in-
\n
clusivi della variazione delle rimanenze, essenzialmente
\n
riferito ai minori acquisti di quote CO
\n
2
\n
;
\n
\u2022
\n
del decremento degli \u201cAltri materiali\u201d dovuto principal-
\n
mente ai minori costi di approvvigionamento conse-
\n
guenti alle variazioni di perimetro.
\n\n
12.c Costo del personale \u2013 Euro 5.030 milioni
\n
Milioni di euro
\n
2023 2022 2023-2022
\n
Salari e stipendi 3.498 3.442 56 1,6%
\n
Oneri sociali 903 924 (21) -2,3%
\n
Trattamento di fine rapporto 114 107 7 6,5%
\n
Benef\u00edci successivi al rapporto di lavoro e altri benef\u00edci a lungo termine 67 73 (6) -8,2%
\n
Incentivi all\u2019esodo 42 (20) 62 -
\n
Incentivi all\u2019esodo derivanti da accordi di ristrutturazione 214 (151) 365 -
\n
Altri costi 192 195 (3) -1,5%
\n
Totale 5.030 4.570 460 10,1%
\n
Il costo del personale dell\u2019esercizio 2023, pari a 5.030 milioni di
\n
euro, registra un incremento di 460 milioni di euro.
\n
L\u2019organico del Gruppo diminuisce di 4.069 risorse, a seguito
\n
del saldo negativo tra le assunzioni e le cessazioni (201 risor-
\n
se) sommato alle variazioni negative di perimetro (-3.868 ri-
\n
sorse), sostanzialmente riferite:
\n
\u2022
\n
alla vendita della societ\u00e0 Enel Generaci\u00f3n Costanera SA in
\n
Argentina;
\n
\u2022
\n
alla vendita della societ\u00e0 Central Dock Sud SA in Argentina;
\n
\u2022
\n
alla vendita delle societ\u00e0 Usme ZE SAS e Fontib\u00f3n ZE SAS;
\n
\u2022
\n
alla vendita della societ\u00e0 Avikiran Solar India Private Limited
\n
in India;
\n
\u2022
\n
alla vendita della societ\u00e0 Enel Green Power Australia in Au-
\n
stralia;
\n
\u2022
\n
alla vendita di tutte le societ\u00e0 in Romania;
\n
\u2022
\n
alla vendita di Enel Green Power Hellas e di tutte le societ\u00e0
\n
in Grecia.
\n
L\u2019aumento dei \u201cSalari e stipendi\u201d \u00e8 principalmente dovuto al
\n
costo sostenuto per le nuove assunzioni delle societ\u00e0 italiane,
\n
in Spagna, in Cile e in Colombia.
\n
Il decremento dei \u201cBenef\u00edci successivi al rapporto di lavoro e
\n
altri benef\u00edci a lungo termine\u201d per 6 milioni di euro \u00e8 principal-
\n
mente riconducibile all\u2019America Latina e alla Spagna.
\n
L\u2019aumento degli \u201cIncentivi all\u2019esodo\u201d e degli \u201cIncentivi all\u2019eso-
\n
do derivanti da accordi di ristrutturazione\u201d \u00e8 prevalentemente
\n
dovuto ai maggiori costi in Spagna, a seguito dell\u2019adegua-
\n
mento per 177 milioni di euro del fondo relativo al piano AVS
\n
(Acuerdo Voluntario de Salida), e in Italia per il fondo per ri-
\n
strutturazione e digitalizzazione relativamente al nuovo ac-
\n
cordo quadro in applicazione dell\u2019art 4, commi 1-7 ter, legge
\n
n. 92/2012, sottoscritto nel 2021 e per il quale sono stati ne-
\n
cessari adeguamenti, negativo nel 2022 e positivo nel 2023,
\n
in funzione delle dinamiche del periodo e delle variazioni alla
\n
base delle ipotesi attuariali.
\n
Nel prospetto che segue \u00e8 evidenziata la consistenza media
\n
dei dipendenti per categoria di appartenenza, confrontata
\n
con quella dell\u2019esercizio precedente, nonch\u00e9 la consistenza
\n
effettiva al 31 dicembre 2023.
\n
N. Consistenza media
\n
(1)
\n
Consistenza
\n
(1)
\n
\n
2023 2022 al 31.12.2023
\n
Manager 1.374 1.389 1.310
\n
Middle manager 12.589 12.528 12.389
\n
White collar 33.906 35.676 31.308
\n
Blue collar 16.527 16.883 16.048
\n
Totale 64.396 66.476 61.055
\n
(1) Per le societ\u00e0 consolidate con il metodo proporzionale la consistenza corrisponde alla quota di competenza Enel.
\n
\n\n
\n\n
\n
\n\n
\n
12.d Impairment/(Ripristini di valore) netti di crediti commerciali e di altri crediti \u2013 Euro
\n
1.334 milioni
\n
Milioni di euro
\n
2023 2022 2023-2022
\n
Impairment di crediti commerciali 1.384 1.375 9 0,7%
\n
Impairment di altri crediti 162 169 (7) -4,1%
\n
Totale impairment di crediti commerciali e di altri crediti 1.546 1.544 2 0,1%
\n
Ripristini di valore di crediti commerciali (210) (265) 55 20,8%
\n
Ripristini di valore di altri crediti (2) (1) (1) -
\n
Totale ripristini di crediti commerciali e di altri crediti (212) (266) 54 20,3%
\n
TOTALE IMPAIRMENT/(RIPRISTINI DI VALORE) NETTI DI CREDITI
\n
COMMERCIALI E ALTRI CREDITI
\n
1.334 1.278 56 4,4%
\n
La voce, pari a 1.334 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 sono sostanzialmente in linea con l\u2019esercizio pre-
\n
cedente.
\n\n
12.e Ammortamenti e altri impairment \u2013 Euro 8.089 milioni
\n
Milioni di euro
\n
2023 2022 2023-2022
\n
Ammortamento immobili, impianti e macchinari 4.674 4.472 202 4,5%
\n
Ammortamento investimenti immobiliari 2 2 - -
\n
Ammortamento attivit\u00e0 immateriali 1.677 1.612 65 4,0%
\n
Impairment di attivit\u00e0 immobilizzate 1.792 1.414 378 26,7%
\n
Ripristini di valore (56) (53) (3) -5,7%
\n
Totale 8.089 7.447 642 8,6%
\n
La variazione della voce \u201cAmmortamenti e altri impair-
\n
ment\u201d risente essenzialmente dei seguenti fenomeni:
\n
\u2022
\n
i maggiori ammortamenti di attivit\u00e0 materiali e immate-
\n
riali per effetto dei nuovi investimenti realizzati soprat-
\n
tutto nei settori delle energie rinnovabili e della distri-
\n
buzione;
\n
\u2022
\n
l\u2019adeguamento di valore rilevato su talune societ\u00e0 di im-
\n
pianti rinnovabili (1.268 milioni di euro) in Nord America
\n
riconducibile principalmente al deterioramento dello
\n
scenario di taluni mercati di riferimento che si \u00e8 pro-
\n
gressivamente consolidato nel corso del 2023, accom-
\n
pagnato da un generale peggioramento dello scenario
\n
macroeconomico, nonch\u00e9 dai piani strategici e di ri-
\n
strutturazione ridefiniti nell\u2019area di riferimento;
\n
\u2022
\n
le svalutazioni effettuate nel 2023 sulle attivit\u00e0 di Enel X
\n
ed Enel X Way (pari complessivamente a 126 milioni di
\n
euro), sempre in Nord America;
\n
\u2022
\n
l\u2019impairment pari a 171 milioni di euro sul progetto eoli-
\n
co colombiano di Windpeshi, poich\u00e9 classificato come
\n
posseduto per la vendita;
\n
\u2022
\n
gli adeguamenti di valore nel 2022 delle attivit\u00e0 nette
\n
riferite a Celg Distribui\u00e7\u00e3o SA - Celg-D (Enel Goi\u00e1s) (per
\n
827 milioni di euro) e a CGT Fortaleza (73 milioni di euro)
\n
in Brasile, e delle attivit\u00e0 nette riferite a Enel Generaci\u00f3n
\n
Costanera SA (174 milioni di euro) e a Central Dock Sud
\n
SA (116 milioni di euro) in Argentina.
\n
\n\n
\n\n
\n\n
\n\n
\n\n
12.f Altri costi operativi \u2013 Euro 6.125 milioni
\n
Milioni di euro
\n
2023 2022 2023-2022
\n
Oneri di sistema - Certificati ambientali
\n
(1)
\n
2.603 2.510 93 3,7%
\n
Altri oneri connessi al sistema elettrico e gas 568 172 396 -
\n
Altri oneri per imposte e tasse 1.529 1.107 422 38,1%
\n
Minusvalenze e altri oneri da cessione di partecipazioni 404 363 41 11,3%
\n
Contributi straordinari di solidariet\u00e0 208 - 208 -
\n
Altri 813 533 280 52,5%
\n
Totale 6.125 4.685 1.440 30,7%
\n
(1) Relativamente alla voce \u201cOneri di sistema - Certificati ambientali\u201d, si rimanda a quanto commentato nella nota 58 \u201cProgrammi ambientali\u201d.
\n
Gli \u201cAltri costi operativi\u201d si incrementano di 1.440 milioni di
\n
euro rispetto all\u2019esercizio precedente essenzialmente per
\n
effetto dei fenomeni di seguito descritti.
\n
Gli \u201cAltri oneri connessi al sistema elettrico e gas\u201d si incre-
\n
mentano di 396 milioni di euro principalmente per effetto:
\n
\u2022
\n
del maggiore impatto del Bonus Sociale in Spagna (246
\n
milioni di euro) riconducibile principalmente al ricono-
\n
scimento nel 2022 di un indennizzo di 152 milioni di
\n
euro a seguito della sentenza n. 202/2022 della Corte
\n
Suprema;
\n
\u2022
\n
dell\u2019incremento degli indennizzi e penalit\u00e0 connessi
\n
alla qualit\u00e0 del servizio in Italia, previsti dalla delibera
\n
dell\u2019Autorit\u00e0 di Regolazione per Energia Reti e Ambiente
\n
(ARERA) n. 566/2019/R/eel a carico dei distributori (118
\n
milioni di euro).
\n
Gli \u201cAltri oneri per imposte e tasse\u201d si incrementano di 422
\n
milioni di euro essenzialmente per effetto del contributo di
\n
clawback in Italia (357 milioni di euro) introdotto dal decre-
\n
to legge n. 25 del 28 marzo 2022 e in Spagna (118 milioni di
\n
euro) a seguito del Regio Decreto 17/2021. Tale variazione
\n
\u00e8 stata parzialmente compensata dai minori oneri per l\u2019oc-
\n
cupazione del suolo pubblico in Spagna (76 milioni di euro)
\n
per effetto della riduzione delle tariffe.
\n
Le \u201cMinusvalenze e altri oneri da cessione di partecipa-
\n
zioni\u201d del 2023 includono essenzialmente le minusvalenze
\n
rilevate a seguito delle cessioni di Enel Generaci\u00f3n Costa-
\n
nera (132 milioni di euro) e Central Dock Sud (194 milioni di
\n
euro) in Argentina, e dell\u2019adeguamento del prezzo relativo
\n
alla cessione di Celg Distribui\u00e7\u00e3o SA - Celg-D (Enel Goi\u00e1s)
\n
(23 milioni di euro). Il dato del 2022 si riferisce principal-
\n
mente alle minusvalenze rilevate a seguito delle cessioni di
\n
Enel Goi\u00e1s (208 milioni di euro) e CGT Fortaleza (135 milioni
\n
di euro) in Brasile.
\n
I \u201cContributi straordinari di solidariet\u00e0\u201d si riferiscono al
\n
contributo rilevato, nel 2023, in Spagna (208 milioni di
\n
euro) a seguito dell\u2019introduzione della legge n. 38 del 27
\n
dicembre 2022.
\n
L\u2019incremento degli \u201cAltri\u201d costi operativi \u00e8 riconducibile
\n
prevalentemente ai maggiori accantonamenti a fondi ri-
\n
schi e oneri stanziati da Enel Insurance a seguito delle ri-
\n
chieste connesse alle avverse condizioni climatiche.
\n
\n\n
\n\n
12.g Costi per lavori interni capitalizzati \u2013 Euro (3.385) milioni
\n
Milioni di euro
\n
2023 2022 2023-2022
\n
Personale (1.120) (1.184) 64 5,4%
\n
Materiali (1.338) (1.258) (80) -6,4%
\n
Altri (927) (973) 46 4,7%
\n
Totale (3.385) (3.415) 30 0,9%
\n
Gli oneri capitalizzati sono sostanzialmente in linea con l\u2019e-
\n
sercizio precedente.
\n
\n", "dimensions": { "concept": "ifrs-full:DisclosureOfExpensesByNatureExplanatory", "language": "it", "entity": "scheme:WOCMU6HCI0OJWNPRZS33", "period": "2023-01-01T00:00:00/2024-01-01T00:00:00" } }, "Tag181": { "value": "\n
12.c Costo del personale \u2013 Euro 5.030 milioni
\n
Milioni di euro
\n
2023 2022 2023-2022
\n
Salari e stipendi 3.498 3.442 56 1,6%
\n
Oneri sociali 903 924 (21) -2,3%
\n
Trattamento di fine rapporto 114 107 7 6,5%
\n
Benef\u00edci successivi al rapporto di lavoro e altri benef\u00edci a lungo termine 67 73 (6) -8,2%
\n
Incentivi all\u2019esodo 42 (20) 62 -
\n
Incentivi all\u2019esodo derivanti da accordi di ristrutturazione 214 (151) 365 -
\n
Altri costi 192 195 (3) -1,5%
\n
Totale 5.030 4.570 460 10,1%
\n
Il costo del personale dell\u2019esercizio 2023, pari a 5.030 milioni di
\n
euro, registra un incremento di 460 milioni di euro.
\n
L\u2019organico del Gruppo diminuisce di 4.069 risorse, a seguito
\n
del saldo negativo tra le assunzioni e le cessazioni (201 risor-
\n
se) sommato alle variazioni negative di perimetro (-3.868 ri-
\n
sorse), sostanzialmente riferite:
\n
\u2022
\n
alla vendita della societ\u00e0 Enel Generaci\u00f3n Costanera SA in
\n
Argentina;
\n
\u2022
\n
alla vendita della societ\u00e0 Central Dock Sud SA in Argentina;
\n
\u2022
\n
alla vendita delle societ\u00e0 Usme ZE SAS e Fontib\u00f3n ZE SAS;
\n
\u2022
\n
alla vendita della societ\u00e0 Avikiran Solar India Private Limited
\n
in India;
\n
\u2022
\n
alla vendita della societ\u00e0 Enel Green Power Australia in Au-
\n
stralia;
\n
\u2022
\n
alla vendita di tutte le societ\u00e0 in Romania;
\n
\u2022
\n
alla vendita di Enel Green Power Hellas e di tutte le societ\u00e0
\n
in Grecia.
\n
L\u2019aumento dei \u201cSalari e stipendi\u201d \u00e8 principalmente dovuto al
\n
costo sostenuto per le nuove assunzioni delle societ\u00e0 italiane,
\n
in Spagna, in Cile e in Colombia.
\n
Il decremento dei \u201cBenef\u00edci successivi al rapporto di lavoro e
\n
altri benef\u00edci a lungo termine\u201d per 6 milioni di euro \u00e8 principal-
\n
mente riconducibile all\u2019America Latina e alla Spagna.
\n
L\u2019aumento degli \u201cIncentivi all\u2019esodo\u201d e degli \u201cIncentivi all\u2019eso-
\n
do derivanti da accordi di ristrutturazione\u201d \u00e8 prevalentemente
\n
dovuto ai maggiori costi in Spagna, a seguito dell\u2019adegua-
\n
mento per 177 milioni di euro del fondo relativo al piano AVS
\n
(Acuerdo Voluntario de Salida), e in Italia per il fondo per ri-
\n
strutturazione e digitalizzazione relativamente al nuovo ac-
\n
cordo quadro in applicazione dell\u2019art 4, commi 1-7 ter, legge
\n
n. 92/2012, sottoscritto nel 2021 e per il quale sono stati ne-
\n
cessari adeguamenti, negativo nel 2022 e positivo nel 2023,
\n
in funzione delle dinamiche del periodo e delle variazioni alla
\n
base delle ipotesi attuariali.
\n
Nel prospetto che segue \u00e8 evidenziata la consistenza media
\n
dei dipendenti per categoria di appartenenza, confrontata
\n
con quella dell\u2019esercizio precedente, nonch\u00e9 la consistenza
\n
effettiva al 31 dicembre 2023.
\n
N. Consistenza media
\n
(1)
\n
Consistenza
\n
(1)
\n
\n
2023 2022 al 31.12.2023
\n
Manager 1.374 1.389 1.310
\n
Middle manager 12.589 12.528 12.389
\n
White collar 33.906 35.676 31.308
\n
Blue collar 16.527 16.883 16.048
\n
Totale 64.396 66.476 61.055
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\n
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\n
12.d Impairment/(Ripristini di valore) netti di crediti commerciali e di altri crediti \u2013 Euro
\n
1.334 milioni
\n
Milioni di euro
\n
2023 2022 2023-2022
\n
Impairment di crediti commerciali 1.384 1.375 9 0,7%
\n
Impairment di altri crediti 162 169 (7) -4,1%
\n
Totale impairment di crediti commerciali e di altri crediti 1.546 1.544 2 0,1%
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Ripristini di valore di altri crediti (2) (1) (1) -
\n
Totale ripristini di crediti commerciali e di altri crediti (212) (266) 54 20,3%
\n
TOTALE IMPAIRMENT/(RIPRISTINI DI VALORE) NETTI DI CREDITI
\n
COMMERCIALI E ALTRI CREDITI
\n
1.334 1.278 56 4,4%
\n
La voce, pari a 1.334 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 sono sostanzialmente in linea con l\u2019esercizio pre-
\n
cedente.
\n\n
12.e Ammortamenti e altri impairment \u2013 Euro 8.089 milioni
\n
Milioni di euro
\n
2023 2022 2023-2022
\n
Ammortamento immobili, impianti e macchinari 4.674 4.472 202 4,5%
\n
Ammortamento investimenti immobiliari 2 2 - -
\n
Ammortamento attivit\u00e0 immateriali 1.677 1.612 65 4,0%
\n
Impairment di attivit\u00e0 immobilizzate 1.792 1.414 378 26,7%
\n
Ripristini di valore (56) (53) (3) -5,7%
\n
Totale 8.089 7.447 642 8,6%
\n
La variazione della voce \u201cAmmortamenti e altri impair-
\n
ment\u201d risente essenzialmente dei seguenti fenomeni:
\n
\u2022
\n
i maggiori ammortamenti di attivit\u00e0 materiali e immate-
\n
riali per effetto dei nuovi investimenti realizzati soprat-
\n
tutto nei settori delle energie rinnovabili e della distri-
\n
buzione;
\n
\u2022
\n
l\u2019adeguamento di valore rilevato su talune societ\u00e0 di im-
\n
pianti rinnovabili (1.268 milioni di euro) in Nord America
\n
riconducibile principalmente al deterioramento dello
\n
scenario di taluni mercati di riferimento che si \u00e8 pro-
\n
gressivamente consolidato nel corso del 2023, accom-
\n
pagnato da un generale peggioramento dello scenario
\n
macroeconomico, nonch\u00e9 dai piani strategici e di ri-
\n
strutturazione ridefiniti nell\u2019area di riferimento;
\n
\u2022
\n
le svalutazioni effettuate nel 2023 sulle attivit\u00e0 di Enel X
\n
ed Enel X Way (pari complessivamente a 126 milioni di
\n
euro), sempre in Nord America;
\n
\u2022
\n
l\u2019impairment pari a 171 milioni di euro sul progetto eoli-
\n
co colombiano di Windpeshi, poich\u00e9 classificato come
\n
posseduto per la vendita;
\n
\u2022
\n
gli adeguamenti di valore nel 2022 delle attivit\u00e0 nette
\n
riferite a Celg Distribui\u00e7\u00e3o SA - Celg-D (Enel Goi\u00e1s) (per
\n
827 milioni di euro) e a CGT Fortaleza (73 milioni di euro)
\n
in Brasile, e delle attivit\u00e0 nette riferite a Enel Generaci\u00f3n
\n
Costanera SA (174 milioni di euro) e a Central Dock Sud
\n
SA (116 milioni di euro) in Argentina.
\n
\n\n
\n", "dimensions": { "concept": "ifrs-full:DisclosureOfImpairmentOfAssetsExplanatory", "language": "it", "entity": "scheme:WOCMU6HCI0OJWNPRZS33", "period": "2023-01-01T00:00:00/2024-01-01T00:00:00" } }, "Tag183": { "value": "\n
12.e Ammortamenti e altri impairment \u2013 Euro 8.089 milioni
\n
Milioni di euro
\n
2023 2022 2023-2022
\n
Ammortamento immobili, impianti e macchinari 4.674 4.472 202 4,5%
\n
Ammortamento investimenti immobiliari 2 2 - -
\n
Ammortamento attivit\u00e0 immateriali 1.677 1.612 65 4,0%
\n
Impairment di attivit\u00e0 immobilizzate 1.792 1.414 378 26,7%
\n
Ripristini di valore (56) (53) (3) -5,7%
\n
Totale 8.089 7.447 642 8,6%
\n
La variazione della voce \u201cAmmortamenti e altri impair-
\n
ment\u201d risente essenzialmente dei seguenti fenomeni:
\n
\u2022
\n
i maggiori ammortamenti di attivit\u00e0 materiali e immate-
\n
riali per effetto dei nuovi investimenti realizzati soprat-
\n
tutto nei settori delle energie rinnovabili e della distri-
\n
buzione;
\n
\u2022
\n
l\u2019adeguamento di valore rilevato su talune societ\u00e0 di im-
\n
pianti rinnovabili (1.268 milioni di euro) in Nord America
\n
riconducibile principalmente al deterioramento dello
\n
scenario di taluni mercati di riferimento che si \u00e8 pro-
\n
gressivamente consolidato nel corso del 2023, accom-
\n
pagnato da un generale peggioramento dello scenario
\n
macroeconomico, nonch\u00e9 dai piani strategici e di ri-
\n
strutturazione ridefiniti nell\u2019area di riferimento;
\n
\u2022
\n
le svalutazioni effettuate nel 2023 sulle attivit\u00e0 di Enel X
\n
ed Enel X Way (pari complessivamente a 126 milioni di
\n
euro), sempre in Nord America;
\n
\u2022
\n
l\u2019impairment pari a 171 milioni di euro sul progetto eoli-
\n
co colombiano di Windpeshi, poich\u00e9 classificato come
\n
posseduto per la vendita;
\n
\u2022
\n
gli adeguamenti di valore nel 2022 delle attivit\u00e0 nette
\n
riferite a Celg Distribui\u00e7\u00e3o SA - Celg-D (Enel Goi\u00e1s) (per
\n
827 milioni di euro) e a CGT Fortaleza (73 milioni di euro)
\n
in Brasile, e delle attivit\u00e0 nette riferite a Enel Generaci\u00f3n
\n
Costanera SA (174 milioni di euro) e a Central Dock Sud
\n
SA (116 milioni di euro) in Argentina.
\n
\n", "dimensions": { "concept": "ifrs-full:DisclosureOfDepreciationAndAmortisationExpenseExplanatory", "language": "it", "entity": "scheme:WOCMU6HCI0OJWNPRZS33", "period": "2023-01-01T00:00:00/2024-01-01T00:00:00" } }, "Tag184": { "value": "\n
\n\n
12.f Altri costi operativi \u2013 Euro 6.125 milioni
\n
Milioni di euro
\n
2023 2022 2023-2022
\n
Oneri di sistema - Certificati ambientali
\n
(1)
\n
2.603 2.510 93 3,7%
\n
Altri oneri connessi al sistema elettrico e gas 568 172 396 -
\n
Altri oneri per imposte e tasse 1.529 1.107 422 38,1%
\n
Minusvalenze e altri oneri da cessione di partecipazioni 404 363 41 11,3%
\n
Contributi straordinari di solidariet\u00e0 208 - 208 -
\n
Altri 813 533 280 52,5%
\n
Totale 6.125 4.685 1.440 30,7%
\n
(1) Relativamente alla voce \u201cOneri di sistema - Certificati ambientali\u201d, si rimanda a quanto commentato nella nota 58 \u201cProgrammi ambientali\u201d.
\n
Gli \u201cAltri costi operativi\u201d si incrementano di 1.440 milioni di
\n
euro rispetto all\u2019esercizio precedente essenzialmente per
\n
effetto dei fenomeni di seguito descritti.
\n
Gli \u201cAltri oneri connessi al sistema elettrico e gas\u201d si incre-
\n
mentano di 396 milioni di euro principalmente per effetto:
\n
\u2022
\n
del maggiore impatto del Bonus Sociale in Spagna (246
\n
milioni di euro) riconducibile principalmente al ricono-
\n
scimento nel 2022 di un indennizzo di 152 milioni di
\n
euro a seguito della sentenza n. 202/2022 della Corte
\n
Suprema;
\n
\u2022
\n
dell\u2019incremento degli indennizzi e penalit\u00e0 connessi
\n
alla qualit\u00e0 del servizio in Italia, previsti dalla delibera
\n
dell\u2019Autorit\u00e0 di Regolazione per Energia Reti e Ambiente
\n
(ARERA) n. 566/2019/R/eel a carico dei distributori (118
\n
milioni di euro).
\n
Gli \u201cAltri oneri per imposte e tasse\u201d si incrementano di 422
\n
milioni di euro essenzialmente per effetto del contributo di
\n
clawback in Italia (357 milioni di euro) introdotto dal decre-
\n
to legge n. 25 del 28 marzo 2022 e in Spagna (118 milioni di
\n
euro) a seguito del Regio Decreto 17/2021. Tale variazione
\n
\u00e8 stata parzialmente compensata dai minori oneri per l\u2019oc-
\n
cupazione del suolo pubblico in Spagna (76 milioni di euro)
\n
per effetto della riduzione delle tariffe.
\n
Le \u201cMinusvalenze e altri oneri da cessione di partecipa-
\n
zioni\u201d del 2023 includono essenzialmente le minusvalenze
\n
rilevate a seguito delle cessioni di Enel Generaci\u00f3n Costa-
\n
nera (132 milioni di euro) e Central Dock Sud (194 milioni di
\n
euro) in Argentina, e dell\u2019adeguamento del prezzo relativo
\n
alla cessione di Celg Distribui\u00e7\u00e3o SA - Celg-D (Enel Goi\u00e1s)
\n
(23 milioni di euro). Il dato del 2022 si riferisce principal-
\n
mente alle minusvalenze rilevate a seguito delle cessioni di
\n
Enel Goi\u00e1s (208 milioni di euro) e CGT Fortaleza (135 milioni
\n
di euro) in Brasile.
\n
I \u201cContributi straordinari di solidariet\u00e0\u201d si riferiscono al
\n
contributo rilevato, nel 2023, in Spagna (208 milioni di
\n
euro) a seguito dell\u2019introduzione della legge n. 38 del 27
\n
dicembre 2022.
\n
L\u2019incremento degli \u201cAltri\u201d costi operativi \u00e8 riconducibile
\n
prevalentemente ai maggiori accantonamenti a fondi ri-
\n
schi e oneri stanziati da Enel Insurance a seguito delle ri-
\n
chieste connesse alle avverse condizioni climatiche.
\n
\n\n
\n", "dimensions": { "concept": "ifrs-full:DisclosureOfOtherOperatingExpenseExplanatory", "language": "it", "entity": "scheme:WOCMU6HCI0OJWNPRZS33", "period": "2023-01-01T00:00:00/2024-01-01T00:00:00" } }, "Tag1065": { "value": "\n
13. Risultati netti da contratti su commodity \u2013 Euro (2.966) milioni
\n
Milioni di euro
\n
2023 2022 2023-2022
\n
Derivati su commodity
\n
- proventi su derivati chiusi nel periodo 7.315 23.124 (15.809) -68,4%
\n
- oneri su derivati chiusi nel periodo 9.865 18.929 (9.064) -47,9%
\n
Proventi/(Oneri) netti su derivati su commodity chiusi nel periodo (2.550) 4.195 (6.745) -
\n
- proventi su derivati outstanding (3.283) (2.479) (804) -32,4%
\n
- oneri su derivati outstanding (3.404) 223 (3.627) -
\n
Proventi/(Oneri) netti su derivati su commodity outstanding 121 (2.702) 2.823 -
\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
389 5.182 (4.793) -92,5%
\n
- risultati da valutazione di contratti outstanding di acquisto di commodity
\n
energetiche con consegna fisica
\n
(926) (4.310) 3.384 78,5%
\n
Risultati netti da valutazione di contratti outstanding di commodity
\n
energetiche con consegna fisica
\n
(537) 872 (1.409) -
\n
RISULTATI NETTI DA CONTRATTI SU COMMODITY (2.966) 2.365 (5.331) -
\n
I risultati netti da contratti su commodity ammontano a
\n
negativi 2.966 milioni di euro nel 2023 (risultati netti po-
\n
sitivi per 2.365 milioni di euro nel 2022), e sono cos\u00ec com-
\n
posti:
\n
\u2022
\n
oneri netti su derivati su commodity pari complessiva-
\n
mente a 2.429 milioni di euro (proventi netti per 1.493
\n
milioni di euro nel 2022), 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 oneri
\n
netti su derivati chiusi nel periodo per 2.550 milioni di
\n
euro (proventi netti per 4.195 milioni di euro nel 2022)
\n
e proventi netti da valutazione su derivati outstanding
\n
per 121 milioni di euro (oneri netti per 2.702 milioni di
\n
euro nel 2022);
\n
\u2022
\n
risultati netti negativi da valutazione al fair value a Con-
\n
to economico dei contratti di commodity energetiche
\n
con consegna fisica ancora in essere alla data di riferi-
\n
mento del bilancio per 537 milioni di euro (risultati netti
\n
positivi per 872 milioni di euro nel 2022).
\n
Per maggiori dettagli sui derivati, si prega di far riferimento
\n
alla nota 51 \u201cDerivati ed hedge accounting\u201d.
\n

\n\n", "dimensions": { "concept": "enel:DisclosureOfNetResultsFromCommodityContracts", "language": "it", "entity": "scheme:WOCMU6HCI0OJWNPRZS33", "period": "2023-01-01T00:00:00/2024-01-01T00:00:00" } }, "Tag1066": { "value": "\n

\n\n

\n\n
14. Proventi/(Oneri) finanziari netti da contratti derivati \u2013 Euro (609) milioni
\n
Milioni di euro
\n
2023 2022 2023-2022
\n
Proventi:
\n
- proventi da derivati designati come strumenti di copertura 756 1.442 (686) -47,6%
\n
- proventi da derivati al fair value rilevato a Conto economico 802 1.676 (874) -52,1%
\n
Totale proventi 1.558 3.118 (1.560) -50,0%
\n
Oneri:
\n
- oneri da derivati designati come strumenti di copertura (1.254) (1.744) 490 28,1%
\n
- oneri da derivati al fair value rilevato a Conto economico (913) (1.670) 757 45,3%
\n
Totale oneri (2.167) (3.414) 1.247 36,5%
\n
PROVENTI/(ONERI) FINANZIARI DA CONTRATTI DERIVATI (609) (296) (313) -
\n
I contratti derivati su tassi e cambi hanno registrato oneri
\n
netti per 609 milioni di euro nel 2023 (oneri netti per 296
\n
milioni di euro nel 2022) e sono cos\u00ec composti:
\n
\u2022
\n
oneri netti derivanti dalla gestione dei derivati designa-
\n
ti come strumenti di copertura per 498 milioni di euro
\n
(oneri netti per 302 milioni di euro nel 2022) che si rife-
\n
riscono soprattutto a relazioni di copertura di cash flow
\n
hedge;
\n

\n\n\n

\n\n\n

\n\n\n

\n\n

\n\n
\u2022
\n
oneri netti relativi a derivati al fair value a Conto econo-
\n
mico per 111 milioni di euro (proventi netti per 6 milioni
\n
di euro nel 2022).
\n
I risultati netti, rilevati nel 2023 e nell\u2019esercizio precedente,
\n
su derivati sia di copertura sia al fair value a Conto eco-
\n
nomico, si riferiscono prevalentemente alla copertura del
\n
rischio di cambio. Per maggiori dettagli sui derivati, si pre-
\n
ga di far riferimento alla nota 51 \u201cDerivati ed hedge ac-
\n
counting\u201d.
\n

\n\n\n

\n\n\n

\n\n\n

\n\n
Altri oneri finanziari
\n
Milioni di euro
\n
2023 2022 2023-2022
\n
Interessi su debiti finanziari (correnti e non correnti):
\n
- interessi passivi su debiti verso banche 987 509 478 93,9%
\n
- interessi passivi su prestiti obbligazionari 2.079 1.884 195 10,4%
\n
- interessi passivi su altri finanziamenti non bancari 451 235 216 91,9%
\n
Totale interessi passivi 3.517 2.628 889 33,8%
\n
Oneri finanziari su operazioni di gestione del debito 7 - 7 -
\n
Differenze negative di cambio 1.058 2.179 (1.121) -51,4%
\n
Attualizzazione TFR e altri benef\u00edci ai dipendenti 165 145 20 13,8%
\n
Attualizzazione altri fondi 255 201 54 26,9%
\n
Oneri da partecipazioni - - - -
\n
Oneri da iperinflazione 1.291 1.449 (158) -10,9%
\n
Altri oneri 964 727 237 32,6%
\n
TOTALE ALTRI ONERI FINANZIARI 7. 257 7. 329 (72) -1,0%
\n

\n\n\n

\n\n\n

\n\n
Gli altri oneri finanziari, pari a 7.257 milioni di euro, eviden-
\n
ziano un decremento complessivo di 72 milioni di euro
\n
rispetto al 2022 dovuto essenzialmente ai seguenti feno-
\n
meni:
\n
\u2022
\n
al decremento degli oneri da iperinflazione per 158 mi-
\n
lioni di euro, rilevati nelle societ\u00e0 argentine in relazione
\n
all\u2019applicazione dello IAS 29, relativo alla rendicontazio-
\n
ne in economie iperinflazionate; per maggiori appro-
\n
fondimenti si rimanda alla nota 5 del presente Bilancio
\n
consolidato al 31 dicembre 2023;
\n
\u2022
\n
al decremento degli oneri relativi alle differenze negati-
\n
ve di cambio per 1.121 milioni di euro, che riguarda so-
\n
prattutto Enel Finance International (733 milioni di euro)
\n
ed Enel Global Trading (217 milioni di euro);
\n
\u2022
\n
all\u2019incremento degli interessi passivi per 889 milioni di
\n
euro, principalmente relativo all\u2019aumento dei tassi di in-
\n
teresse;
\n
\u2022
\n
all\u2019incremento di altri oneri relativo principalmente all\u2019a-
\n
deguamento di valore di passivit\u00e0 oggetto di copertura
\n
in relazioni di fair value hedge, per 126 milioni di euro, e
\n
agli oneri finanziari sulle operazioni di cessione crediti,
\n
per 102 milioni di euro.
\n

\n\n\n

\n\n", "dimensions": { "concept": "ifrs-full:DisclosureOfFinanceCostExplanatory", "language": "it", "entity": "scheme:WOCMU6HCI0OJWNPRZS33", "period": "2023-01-01T00:00:00/2024-01-01T00:00:00" } }, "Tag1067": { "value": "\n

\n\n
14. Proventi/(Oneri) finanziari netti da contratti derivati \u2013 Euro (609) milioni
\n
Milioni di euro
\n
2023 2022 2023-2022
\n
Proventi:
\n
- proventi da derivati designati come strumenti di copertura 756 1.442 (686) -47,6%
\n
- proventi da derivati al fair value rilevato a Conto economico 802 1.676 (874) -52,1%
\n
Totale proventi 1.558 3.118 (1.560) -50,0%
\n
Oneri:
\n
- oneri da derivati designati come strumenti di copertura (1.254) (1.744) 490 28,1%
\n
- oneri da derivati al fair value rilevato a Conto economico (913) (1.670) 757 45,3%
\n
Totale oneri (2.167) (3.414) 1.247 36,5%
\n
PROVENTI/(ONERI) FINANZIARI DA CONTRATTI DERIVATI (609) (296) (313) -
\n
I contratti derivati su tassi e cambi hanno registrato oneri
\n
netti per 609 milioni di euro nel 2023 (oneri netti per 296
\n
milioni di euro nel 2022) e sono cos\u00ec composti:
\n
\u2022
\n
oneri netti derivanti dalla gestione dei derivati designa-
\n
ti come strumenti di copertura per 498 milioni di euro
\n
(oneri netti per 302 milioni di euro nel 2022) che si rife-
\n
riscono soprattutto a relazioni di copertura di cash flow
\n
hedge;
\n

\n\n\n

\n\n\n

\n\n
\u2022
\n
oneri netti relativi a derivati al fair value a Conto econo-
\n
mico per 111 milioni di euro (proventi netti per 6 milioni
\n
di euro nel 2022).
\n
I risultati netti, rilevati nel 2023 e nell\u2019esercizio precedente,
\n
su derivati sia di copertura sia al fair value a Conto eco-
\n
nomico, si riferiscono prevalentemente alla copertura del
\n
rischio di cambio. Per maggiori dettagli sui derivati, si pre-
\n
ga di far riferimento alla nota 51 \u201cDerivati ed hedge ac-
\n
counting\u201d.
\n

\n\n\n

\n\n\n
Altri proventi finanziari
\n
Milioni di euro
\n
2023 2022 2023-2022
\n
Interessi da attivit\u00e0 finanziarie (correnti e non correnti):
\n
- interessi attivi al tasso effettivo su attivit\u00e0 finanziarie non correnti 289 158 131 82,9%
\n
- interessi attivi al tasso effettivo su attivit\u00e0 finanziarie correnti 335 201 134 66,7%
\n
Totale interessi attivi al tasso effettivo 624 359 265 73,8%
\n
Proventi finanziari su titoli non correnti designati al fair value through
\n
profit or loss
\n
- - - -
\n
Differenze positive di cambio 1.807 2.289 (482) -21,1%
\n
Proventi da partecipazioni 3 1 2 -
\n
Proventi da iperinflazione 1.575 1.739 (164) -9,4%
\n
Altri proventi 482 781 (299) -38,3%
\n
TOTALE ALTRI PROVENTI FINANZIARI 4.491 5.169 (678) -13,1%
\n
Gli altri proventi finanziari, pari a 4.491 milioni di euro, regi-
\n
strano un decremento di 678 milioni di euro rispetto all\u2019e-
\n
sercizio precedente. Tale variazione \u00e8 prevalentemente
\n
riconducibile ai seguenti fenomeni:
\n
\u2022
\n
al decremento dei proventi relativi alle differenze positi-
\n
ve di cambio per 482 milioni di euro, soprattutto in Enel
\n
Finance International (370 milioni di euro) ed Enel Global
\n
Trading (82 milioni di euro);
\n
\u2022
\n
al decremento dei proventi da iperinflazione per 164
\n
milioni di euro, rilevati nelle societ\u00e0 argentine in rela-
\n
zione all\u2019applicazione dello IAS 29, relativo alla rendi-
\n
contazione in economie iperinflazionate; per maggiori
\n
approfondimenti si rimanda alla nota 5 del presente Bi-
\n
lancio consolidato al 31 dicembre 2023;
\n
\u2022
\n
al decremento di altri proventi relativo principalmente
\n
all\u2019adeguamento di valore di passivit\u00e0 oggetto di coper-
\n
tura in relazioni di fair value hedge, per 159 milioni di
\n
euro, e alla variazione di perimetro relativo alla cessione
\n
di Celg Distribui\u00e7\u00e3o SA - Celg-D (Enel Goi\u00e1s) per 45 mi-
\n
lioni di euro;
\n
\u2022
\n
all\u2019aumento degli interessi attivi al tasso effettivo per
\n
265 milioni di euro.
\n

\n\n", "dimensions": { "concept": "ifrs-full:DisclosureOfFinanceIncomeExplanatory", "language": "it", "entity": "scheme:WOCMU6HCI0OJWNPRZS33", "period": "2023-01-01T00:00:00/2024-01-01T00:00:00" } }, "Tag1068": { "value": "\n
14. Proventi/(Oneri) finanziari netti da contratti derivati \u2013 Euro (609) milioni
\n
Milioni di euro
\n
2023 2022 2023-2022
\n
Proventi:
\n
- proventi da derivati designati come strumenti di copertura 756 1.442 (686) -47,6%
\n
- proventi da derivati al fair value rilevato a Conto economico 802 1.676 (874) -52,1%
\n
Totale proventi 1.558 3.118 (1.560) -50,0%
\n
Oneri:
\n
- oneri da derivati designati come strumenti di copertura (1.254) (1.744) 490 28,1%
\n
- oneri da derivati al fair value rilevato a Conto economico (913) (1.670) 757 45,3%
\n
Totale oneri (2.167) (3.414) 1.247 36,5%
\n
PROVENTI/(ONERI) FINANZIARI DA CONTRATTI DERIVATI (609) (296) (313) -
\n
I contratti derivati su tassi e cambi hanno registrato oneri
\n
netti per 609 milioni di euro nel 2023 (oneri netti per 296
\n
milioni di euro nel 2022) e sono cos\u00ec composti:
\n
\u2022
\n
oneri netti derivanti dalla gestione dei derivati designa-
\n
ti come strumenti di copertura per 498 milioni di euro
\n
(oneri netti per 302 milioni di euro nel 2022) che si rife-
\n
riscono soprattutto a relazioni di copertura di cash flow
\n
hedge;
\n

\n\n\n
\u2022
\n
oneri netti relativi a derivati al fair value a Conto econo-
\n
mico per 111 milioni di euro (proventi netti per 6 milioni
\n
di euro nel 2022).
\n
I risultati netti, rilevati nel 2023 e nell\u2019esercizio precedente,
\n
su derivati sia di copertura sia al fair value a Conto eco-
\n
nomico, si riferiscono prevalentemente alla copertura del
\n
rischio di cambio. Per maggiori dettagli sui derivati, si pre-
\n
ga di far riferimento alla nota 51 \u201cDerivati ed hedge ac-
\n
counting\u201d.
\n

\n\n\n

\n\n

\n

\n
15. Altri proventi/(oneri) finanziari netti \u2013 Euro (2.766) milioni
\n\n

\n\n
Altri proventi finanziari
\n
Milioni di euro
\n
2023 2022 2023-2022
\n
Interessi da attivit\u00e0 finanziarie (correnti e non correnti):
\n
- interessi attivi al tasso effettivo su attivit\u00e0 finanziarie non correnti 289 158 131 82,9%
\n
- interessi attivi al tasso effettivo su attivit\u00e0 finanziarie correnti 335 201 134 66,7%
\n
Totale interessi attivi al tasso effettivo 624 359 265 73,8%
\n
Proventi finanziari su titoli non correnti designati al fair value through
\n
profit or loss
\n
- - - -
\n
Differenze positive di cambio 1.807 2.289 (482) -21,1%
\n
Proventi da partecipazioni 3 1 2 -
\n
Proventi da iperinflazione 1.575 1.739 (164) -9,4%
\n
Altri proventi 482 781 (299) -38,3%
\n
TOTALE ALTRI PROVENTI FINANZIARI 4.491 5.169 (678) -13,1%
\n
Gli altri proventi finanziari, pari a 4.491 milioni di euro, regi-
\n
strano un decremento di 678 milioni di euro rispetto all\u2019e-
\n
sercizio precedente. Tale variazione \u00e8 prevalentemente
\n
riconducibile ai seguenti fenomeni:
\n
\u2022
\n
al decremento dei proventi relativi alle differenze positi-
\n
ve di cambio per 482 milioni di euro, soprattutto in Enel
\n
Finance International (370 milioni di euro) ed Enel Global
\n
Trading (82 milioni di euro);
\n
\u2022
\n
al decremento dei proventi da iperinflazione per 164
\n
milioni di euro, rilevati nelle societ\u00e0 argentine in rela-
\n
zione all\u2019applicazione dello IAS 29, relativo alla rendi-
\n
contazione in economie iperinflazionate; per maggiori
\n
approfondimenti si rimanda alla nota 5 del presente Bi-
\n
lancio consolidato al 31 dicembre 2023;
\n
\u2022
\n
al decremento di altri proventi relativo principalmente
\n
all\u2019adeguamento di valore di passivit\u00e0 oggetto di coper-
\n
tura in relazioni di fair value hedge, per 159 milioni di
\n
euro, e alla variazione di perimetro relativo alla cessione
\n
di Celg Distribui\u00e7\u00e3o SA - Celg-D (Enel Goi\u00e1s) per 45 mi-
\n
lioni di euro;
\n
\u2022
\n
all\u2019aumento degli interessi attivi al tasso effettivo per
\n
265 milioni di euro.
\n

\n\n\n

\n\n\n\n

\n\n
Altri oneri finanziari
\n
Milioni di euro
\n
2023 2022 2023-2022
\n
Interessi su debiti finanziari (correnti e non correnti):
\n
- interessi passivi su debiti verso banche 987 509 478 93,9%
\n
- interessi passivi su prestiti obbligazionari 2.079 1.884 195 10,4%
\n
- interessi passivi su altri finanziamenti non bancari 451 235 216 91,9%
\n
Totale interessi passivi 3.517 2.628 889 33,8%
\n
Oneri finanziari su operazioni di gestione del debito 7 - 7 -
\n
Differenze negative di cambio 1.058 2.179 (1.121) -51,4%
\n
Attualizzazione TFR e altri benef\u00edci ai dipendenti 165 145 20 13,8%
\n
Attualizzazione altri fondi 255 201 54 26,9%
\n
Oneri da partecipazioni - - - -
\n
Oneri da iperinflazione 1.291 1.449 (158) -10,9%
\n
Altri oneri 964 727 237 32,6%
\n
TOTALE ALTRI ONERI FINANZIARI 7. 257 7. 329 (72) -1,0%
\n

\n\n\n

\n\n\n

\n\n\n

\n\n\n

\n\n

\n\n

\n\n
Gli altri oneri finanziari, pari a 7.257 milioni di euro, eviden-
\n
ziano un decremento complessivo di 72 milioni di euro
\n
rispetto al 2022 dovuto essenzialmente ai seguenti feno-
\n
meni:
\n
\u2022
\n
al decremento degli oneri da iperinflazione per 158 mi-
\n
lioni di euro, rilevati nelle societ\u00e0 argentine in relazione
\n
all\u2019applicazione dello IAS 29, relativo alla rendicontazio-
\n
ne in economie iperinflazionate; per maggiori appro-
\n
fondimenti si rimanda alla nota 5 del presente Bilancio
\n
consolidato al 31 dicembre 2023;
\n
\u2022
\n
al decremento degli oneri relativi alle differenze negati-
\n
ve di cambio per 1.121 milioni di euro, che riguarda so-
\n
prattutto Enel Finance International (733 milioni di euro)
\n
ed Enel Global Trading (217 milioni di euro);
\n
\u2022
\n
all\u2019incremento degli interessi passivi per 889 milioni di
\n
euro, principalmente relativo all\u2019aumento dei tassi di in-
\n
teresse;
\n
\u2022
\n
all\u2019incremento di altri oneri relativo principalmente all\u2019a-
\n
deguamento di valore di passivit\u00e0 oggetto di copertura
\n
in relazioni di fair value hedge, per 126 milioni di euro, e
\n
agli oneri finanziari sulle operazioni di cessione crediti,
\n
per 102 milioni di euro.
\n

\n\n\n

\n\n\n

\n\n\n

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\n

\n
15. Altri proventi/(oneri) finanziari netti \u2013 Euro (2.766) milioni
\n\n

\n\n
Altri proventi finanziari
\n
Milioni di euro
\n
2023 2022 2023-2022
\n
Interessi da attivit\u00e0 finanziarie (correnti e non correnti):
\n
- interessi attivi al tasso effettivo su attivit\u00e0 finanziarie non correnti 289 158 131 82,9%
\n
- interessi attivi al tasso effettivo su attivit\u00e0 finanziarie correnti 335 201 134 66,7%
\n
Totale interessi attivi al tasso effettivo 624 359 265 73,8%
\n
Proventi finanziari su titoli non correnti designati al fair value through
\n
profit or loss
\n
- - - -
\n
Differenze positive di cambio 1.807 2.289 (482) -21,1%
\n
Proventi da partecipazioni 3 1 2 -
\n
Proventi da iperinflazione 1.575 1.739 (164) -9,4%
\n
Altri proventi 482 781 (299) -38,3%
\n
TOTALE ALTRI PROVENTI FINANZIARI 4.491 5.169 (678) -13,1%
\n
Gli altri proventi finanziari, pari a 4.491 milioni di euro, regi-
\n
strano un decremento di 678 milioni di euro rispetto all\u2019e-
\n
sercizio precedente. Tale variazione \u00e8 prevalentemente
\n
riconducibile ai seguenti fenomeni:
\n
\u2022
\n
al decremento dei proventi relativi alle differenze positi-
\n
ve di cambio per 482 milioni di euro, soprattutto in Enel
\n
Finance International (370 milioni di euro) ed Enel Global
\n
Trading (82 milioni di euro);
\n
\u2022
\n
al decremento dei proventi da iperinflazione per 164
\n
milioni di euro, rilevati nelle societ\u00e0 argentine in rela-
\n
zione all\u2019applicazione dello IAS 29, relativo alla rendi-
\n
contazione in economie iperinflazionate; per maggiori
\n
approfondimenti si rimanda alla nota 5 del presente Bi-
\n
lancio consolidato al 31 dicembre 2023;
\n
\u2022
\n
al decremento di altri proventi relativo principalmente
\n
all\u2019adeguamento di valore di passivit\u00e0 oggetto di coper-
\n
tura in relazioni di fair value hedge, per 159 milioni di
\n
euro, e alla variazione di perimetro relativo alla cessione
\n
di Celg Distribui\u00e7\u00e3o SA - Celg-D (Enel Goi\u00e1s) per 45 mi-
\n
lioni di euro;
\n
\u2022
\n
all\u2019aumento degli interessi attivi al tasso effettivo per
\n
265 milioni di euro.
\n

\n\n\n

\n\n\n\n

\n\n
Altri oneri finanziari
\n
Milioni di euro
\n
2023 2022 2023-2022
\n
Interessi su debiti finanziari (correnti e non correnti):
\n
- interessi passivi su debiti verso banche 987 509 478 93,9%
\n
- interessi passivi su prestiti obbligazionari 2.079 1.884 195 10,4%
\n
- interessi passivi su altri finanziamenti non bancari 451 235 216 91,9%
\n
Totale interessi passivi 3.517 2.628 889 33,8%
\n
Oneri finanziari su operazioni di gestione del debito 7 - 7 -
\n
Differenze negative di cambio 1.058 2.179 (1.121) -51,4%
\n
Attualizzazione TFR e altri benef\u00edci ai dipendenti 165 145 20 13,8%
\n
Attualizzazione altri fondi 255 201 54 26,9%
\n
Oneri da partecipazioni - - - -
\n
Oneri da iperinflazione 1.291 1.449 (158) -10,9%
\n
Altri oneri 964 727 237 32,6%
\n
TOTALE ALTRI ONERI FINANZIARI 7. 257 7. 329 (72) -1,0%
\n

\n\n\n

\n\n\n

\n\n\n

\n\n

\n\n
Gli altri oneri finanziari, pari a 7.257 milioni di euro, eviden-
\n
ziano un decremento complessivo di 72 milioni di euro
\n
rispetto al 2022 dovuto essenzialmente ai seguenti feno-
\n
meni:
\n
\u2022
\n
al decremento degli oneri da iperinflazione per 158 mi-
\n
lioni di euro, rilevati nelle societ\u00e0 argentine in relazione
\n
all\u2019applicazione dello IAS 29, relativo alla rendicontazio-
\n
ne in economie iperinflazionate; per maggiori appro-
\n
fondimenti si rimanda alla nota 5 del presente Bilancio
\n
consolidato al 31 dicembre 2023;
\n
\u2022
\n
al decremento degli oneri relativi alle differenze negati-
\n
ve di cambio per 1.121 milioni di euro, che riguarda so-
\n
prattutto Enel Finance International (733 milioni di euro)
\n
ed Enel Global Trading (217 milioni di euro);
\n
\u2022
\n
all\u2019incremento degli interessi passivi per 889 milioni di
\n
euro, principalmente relativo all\u2019aumento dei tassi di in-
\n
teresse;
\n
\u2022
\n
all\u2019incremento di altri oneri relativo principalmente all\u2019a-
\n
deguamento di valore di passivit\u00e0 oggetto di copertura
\n
in relazioni di fair value hedge, per 126 milioni di euro, e
\n
agli oneri finanziari sulle operazioni di cessione crediti,
\n
per 102 milioni di euro.
\n

\n\n\n

\n\n\n

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\n\n
Altri proventi finanziari
\n
Milioni di euro
\n
2023 2022 2023-2022
\n
Interessi da attivit\u00e0 finanziarie (correnti e non correnti):
\n
- interessi attivi al tasso effettivo su attivit\u00e0 finanziarie non correnti 289 158 131 82,9%
\n
- interessi attivi al tasso effettivo su attivit\u00e0 finanziarie correnti 335 201 134 66,7%
\n
Totale interessi attivi al tasso effettivo 624 359 265 73,8%
\n
Proventi finanziari su titoli non correnti designati al fair value through
\n
profit or loss
\n
- - - -
\n
Differenze positive di cambio 1.807 2.289 (482) -21,1%
\n
Proventi da partecipazioni 3 1 2 -
\n
Proventi da iperinflazione 1.575 1.739 (164) -9,4%
\n
Altri proventi 482 781 (299) -38,3%
\n
TOTALE ALTRI PROVENTI FINANZIARI 4.491 5.169 (678) -13,1%
\n
Gli altri proventi finanziari, pari a 4.491 milioni di euro, regi-
\n
strano un decremento di 678 milioni di euro rispetto all\u2019e-
\n
sercizio precedente. Tale variazione \u00e8 prevalentemente
\n
riconducibile ai seguenti fenomeni:
\n
\u2022
\n
al decremento dei proventi relativi alle differenze positi-
\n
ve di cambio per 482 milioni di euro, soprattutto in Enel
\n
Finance International (370 milioni di euro) ed Enel Global
\n
Trading (82 milioni di euro);
\n
\u2022
\n
al decremento dei proventi da iperinflazione per 164
\n
milioni di euro, rilevati nelle societ\u00e0 argentine in rela-
\n
zione all\u2019applicazione dello IAS 29, relativo alla rendi-
\n
contazione in economie iperinflazionate; per maggiori
\n
approfondimenti si rimanda alla nota 5 del presente Bi-
\n
lancio consolidato al 31 dicembre 2023;
\n
\u2022
\n
al decremento di altri proventi relativo principalmente
\n
all\u2019adeguamento di valore di passivit\u00e0 oggetto di coper-
\n
tura in relazioni di fair value hedge, per 159 milioni di
\n
euro, e alla variazione di perimetro relativo alla cessione
\n
di Celg Distribui\u00e7\u00e3o SA - Celg-D (Enel Goi\u00e1s) per 45 mi-
\n
lioni di euro;
\n
\u2022
\n
all\u2019aumento degli interessi attivi al tasso effettivo per
\n
265 milioni di euro.
\n

\n\n\n

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Altri oneri finanziari
\n
Milioni di euro
\n
2023 2022 2023-2022
\n
Interessi su debiti finanziari (correnti e non correnti):
\n
- interessi passivi su debiti verso banche 987 509 478 93,9%
\n
- interessi passivi su prestiti obbligazionari 2.079 1.884 195 10,4%
\n
- interessi passivi su altri finanziamenti non bancari 451 235 216 91,9%
\n
Totale interessi passivi 3.517 2.628 889 33,8%
\n
Oneri finanziari su operazioni di gestione del debito 7 - 7 -
\n
Differenze negative di cambio 1.058 2.179 (1.121) -51,4%
\n
Attualizzazione TFR e altri benef\u00edci ai dipendenti 165 145 20 13,8%
\n
Attualizzazione altri fondi 255 201 54 26,9%
\n
Oneri da partecipazioni - - - -
\n
Oneri da iperinflazione 1.291 1.449 (158) -10,9%
\n
Altri oneri 964 727 237 32,6%
\n
TOTALE ALTRI ONERI FINANZIARI 7. 257 7. 329 (72) -1,0%
\n

\n\n\n
Gli altri oneri finanziari, pari a 7.257 milioni di euro, eviden-
\n
ziano un decremento complessivo di 72 milioni di euro
\n
rispetto al 2022 dovuto essenzialmente ai seguenti feno-
\n
meni:
\n
\u2022
\n
al decremento degli oneri da iperinflazione per 158 mi-
\n
lioni di euro, rilevati nelle societ\u00e0 argentine in relazione
\n
all\u2019applicazione dello IAS 29, relativo alla rendicontazio-
\n
ne in economie iperinflazionate; per maggiori appro-
\n
fondimenti si rimanda alla nota 5 del presente Bilancio
\n
consolidato al 31 dicembre 2023;
\n
\u2022
\n
al decremento degli oneri relativi alle differenze negati-
\n
ve di cambio per 1.121 milioni di euro, che riguarda so-
\n
prattutto Enel Finance International (733 milioni di euro)
\n
ed Enel Global Trading (217 milioni di euro);
\n
\u2022
\n
all\u2019incremento degli interessi passivi per 889 milioni di
\n
euro, principalmente relativo all\u2019aumento dei tassi di in-
\n
teresse;
\n
\u2022
\n
all\u2019incremento di altri oneri relativo principalmente all\u2019a-
\n
deguamento di valore di passivit\u00e0 oggetto di copertura
\n
in relazioni di fair value hedge, per 126 milioni di euro, e
\n
agli oneri finanziari sulle operazioni di cessione crediti,
\n
per 102 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 \u2013 Euro (41) milioni
\n
Milioni di euro
\n
2023 2022 2023-2022
\n
Proventi da partecipazioni in societ\u00e0 collegate
\n
(1)
\n
68 81 (13) -16,0%
\n
Oneri da partecipazioni in societ\u00e0 collegate (109) (141) 32 22,7%
\n
Totale
\n
(1)
\n
(41) (60) 19 31,7%
\n
(1) Il dato riferito all\u2019esercizio 2022 \u00e8 stato rideterminato per tener conto della classificazione tra le \u201cdiscontinued operation\u201d della \u201cQuota dei proventi/(oneri)
\n
derivanti da partecipazioni valutate con il metodo del patrimonio netto\u201d riferita a Rusenergosbyt LLC, societ\u00e0 russa ceduta a dicembre 2023.
\n
La quota degli oneri netti derivanti da partecipazioni valu-
\n
tate con il metodo del patrimonio netto nel 2023 \u00e8 negativa
\n
per complessivi 41 milioni di euro e registra un incremento
\n
pari a 19 milioni di euro rispetto all\u2019esercizio precedente.
\n
Tale variazione \u00e8 da riferire soprattutto all\u2019incremento dei
\n
risultati pro quota di pertinenza del Gruppo relativi a Slo-
\n
vak Power Holding (per 65 milioni di euro) e a Gridspertise
\n
(per 9 milioni di euro), parzialmente compensato dal de-
\n
cremento dei risultati pro quota di Mooney (per 18 milioni
\n
di euro), di PowerCrop (per 22 milioni di euro), di Enel Gre-
\n
en Power Australia (per 7 milioni di euro) e di Compa\u00f1\u00eda
\n
E\u00f3lica Tierras Altas (per 7 milioni di euro).
\n

\n\n\n

\n\n\n

\n\n\n

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\n\n
16. Quota dei proventi/(oneri) derivanti da partecipazioni valutate con il metodo del
\n
patrimonio netto \u2013 Euro (41) milioni
\n
Milioni di euro
\n
2023 2022 2023-2022
\n
Proventi da partecipazioni in societ\u00e0 collegate
\n
(1)
\n
68 81 (13) -16,0%
\n
Oneri da partecipazioni in societ\u00e0 collegate (109) (141) 32 22,7%
\n
Totale
\n
(1)
\n
(41) (60) 19 31,7%
\n
(1) Il dato riferito all\u2019esercizio 2022 \u00e8 stato rideterminato per tener conto della classificazione tra le \u201cdiscontinued operation\u201d della \u201cQuota dei proventi/(oneri)
\n
derivanti da partecipazioni valutate con il metodo del patrimonio netto\u201d riferita a Rusenergosbyt LLC, societ\u00e0 russa ceduta a dicembre 2023.
\n
La quota degli oneri netti derivanti da partecipazioni valu-
\n
tate con il metodo del patrimonio netto nel 2023 \u00e8 negativa
\n
per complessivi 41 milioni di euro e registra un incremento
\n
pari a 19 milioni di euro rispetto all\u2019esercizio precedente.
\n
Tale variazione \u00e8 da riferire soprattutto all\u2019incremento dei
\n
risultati pro quota di pertinenza del Gruppo relativi a Slo-
\n
vak Power Holding (per 65 milioni di euro) e a Gridspertise
\n
(per 9 milioni di euro), parzialmente compensato dal de-
\n
cremento dei risultati pro quota di Mooney (per 18 milioni
\n
di euro), di PowerCrop (per 22 milioni di euro), di Enel Gre-
\n
en Power Australia (per 7 milioni di euro) e di Compa\u00f1\u00eda
\n
E\u00f3lica Tierras Altas (per 7 milioni di euro).
\n

\n\n\n

\n\n\n

\n\n\n
26. Partecipazioni valutate con il metodo del patrimonio netto \u2013 Euro 1.650 milioni
\n
Nella seguente tabella \u00e8 esposta la movimentazione delle
\n
principali partecipazioni in imprese a controllo congiunto
\n
e collegate valutate con il metodo del patrimonio netto.
\n
Milioni di euro
\n
Quota
\n
%
\n
Impatto
\n
a Conto
\n
economico
\n
Variazioni\u00a0
\n
perimetro\u00a0Dividendi
\n
Riclassifica a
\n
Discontinued
\n
operation
\n
Riclassifica
\n
da/ad\u00a0
\n
\u201cAttivit\u00e0\u00a0
\n
classificate
\n
come
\n
possedute per
\n
la vendita\u201d\u00a0Impairment
\n
Altri
\n
movimenti
\n
Quota
\n
%
\n
al
\n
31.12.2022
\n
al
\n
31.12.2023
\n
Societ\u00e0 a controllo\u00a0
\n
congiunto
\n
Gridspertise Srl\u00a0299\u00a050,0%\u00a09\u00a0-\u00a0-\u00a0-\u00a0-\u00a0-\u00a0(2)\u00a0306\u00a050,0%
\n
Mooney Group SpA\u00a0219\u00a050,0%\u00a0(35)\u00a0-\u00a0-\u00a0-\u00a0-\u00a0-\u00a01\u00a0185\u00a050,0%
\n
Slovak Power Holding\u00a090\u00a050,0%\u00a0-\u00a0-\u00a0-\u00a0-\u00a0-\u00a0-\u00a099\u00a0189\u00a050,0%
\n
Enel Green Power\u00a0
\n
Australia
\n
-\u00a0(7)\u00a0142\u00a0-\u00a0-\u00a0-\u00a0-\u00a013\u00a0148\u00a050,0%
\n
Enel Green Power\u00a0
\n
Hellas
\n
-\u00a0(1)\u00a0246\u00a0-\u00a0-\u00a0-\u00a0-\u00a0-\u00a0245\u00a050,0%
\n
Societ\u00e0 progetto
\n
Matimba
\n
108\u00a050,0%\u00a0(1)\u00a0(15)\u00a0-\u00a0-\u00a0-\u00a0-\u00a0(17)\u00a075\u00a050,0%
\n
Societ\u00e0 progetto
\n
Kino
\n
16\u00a020,0%\u00a0(13)\u00a0-\u00a0-\u00a0-\u00a0-\u00a0-\u00a0(2)\u00a01\u00a020,0%
\n
Ewiva Srl\u00a020\u00a050,0%\u00a0(3)\u00a0-\u00a0-\u00a0-\u00a0-\u00a0-\u00a022\u00a039\u00a050,0%
\n
Drift Sand Wind
\n
Project
\n
45\u00a050,0%\u00a01\u00a0-\u00a0-\u00a0-\u00a0-\u00a0-\u00a0(1)\u00a045\u00a050,0%
\n
Front Mar\u00edtim del
\n
Bes\u00f2s
\n
31\u00a061,4%\u00a0(2)\u00a0-\u00a0-\u00a0-\u00a0-\u00a0-\u00a01\u00a030\u00a061,4%
\n
Elecgas SA\u00a030\u00a050,0%\u00a06\u00a0-\u00a0(13)\u00a0-\u00a0-\u00a0-\u00a0(2)\u00a021\u00a050,0%
\n
Tejo Energia
\n
- Produ\u00e7\u00e3o e\u00a0
\n
Distribui\u00e7\u00e3o de
\n
Energia El\u00e9ctrica
\n
5\u00a043,8%\u00a0-\u00a0-\u00a0-\u00a0-\u00a0-\u00a0-\u00a0-\u00a05\u00a043,8%
\n
Suministradora\u00a0
\n
El\u00e9ctrica de C\u00e1diz
\n
9\u00a033,5%\u00a03\u00a0-\u00a0(3)\u00a0-\u00a0-\u00a0-\u00a0(1)\u00a08\u00a033,5%
\n
Energie Electrique de
\n
Tahaddart
\n
11\u00a032,0%\u00a03\u00a0-\u00a0(2)\u00a0-\u00a0-\u00a0-\u00a0(4)\u00a08\u00a032,0%
\n
Rusenergosbyt\u00a091\u00a049,5%\u00a058\u00a0-\u00a0-\u00a0(115)\u00a0-\u00a0(34)\u00a0-
\n
PowerCrop\u00a014\u00a050,0%\u00a0(6)\u00a0-\u00a0-\u00a0-\u00a0-\u00a0-\u00a0-\u00a08\u00a050,0%
\n
Totale societ\u00e0 a
\n
controllo congiunto
\n
988\u00a012\u00a0373\u00a0(18)\u00a0(115)\u00a0-\u00a0-\u00a073\u00a01.313
\n
\n\n
Milioni di euro
\n
Quota
\n
%
\n
Impatto
\n
a Conto
\n
economico
\n
Variazioni\u00a0
\n
perimetro\u00a0Dividendi
\n
Riclassifica a
\n
Discontinued
\n
operation
\n
Riclassifica
\n
da/ad\u00a0
\n
\u201cAttivit\u00e0\u00a0
\n
classificate
\n
come
\n
possedute per
\n
la vendita\u201d\u00a0Impairment
\n
Altri
\n
movimenti
\n
Quota
\n
%
\n
al
\n
31.12.2022
\n
al
\n
31.12.2023
\n
Societ\u00e0 collegate
\n
CESI\u00a058\u00a042,7%\u00a0(2)\u00a0-\u00a0-\u00a0-\u00a0-\u00a0-\u00a0-\u00a056\u00a042,7%
\n
GNL Chile SA\u00a014\u00a033,3%\u00a07\u00a0-\u00a0-\u00a0-\u00a0-\u00a0-\u00a0(1)\u00a020\u00a033,3%
\n
Energ\u00edas Especiales\u00a0
\n
del Bierzo
\n
12\u00a050,0%\u00a01\u00a0-\u00a0(2)\u00a0-\u00a0-\u00a0-\u00a0(1)\u00a010\u00a050,0%
\n
Gorona del Viento El
\n
Hierro SA
\n
13\u00a023,2%\u00a0(6)\u00a0-\u00a0-\u00a0-\u00a0-\u00a0-\u00a0-\u00a07\u00a023,2%
\n
Compa\u00f1\u00eda E\u00f3lica
\n
Tierras Altas
\n
7\u00a037,5\u00a0%\u00a01\u00a0-\u00a0(1)\u00a0-\u00a0-\u00a0-\u00a0-\u00a07\u00a037,5\u00a0%
\n
Sociedad E\u00f3lica El
\n
Puntal
\n
4\u00a050,0%\u00a01\u00a0-\u00a0(2)\u00a0-\u00a0-\u00a0-\u00a02\u00a05\u00a050,0%
\n
Renovables Brovales
\n
400 kV
\n
-\u00a0-\u00a0-\u00a0-\u00a0-\u00a0-\u00a0-\u00a05\u00a05\u00a064,2%
\n
Cogenio Iberia\u00a05\u00a020,0%\u00a0-\u00a0-\u00a0-\u00a0-\u00a0-\u00a0-\u00a01\u00a06\u00a020,0%
\n
Cogenio Srl\u00a09\u00a020,0%\u00a0-\u00a0-\u00a0-\u00a0-\u00a0-\u00a0-\u00a0(1)\u00a08\u00a020,0%
\n
Avikiran Solar India\u00a0-\u00a0(1)\u00a029\u00a0-\u00a0-\u00a0-\u00a0-\u00a0(1)\u00a027\u00a051,0%
\n
Avikiran Surya India\u00a027\u00a051,1%\u00a0(1)\u00a0-\u00a0-\u00a0-\u00a0-\u00a0-\u00a0(2)\u00a024\u00a051,0%
\n
EGPNA Renewable
\n
Energy Partners
\n
77\u00a010,0%\u00a02\u00a0-\u00a0-\u00a0-\u00a0-\u00a0-\u00a0(15)\u00a064\u00a010,0%
\n
Rocky Caney Holding\u00a022\u00a010,0%\u00a02\u00a0-\u00a0-\u00a0-\u00a0-\u00a0-\u00a0(4)\u00a020\u00a010,0%
\n
Altre minori\u00a045\u00a0(57)\u00a08\u00a0(2)\u00a0-\u00a0(1)\u00a0-\u00a085\u00a078
\n
Totale societ\u00e0
\n
collegate
\n
293\u00a0(53)\u00a037\u00a0(7)\u00a0-\u00a0(1)\u00a0-\u00a068\u00a0337
\n
TOTALE\u00a0\u00a01.281\u00a0(41)\u00a0410\u00a0(25)\u00a0(115)\u00a0(1)\u00a0-\u00a0141\u00a01.650
\n
L\u2019incremento del valore delle partecipazioni valutate con
\n
il metodo del patrimonio netto, nel 2023, \u00e8 riconducibile
\n
prevalentemente:
\n
\u2022
\n
alle variazioni di perimetro dell\u2019esercizio riconducibili
\n
soprattutto:
\n
\u00a0\u2013
\n
alla rilevazione delle partecipazioni nelle societ\u00e0 a
\n
controllo congiunto del nodo Enel Green Power Au-
\n
stralia (per 142 milioni di euro), in seguito alla cessio-
\n
ne, a INPEX Corporation, del 50% di tali societ\u00e0, pre-
\n
cedentemente interamente controllate e classificate
\n
come possedute per la vendita;
\n
\u00a0\u2013
\n
alla rilevazione della partecipazione nella societ\u00e0 a
\n
controllo congiunto Enel Green Power Hellas (per
\n
246 milioni di euro), in seguito alla vendita, a Mac-
\n
quarie Asset Management, del 50% di tale societ\u00e0,
\n
precedentemente interamente detenuta dal Gruppo
\n
Enel;
\n
\u00a0\u2013
\n
alla rilevazione della partecipazione nella societ\u00e0 col-
\n
legata Avikiran Solar India Private Limited (per 29 mi-
\n
lioni di euro) in relazione alla cessione, a Norfund, del
\n
49% di tale societ\u00e0 con perdita del controllo;
\n
\u00a0\u2013
\n
alla rilevazione dell\u2019adeguamento negativo di prezzo
\n
della partecipazione nella joint venture che detiene le
\n
societ\u00e0 del progetto Matimba (per 15 milioni di euro);
\n
\u2022
\n
alla rilevazione della quota di pertinenza del Gruppo
\n
delle variazioni delle riserve OCI (per 98 milioni di euro)
\n
riferite prevalentemente a Slovak Power Holding e rife-
\n
ribili all\u2019andamento del fair value dei derivati di cash flow
\n
hedge della societ\u00e0.
\n
Tali effetti positivi sono stati principalmente compensati
\n
dalla riclassifica dell\u2019intera partecipazione nella societ\u00e0 Ru-
\n
senergosbyt nelle discontinued operation (per 115 milioni
\n
di euro), ceduta nel 2023, nonch\u00e9 dai dividendi distribuiti
\n
nell\u2019esercizio (per 25 milioni di euro), principalmente dalle
\n
societ\u00e0 spagnole, e dall\u2019andamento sfavorevole dei cambi.
\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
\n\n
Milioni di euro\u00a0Attivit\u00e0 non correnti\u00a0Attivit\u00e0 correnti\u00a0Totale attivo\u00a0Passivit\u00e0 non correnti\u00a0Passivit\u00e0 correnti\u00a0Totale passivo\u00a0Patrimonio netto
\n
al 31.12.2023\u00a0al 31.12.2022\u00a0al 31.12.2023\u00a0al 31.12.2022\u00a0al 31.12.2023\u00a0al 31.12.2022\u00a0al 31.12.2023\u00a0al 31.12.2022\u00a0al 31.12.2023\u00a0al 31.12.2022\u00a0al 31.12.2023\u00a0al 31.12.2022\u00a0al 31.12.2023\u00a0al 31.12.2022
\n
Societ\u00e0 a controllo
\n
congiunto
\n
Gridspertise Srl\u00a0170\u00a094\u00a0132\u00a0192\u00a0302\u00a0286
\n
49\u00a09\u00a0158\u00a0198\u00a0207\u00a0207\u00a095\u00a079
\n
Mooney Group SpA\u00a0894\u00a0880\u00a0487\u00a0449\u00a01.381\u00a01.329\u00a01.134\u00a01.086\u00a0649\u00a0575\u00a01.783\u00a01.661\u00a0(402)\u00a0(332)
\n
Slovak Power Holding\u00a012.468\u00a012.376\u00a01.470\u00a01.444\u00a013.938\u00a013.820\u00a07.843\u00a04.950\u00a01.393\u00a06.620\u00a09.236\u00a011.570\u00a04.702\u00a02.250
\n
Enel Green Power
\n
Australia
\n
428\u00a0-\u00a073\u00a0-\u00a0501\u00a0-\u00a0315\u00a0-\u00a021\u00a0-\u00a0336\u00a0-\u00a0165\u00a0-
\n
Enel Green Power Hellas\u00a0687\u00a0-\u00a0109\u00a0-\u00a0796\u00a0-\u00a0672\u00a0-\u00a0166\u00a0-\u00a0838\u00a0-\u00a0(42)\u00a0-
\n
Societ\u00e0 progetto
\n
Matimba
\n
1.583\u00a01.759\u00a0320\u00a0348\u00a01.903\u00a02.107\u00a01.599\u00a01.763\u00a0113\u00a093\u00a01.712\u00a01.856\u00a0191\u00a0251
\n
Ewiva Srl\u00a040\u00a040\u00a039\u00a0-\u00a079\u00a040\u00a0-\u00a0-\u00a0-\u00a0-\u00a0-\u00a0-\u00a079\u00a040
\n
Societ\u00e0 collegate
\n
CESI\u00a0179\u00a0191\u00a013\u00a025\u00a0192\u00a0216
\n
20\u00a024\u00a073\u00a090\u00a093\u00a0114\u00a099\u00a0102
\n
Avikiran Solar India\u00a0148\u00a0-\u00a06\u00a0-\u00a0154\u00a0-\u00a087\u00a0-\u00a014\u00a0-\u00a0101\u00a0-\u00a053\u00a0-
\n
Avikiran Surya India\u00a0200\u00a0207\u00a063\u00a030\u00a0263\u00a0237\u00a0112\u00a0117\u00a048\u00a09\u00a0160\u00a0126\u00a0103\u00a0111
\n
Milioni di euro\u00a0Totale ricavi\u00a0Risultato prima delle imposte
\n
Risultato netto
\n
delle continuing operation
\n
2023\u00a02022\u00a02023\u00a02022\u00a02023\u00a02022
\n
Societ\u00e0 a controllo
\n
congiunto
\n
Gridspertise Srl\u00a0418\u00a0334\u00a023\u00a012\u00a017\u00a08
\n
Mooney Group SpA\u00a0435\u00a0224\u00a0(70)\u00a0(33)\u00a0(70)\u00a0(33)
\n
Slovak Power Holding\u00a05.129\u00a05.184\u00a0856\u00a0(320)\u00a0598\u00a0(223)
\n
Enel Green Power
\n
Australia
\n
37\u00a0-\u00a0(28)\u00a0-\u00a0(28)\u00a0-
\n
Enel Green Power Hellas\u00a0127\u00a0-\u00a025\u00a0-\u00a017\u00a0-
\n
Societ\u00e0 progetto
\n
Matimba
\n
148\u00a0114\u00a0(8)\u00a0(39)\u00a0(2)\u00a0(24)
\n
Ewiva Srl\u00a0-\u00a0-\u00a0(6)\u00a0(4)\u00a0(6)\u00a0(4)
\n
Societ\u00e0 collegate
\n
CESI\u00a0164\u00a0155\u00a0(5)\u00a0(4)\u00a0(5)\u00a0(1)
\n
Avikiran Solar India\u00a015\u00a0-\u00a0(6)\u00a0-\u00a0(6)\u00a0-
\n
Avikiran Surya India\u00a018\u00a09\u00a0(3)\u00a01\u00a0(3)\u00a01
\n
\n\n
Milioni di euro\u00a0Attivit\u00e0 non correnti\u00a0Attivit\u00e0 correnti\u00a0Totale attivo\u00a0Passivit\u00e0 non correnti\u00a0Passivit\u00e0 correnti\u00a0Totale passivo\u00a0Patrimonio netto
\n
al 31.12.2023\u00a0al 31.12.2022\u00a0al 31.12.2023\u00a0al 31.12.2022\u00a0al 31.12.2023\u00a0al 31.12.2022\u00a0al 31.12.2023\u00a0al 31.12.2022\u00a0al 31.12.2023\u00a0al 31.12.2022\u00a0al 31.12.2023\u00a0al 31.12.2022\u00a0al 31.12.2023\u00a0al 31.12.2022
\n
Societ\u00e0 a controllo
\n
congiunto
\n
Gridspertise Srl\u00a0170\u00a094\u00a0132\u00a0192\u00a0302\u00a0286
\n
49\u00a09\u00a0158\u00a0198\u00a0207\u00a0207\u00a095\u00a079
\n
Mooney Group SpA\u00a0894\u00a0880\u00a0487\u00a0449\u00a01.381\u00a01.329\u00a01.134\u00a01.086\u00a0649\u00a0575\u00a01.783\u00a01.661\u00a0(402)\u00a0(332)
\n
Slovak Power Holding\u00a012.468\u00a012.376\u00a01.470\u00a01.444\u00a013.938\u00a013.820\u00a07.843\u00a04.950\u00a01.393\u00a06.620\u00a09.236\u00a011.570\u00a04.702\u00a02.250
\n
Enel Green Power
\n
Australia
\n
428\u00a0-\u00a073\u00a0-\u00a0501\u00a0-\u00a0315\u00a0-\u00a021\u00a0-\u00a0336\u00a0-\u00a0165\u00a0-
\n
Enel Green Power Hellas\u00a0687\u00a0-\u00a0109\u00a0-\u00a0796\u00a0-\u00a0672\u00a0-\u00a0166\u00a0-\u00a0838\u00a0-\u00a0(42)\u00a0-
\n
Societ\u00e0 progetto
\n
Matimba
\n
1.583\u00a01.759\u00a0320\u00a0348\u00a01.903\u00a02.107\u00a01.599\u00a01.763\u00a0113\u00a093\u00a01.712\u00a01.856\u00a0191\u00a0251
\n
Ewiva Srl\u00a040\u00a040\u00a039\u00a0-\u00a079\u00a040\u00a0-\u00a0-\u00a0-\u00a0-\u00a0-\u00a0-\u00a079\u00a040
\n
Societ\u00e0 collegate
\n
CESI\u00a0179\u00a0191\u00a013\u00a025\u00a0192\u00a0216
\n
20\u00a024\u00a073\u00a090\u00a093\u00a0114\u00a099\u00a0102
\n
Avikiran Solar India\u00a0148\u00a0-\u00a06\u00a0-\u00a0154\u00a0-\u00a087\u00a0-\u00a014\u00a0-\u00a0101\u00a0-\u00a053\u00a0-
\n
Avikiran Surya India\u00a0200\u00a0207\u00a063\u00a030\u00a0263\u00a0237\u00a0112\u00a0117\u00a048\u00a09\u00a0160\u00a0126\u00a0103\u00a0111
\n
\n", "dimensions": { "concept": "ifrs-full:DisclosureOfInvestmentsAccountedForUsingEquityMethodExplanatory", "language": "it", "entity": "scheme:WOCMU6HCI0OJWNPRZS33", "period": "2023-01-01T00:00:00/2024-01-01T00:00:00" } }, "Tag1074": { "value": "\n

\n\n
16. Quota dei proventi/(oneri) derivanti da partecipazioni valutate con il metodo del
\n
patrimonio netto \u2013 Euro (41) milioni
\n
Milioni di euro
\n
2023 2022 2023-2022
\n
Proventi da partecipazioni in societ\u00e0 collegate
\n
(1)
\n
68 81 (13) -16,0%
\n
Oneri da partecipazioni in societ\u00e0 collegate (109) (141) 32 22,7%
\n
Totale
\n
(1)
\n
(41) (60) 19 31,7%
\n
(1) Il dato riferito all\u2019esercizio 2022 \u00e8 stato rideterminato per tener conto della classificazione tra le \u201cdiscontinued operation\u201d della \u201cQuota dei proventi/(oneri)
\n
derivanti da partecipazioni valutate con il metodo del patrimonio netto\u201d riferita a Rusenergosbyt LLC, societ\u00e0 russa ceduta a dicembre 2023.
\n
La quota degli oneri netti derivanti da partecipazioni valu-
\n
tate con il metodo del patrimonio netto nel 2023 \u00e8 negativa
\n
per complessivi 41 milioni di euro e registra un incremento
\n
pari a 19 milioni di euro rispetto all\u2019esercizio precedente.
\n
Tale variazione \u00e8 da riferire soprattutto all\u2019incremento dei
\n
risultati pro quota di pertinenza del Gruppo relativi a Slo-
\n
vak Power Holding (per 65 milioni di euro) e a Gridspertise
\n
(per 9 milioni di euro), parzialmente compensato dal de-
\n
cremento dei risultati pro quota di Mooney (per 18 milioni
\n
di euro), di PowerCrop (per 22 milioni di euro), di Enel Gre-
\n
en Power Australia (per 7 milioni di euro) e di Compa\u00f1\u00eda
\n
E\u00f3lica Tierras Altas (per 7 milioni di euro).
\n

\n\n\n

\n\n\n
\n\n
26. Partecipazioni valutate con il metodo del patrimonio netto \u2013 Euro 1.650 milioni
\n
Nella seguente tabella \u00e8 esposta la movimentazione delle
\n
principali partecipazioni in imprese a controllo congiunto
\n
e collegate valutate con il metodo del patrimonio netto.
\n
Milioni di euro
\n
Quota
\n
%
\n
Impatto
\n
a Conto
\n
economico
\n
Variazioni\u00a0
\n
perimetro\u00a0Dividendi
\n
Riclassifica a
\n
Discontinued
\n
operation
\n
Riclassifica
\n
da/ad\u00a0
\n
\u201cAttivit\u00e0\u00a0
\n
classificate
\n
come
\n
possedute per
\n
la vendita\u201d\u00a0Impairment
\n
Altri
\n
movimenti
\n
Quota
\n
%
\n
al
\n
31.12.2022
\n
al
\n
31.12.2023
\n
Societ\u00e0 a controllo\u00a0
\n
congiunto
\n
Gridspertise Srl\u00a0299\u00a050,0%\u00a09\u00a0-\u00a0-\u00a0-\u00a0-\u00a0-\u00a0(2)\u00a0306\u00a050,0%
\n
Mooney Group SpA\u00a0219\u00a050,0%\u00a0(35)\u00a0-\u00a0-\u00a0-\u00a0-\u00a0-\u00a01\u00a0185\u00a050,0%
\n
Slovak Power Holding\u00a090\u00a050,0%\u00a0-\u00a0-\u00a0-\u00a0-\u00a0-\u00a0-\u00a099\u00a0189\u00a050,0%
\n
Enel Green Power\u00a0
\n
Australia
\n
-\u00a0(7)\u00a0142\u00a0-\u00a0-\u00a0-\u00a0-\u00a013\u00a0148\u00a050,0%
\n
Enel Green Power\u00a0
\n
Hellas
\n
-\u00a0(1)\u00a0246\u00a0-\u00a0-\u00a0-\u00a0-\u00a0-\u00a0245\u00a050,0%
\n
Societ\u00e0 progetto
\n
Matimba
\n
108\u00a050,0%\u00a0(1)\u00a0(15)\u00a0-\u00a0-\u00a0-\u00a0-\u00a0(17)\u00a075\u00a050,0%
\n
Societ\u00e0 progetto
\n
Kino
\n
16\u00a020,0%\u00a0(13)\u00a0-\u00a0-\u00a0-\u00a0-\u00a0-\u00a0(2)\u00a01\u00a020,0%
\n
Ewiva Srl\u00a020\u00a050,0%\u00a0(3)\u00a0-\u00a0-\u00a0-\u00a0-\u00a0-\u00a022\u00a039\u00a050,0%
\n
Drift Sand Wind
\n
Project
\n
45\u00a050,0%\u00a01\u00a0-\u00a0-\u00a0-\u00a0-\u00a0-\u00a0(1)\u00a045\u00a050,0%
\n
Front Mar\u00edtim del
\n
Bes\u00f2s
\n
31\u00a061,4%\u00a0(2)\u00a0-\u00a0-\u00a0-\u00a0-\u00a0-\u00a01\u00a030\u00a061,4%
\n
Elecgas SA\u00a030\u00a050,0%\u00a06\u00a0-\u00a0(13)\u00a0-\u00a0-\u00a0-\u00a0(2)\u00a021\u00a050,0%
\n
Tejo Energia
\n
- Produ\u00e7\u00e3o e\u00a0
\n
Distribui\u00e7\u00e3o de
\n
Energia El\u00e9ctrica
\n
5\u00a043,8%\u00a0-\u00a0-\u00a0-\u00a0-\u00a0-\u00a0-\u00a0-\u00a05\u00a043,8%
\n
Suministradora\u00a0
\n
El\u00e9ctrica de C\u00e1diz
\n
9\u00a033,5%\u00a03\u00a0-\u00a0(3)\u00a0-\u00a0-\u00a0-\u00a0(1)\u00a08\u00a033,5%
\n
Energie Electrique de
\n
Tahaddart
\n
11\u00a032,0%\u00a03\u00a0-\u00a0(2)\u00a0-\u00a0-\u00a0-\u00a0(4)\u00a08\u00a032,0%
\n
Rusenergosbyt\u00a091\u00a049,5%\u00a058\u00a0-\u00a0-\u00a0(115)\u00a0-\u00a0(34)\u00a0-
\n
PowerCrop\u00a014\u00a050,0%\u00a0(6)\u00a0-\u00a0-\u00a0-\u00a0-\u00a0-\u00a0-\u00a08\u00a050,0%
\n
Totale societ\u00e0 a
\n
controllo congiunto
\n
988\u00a012\u00a0373\u00a0(18)\u00a0(115)\u00a0-\u00a0-\u00a073\u00a01.313
\n
\n\n
\n\n
\n\n
Milioni di euro
\n
Quota
\n
%
\n
Impatto
\n
a Conto
\n
economico
\n
Variazioni\u00a0
\n
perimetro\u00a0Dividendi
\n
Riclassifica a
\n
Discontinued
\n
operation
\n
Riclassifica
\n
da/ad\u00a0
\n
\u201cAttivit\u00e0\u00a0
\n
classificate
\n
come
\n
possedute per
\n
la vendita\u201d\u00a0Impairment
\n
Altri
\n
movimenti
\n
Quota
\n
%
\n
al
\n
31.12.2022
\n
al
\n
31.12.2023
\n
Societ\u00e0 collegate
\n
CESI\u00a058\u00a042,7%\u00a0(2)\u00a0-\u00a0-\u00a0-\u00a0-\u00a0-\u00a0-\u00a056\u00a042,7%
\n
GNL Chile SA\u00a014\u00a033,3%\u00a07\u00a0-\u00a0-\u00a0-\u00a0-\u00a0-\u00a0(1)\u00a020\u00a033,3%
\n
Energ\u00edas Especiales\u00a0
\n
del Bierzo
\n
12\u00a050,0%\u00a01\u00a0-\u00a0(2)\u00a0-\u00a0-\u00a0-\u00a0(1)\u00a010\u00a050,0%
\n
Gorona del Viento El
\n
Hierro SA
\n
13\u00a023,2%\u00a0(6)\u00a0-\u00a0-\u00a0-\u00a0-\u00a0-\u00a0-\u00a07\u00a023,2%
\n
Compa\u00f1\u00eda E\u00f3lica
\n
Tierras Altas
\n
7\u00a037,5\u00a0%\u00a01\u00a0-\u00a0(1)\u00a0-\u00a0-\u00a0-\u00a0-\u00a07\u00a037,5\u00a0%
\n
Sociedad E\u00f3lica El
\n
Puntal
\n
4\u00a050,0%\u00a01\u00a0-\u00a0(2)\u00a0-\u00a0-\u00a0-\u00a02\u00a05\u00a050,0%
\n
Renovables Brovales
\n
400 kV
\n
-\u00a0-\u00a0-\u00a0-\u00a0-\u00a0-\u00a0-\u00a05\u00a05\u00a064,2%
\n
Cogenio Iberia\u00a05\u00a020,0%\u00a0-\u00a0-\u00a0-\u00a0-\u00a0-\u00a0-\u00a01\u00a06\u00a020,0%
\n
Cogenio Srl\u00a09\u00a020,0%\u00a0-\u00a0-\u00a0-\u00a0-\u00a0-\u00a0-\u00a0(1)\u00a08\u00a020,0%
\n
Avikiran Solar India\u00a0-\u00a0(1)\u00a029\u00a0-\u00a0-\u00a0-\u00a0-\u00a0(1)\u00a027\u00a051,0%
\n
Avikiran Surya India\u00a027\u00a051,1%\u00a0(1)\u00a0-\u00a0-\u00a0-\u00a0-\u00a0-\u00a0(2)\u00a024\u00a051,0%
\n
EGPNA Renewable
\n
Energy Partners
\n
77\u00a010,0%\u00a02\u00a0-\u00a0-\u00a0-\u00a0-\u00a0-\u00a0(15)\u00a064\u00a010,0%
\n
Rocky Caney Holding\u00a022\u00a010,0%\u00a02\u00a0-\u00a0-\u00a0-\u00a0-\u00a0-\u00a0(4)\u00a020\u00a010,0%
\n
Altre minori\u00a045\u00a0(57)\u00a08\u00a0(2)\u00a0-\u00a0(1)\u00a0-\u00a085\u00a078
\n
Totale societ\u00e0
\n
collegate
\n
293\u00a0(53)\u00a037\u00a0(7)\u00a0-\u00a0(1)\u00a0-\u00a068\u00a0337
\n
TOTALE\u00a0\u00a01.281\u00a0(41)\u00a0410\u00a0(25)\u00a0(115)\u00a0(1)\u00a0-\u00a0141\u00a01.650
\n
L\u2019incremento del valore delle partecipazioni valutate con
\n
il metodo del patrimonio netto, nel 2023, \u00e8 riconducibile
\n
prevalentemente:
\n
\u2022
\n
alle variazioni di perimetro dell\u2019esercizio riconducibili
\n
soprattutto:
\n
\u00a0\u2013
\n
alla rilevazione delle partecipazioni nelle societ\u00e0 a
\n
controllo congiunto del nodo Enel Green Power Au-
\n
stralia (per 142 milioni di euro), in seguito alla cessio-
\n
ne, a INPEX Corporation, del 50% di tali societ\u00e0, pre-
\n
cedentemente interamente controllate e classificate
\n
come possedute per la vendita;
\n
\u00a0\u2013
\n
alla rilevazione della partecipazione nella societ\u00e0 a
\n
controllo congiunto Enel Green Power Hellas (per
\n
246 milioni di euro), in seguito alla vendita, a Mac-
\n
quarie Asset Management, del 50% di tale societ\u00e0,
\n
precedentemente interamente detenuta dal Gruppo
\n
Enel;
\n
\u00a0\u2013
\n
alla rilevazione della partecipazione nella societ\u00e0 col-
\n
legata Avikiran Solar India Private Limited (per 29 mi-
\n
lioni di euro) in relazione alla cessione, a Norfund, del
\n
49% di tale societ\u00e0 con perdita del controllo;
\n
\u00a0\u2013
\n
alla rilevazione dell\u2019adeguamento negativo di prezzo
\n
della partecipazione nella joint venture che detiene le
\n
societ\u00e0 del progetto Matimba (per 15 milioni di euro);
\n
\u2022
\n
alla rilevazione della quota di pertinenza del Gruppo
\n
delle variazioni delle riserve OCI (per 98 milioni di euro)
\n
riferite prevalentemente a Slovak Power Holding e rife-
\n
ribili all\u2019andamento del fair value dei derivati di cash flow
\n
hedge della societ\u00e0.
\n
Tali effetti positivi sono stati principalmente compensati
\n
dalla riclassifica dell\u2019intera partecipazione nella societ\u00e0 Ru-
\n
senergosbyt nelle discontinued operation (per 115 milioni
\n
di euro), ceduta nel 2023, nonch\u00e9 dai dividendi distribuiti
\n
nell\u2019esercizio (per 25 milioni di euro), principalmente dalle
\n
societ\u00e0 spagnole, e dall\u2019andamento sfavorevole dei cambi.
\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
\n\n
\n\n
\n\n
Milioni di euro\u00a0Attivit\u00e0 non correnti\u00a0Attivit\u00e0 correnti\u00a0Totale attivo\u00a0Passivit\u00e0 non correnti\u00a0Passivit\u00e0 correnti\u00a0Totale passivo\u00a0Patrimonio netto
\n
al 31.12.2023\u00a0al 31.12.2022\u00a0al 31.12.2023\u00a0al 31.12.2022\u00a0al 31.12.2023\u00a0al 31.12.2022\u00a0al 31.12.2023\u00a0al 31.12.2022\u00a0al 31.12.2023\u00a0al 31.12.2022\u00a0al 31.12.2023\u00a0al 31.12.2022\u00a0al 31.12.2023\u00a0al 31.12.2022
\n
Societ\u00e0 a controllo
\n
congiunto
\n
Gridspertise Srl\u00a0170\u00a094\u00a0132\u00a0192\u00a0302\u00a0286
\n
49\u00a09\u00a0158\u00a0198\u00a0207\u00a0207\u00a095\u00a079
\n
Mooney Group SpA\u00a0894\u00a0880\u00a0487\u00a0449\u00a01.381\u00a01.329\u00a01.134\u00a01.086\u00a0649\u00a0575\u00a01.783\u00a01.661\u00a0(402)\u00a0(332)
\n
Slovak Power Holding\u00a012.468\u00a012.376\u00a01.470\u00a01.444\u00a013.938\u00a013.820\u00a07.843\u00a04.950\u00a01.393\u00a06.620\u00a09.236\u00a011.570\u00a04.702\u00a02.250
\n
Enel Green Power
\n
Australia
\n
428\u00a0-\u00a073\u00a0-\u00a0501\u00a0-\u00a0315\u00a0-\u00a021\u00a0-\u00a0336\u00a0-\u00a0165\u00a0-
\n
Enel Green Power Hellas\u00a0687\u00a0-\u00a0109\u00a0-\u00a0796\u00a0-\u00a0672\u00a0-\u00a0166\u00a0-\u00a0838\u00a0-\u00a0(42)\u00a0-
\n
Societ\u00e0 progetto
\n
Matimba
\n
1.583\u00a01.759\u00a0320\u00a0348\u00a01.903\u00a02.107\u00a01.599\u00a01.763\u00a0113\u00a093\u00a01.712\u00a01.856\u00a0191\u00a0251
\n
Ewiva Srl\u00a040\u00a040\u00a039\u00a0-\u00a079\u00a040\u00a0-\u00a0-\u00a0-\u00a0-\u00a0-\u00a0-\u00a079\u00a040
\n
Societ\u00e0 collegate
\n
CESI\u00a0179\u00a0191\u00a013\u00a025\u00a0192\u00a0216
\n
20\u00a024\u00a073\u00a090\u00a093\u00a0114\u00a099\u00a0102
\n
Avikiran Solar India\u00a0148\u00a0-\u00a06\u00a0-\u00a0154\u00a0-\u00a087\u00a0-\u00a014\u00a0-\u00a0101\u00a0-\u00a053\u00a0-
\n
Avikiran Surya India\u00a0200\u00a0207\u00a063\u00a030\u00a0263\u00a0237\u00a0112\u00a0117\u00a048\u00a09\u00a0160\u00a0126\u00a0103\u00a0111
\n
Milioni di euro\u00a0Totale ricavi\u00a0Risultato prima delle imposte
\n
Risultato netto
\n
delle continuing operation
\n
2023\u00a02022\u00a02023\u00a02022\u00a02023\u00a02022
\n
Societ\u00e0 a controllo
\n
congiunto
\n
Gridspertise Srl\u00a0418\u00a0334\u00a023\u00a012\u00a017\u00a08
\n
Mooney Group SpA\u00a0435\u00a0224\u00a0(70)\u00a0(33)\u00a0(70)\u00a0(33)
\n
Slovak Power Holding\u00a05.129\u00a05.184\u00a0856\u00a0(320)\u00a0598\u00a0(223)
\n
Enel Green Power
\n
Australia
\n
37\u00a0-\u00a0(28)\u00a0-\u00a0(28)\u00a0-
\n
Enel Green Power Hellas\u00a0127\u00a0-\u00a025\u00a0-\u00a017\u00a0-
\n
Societ\u00e0 progetto
\n
Matimba
\n
148\u00a0114\u00a0(8)\u00a0(39)\u00a0(2)\u00a0(24)
\n
Ewiva Srl\u00a0-\u00a0-\u00a0(6)\u00a0(4)\u00a0(6)\u00a0(4)
\n
Societ\u00e0 collegate
\n
CESI\u00a0164\u00a0155\u00a0(5)\u00a0(4)\u00a0(5)\u00a0(1)
\n
Avikiran Solar India\u00a015\u00a0-\u00a0(6)\u00a0-\u00a0(6)\u00a0-
\n
Avikiran Surya India\u00a018\u00a09\u00a0(3)\u00a01\u00a0(3)\u00a01
\n
\n\n
\n\n
\n\n
Milioni di euro\u00a0Attivit\u00e0 non correnti\u00a0Attivit\u00e0 correnti\u00a0Totale attivo\u00a0Passivit\u00e0 non correnti\u00a0Passivit\u00e0 correnti\u00a0Totale passivo\u00a0Patrimonio netto
\n
al 31.12.2023\u00a0al 31.12.2022\u00a0al 31.12.2023\u00a0al 31.12.2022\u00a0al 31.12.2023\u00a0al 31.12.2022\u00a0al 31.12.2023\u00a0al 31.12.2022\u00a0al 31.12.2023\u00a0al 31.12.2022\u00a0al 31.12.2023\u00a0al 31.12.2022\u00a0al 31.12.2023\u00a0al 31.12.2022
\n
Societ\u00e0 a controllo
\n
congiunto
\n
Gridspertise Srl\u00a0170\u00a094\u00a0132\u00a0192\u00a0302\u00a0286
\n
49\u00a09\u00a0158\u00a0198\u00a0207\u00a0207\u00a095\u00a079
\n
Mooney Group SpA\u00a0894\u00a0880\u00a0487\u00a0449\u00a01.381\u00a01.329\u00a01.134\u00a01.086\u00a0649\u00a0575\u00a01.783\u00a01.661\u00a0(402)\u00a0(332)
\n
Slovak Power Holding\u00a012.468\u00a012.376\u00a01.470\u00a01.444\u00a013.938\u00a013.820\u00a07.843\u00a04.950\u00a01.393\u00a06.620\u00a09.236\u00a011.570\u00a04.702\u00a02.250
\n
Enel Green Power
\n
Australia
\n
428\u00a0-\u00a073\u00a0-\u00a0501\u00a0-\u00a0315\u00a0-\u00a021\u00a0-\u00a0336\u00a0-\u00a0165\u00a0-
\n
Enel Green Power Hellas\u00a0687\u00a0-\u00a0109\u00a0-\u00a0796\u00a0-\u00a0672\u00a0-\u00a0166\u00a0-\u00a0838\u00a0-\u00a0(42)\u00a0-
\n
Societ\u00e0 progetto
\n
Matimba
\n
1.583\u00a01.759\u00a0320\u00a0348\u00a01.903\u00a02.107\u00a01.599\u00a01.763\u00a0113\u00a093\u00a01.712\u00a01.856\u00a0191\u00a0251
\n
Ewiva Srl\u00a040\u00a040\u00a039\u00a0-\u00a079\u00a040\u00a0-\u00a0-\u00a0-\u00a0-\u00a0-\u00a0-\u00a079\u00a040
\n
Societ\u00e0 collegate
\n
CESI\u00a0179\u00a0191\u00a013\u00a025\u00a0192\u00a0216
\n
20\u00a024\u00a073\u00a090\u00a093\u00a0114\u00a099\u00a0102
\n
Avikiran Solar India\u00a0148\u00a0-\u00a06\u00a0-\u00a0154\u00a0-\u00a087\u00a0-\u00a014\u00a0-\u00a0101\u00a0-\u00a053\u00a0-
\n
Avikiran Surya India\u00a0200\u00a0207\u00a063\u00a030\u00a0263\u00a0237\u00a0112\u00a0117\u00a048\u00a09\u00a0160\u00a0126\u00a0103\u00a0111
\n
\n\n
\n", "dimensions": { "concept": "ifrs-full:DisclosureOfJointVenturesExplanatory", "language": "it", "entity": "scheme:WOCMU6HCI0OJWNPRZS33", "period": "2023-01-01T00:00:00/2024-01-01T00:00:00" } }, "Tag1075": { "value": "\n
16. Quota dei proventi/(oneri) derivanti da partecipazioni valutate con il metodo del
\n
patrimonio netto \u2013 Euro (41) milioni
\n
Milioni di euro
\n
2023 2022 2023-2022
\n
Proventi da partecipazioni in societ\u00e0 collegate
\n
(1)
\n
68 81 (13) -16,0%
\n
Oneri da partecipazioni in societ\u00e0 collegate (109) (141) 32 22,7%
\n
Totale
\n
(1)
\n
(41) (60) 19 31,7%
\n
(1) Il dato riferito all\u2019esercizio 2022 \u00e8 stato rideterminato per tener conto della classificazione tra le \u201cdiscontinued operation\u201d della \u201cQuota dei proventi/(oneri)
\n
derivanti da partecipazioni valutate con il metodo del patrimonio netto\u201d riferita a Rusenergosbyt LLC, societ\u00e0 russa ceduta a dicembre 2023.
\n
La quota degli oneri netti derivanti da partecipazioni valu-
\n
tate con il metodo del patrimonio netto nel 2023 \u00e8 negativa
\n
per complessivi 41 milioni di euro e registra un incremento
\n
pari a 19 milioni di euro rispetto all\u2019esercizio precedente.
\n
Tale variazione \u00e8 da riferire soprattutto all\u2019incremento dei
\n
risultati pro quota di pertinenza del Gruppo relativi a Slo-
\n
vak Power Holding (per 65 milioni di euro) e a Gridspertise
\n
(per 9 milioni di euro), parzialmente compensato dal de-
\n
cremento dei risultati pro quota di Mooney (per 18 milioni
\n
di euro), di PowerCrop (per 22 milioni di euro), di Enel Gre-
\n
en Power Australia (per 7 milioni di euro) e di Compa\u00f1\u00eda
\n
E\u00f3lica Tierras Altas (per 7 milioni di euro).
\n

\n\n\n
\n\n
\n\n
26. Partecipazioni valutate con il metodo del patrimonio netto \u2013 Euro 1.650 milioni
\n
Nella seguente tabella \u00e8 esposta la movimentazione delle
\n
principali partecipazioni in imprese a controllo congiunto
\n
e collegate valutate con il metodo del patrimonio netto.
\n
Milioni di euro
\n
Quota
\n
%
\n
Impatto
\n
a Conto
\n
economico
\n
Variazioni\u00a0
\n
perimetro\u00a0Dividendi
\n
Riclassifica a
\n
Discontinued
\n
operation
\n
Riclassifica
\n
da/ad\u00a0
\n
\u201cAttivit\u00e0\u00a0
\n
classificate
\n
come
\n
possedute per
\n
la vendita\u201d\u00a0Impairment
\n
Altri
\n
movimenti
\n
Quota
\n
%
\n
al
\n
31.12.2022
\n
al
\n
31.12.2023
\n
Societ\u00e0 a controllo\u00a0
\n
congiunto
\n
Gridspertise Srl\u00a0299\u00a050,0%\u00a09\u00a0-\u00a0-\u00a0-\u00a0-\u00a0-\u00a0(2)\u00a0306\u00a050,0%
\n
Mooney Group SpA\u00a0219\u00a050,0%\u00a0(35)\u00a0-\u00a0-\u00a0-\u00a0-\u00a0-\u00a01\u00a0185\u00a050,0%
\n
Slovak Power Holding\u00a090\u00a050,0%\u00a0-\u00a0-\u00a0-\u00a0-\u00a0-\u00a0-\u00a099\u00a0189\u00a050,0%
\n
Enel Green Power\u00a0
\n
Australia
\n
-\u00a0(7)\u00a0142\u00a0-\u00a0-\u00a0-\u00a0-\u00a013\u00a0148\u00a050,0%
\n
Enel Green Power\u00a0
\n
Hellas
\n
-\u00a0(1)\u00a0246\u00a0-\u00a0-\u00a0-\u00a0-\u00a0-\u00a0245\u00a050,0%
\n
Societ\u00e0 progetto
\n
Matimba
\n
108\u00a050,0%\u00a0(1)\u00a0(15)\u00a0-\u00a0-\u00a0-\u00a0-\u00a0(17)\u00a075\u00a050,0%
\n
Societ\u00e0 progetto
\n
Kino
\n
16\u00a020,0%\u00a0(13)\u00a0-\u00a0-\u00a0-\u00a0-\u00a0-\u00a0(2)\u00a01\u00a020,0%
\n
Ewiva Srl\u00a020\u00a050,0%\u00a0(3)\u00a0-\u00a0-\u00a0-\u00a0-\u00a0-\u00a022\u00a039\u00a050,0%
\n
Drift Sand Wind
\n
Project
\n
45\u00a050,0%\u00a01\u00a0-\u00a0-\u00a0-\u00a0-\u00a0-\u00a0(1)\u00a045\u00a050,0%
\n
Front Mar\u00edtim del
\n
Bes\u00f2s
\n
31\u00a061,4%\u00a0(2)\u00a0-\u00a0-\u00a0-\u00a0-\u00a0-\u00a01\u00a030\u00a061,4%
\n
Elecgas SA\u00a030\u00a050,0%\u00a06\u00a0-\u00a0(13)\u00a0-\u00a0-\u00a0-\u00a0(2)\u00a021\u00a050,0%
\n
Tejo Energia
\n
- Produ\u00e7\u00e3o e\u00a0
\n
Distribui\u00e7\u00e3o de
\n
Energia El\u00e9ctrica
\n
5\u00a043,8%\u00a0-\u00a0-\u00a0-\u00a0-\u00a0-\u00a0-\u00a0-\u00a05\u00a043,8%
\n
Suministradora\u00a0
\n
El\u00e9ctrica de C\u00e1diz
\n
9\u00a033,5%\u00a03\u00a0-\u00a0(3)\u00a0-\u00a0-\u00a0-\u00a0(1)\u00a08\u00a033,5%
\n
Energie Electrique de
\n
Tahaddart
\n
11\u00a032,0%\u00a03\u00a0-\u00a0(2)\u00a0-\u00a0-\u00a0-\u00a0(4)\u00a08\u00a032,0%
\n
Rusenergosbyt\u00a091\u00a049,5%\u00a058\u00a0-\u00a0-\u00a0(115)\u00a0-\u00a0(34)\u00a0-
\n
PowerCrop\u00a014\u00a050,0%\u00a0(6)\u00a0-\u00a0-\u00a0-\u00a0-\u00a0-\u00a0-\u00a08\u00a050,0%
\n
Totale societ\u00e0 a
\n
controllo congiunto
\n
988\u00a012\u00a0373\u00a0(18)\u00a0(115)\u00a0-\u00a0-\u00a073\u00a01.313
\n
\n\n
\n\n
\n\n
\n\n
\n\n
Milioni di euro
\n
Quota
\n
%
\n
Impatto
\n
a Conto
\n
economico
\n
Variazioni\u00a0
\n
perimetro\u00a0Dividendi
\n
Riclassifica a
\n
Discontinued
\n
operation
\n
Riclassifica
\n
da/ad\u00a0
\n
\u201cAttivit\u00e0\u00a0
\n
classificate
\n
come
\n
possedute per
\n
la vendita\u201d\u00a0Impairment
\n
Altri
\n
movimenti
\n
Quota
\n
%
\n
al
\n
31.12.2022
\n
al
\n
31.12.2023
\n
Societ\u00e0 collegate
\n
CESI\u00a058\u00a042,7%\u00a0(2)\u00a0-\u00a0-\u00a0-\u00a0-\u00a0-\u00a0-\u00a056\u00a042,7%
\n
GNL Chile SA\u00a014\u00a033,3%\u00a07\u00a0-\u00a0-\u00a0-\u00a0-\u00a0-\u00a0(1)\u00a020\u00a033,3%
\n
Energ\u00edas Especiales\u00a0
\n
del Bierzo
\n
12\u00a050,0%\u00a01\u00a0-\u00a0(2)\u00a0-\u00a0-\u00a0-\u00a0(1)\u00a010\u00a050,0%
\n
Gorona del Viento El
\n
Hierro SA
\n
13\u00a023,2%\u00a0(6)\u00a0-\u00a0-\u00a0-\u00a0-\u00a0-\u00a0-\u00a07\u00a023,2%
\n
Compa\u00f1\u00eda E\u00f3lica
\n
Tierras Altas
\n
7\u00a037,5\u00a0%\u00a01\u00a0-\u00a0(1)\u00a0-\u00a0-\u00a0-\u00a0-\u00a07\u00a037,5\u00a0%
\n
Sociedad E\u00f3lica El
\n
Puntal
\n
4\u00a050,0%\u00a01\u00a0-\u00a0(2)\u00a0-\u00a0-\u00a0-\u00a02\u00a05\u00a050,0%
\n
Renovables Brovales
\n
400 kV
\n
-\u00a0-\u00a0-\u00a0-\u00a0-\u00a0-\u00a0-\u00a05\u00a05\u00a064,2%
\n
Cogenio Iberia\u00a05\u00a020,0%\u00a0-\u00a0-\u00a0-\u00a0-\u00a0-\u00a0-\u00a01\u00a06\u00a020,0%
\n
Cogenio Srl\u00a09\u00a020,0%\u00a0-\u00a0-\u00a0-\u00a0-\u00a0-\u00a0-\u00a0(1)\u00a08\u00a020,0%
\n
Avikiran Solar India\u00a0-\u00a0(1)\u00a029\u00a0-\u00a0-\u00a0-\u00a0-\u00a0(1)\u00a027\u00a051,0%
\n
Avikiran Surya India\u00a027\u00a051,1%\u00a0(1)\u00a0-\u00a0-\u00a0-\u00a0-\u00a0-\u00a0(2)\u00a024\u00a051,0%
\n
EGPNA Renewable
\n
Energy Partners
\n
77\u00a010,0%\u00a02\u00a0-\u00a0-\u00a0-\u00a0-\u00a0-\u00a0(15)\u00a064\u00a010,0%
\n
Rocky Caney Holding\u00a022\u00a010,0%\u00a02\u00a0-\u00a0-\u00a0-\u00a0-\u00a0-\u00a0(4)\u00a020\u00a010,0%
\n
Altre minori\u00a045\u00a0(57)\u00a08\u00a0(2)\u00a0-\u00a0(1)\u00a0-\u00a085\u00a078
\n
Totale societ\u00e0
\n
collegate
\n
293\u00a0(53)\u00a037\u00a0(7)\u00a0-\u00a0(1)\u00a0-\u00a068\u00a0337
\n
TOTALE\u00a0\u00a01.281\u00a0(41)\u00a0410\u00a0(25)\u00a0(115)\u00a0(1)\u00a0-\u00a0141\u00a01.650
\n
L\u2019incremento del valore delle partecipazioni valutate con
\n
il metodo del patrimonio netto, nel 2023, \u00e8 riconducibile
\n
prevalentemente:
\n
\u2022
\n
alle variazioni di perimetro dell\u2019esercizio riconducibili
\n
soprattutto:
\n
\u00a0\u2013
\n
alla rilevazione delle partecipazioni nelle societ\u00e0 a
\n
controllo congiunto del nodo Enel Green Power Au-
\n
stralia (per 142 milioni di euro), in seguito alla cessio-
\n
ne, a INPEX Corporation, del 50% di tali societ\u00e0, pre-
\n
cedentemente interamente controllate e classificate
\n
come possedute per la vendita;
\n
\u00a0\u2013
\n
alla rilevazione della partecipazione nella societ\u00e0 a
\n
controllo congiunto Enel Green Power Hellas (per
\n
246 milioni di euro), in seguito alla vendita, a Mac-
\n
quarie Asset Management, del 50% di tale societ\u00e0,
\n
precedentemente interamente detenuta dal Gruppo
\n
Enel;
\n
\u00a0\u2013
\n
alla rilevazione della partecipazione nella societ\u00e0 col-
\n
legata Avikiran Solar India Private Limited (per 29 mi-
\n
lioni di euro) in relazione alla cessione, a Norfund, del
\n
49% di tale societ\u00e0 con perdita del controllo;
\n
\u00a0\u2013
\n
alla rilevazione dell\u2019adeguamento negativo di prezzo
\n
della partecipazione nella joint venture che detiene le
\n
societ\u00e0 del progetto Matimba (per 15 milioni di euro);
\n
\u2022
\n
alla rilevazione della quota di pertinenza del Gruppo
\n
delle variazioni delle riserve OCI (per 98 milioni di euro)
\n
riferite prevalentemente a Slovak Power Holding e rife-
\n
ribili all\u2019andamento del fair value dei derivati di cash flow
\n
hedge della societ\u00e0.
\n
Tali effetti positivi sono stati principalmente compensati
\n
dalla riclassifica dell\u2019intera partecipazione nella societ\u00e0 Ru-
\n
senergosbyt nelle discontinued operation (per 115 milioni
\n
di euro), ceduta nel 2023, nonch\u00e9 dai dividendi distribuiti
\n
nell\u2019esercizio (per 25 milioni di euro), principalmente dalle
\n
societ\u00e0 spagnole, e dall\u2019andamento sfavorevole dei cambi.
\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
\n\n
\n\n
\n\n
\n\n
\n\n
Milioni di euro\u00a0Attivit\u00e0 non correnti\u00a0Attivit\u00e0 correnti\u00a0Totale attivo\u00a0Passivit\u00e0 non correnti\u00a0Passivit\u00e0 correnti\u00a0Totale passivo\u00a0Patrimonio netto
\n
al 31.12.2023\u00a0al 31.12.2022\u00a0al 31.12.2023\u00a0al 31.12.2022\u00a0al 31.12.2023\u00a0al 31.12.2022\u00a0al 31.12.2023\u00a0al 31.12.2022\u00a0al 31.12.2023\u00a0al 31.12.2022\u00a0al 31.12.2023\u00a0al 31.12.2022\u00a0al 31.12.2023\u00a0al 31.12.2022
\n
Societ\u00e0 a controllo
\n
congiunto
\n
Gridspertise Srl\u00a0170\u00a094\u00a0132\u00a0192\u00a0302\u00a0286
\n
49\u00a09\u00a0158\u00a0198\u00a0207\u00a0207\u00a095\u00a079
\n
Mooney Group SpA\u00a0894\u00a0880\u00a0487\u00a0449\u00a01.381\u00a01.329\u00a01.134\u00a01.086\u00a0649\u00a0575\u00a01.783\u00a01.661\u00a0(402)\u00a0(332)
\n
Slovak Power Holding\u00a012.468\u00a012.376\u00a01.470\u00a01.444\u00a013.938\u00a013.820\u00a07.843\u00a04.950\u00a01.393\u00a06.620\u00a09.236\u00a011.570\u00a04.702\u00a02.250
\n
Enel Green Power
\n
Australia
\n
428\u00a0-\u00a073\u00a0-\u00a0501\u00a0-\u00a0315\u00a0-\u00a021\u00a0-\u00a0336\u00a0-\u00a0165\u00a0-
\n
Enel Green Power Hellas\u00a0687\u00a0-\u00a0109\u00a0-\u00a0796\u00a0-\u00a0672\u00a0-\u00a0166\u00a0-\u00a0838\u00a0-\u00a0(42)\u00a0-
\n
Societ\u00e0 progetto
\n
Matimba
\n
1.583\u00a01.759\u00a0320\u00a0348\u00a01.903\u00a02.107\u00a01.599\u00a01.763\u00a0113\u00a093\u00a01.712\u00a01.856\u00a0191\u00a0251
\n
Ewiva Srl\u00a040\u00a040\u00a039\u00a0-\u00a079\u00a040\u00a0-\u00a0-\u00a0-\u00a0-\u00a0-\u00a0-\u00a079\u00a040
\n
Societ\u00e0 collegate
\n
CESI\u00a0179\u00a0191\u00a013\u00a025\u00a0192\u00a0216
\n
20\u00a024\u00a073\u00a090\u00a093\u00a0114\u00a099\u00a0102
\n
Avikiran Solar India\u00a0148\u00a0-\u00a06\u00a0-\u00a0154\u00a0-\u00a087\u00a0-\u00a014\u00a0-\u00a0101\u00a0-\u00a053\u00a0-
\n
Avikiran Surya India\u00a0200\u00a0207\u00a063\u00a030\u00a0263\u00a0237\u00a0112\u00a0117\u00a048\u00a09\u00a0160\u00a0126\u00a0103\u00a0111
\n
Milioni di euro\u00a0Totale ricavi\u00a0Risultato prima delle imposte
\n
Risultato netto
\n
delle continuing operation
\n
2023\u00a02022\u00a02023\u00a02022\u00a02023\u00a02022
\n
Societ\u00e0 a controllo
\n
congiunto
\n
Gridspertise Srl\u00a0418\u00a0334\u00a023\u00a012\u00a017\u00a08
\n
Mooney Group SpA\u00a0435\u00a0224\u00a0(70)\u00a0(33)\u00a0(70)\u00a0(33)
\n
Slovak Power Holding\u00a05.129\u00a05.184\u00a0856\u00a0(320)\u00a0598\u00a0(223)
\n
Enel Green Power
\n
Australia
\n
37\u00a0-\u00a0(28)\u00a0-\u00a0(28)\u00a0-
\n
Enel Green Power Hellas\u00a0127\u00a0-\u00a025\u00a0-\u00a017\u00a0-
\n
Societ\u00e0 progetto
\n
Matimba
\n
148\u00a0114\u00a0(8)\u00a0(39)\u00a0(2)\u00a0(24)
\n
Ewiva Srl\u00a0-\u00a0-\u00a0(6)\u00a0(4)\u00a0(6)\u00a0(4)
\n
Societ\u00e0 collegate
\n
CESI\u00a0164\u00a0155\u00a0(5)\u00a0(4)\u00a0(5)\u00a0(1)
\n
Avikiran Solar India\u00a015\u00a0-\u00a0(6)\u00a0-\u00a0(6)\u00a0-
\n
Avikiran Surya India\u00a018\u00a09\u00a0(3)\u00a01\u00a0(3)\u00a01
\n
\n\n
\n\n
\n\n
\n\n
\n\n
Milioni di euro\u00a0Attivit\u00e0 non correnti\u00a0Attivit\u00e0 correnti\u00a0Totale attivo\u00a0Passivit\u00e0 non correnti\u00a0Passivit\u00e0 correnti\u00a0Totale passivo\u00a0Patrimonio netto
\n
al 31.12.2023\u00a0al 31.12.2022\u00a0al 31.12.2023\u00a0al 31.12.2022\u00a0al 31.12.2023\u00a0al 31.12.2022\u00a0al 31.12.2023\u00a0al 31.12.2022\u00a0al 31.12.2023\u00a0al 31.12.2022\u00a0al 31.12.2023\u00a0al 31.12.2022\u00a0al 31.12.2023\u00a0al 31.12.2022
\n
Societ\u00e0 a controllo
\n
congiunto
\n
Gridspertise Srl\u00a0170\u00a094\u00a0132\u00a0192\u00a0302\u00a0286
\n
49\u00a09\u00a0158\u00a0198\u00a0207\u00a0207\u00a095\u00a079
\n
Mooney Group SpA\u00a0894\u00a0880\u00a0487\u00a0449\u00a01.381\u00a01.329\u00a01.134\u00a01.086\u00a0649\u00a0575\u00a01.783\u00a01.661\u00a0(402)\u00a0(332)
\n
Slovak Power Holding\u00a012.468\u00a012.376\u00a01.470\u00a01.444\u00a013.938\u00a013.820\u00a07.843\u00a04.950\u00a01.393\u00a06.620\u00a09.236\u00a011.570\u00a04.702\u00a02.250
\n
Enel Green Power
\n
Australia
\n
428\u00a0-\u00a073\u00a0-\u00a0501\u00a0-\u00a0315\u00a0-\u00a021\u00a0-\u00a0336\u00a0-\u00a0165\u00a0-
\n
Enel Green Power Hellas\u00a0687\u00a0-\u00a0109\u00a0-\u00a0796\u00a0-\u00a0672\u00a0-\u00a0166\u00a0-\u00a0838\u00a0-\u00a0(42)\u00a0-
\n
Societ\u00e0 progetto
\n
Matimba
\n
1.583\u00a01.759\u00a0320\u00a0348\u00a01.903\u00a02.107\u00a01.599\u00a01.763\u00a0113\u00a093\u00a01.712\u00a01.856\u00a0191\u00a0251
\n
Ewiva Srl\u00a040\u00a040\u00a039\u00a0-\u00a079\u00a040\u00a0-\u00a0-\u00a0-\u00a0-\u00a0-\u00a0-\u00a079\u00a040
\n
Societ\u00e0 collegate
\n
CESI\u00a0179\u00a0191\u00a013\u00a025\u00a0192\u00a0216
\n
20\u00a024\u00a073\u00a090\u00a093\u00a0114\u00a099\u00a0102
\n
Avikiran Solar India\u00a0148\u00a0-\u00a06\u00a0-\u00a0154\u00a0-\u00a087\u00a0-\u00a014\u00a0-\u00a0101\u00a0-\u00a053\u00a0-
\n
Avikiran Surya India\u00a0200\u00a0207\u00a063\u00a030\u00a0263\u00a0237\u00a0112\u00a0117\u00a048\u00a09\u00a0160\u00a0126\u00a0103\u00a0111
\n
\n\n
\n\n
\n", "dimensions": { "concept": "ifrs-full:DisclosureOfSignificantInvestmentsInAssociatesExplanatory", "language": "it", "entity": "scheme:WOCMU6HCI0OJWNPRZS33", "period": "2023-01-01T00:00:00/2024-01-01T00:00:00" } }, "Tag1076": { "value": "\n
17. Imposte \u2013 Euro 2.778 milioni
\n
Milioni di euro
\n
2023 2022 2023-2022
\n
Imposte correnti 2.877 3.025 (148) -4,9%
\n
Rettifiche per imposte sul reddito relative a esercizi precedenti (75) (233) 158 67,8 %
\n
Totale imposte correnti 2.802 2.792 10 0,4%
\n
Imposte differite
\n
(1)
\n
(197) 318 (515) -
\n
Imposte anticipate
\n
(1)
\n
173 413 (240) -58,1%
\n
TOTALE 2.778 3.523 (745) -21,1%
\n
(1) I dati relativi al 31 dicembre 2022 sono stati rideterminati per tenere conto degli effetti dell\u2019Amendment allo IAS 12, in vigore successivamente al 1\u00b0 gennaio
\n
2023. Per maggiori dettagli si rimanda alla nota 8 \u201cRideterminazione dei dati comparativi\u201d.
\n

\n\n\n
Le imposte di competenza del 2023 ammontano a 2.778
\n
milioni di euro e si decrementano di 745 milioni di euro
\n
rispetto allo stesso periodo del 2022.
\n
L\u2019incidenza delle imposte sul risultato ante imposte del
\n
2023 \u00e8 del 37%, a fronte del 41% nel 2022.
\n
Tale minore incidenza risente principalmente dei seguenti
\n
fenomeni:
\n
\u2022
\n
l\u2019impatto dei maggiori impairment e minusvalenze risul-
\n
tanti delle operazioni di Merger & Acquisition registrati
\n
nel 2022 non dedotti fiscalmente, riferiti essenzialmen-
\n
te a Celg Distribui\u00e7\u00e3o SA - Celg-D (Enel Goi\u00e1s) e CGT
\n
Fortaleza in Brasile;
\n
\u2022
\n
le maggiori imposte rilevate nel 2022 in Italia per il con-
\n
tributo straordinario contro il caro bollette, previsto
\n
dalla legge n. 51/2022 (circa 121 milioni di euro) e per il
\n
contributo di solidariet\u00e0 previsto dalla legge n. 197/2022
\n
(circa 599 milioni di euro);
\n
\u2022
\n
l\u2019effetto derivante dall\u2019iperinflazione in Argentina preva-
\n
lentemente riconducibile, nel 2023, al riconoscimento
\n
fiscale dei maggior valori degli asset adeguati all\u2019ipe-
\n
rinflazione;
\n
\u2022
\n
il maggior credito fiscale per eliminare la doppia impo-
\n
sizione sui dividendi in Enel Iberia nel 2023.
\n
Tali effetti sono stati parzialmente compensati:
\n
\u2022
\n
dall\u2019indeducibilit\u00e0 del contributo straordinario di solida-
\n
riet\u00e0 in Spagna;
\n
\u2022
\n
dal rilascio della fiscalit\u00e0 anticipata per la parte ritenuta
\n
non pi\u00f9 recuperabile negli Stati Uniti, in Messico e in
\n
Per\u00f9;
\n
\u2022
\n
dall\u2019impatto fiscale (190 milioni di euro) relativo alla ces-
\n
sione delle partecipazioni in Ufinet, Gridspertise e delle
\n
societ\u00e0 finanziarie del comparto Enel X a Mooney nel
\n
2022.
\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
2023 2022
\n
Risultato prima delle imposte
\n
(1)
\n
7.416 8.677
\n
Imposte teoriche 1.780 24% 2.082 24%
\n
Delta effetto fiscale su adeguamenti di valore e operazioni M&A 195 420
\n
Regime fiscale agevolato su cessioni Ufinet, Gridspertise e Mooney - (190)
\n
Regime fiscale agevolato su cessioni Australia e Grecia (63) -
\n
Fiscalit\u00e0 anticipata rilevata sull\u2019operazione di carve out Enel X Way - (60)
\n
Patent Box in Italia - (65)
\n
Effetti fiscali vari relativi all\u2019economia iperinflazionata argentina (58) 30
\n
Effetto fiscale per accantonamenti per rischi non deducibili in Spagna - 30
\n
Storno imposte anticipate per fusione Enel Green Power Per\u00fa con Enel
\n
Generaci\u00f3n Per\u00fa
\n
25 -
\n
Write-off imposte anticipate Stati Uniti e Messico 155 -
\n
IRAP 352 260
\n
Contributo straordinario caro bollette - 121
\n
Contributo di solidariet\u00e0 - 599
\n
Indeducibilit\u00e0 del contributo straordinario di solidariet\u00e0 in Spagna 52 -
\n
Altre differenze, effetto delle diverse aliquote estere rispetto a quella teorica
\n
italiana, e partite minori
\n
340 296
\n
Totale 2.778 3.523
\n
(1) Il dato riferito all\u2019esercizio 2022 \u00e8 stato rideterminato per tener conto della classificazione tra le \u201cdiscontinued operation\u201d della \u201cQuota dei proventi/(oneri)
\n
derivanti da partecipazioni valutate con il metodo del patrimonio netto\u201d riferita a Rusenergosbyt LLC, societ\u00e0 russa ceduta a dicembre 2023.
\n

\n\n", "dimensions": { "concept": "ifrs-full:DisclosureOfIncomeTaxExplanatory", "language": "it", "entity": "scheme:WOCMU6HCI0OJWNPRZS33", "period": "2023-01-01T00:00:00/2024-01-01T00:00:00" } }, "Tag1077": { "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
e delle erogazioni effettuate nel corso dell\u2019anno.
\n

\n\n\n
Il numero puntuale delle azioni proprie detenute al 31 di-
\n
cembre 2023 \u00e8 pari a 9.262.330 del valore nominale di 1
\n
euro (7.153.795 al 31 dicembre 2022).
\n
Milioni di euro
\n
2023 2022
\n
Risultato netto di pertinenza del Gruppo (base) 3.438 1.682
\n
di cui:
\n
- continuing operation
\n
(1)
\n
3.813 3.573
\n
- discontinued operation
\n
(1)
\n
(375) (1.891)
\n
Effetto di diritti preferenziali sui dividendi (per es. azioni privilegiate) - -
\n
Dividendi su strumenti di capitale (per es. obbligazioni ibride) (182) (123)
\n
Altro - -
\n
Risultato netto di pertinenza del Gruppo attribuibile agli azionisti ordinari
\n
(base)
\n
3.256 1.559
\n
di cui:
\n
- continuing operation
\n
(1)
\n
3.631 3.450
\n
- discontinued operation
\n
(1)
\n
(375) (1.891)
\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 (7.696.284) (6.287.027)
\n
Effetto delle opzioni su azioni esercitate 422.896 145.119
\n
Altro - -
\n
Numero medio ponderato di azioni ordinarie in circolazione (totale) per il
\n
risultato base per azione
\n
10.159.406.558 10.160.538.038
\n
Risultato netto di pertinenza del Gruppo attribuibile agli azionisti ordinari
\n
(base)
\n
3.256 1.559
\n
Effetto diluitivo:
\n
- interessi su obbligazioni convertibili - -
\n
- altro - -
\n
Risultato netto di pertinenza del Gruppo attribuibile agli azionisti ordinari
\n
(diluito)
\n
3.256 1.559
\n
di cui:
\n
- continuing operation 3.631 3.450
\n
- discontinued operation (375) (1.891)
\n
Numero di azioni (unit\u00e0)
\n
Numero medio ponderato di azioni ordinarie in circolazione (totale) per il
\n
risultato base per azione
\n
10.159.406.558 10.160.538.038
\n
Effetto della conversione dei titoli convertibili - -
\n
Altro - -
\n
Numero medio ponderato di azioni ordinarie in circolazione (totale) per il
\n
risultato diluito per azione
\n
10.159.406.558 10.160.538.038
\n
Risultato netto base per azione
\n
Risultato netto base per azione 0,32 0,15
\n
Risultato netto base per azione delle continuing operation 0,36 0,34
\n
Risultato netto base per azione delle discontinued operation (0,04) (0,19)
\n
Risultato netto diluito per azione
\n
Risultato netto diluito per azione 0,32 0,15
\n
Risultato netto diluito per azione delle continuing operation 0,36 0,34
\n
Risultato netto diluito per azione delle discontinued operation (0,04) (0,19)
\n
(1) Il dato riferito all\u2019esercizio 2022 \u00e8 stato rideterminato per tener conto della classificazione tra le \u201cdiscontinued operation\u201d della \u201cVariazione della riserva di
\n
traduzione\u201d riferita a Rusenergosbyt LLC, societ\u00e0 russa ceduta a dicembre 2023.
\n

\n\n", "dimensions": { "concept": "ifrs-full:DisclosureOfEarningsPerShareExplanatory", "language": "it", "entity": "scheme:WOCMU6HCI0OJWNPRZS33", "period": "2023-01-01T00:00:00/2024-01-01T00:00:00" } }, "Tag1078": { "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
e delle erogazioni effettuate nel corso dell\u2019anno.
\n

\n\n", "dimensions": { "concept": "ifrs-full:DescriptionOfAccountingPolicyForEarningsPerShareExplanatory", "language": "it", "entity": "scheme:WOCMU6HCI0OJWNPRZS33", "period": "2023-01-01T00:00:00/2024-01-01T00:00:00" } }, "Tag239": { "value": "\n
19. Immobili, impianti e macchinari \u2013 Euro 89.801 milioni
\n
Il dettaglio e la movimentazione delle attivit\u00e0 materiali rela-
\n
tivi all\u2019esercizio 2023 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
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
Investimenti 4 47 2.182 27 86 1 4 8.213 10.564
\n
Passaggi in esercizio 31 1.189 6.085 6 56 4 29 (7.365) 35
\n
Differenze di cambio 11 (22) (933) (1) (26) (23) - (464) (1.458)
\n
Variazioni perimetro di
\n
consolidamento
\n
2 8 33 - - (6) - 3 40
\n
Dismissioni (2) (2) (106) (1) (31) (63) (1) 20 (186)
\n
Ammortamenti - (219) (3.857) (23) (81) (337) (34) - (4.551)
\n
Impairment (1) (230) (1.149) - - - - (186) (1.566)
\n
Ripristini di valore - 1 30 - - - - 8 39
\n
Leasing - - - - - 684 - - 684
\n
Altri movimenti (1) (92) 879 (1) 6 3 (1) 460 1.253
\n
Riclassifica da/ad \u201cAttivit\u00e0
\n
classificate come
\n
possedute per la vendita\u201d
\n
(43) (270) (2.590) (1) (5) (161) - (504) (3.574)
\n
Totale variazioni 1 410 574 6 5 102 (3) 185 1.280
\n
Costo storico al netto degli
\n
impairment cumulati
\n
630 12.084 167. 12 3 592 1.456 4.318 572 14.149 200.924
\n
Fondo ammortamento - 5.787 101.864 423 1.159 1.454 436 - 111.123
\n
Consistenza al 31.12.2023 630 6.297 65.259 169 297 2.864 136 14.149 89.801
\n
Gli \u201cImpianti e macchinari\u201d includono beni gratuitamente
\n
devolvibili per un valore netto di libro di 9.538 milioni di
\n
euro (8.409 milioni di euro al 31 dicembre 2022), sostan-
\n
zialmente riferibili a impianti di produzione di energia elet-
\n
trica in Iberia e America Latina per 4.068 milioni di euro
\n
(3.456 milioni di euro al 31 dicembre 2022) e alla rete di di-
\n
stribuzione di energia elettrica in America Latina per 4.470
\n
milioni di euro (4.228 milioni di euro al 31 dicembre 2022).
\n
Per i \u201cBeni in leasing\u201d si rinvia alla successiva nota 21.
\n
Gli investimenti per gli \u201cImmobili, impianti e macchinari\u201d
\n
presentano un valore di 10.564 milioni di euro, mentre per
\n
le \u201cAttivit\u00e0 immateriali\u201d (per il cui dettaglio si rimanda alla
\n
nota 23) si rilevano investimenti pari a 1.355 milioni di euro,
\n
per un totale di 11.919 milioni di euro, di seguito sintetiz-
\n
zati per tipologia.
\n
Milioni di euro
\n
2023 2022 2023-2022
\n
Impianti di produzione:
\n
- termoelettrici 550 659 (109) -16,5%
\n
- idroelettrici 458 435 23 5,3%
\n
- geotermoelettrici 136 121 15 12,4%
\n
- nucleari 163 134 29 21,6%
\n
- con fonti energetiche alternative 3.444 5.147 (1.703) -33,1%
\n
Totale impianti di produzione 4.751 6.496 (1.745) -26,9%
\n
Reti di distribuzione di energia elettrica
\n
(1)
\n
4.485 4.373 112 2,6%
\n
Enel X (e-City, e-Industries, e-Home) 449 373 76 20,4%
\n
Enel X Way (e-Mobility) 106 113 (7) -6,2%
\n
Retail 617 721 (104) -14,4%
\n
Altro 1.511 1.097 414 37,7 %
\n
TOTALE 11.919 13.173 (1.254) -9,5%
\n
(1) I valori del 2023 non considerano 795 milioni di euro riferiti a investimenti in infrastrutture comprese nell\u2019IFRIC 12 (1.174 milioni di euro nel 2022).
\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 efficien-
\n
za e transizione energetica, ha investito soprattutto in impianti
\n
di generazione da fonti energetiche alternative mentre gli in-
\n
vestimenti nell\u2019ambito della generazione termoelettrica dimi-
\n
nuiscono soprattutto in America Latina e Italia.
\n
Significativi gli investimenti nelle reti; in particolare, i maggio-
\n
ri investimenti della distribuzione in Italia, principalmente per
\n
manutenzione correttiva e affidabilit\u00e0 della rete, sono in parte
\n
compensati dai minori investimenti in Brasile, Romania, Per\u00f9,
\n
Argentina e Cile.
\n
Gli investimenti effettuati nell\u2019esercizio nel business Retail in
\n
Italia, Spagna e Romania risultano in diminuzione per effetto
\n
essenzialmente di minori attivit\u00e0 di digitalizzazione dei proces-
\n
si operativi nella gestione della clientela.
\n
L\u2019aumento degli investimenti in Enel X \u00e8 relativo principalmente
\n
ai business e-City e Distributed Energy in Italia, e in Brasile nel
\n
business e-City.
\n
Le svalutazioni rilevate nell\u2019esercizio 2023 risultano pari a 1.566
\n
milioni di euro e sono riconducibili per 1.234 milioni di euro ad
\n
adeguamenti di valore effettuati su taluni impianti fotovoltai-
\n
ci ed eolici negli Stati Uniti, operanti in un contesto macroe-
\n
conomico progressivamente peggiorato e in mercati locali
\n
caratterizzati dal perdurare di condizioni svantaggiose legate
\n
al dispacciamento dell\u2019energia prodotta nonch\u00e9 dall\u2019avvio e
\n
dall\u2019implementazione da parte del management di specifi-
\n
ci piani di ristrutturazione nel Paese, che hanno impattato in
\n
maniera significativa sui valori recuperabili delle suddette at-
\n
tivit\u00e0. Tutto ci\u00f2 premesso, le circostanze sopra descritte han-
\n
no evidenziato condizioni di bassa marginalit\u00e0 che, a valle del
\n
processo di impairment test, condotto in accordo con le di-
\n
sposizioni dello IAS 36, hanno determinato la non piena recu-
\n
perabilit\u00e0 dei valori di carico.
\n
Le svalutazioni dell\u2019esercizio includono, inoltre, gli adegua-
\n
menti di valore degli asset di generazione termica presenti nei
\n
territori extra peninsulari in Spagna (91 milioni di euro), in linea
\n
con il processo di decarbonizzazione perseguito dal Gruppo, e
\n
l\u2019adeguamento di valore effettuato sul progetto del parco eoli-
\n
co Windpeshi in Colombia (171 milioni di euro) a valle di un pro-
\n
cesso di dismissione delle relative attivit\u00e0 che ha determinato
\n
la loro classificazione tra le attivit\u00e0 possedute per la vendita.
\n
I ripristini, pari a 39 milioni di euro, si riferiscono prevalente-
\n
mente alle attivit\u00e0 di generazione in Colombia relative alla So-
\n
ciedad Portuaria Central Cartagena SA oggetto di svalutazione
\n
nel corso dell\u2019esercizio precedente per tenere conto del suo
\n
valore di realizzo.
\n
La \u201cRiclassifica da/ad \u2018Attivit\u00e0 classificate come possedute per
\n
la vendita\u2019\u201d \u00e8 da riferirsi principalmente alle attivit\u00e0 in Per\u00f9 di
\n
distribuzione e fornitura di energia elettrica detenute da Enel
\n
Distribuci\u00f3n Per\u00fa SAA, alle attivit\u00e0 di generazione detenute da
\n
Enel Generaci\u00f3n Per\u00fa, Compa\u00f1\u00eda Energ\u00e9tica Veracruz ed Enel
\n
Generaci\u00f3n Piura, alle attivit\u00e0 riferite a un portafoglio di asset
\n
rinnovabili composto da circa 150 MW di impianti geotermici
\n
e solari in Nord America, la cui cessione si \u00e8 perfezionata nel
\n
mese di gennaio 2024, a impianti fotovoltaici di Arcadia Gene-
\n
raci\u00f3n Solar SA in Cile, poi ceduta nel corso dell\u2019esercizio 2023,
\n
e al citato parco eolico in costruzione di Windpeshi.
\n
Gli \u201cAltri movimenti\u201d includono l\u2019adeguamento di oneri sman-
\n
tellamento e ripristino impianti in riduzione di 38 milioni di euro
\n
e riferibili principalmente al perimetro Spagna, i nuovi contrat-
\n
ti di leasing per 684 milioni di euro, l\u2019adeguamento dei valori
\n
delle attivit\u00e0 materiali delle societ\u00e0 argentine che operano in
\n
una economia iperinflazionata per 872 milioni di euro nonch\u00e9
\n
l\u2019effetto della capitalizzazione degli interessi su finanziamenti
\n
specificamente dedicati a investimenti effettuati su immobi-
\n
li, impianti e macchinari per 303 milioni di euro (251 milioni di
\n
euro nel 2022), di seguito dettagliati.
\n
Milioni di euro
\n
2023 Tasso % 2022 Tasso % 2023-2022
\n
EGP North America 70 0,2% 83 0,5% (13) -15,7%
\n
EGP M\u00e9xico 16 9,8% 14 7,0 % 2 14,3%
\n
EGP South Africa - - - 6,3% - -
\n
Gruppo Enel Am\u00e9ricas 55 6,4% 41 3,2% 14 34,1%
\n
Gruppo Enel Chile 90 6,0% 91 6,1% (1) -1,1%
\n
Gruppo Endesa 12 3,2% 5 1,4% 7 -
\n
Gruppo Enel Italia 58 2,1% 8 3,2% 50 -
\n
Nuove Energie 2 3,3% 2 1,6% - -
\n
Totale 303 251 52 20,7%
\n
Al 31 dicembre 2023, l\u2019ammontare degli impegni contrat-
\n
tuali in essere per l\u2019acquisto di immobili, impianti e mac-
\n
chinari \u00e8 pari a 4.690 milioni di euro.
\n

\n\n\n", "dimensions": { "concept": "ifrs-full:DisclosureOfPropertyPlantAndEquipmentExplanatory", "language": "it", "entity": "scheme:WOCMU6HCI0OJWNPRZS33", "period": "2023-01-01T00:00:00/2024-01-01T00:00:00" } }, "Tag194": { "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 e generazione di
\n
energia elettrica in Brasile e Costa Rica e di illuminazione
\n
pubblica in Brasile.
\n
Nella seguente tabella si riepilogano gli elementi rilevanti
\n
di tali concessioni.
\n
Milioni di euro
\n
Concedente\u00a0Attivit\u00e0\u00a0Paese
\n
Periodo
\n
della
\n
concessione
\n
Periodo
\n
residuo della
\n
concessione
\n
Opzione
\n
di
\n
rinnovo
\n
Totale
\n
riconosciuto
\n
tra le attivit\u00e0
\n
immateriali
\n
da contratti\u00a0
\n
con clienti al
\n
31.12.2023
\n
Totale
\n
riconosciuto
\n
tra le attivit\u00e0
\n
finanziarie
\n
da contratti\u00a0
\n
con clienti al
\n
31.12.2023
\n
Totale
\n
riconosciuto
\n
tra le attivit\u00e0
\n
finanziarie al
\n
31.12.2023
\n
Totale
\n
riconosciuto
\n
tra le attivit\u00e0
\n
immateriali
\n
al
\n
31.12.2023
\n
Enel
\n
Distribui\u00e7\u00e3o Rio
\n
de Janeiro
\n
Stato
\n
brasiliano
\n
Distribuzione
\n
di energia
\n
elettrica
\n
Brasile\u00a01996-2026\u00a03 anni\u00a0S\u00ec\u00a0134\u00a0-\u00a01.353\u00a0439
\n
Enel
\n
Distribui\u00e7\u00e3o
\n
Cear\u00e1
\n
Stato
\n
brasiliano
\n
Distribuzione
\n
di energia
\n
elettrica
\n
Brasile\u00a01998-2028\u00a05 anni\u00a0S\u00ec\u00a0134\u00a0-\u00a01.138\u00a0466
\n
Enel Green
\n
Power Mour\u00e3o
\n
Stato
\n
brasiliano
\n
Generazione\u00a0
\n
di energia
\n
elettrica
\n
Brasile\u00a02016-2046\u00a023 anni\u00a0No\u00a0-\u00a0-\u00a06\u00a0-
\n
Enel Green
\n
Power\u00a0
\n
Paranapanema
\n
Stato
\n
brasiliano
\n
Generazione\u00a0
\n
di energia
\n
elettrica
\n
Brasile\u00a02016-2046\u00a023 anni\u00a0No\u00a0-\u00a0-\u00a027\u00a0-
\n
Enel Green
\n
Power Volta\u00a0
\n
Grande
\n
Stato
\n
brasiliano
\n
Generazione\u00a0
\n
di energia
\n
elettrica
\n
Brasile\u00a02017-2047\u00a024 anni\u00a0No\u00a0-\u00a0-\u00a0291\u00a0-
\n
Enel
\n
Distribui\u00e7\u00e3o
\n
S\u00e3o Paulo
\n
Stato
\n
brasiliano
\n
Distribuzione
\n
di energia
\n
elettrica
\n
Brasile\u00a01998-2028\u00a05 anni\u00a0S\u00ec\u00a0157\u00a0-\u00a01.549\u00a0722
\n
Luz de Angra
\n
Energia
\n
Stato
\n
brasiliano
\n
Illuminazione
\n
pubblica
\n
Brasile\u00a02021-2036\u00a013 anni\u00a0S\u00ec
\n
(1)
\n
-\u00a03\u00a0-\u00a0-
\n
Luz de
\n
Jaboat\u00e3o
\n
Energia
\n
Stato
\n
brasiliano
\n
Illuminazione
\n
pubblica
\n
Brasile\u00a02023-2045\u00a021 anni\u00a0S\u00ec
\n
(1)
\n
-\u00a05\u00a0-\u00a0-
\n
Luz de Caruaru
\n
Energia
\n
Stato
\n
brasiliano
\n
Illuminazione
\n
pubblica
\n
Brasile\u00a02023-2043\u00a019 anni\u00a0S\u00ec
\n
(1)
\n
-\u00a04\u00a0-\u00a0-
\n
Luz de
\n
Cataguases
\n
Stato
\n
brasiliano
\n
Illuminazione
\n
pubblica
\n
Brasile\u00a02023-2048\u00a024 anni\u00a0S\u00ec
\n
(1)
\n
-\u00a01\u00a0-\u00a0-
\n
PH Chucas
\n
Istituto
\n
Costaricense\u00a0
\n
dell\u2019Elettricit\u00e0
\n
Impianto
\n
idroelettrico
\n
Costa\u00a0
\n
Rica
\n
2012-2031\u00a08 anni\u00a0No\u00a0-\u00a0-\u00a040\u00a038
\n
Totale \u00a0425\u00a013\u00a04.404\u00a01.665
\n
(1) \u00a0Limitato a 35 anni.
\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 servizi
\n
in concessione non ricompresi nell\u2019applicazione dell\u2019IFRIC
\n
12 che presentano un saldo di bilancio al 31 dicembre 2023.
\n
Milioni di euro
\n
Concedente Attivit\u00e0 Paese
\n
Periodo
\n
della conc.
\n
Periodo
\n
residuo
\n
della conc.
\n
Opz. di
\n
rinnovo al 31.12.2023 al 31.12.2022
\n
Fair value
\n
iniziale
\n
Endesa
\n
Distribuci\u00f3n
\n
El\u00e9ctrica
\n
-
\n
Distribuzione
\n
di energia
\n
elettrica
\n
Spagna Indefinito Indefinito - 5.677 5.678 5.673
\n
Enel Colombia
\n
(ex Codensa)
\n
Repubblica
\n
della Colombia
\n
Distribuzione
\n
di energia
\n
elettrica
\n
Colombia Indefinito Indefinito - 1.266 1.047 1.839
\n
Enel
\n
Distribuci\u00f3n
\n
Chile (ex
\n
Chilectra)
\n
Repubblica del
\n
Cile
\n
Distribuzione
\n
di energia
\n
elettrica
\n
Cile Indefinito Indefinito - 1.254 1.331 1.667
\n
I beni a vita utile indefinita hanno un valore complessivo di
\n
8.197 milioni di euro (8.056 milioni di euro al 31 dicembre
\n
2022) riferibili essenzialmente alle concessioni per l\u2019attivit\u00e0
\n
di distribuzione in Spagna (5.677 milioni di euro), Colombia
\n
(1.266 milioni di euro) e Cile (1.254 milioni di euro), per le
\n
quali non \u00e8 normativamente prevista n\u00e9 prevedibile a oggi
\n
una data di scadenza all\u2019esercizio del servizio; sulla base
\n
delle previsioni formulate, i flussi di cassa attribuibili a cia-
\n
scuna CGU, alla quale appartengono le varie concessioni,
\n
sono sufficienti a recuperare il valore di iscrizione in bilan-
\n
cio. La variazione dell\u2019anno \u00e8 riferita, principalmente, alla
\n
variazione del tasso di cambio in America Latina. Si segna-
\n

\n\n\n\n\n
la che nel corso dell\u2019esercizio \u00e8 stata riclassificata tra le at-
\n
tivit\u00e0 possedute per la vendita l\u2019attivit\u00e0 relativa agli accordi
\n
per servizi in concessione non ricompresi nell\u2019applicazione
\n
dell\u2019IFRIC 12 di Enel Distribuci\u00f3n Per\u00fa per un valore di 581
\n
milioni di euro (584 milioni di euro al 31 dicembre 2022).
\n
Per maggiori dettagli sulla voce \u201cAccordi per servizi in con-
\n
cessione\u201d si rimanda alla nota 20.
\n

\n\n\n\n\n\n\n\n\n
28. Attivit\u00e0/(Passivit\u00e0) non correnti/correnti derivanti da contratti con i clienti
\n
Milioni di euro Non corrente Corrente
\n
al 31.12.2023 al 31.12.2022 al 31.12.2023 al 31.12.2022
\n
Attivit\u00e0 derivanti da contratti con i clienti 444 508 212 106
\n
Passivit\u00e0 derivanti da contratti con i clienti 5.743 5.747 2.126 1.775
\n
\n\n
Le attivit\u00e0 non correnti derivanti da contratti con i clienti si
\n
riferiscono principalmente alle attivit\u00e0 a utilit\u00e0 plurienna-
\n
le in corso di costruzione derivanti da accordi per servizi
\n
pubblici in concessione \u201cpublic-to-private\u201d rilevati secon-
\n
do quanto previsto dall\u2019IFRIC 12 (425 milioni di euro). Tale
\n
casistica ricorre nei casi in cui il concessionario non abbia
\n
ancora maturato pienamente il diritto a farsi riconosce-
\n
re tali attivit\u00e0 dal concedente in quanto contrattualmen-
\n
te sussiste tuttavia un\u2019obbligazione di fare perch\u00e9 il bene
\n
venga completato e possa essere remunerato attraverso
\n
la tariffa. Si precisa che il valore al 31 dicembre 2023 com-
\n
prende investimenti del periodo per un ammontare pari a
\n
795 milioni di euro.
\n
\n\n

\n\n
Milioni di euro
\n
al 31.12.2023 al 31.12.2022 2023-2022
\n
Partecipazioni in altre imprese valutate al fair value 346 366 (20) -5,5%
\n
Altre attivit\u00e0 finanziarie non correnti incluse nell\u2019indebitamento finanziario
\n
netto (vedi nota 29.1)
\n
3.837 4.213 (376) -8,9%
\n
Accordi per servizi in concessione 4.391 3.732 659 17,7 %
\n
Crediti finanziari relativi a Joint Development Agreement (JDA) 133 - 133 -
\n
Risconti attivi finanziari non correnti 43 48 (5) -10,4%
\n
Totale 8.750 8.359 391 4,7%
\n

\n\n\n\n\n

\n\n\n\n\n
Le \u201cAltre attivit\u00e0 finanziarie non correnti\u201d si incrementano
\n
di 391 milioni di euro per:
\n
\u2022
\n
l\u2019aumento delle attivit\u00e0 finanziarie relative agli accordi
\n
per servizi in concessione, essenzialmente nelle societ\u00e0
\n
brasiliane;
\n
\u2022
\n
la rilevazione dei crediti finanziari derivanti da accordi di
\n
sviluppo congiunto (JDA) relativi ai corrispettivi versati,
\n
da alcune societ\u00e0 italiane del Gruppo di generazione
\n
rinnovabile, a sviluppatori per lo sviluppo di progetti di
\n
generazione rinnovabile; tali crediti nell\u2019esercizio pre-
\n
cedente erano rilevati nell\u2019ambito delle altre attivit\u00e0 non
\n
correnti per un importo di 100 milioni di euro.
\n

\n\n\n\n\n
Milioni di euro Non correnti Correnti
\n
Note al 31.12.2023 al 31.12.2022 Note al 31.12.2023 al 31.12.2022
\n
Disponibilit\u00e0 liquide e mezzi equivalenti - - 35 6.772 10.169
\n
Crediti commerciali 34 1.726 1.388 34 16.047 15.217
\n
Quota corrente di crediti finanziari a lungo termine - - 30.1 1.007 2.838
\n
Cash collateral - - 30.1 2.899 8.319
\n
Altri crediti finanziari 29.1 3.332 3.767 30.1 30 2.090
\n
Attivit\u00e0 finanziarie da accordi per servizi in concessione al costo
\n
ammortizzato
\n
29 310 295 29 14 12
\n
Altre attivit\u00e0 finanziarie al costo ammortizzato 341 282 1.726 1.531
\n
Totale 5.709 5.732 28.495 40.176
\n
\n\n
\n\n
\n\n
48.1.3 Attivit\u00e0 finanziarie al fair value rilevato a Conto
\n
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 al 31.12.2023 al 31.12.2022 Note al 31.12.2023 al 31.12.2022
\n
Derivati al FVTPL 51 206 473 51 4.443 12.075
\n
Investimenti in attivit\u00e0 liquide - - 35 29 872
\n
Titoli - - 30.1 - -
\n
Partecipazioni in altre imprese al FVTPL 29 8 6 - -
\n
Attivit\u00e0 finanziarie da accordi per servizi in concessione al FVTPL 29 4.080 3.436 - -
\n
Crediti finanziari da contratti Joint Development Agreement (JDA) al
\n
FVTPL
\n
123 - - -
\n
Altre attivit\u00e0 finanziarie al FVTPL 130 - 30, 30.1 190 176
\n
Totale 4.547 3.915 4.662 13.123
\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 31.12.2023 al 31.12.2023
\n
Partecipazioni in altre imprese FVOCI 29 338 15 28 295 - - - -
\n
Titoli FVOCI 29.1, 30.1 505 505 - - 81 81 - -
\n
Crediti e altre attivit\u00e0 finanziarie valutate
\n
al FVOCI
\n
39 - - 39 - - - -
\n
Partecipazioni in altre imprese FVTPL 29 8 - - 8 - - - -
\n
Attivit\u00e0 finanziarie da accordi per servizi
\n
in concessione FVTPL
\n
29 4.080 - 4.080 - - - - -
\n
Crediti finanziari - contratti JDA - FVTPL 123 41 - 82 - - - -
\n
Crediti e altre attivit\u00e0 finanziarie valutate
\n
al FVTPL
\n
169 - - 169 190 131 - 59
\n
Altri investimenti di liquidit\u00e0 al FVTPL - - - - 29 29 - -
\n
Derivati di fair value hedge:
\n
- tassi 51 101 - 101 - - - - -
\n
- cambi 51 12 - 12 - - - - -
\n
Derivati di cash flow hedge:
\n
- tassi 51 174 - 174 - 1 - 1 -
\n
- cambi 51 1.007 - 1.007 - 145 - 145 -
\n
- commodity 51 883 173 375 335 1.818 1.311 413 94
\n
Derivati di trading:
\n
- tassi 51 - - - - -
\n
- cambi 51 1 1 24 24 -
\n
- commodity 51 205 27 178 - 4.419 3.038 1.381 -
\n
Contributi non monetari relativi a
\n
certificati ambientali
\n
- - - - 18 1 11 6
\n
Rimanenze valutate al fair value 51 48 48 - - 3 - 3 -
\n
Corrispettivi potenziali (contingent
\n
consideration)
\n
5 - - 5 2 - 2 -
\n

\n\n\n\n
Le \u201cAttivit\u00e0 finanziarie da accordi per servizi in concessio-
\n
ne FVTPL\u201d sono relative all\u2019attivit\u00e0 di distribuzione di ener-
\n
gia elettrica sul mercato brasiliano, prevalentemente da
\n
parte delle societ\u00e0 Enel Distribui\u00e7\u00e3o Rio de Janeiro, Enel
\n
Distribui\u00e7\u00e3o Cear\u00e1 ed Enel Distribui\u00e7\u00e3o S\u00e3o Paulo, e sono
\n
contabilizzate applicando l\u2019IFRIC 12.
\n
\n", "dimensions": { "concept": "ifrs-full:DisclosureOfServiceConcessionArrangementsExplanatory", "language": "it", "entity": "scheme:WOCMU6HCI0OJWNPRZS33", "period": "2023-01-01T00:00:00/2024-01-01T00:00:00" } }, "Tag195": { "value": "\n
21. Leasing
\n
Nella seguente tabella viene esposta la movimentazione
\n
del diritto d\u2019uso nel corso del 2023.
\n
Milioni di euro\u00a0Terreni in leasing\u00a0Fabbricati in leasing\u00a0Impianti in leasing\u00a0Altri beni in leasing\u00a0Totale
\n
Totale al 31.12.2022\u00a01.312 \u00a0513\u00a0\u00a0424 \u00a0513\u00a0\u00a02.762\u00a0
\n
Incrementi\u00a0318 \u00a0270\u00a0\u00a0(3)\u00a099 \u00a0684
\n
Differenza cambi\u00a0(26)\u00a02 \u00a0- \u00a01 \u00a0(23)
\n
Ammortamento \u00a0(47)\u00a0(118)\u00a0(29)\u00a0(143)\u00a0(337)
\n
Altri movimenti\u00a0(69)\u00a0(35)\u00a0(114)\u00a0(4)\u00a0(222)
\n
Totale al 31.12.2023\u00a01.488 \u00a0632\u00a0\u00a0278 \u00a0466\u00a0\u00a02.864
\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 31.12.2022\u00a02.672
\n
Incrementi \u00a0677
\n
Pagamenti \u00a0(406)
\n
Altri movimenti\u00a0(38)
\n
Totale al 31.12.2023\u00a02.905
\n
di cui a medio lungo termine \u00a02.638
\n
di cui a breve termine \u00a0267
\n
Viene precisato che nel corso del 2023 non sono state ap-
\n
portate modifiche o rinegoziazioni alle clausole contenute
\n
nei contratti di leasing.
\n
Milioni di euro
\n
2023
\n
Ammortamento delle attivit\u00e0 consistenti nel diritto di utilizzo\u00a0346
\n
Interessi passivi sulle passivit\u00e0 del leasing\u00a0128
\n
Costi relativi a leasing a breve termine (inclusi nei costi per servizi e altri materiali)\u00a046
\n
Costi relativi a leasing di attivit\u00e0 di modesto valore (inclusi nei costi per servizi e altri materiali)\u00a0-
\n
Costi relativi ai pagamenti variabili dovuti per leasing (inclusi nei costi per servizi e altri materiali)\u00a029
\n
Totale\u00a0549
\n
\n", "dimensions": { "concept": "ifrs-full:DisclosureOfLeasesExplanatory", "language": "it", "entity": "scheme:WOCMU6HCI0OJWNPRZS33", "period": "2023-01-01T00:00:00/2024-01-01T00:00:00" } }, "Tag196": { "value": "\n
22. Investimenti immobiliari\u00a0\u2013 Euro 97 milioni
\n
Milioni di euro
\n
Costo storico al netto degli impairment cumulati\u00a0116
\n
Fondo ammortamento\u00a022
\n
Consistenza al 31.12.2022\u00a094
\n
Differenze di cambio\u00a0-
\n
Ammortamenti\u00a0(2)
\n
Impairment\u00a0(1)
\n
Altri movimenti \u00a06
\n
Totale variazioni\u00a03
\n
Costo storico al netto degli impairment cumulati\u00a0114
\n
Fondo ammortamento\u00a017
\n
Consistenza al 31.12.2023\u00a097
\n
Gli investimenti immobiliari al 31 dicembre 2023 ammon-
\n
tano a 97 milioni di euro e presentano un incremento pari
\n
a 3 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 ad
\n
adeguamenti di valore di alcuni asset in Spagna, ad alcune
\n
dismissioni in Italia e all\u2019ammortamento dell\u2019anno.
\n
Per maggiori dettagli sulla valutazione degli investimen-
\n
ti immobiliari si rimanda alle note 52 \u201cAttivit\u00e0 e passivit\u00e0
\n
misurate al fair value\u201d e 52.2 \u201cAttivit\u00e0 non misurate al fair
\n
value nello Stato patrimoniale\u201d.
\n
\n", "dimensions": { "concept": "ifrs-full:DisclosureOfInvestmentPropertyExplanatory", "language": "it", "entity": "scheme:WOCMU6HCI0OJWNPRZS33", "period": "2023-01-01T00:00:00/2024-01-01T00:00:00" } }, "Tag1113": { "value": "\n

\n

\n

\n\n

\n
23. Attivit\u00e0 immateriali \u2013 Euro 17.055 milioni
\n
Il dettaglio e la movimentazione delle attivit\u00e0 immateriali
\n
relativa all\u2019esercizio 2023 sono di seguito riportati.
\n
Milioni di euro
\n
Costi di
\n
sviluppo
\n
Diritti di
\n
brev. ind.
\n
e di utilizz.
\n
opere ing.
\n
Concessioni,
\n
licenze,
\n
marchi e
\n
diritti 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
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 17.52 0
\n
Investimenti 3 30 45 - 122 - 640 515 1.355
\n
Passaggi in esercizio 2 300 8 - 209 - (564) 10 (35)
\n
Differenze di cambio 1 (4) 220 72 (4) - (49) (4) 232
\n
Variazioni perimetro di
\n
consolidamento
\n
- - 1 - - - (1) - -
\n
Dismissioni - (2) - (18) - - 3 - (17)
\n
Ammortamenti (5) (313) (199) (402) (342) - - (425) (1.686)
\n
Impairment (3) - 1 - (1) - (57) - (60)
\n
Ripristini di valore - - - - 2 - - - 2
\n
Altri movimenti (47) 50 (10) 513 - - (46) 3 463
\n
Riclassifica da/ad \u201cAttivit\u00e0
\n
classificate come possedute
\n
per la vendita\u201d
\n
(4) (49) (590) - (44) - (32) - (719)
\n
Totale variazioni (53) 12 (524) 165 (58) - (106) 99 (465)
\n
Costo storico al netto degli
\n
impairment cumulati
\n
55 3.988 12.401 5.822 5.513 - 1.641 3.352 32.772
\n
Fondo ammortamento 29 3.313 2.130 4.157 4.139 - - 1.949 15.717
\n
Consistenza al 31.12.2023 26 675 10.271 1.665 1.374 - 1.641 1.403 17.055
\n\n
Nella tabella che segue sono esposti gli accordi per servizi
\n
in concessione non ricompresi nell\u2019applicazione dell\u2019IFRIC
\n
12 che presentano un saldo di bilancio al 31 dicembre 2023.
\n
Milioni di euro
\n
Concedente Attivit\u00e0 Paese
\n
Periodo
\n
della conc.
\n
Periodo
\n
residuo
\n
della conc.
\n
Opz. di
\n
rinnovo al 31.12.2023 al 31.12.2022
\n
Fair value
\n
iniziale
\n
Endesa
\n
Distribuci\u00f3n
\n
El\u00e9ctrica
\n
-
\n
Distribuzione
\n
di energia
\n
elettrica
\n
Spagna Indefinito Indefinito - 5.677 5.678 5.673
\n
Enel Colombia
\n
(ex Codensa)
\n
Repubblica
\n
della Colombia
\n
Distribuzione
\n
di energia
\n
elettrica
\n
Colombia Indefinito Indefinito - 1.266 1.047 1.839
\n
Enel
\n
Distribuci\u00f3n
\n
Chile (ex
\n
Chilectra)
\n
Repubblica del
\n
Cile
\n
Distribuzione
\n
di energia
\n
elettrica
\n
Cile Indefinito Indefinito - 1.254 1.331 1.667
\n
I beni a vita utile indefinita hanno un valore complessivo di
\n
8.197 milioni di euro (8.056 milioni di euro al 31 dicembre
\n
2022) riferibili essenzialmente alle concessioni per l\u2019attivit\u00e0
\n
di distribuzione in Spagna (5.677 milioni di euro), Colombia
\n
(1.266 milioni di euro) e Cile (1.254 milioni di euro), per le
\n
quali non \u00e8 normativamente prevista n\u00e9 prevedibile a oggi
\n
una data di scadenza all\u2019esercizio del servizio; sulla base
\n
delle previsioni formulate, i flussi di cassa attribuibili a cia-
\n
scuna CGU, alla quale appartengono le varie concessioni,
\n
sono sufficienti a recuperare il valore di iscrizione in bilan-
\n
cio. La variazione dell\u2019anno \u00e8 riferita, principalmente, alla
\n
variazione del tasso di cambio in America Latina. Si segna-
\n

\n\n\n\n\n

\n\n\n\n\n

\n\n\n\n\n

\n\n

\n\n
la che nel corso dell\u2019esercizio \u00e8 stata riclassificata tra le at-
\n
tivit\u00e0 possedute per la vendita l\u2019attivit\u00e0 relativa agli accordi
\n
per servizi in concessione non ricompresi nell\u2019applicazione
\n
dell\u2019IFRIC 12 di Enel Distribuci\u00f3n Per\u00fa per un valore di 581
\n
milioni di euro (584 milioni di euro al 31 dicembre 2022).
\n
Per maggiori dettagli sulla voce \u201cAccordi per servizi in con-
\n
cessione\u201d si rimanda alla nota 20.
\n

\n\n\n\n\n\n\n\n\n
Gli \u201cImpairment\u201d ammontano nel 2023 a 60 milioni di euro,
\n
prevalentemente riferiti a taluni progetti, non pi\u00f9 strategi-
\n
ci, nell\u2019ambito delle rinnovabili in Spagna, negli Stati Uniti
\n
e in Italia.
\n
La \u201cRiclassifica da/ad \u2018Attivit\u00e0 classificate come possedu-
\n
te per la vendita\u2019\u201d \u00e8 da riferirsi principalmente alle attivit\u00e0
\n
detenute da Enel Distribuci\u00f3n Per\u00fa SAA, Enel Generaci\u00f3n
\n
Per\u00fa, Compa\u00f1\u00eda Energ\u00e9tica Veracruz e alle attivit\u00e0 riferite a
\n
un portafoglio di asset rinnovabili in Nord America, queste
\n
ultime cedute a inizio 2024.
\n
Gli \u201cAltri movimenti\u201d accolgono prevalentemente le riclas-
\n
sifiche tra le attivit\u00e0 finanziarie di parte degli investimenti
\n
ricadenti nelle concessioni IFRIC 12 in Brasile e l\u2019adegua-
\n
mento dei valori delle attivit\u00e0 immateriali delle societ\u00e0 ar-
\n
gentine per effetto dell\u2019applicazione del principio contabi-
\n
le relativo alle economie iperinflazionate.
\n

\n\n\n\n\n\n\n\n\n

\n\n\n\n\n\n\n\n\n
24. Avviamento \u2013 Euro 13.042 milioni
\n
Milioni di euro al 31.12.2022
\n
Variazioni
\n
perimetro
\n
Differ.
\n
cambio Impairment
\n
Riclassifica da/ad
\n
\u201cAttivit\u00e0 classificate
\n
come possedute per
\n
la vendita\u201d
\n
Altri
\n
movimenti al 31.12.2023
\n
Valore netto Valore netto
\n
Iberia Penisola 8.785 - - - - - 8.785
\n
Cile 1.148 - (1) - (46) - 1.101
\n
Argentina 21 - (1) - - - 20
\n
Per\u00f9 571 - (1) - (570) - -
\n
Colombia 518 - 8 - - - 526
\n
Brasile 1.313 - 44 - - - 1.357
\n
Centro America 26 - - - - - 26
\n
Nord America Enel Green
\n
Power
\n
70 - (2) - - - 68
\n
Nord America Enel X 142 - (4) (57) - - 81
\n
Nord America Enel X Way 70 - (1) (69) - -
\n
Asia Pacifico Enel X 84 - - - - - 84
\n
Resto d\u2019Europa Enel X
\n
(1)
\n
43 - - - - - 43
\n
Italia Mercato
\n
(2)
\n
581 - - - - - 581
\n
Italia Enel Green Power 21 - - - - - 21
\n
Italia Enel Produzione 349 - - - - - 349
\n
Totale 13.742 - 42 (126) (616) - 13.042
\n
(1) Include Viva Labs.
\n
(2) Include Enel Energia.
\n
Nella tabella seguente si rappresenta l\u2019allocazione dell\u2019av-
\n
viamento nella matrice relativa alle Linee di Business e
\n
alle Aree Geografiche. A tal riguardo, si evidenzia che le
\n
modifiche intervenute sulla rappresentazione dei settori
\n
operativi, descritte nella precedente nota 10, non han-
\n
no comportato modifiche con riferimento all\u2019allocazione
\n
dell\u2019avviamento ai fini dei test di impairment.
\n

\n\n\n\n\n\n\n\n\n
Matrice avviamento al 31.12.2023
\n
Milioni di euro
\n
Generazione
\n
Termoelettrica e
\n
Trading
\n
Enel Green
\n
Power Enel Grids Mercati finali
\n
Holding e
\n
Servizi 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 - 1 19 - - 20
\n
Brasile - 502 855 - - 1.357
\n
Cile - 949 152 - - 1.101
\n
Colombia - 303 223 - - 526
\n
Per\u00f9 - - - - - -
\n
Centro America - 26 - - - 26
\n
Nord America Enel Green Power - 68 - - - 68
\n
Nord America Enel X - - - 81 - 81
\n
Nord America Enel X Way - - - - - -
\n
Asia Pacifico Enel X - - - 84 - 84
\n
Resto d\u2019Europa Enel X
\n
(2)
\n
- - - 43 - 43
\n
Totale - 3.409 7.037 2.596 - 13.042
\n
(1) Include Enel Energia.
\n
(2) Include Viva Labs.
\n
Matrice avviamento al 31.12.2022
\n
Milioni di euro
\n
Generazione
\n
Termoelettrica e
\n
Trading
\n
Enel Green
\n
Power Enel Grids Mercati finali
\n
(1)
\n
Holding e
\n
Servizi
\n
(1)
\n
Totale
\n
Italia Enel Green Power - 21 - - - 21
\n
Italia Mercato
\n
(2)
\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 Green Power - 70 - - - 70
\n
Nord America Enel X - - - 142 - 142
\n
Nord America Enel X Way - - - 70 - 70
\n
Asia Pacifico Enel X - - - 84 - 84
\n
Resto d\u2019Europa Enel X
\n
(3)
\n
- - - 43 - 43
\n
Totale 44 3.634 7. 337 2.727 - 13.742
\n
(1) I dati al 31 dicembre 2022 relativi alla Linea di Business Mercati finali sono stati rideterminati per tener conto anche dei valori di Enel X ed Enel X Way.
\n
Quest\u2019ultima in precedenza era esposta nel settore Holding, Servizi e Altro.
\n
(2) Include Enel Energia.
\n
(3) Include Viva Labs.
\n

\n\n\n\n\n\n\n\n\n
Il decremento dell\u2019avviamento, pari a 700 milioni di euro,
\n
\u00e8 attribuibile per lo pi\u00f9 alla riclassifica tra le attivit\u00e0 pos-
\n
sedute per la vendita delle attivit\u00e0 della generazione e di-
\n
stribuzione in Per\u00f9 (pari a 570 milioni di euro), e di Arcadia
\n
Generaci\u00f3n Solar in Cile (pari a 46 milioni di euro).
\n
Addizionalmente nel corso del 2023 sono stati rilevati nuo-
\n
vi adeguamenti di valore riferiti alle CGU del Nord America
\n
di Enel X ed Enel X Way (rispettivamente per 57 e 69 milioni
\n
di euro) a esito degli impairment test anche per effetto del
\n
cambiamento dello scenario macroeconomico.
\n
La variazione negativa \u00e8 parzialmente compensata dalle
\n
differenze cambio positive registrate in Brasile.
\n
La stima del valore recuperabile degli avviamenti iscritti
\n
in bilancio \u00e8 stata effettuata determinando il valore d\u2019uso
\n
delle CGU in esame mediante l\u2019utilizzo di modelli discoun-
\n
ted cash flow, che prevedono la stima dei flussi di cassa
\n
attesi e l\u2019applicazione di un appropriato tasso di attualizza-
\n
zione, determinato utilizzando input di mercato quali tassi
\n
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, e
\n
desumibili:
\n
\u2022
\n
per il periodo esplicito dal Piano Industriale approva-
\n
to dal Consiglio di Amministrazione della Capogruppo
\n
in data 22 novembre 2023, contenente le previsioni in
\n
ordine ai volumi, ai ricavi, ai costi operativi, agli inve-
\n
stimenti, agli assetti industriali e commerciali, nonch\u00e9
\n
all\u2019andamento delle principali variabili macroecono-
\n
miche (inflazione, tassi di interesse nominali e tassi di
\n
cambio) e delle commodity. Si segnala che il periodo
\n
esplicito dei flussi di cassa preso in considerazione per
\n
l\u2019impairment test \u00e8 pari a tre anni;
\n
\u2022
\n
per gli anni successivi, tenendo in considerazione le
\n
ipotesi sull\u2019evoluzione di lungo termine delle principali
\n
variabili che determinano i flussi di cassa, la vita media
\n
utile 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 sottoposte alla
\n
procedura di impairment:
\n
\u2022
\n
perpetuit\u00e0, in riferimento ai business di generazione
\n
con tecnologia Large Hydro (LH) e distribuzione, in cui
\n
licenze e concessioni presentano scadenze a lungo
\n
termine e/o il rinnovo pu\u00f2 essere stimato con ragione-
\n
vole certezza; e per i business Enel X ed Enel X Way, in
\n
quanto caratterizzati dallo sviluppo di know-how speci-
\n
fici sostenibili nel lungo termine;
\n
\u2022
\n
rendita annua, nel caso di CGU caratterizzata preva-
\n
lentemente dal business retail, la cui vita utile residua
\n
\u00e8 pertanto sostanzialmente correlata alla durata media
\n
dei rapporti con i clienti; e per i business di generazione
\n
termica convenzionale (Generation and Trading). \u00c8 uti-
\n
lizzato, inoltre, in riferimento ai business da fonti rinno-
\n
vabili (Enel Green Power) per tenere conto (i) del valore
\n
derivante dalla vita utile residua degli impianti e (ii) del
\n
valore residuo, nell\u2019ipotesi di dismissione degli impianti,
\n
associato ai diritti di concessione, alla competitivit\u00e0 dei
\n
siti produttivi (in termini di risorsa naturale) e alle inter-
\n
connessioni 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).
\n
Per quanto concerne le assunzioni sugli andamenti dei
\n
prezzi delle commodity vengono utilizzati scenari coeren-
\n
ti con gli obiettivi di riduzione delle emissioni attualmente
\n
stabiliti.
\n
Si evidenzia inoltre che il Gruppo ha tenuto conto, attra-
\n
verso analisi di sensitivit\u00e0, anche degli impatti derivanti dal
\n
cambiamento climatico nel lungo periodo; in particolare:
\n
\u2022
\n
considerando un tasso di crescita perpetua del flus-
\n
so di cassa dopo il periodo esplicito, di lungo termine
\n
allineato alla variazione della domanda elettrica 2026-
\n
2050 in base alle specificit\u00e0 dei business interessati, te-
\n
nendo in considerazione assunzioni relative all\u2019aumen-
\n
to della temperatura dovuto al cambiamento climatico
\n
e ai trend legati alla transizione energetica;
\n
\u2022
\n
considerando variazioni della producibilit\u00e0 idroelettri-
\n
ca, eolica e fotovoltaica dei nostri asset in portafoglio,
\n
associate a ogni proiezione delle variabili climatiche e
\n
meteorologiche sottostanti (per esempio temperatura,
\n
irradianza, velocit\u00e0 del vento e precipitazioni);
\n
\u2022
\n
il sostenimento dei costi accantonati per la dismissione
\n
degli impianti di generazione di elettricit\u00e0 da fonti fossili
\n
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
\n
CGU, sono state condotte analisi di sensitivit\u00e0 sui princi-
\n
pali driver di valore, in particolare WACC e tasso di crescita
\n
di lungo periodo.
\n
Anche in tali circostanze sono stati rilevati risultati coerenti
\n
con le evidenze descritte in precedenza, riscontrando su
\n
tutte le CGU analizzate, a eccezione di quelle oggetto di
\n
svalutazione (Enel X North America ed Enel X Way North
\n
America), un\u2019eccedenza positiva del valore d\u2019uso rispetto
\n
al valore contabile, che garantisce la totale recuperabilit\u00e0
\n
dei valori contabili delle stesse nel Bilancio consolidato del
\n
Gruppo Enel al 31 dicembre 2023.
\n

\n\n\n\n\n\n\n\n\n
AMBIZIONE EMISSIONI ZERO
\n
Enel si impegna al raggiungimento delle emissioni
\n
zero entro il 2040 e allo sviluppo di un modello di
\n
business in linea con gli obiettivi dell\u2019Accordo di
\n
Parigi (COP 21) per limitare l\u2019aumento medio della
\n
temperatura globale a 1,5 \u00b0C.
\n
Per tale motivo il Gruppo ha definito una roadmap
\n
di decarbonizzazione, che copre sia le emissioni
\n
dirette sia quelle indirette lungo tutta la catena di
\n
valore, composta da quattro target certificati dalla
\n
Science Based Targets initiative (SBTi) a dicembre
\n
2022, in linea con lo standard Net Zero.
\n
TARGET GHG
\n
Intensit\u00e0 emissioni GHG Scope 1 relative alla produzione di energia
\n
Att ivit\u00e0 di business
\n
principale
\n
Produzione di elett ricit\u00e0
\n
Tipologia di att ivit\u00e0
\n
nella catena del
\n
valore
\n
Att ivit\u00e0 dirett a
\n
Stakeholder
\n
impatt ati o coinvolti
\n
\u2022 Clienti e consumatori di energia elett rica
\n
\u2022 Societ\u00e0 e Ambiente
\n
Fonti GHG copert e
\n
(GHG Protocol)
\n
(1)
\n
95% delle emissioni GHG Scope 1
\n
(2)
\n
Tempistiche
\n
Breve termine (2026) Medio termine (2030) Lungo termine (2040)
\n
Target GHG
\n
125 gCO
\n
2eq
\n
/kWh 72 gCO
\n
2eq
\n
/kWh
\n
0 gCO
\n
2eq
\n
/kWh
\n
Emissioni zero
\n
% riduzione
\n
rispett o al 2017
\n
(baseline SBTi)
\n
-66% -80% -100%
\n
% riduzione
\n
rispett o al 2023
\n
(anno di report ing)
\n
-22% -55% -100%
\n
Scenario climatico
\n
1,5 \u00b0C
\n
(3)
\n
1,5 \u00baC (cert ifi cato SBTi) 1,5 \u00baC (cert ifi cato SBTi)
\n
Principali driver e
\n
azioni a futuro
\n
\u2022 Phase-out graduale della capacit\u00e0 a
\n
carbone nel periodo 2024-2026, con la
\n
prevista chiusura delle centrali Federico
\n
II e Torrevaldaliga Nord in Italia (con una
\n
capacit\u00e0 complessiva di circa 3,6 GW).
\n
\u2022 Investire 12,1 miliardi di euro per
\n
accelerare lo sviluppo delle energie
\n
rinnovabili, installando 13,4 GW di nuova
\n
capacit\u00e0 rinnovabile nel periodo 2024-
\n
2026 (di cui circa 11,3 GW consolidati),
\n
raggiungendo 73 GW di capacit\u00e0
\n
rinnovabile entro il 2026 (inclusivo del
\n
BESS).
\n
\u2022 Proseguire nel processo di
\n
decarbonizzazione della generazione
\n
di elett ricit\u00e0, port ando il parco di
\n
generazione aziendale a essere
\n
composto per il 78% da impianti
\n
rinnovabili nel 2026, raggiungendo nello
\n
stesso anno un livello di produzione a
\n
zero emissioni pari all\u201986% sul totale,
\n
considerando la produzione consolidata
\n
e gestita.
\n
\u2022 Nessun ricorso a tecnologie di carbon
\n
removal per raggiungere il target.
\n
\u2022 Proseguire nel processo di
\n
decarbonizzazione della generazione di
\n
elett ricit\u00e0, grazie a investimenti a livello
\n
di Gruppo che port eranno al 2030 il
\n
parco di generazione aziendale a
\n
essere composto per circa l\u201985% da
\n
impianti rinnovabili, raggiungendo cos\u00ec
\n
un livello di produzione a zero emissioni
\n
pari al 90% sul totale, considerando la
\n
produzione consolidata e gestita.
\n
\u2022 Uscita dalla generazione a carbone, che
\n
\u00e8 prevista entro il 2027 a livello globale.
\n
\u2022 Nessun ricorso a tecnologie di carbon
\n
removal per raggiungere il target.
\n
\u2022 Uscire dal business della generazione
\n
di elett ricit\u00e0 da capacit\u00e0 termica,
\n
raggiungendo un mix energetico 100%
\n
rinnovabile.
\n
\u2022 Nessun ricorso a tecnologie di carbon
\n
removal per raggiungere il target.
\n
Risultati e
\n
principali
\n
azioni svolte
\n
nel 2023
\n
Risultato del KPI nel 2023: 160 gCO
\n
2eq
\n
/kWh
\n
\u2022 Circa 5,9 miliardi di euro investiti nelle rinnovabili nel 2023.
\n
\u2022 Nuova capacit\u00e0 rinnovabile installata consolidata pari a 4 GW nel 2023, raggiungendo una capacit\u00e0 totale consolidata pari a 55,5
\n
GW nel 2023.
\n
\u2022 Incremento della produzione rinnovabile consolidata pari a +13% rispett o al 2022, rappresentando il 61% del totale della
\n
produzione consolidata nel 2023.
\n
\u2022 Riduzione della capacit\u00e0 termoelett rica di circa 5,1 GW rispett o al 2022, includendo la chiusura di due impianti a carbone (per un
\n
totale di circa 2 GW) e la vendita degli impianti a gas in Argentina (per un totale di circa 3 GW) e in Colombia (per un totale di circa
\n
0,2 GW).
\n
\u2022 Riduzione della produzione termoelett rica pari al 38% rispett o al 2022 (in part icolare con una riduzione del 45% della produzione
\n
a carbone), rappresentando il 27% del totale della produzione nel 2023.
\n

\n\n\n\n\n\n\n\n\n
TARGET GHG
\n
Intensit\u00e0 emissioni GHG Scope 1 e 3 relative all\u0384Integrated Power
\n
Att ivit\u00e0 di business
\n
principale
\n
Vendita di elett ricit\u00e0
\n
Tipologia di att ivit\u00e0
\n
nella catena del
\n
valore
\n
\u2022 Att ivit\u00e0 dirett e (produzione di elett ricit\u00e0)
\n
\u2022 Att ivit\u00e0 a monte della catena del valore (acquisto di energia da altri produtt ori per vendita al cliente fi nale)
\n
Stakeholder
\n
impatt ati o coinvolti
\n
\u2022 Clienti e consumatori di energia elett rica
\n
\u2022 Produtt ori di energia elett rica (peers)
\n
\u2022 Societ\u00e0 e Ambiente
\n
Fonti GHG copert e
\n
(GHG Protocol)
\n
(1)
\n
\u2022 95% delle emissioni GHG Scope 1
\n
\u2022 42% delle emissioni GHG Scope 3 (corrispondente al 78% delle emissioni GHG Scope 3 - categoria 3)
\n
Tempistiche
\n
Breve termine (2026) Medio termine (2030) Lungo termine (2040)
\n
Target GHG
\n
135 gCO
\n
2eq
\n
/kWh 73 gCO
\n
2eq
\n
/kWh
\n
0 gCO
\n
2eq
\n
/kWh
\n
Emissioni zero
\n
% riduzione
\n
rispett o al 2017
\n
(baseline SBTi)
\n
-59% -78% -100%
\n
% riduzione
\n
rispett o al 2023
\n
(anno di report ing)
\n
-20% -57% -100%
\n
Scenario climatico
\n
1,5 \u00b0C
\n
(3)
\n
1,5 \u00baC (cert ifi cato SBTi) 1,5 \u00baC (cert ifi cato SBTi)
\n
Principali driver e
\n
azioni a futuro
\n
\u2022 Aumentare la quota di energia
\n
rinnovabile venduta ai clienti,
\n
incrementando la produzione
\n
rinnovabile del Gruppo e ott imizzando
\n
il port afoglio clienti proseguendo
\n
nella strategia di bilanciamento tra
\n
domanda e off ert a.
\n
\u2022 In Europa incrementare dal circa
\n
65% del 2023 a oltre l\u201980% nel 2026
\n
la quota di vendite ai clienti fi nali a
\n
prezzo fi sso copert a da produzione a
\n
zero emissioni.
\n
\u2022 In America Latina mantenere una
\n
copert ura del 100% delle vendite ai
\n
clienti fi nali da produzione a zero
\n
emissioni (anche tramite PPA).
\n
\u2022 In Nord America mantenere una
\n
copert ura del 100% delle vendite ai
\n
clienti fi nali da produzione a zero
\n
emissioni.
\n
\u2022 Proseguire nel processo di
\n
decarbonizzazione della generazione
\n
di elett ricit\u00e0, incrementando il livello
\n
di produzione a zero emissioni
\n
dal 75% nel 2023 (compresa la
\n
capacit\u00e0 gestita) all\u201986% sul totale nel
\n
2026, considerando la produzione
\n
consolidata e gestita.
\n
\u2022 Nessun ricorso a tecnologie di carbon
\n
removal per raggiungere il target.
\n
\u2022 Proseguire nella strategia di
\n
bilanciamento tra domanda e off ert a
\n
e incremento della quota di elett ricit\u00e0
\n
venduta a prezzo fi sso copert a da
\n
generazione carbon free.
\n
\u2022 Proseguire nel processo di
\n
decarbonizzazione della generazione
\n
di elett ricit\u00e0, raggiungendo circa il
\n
90% di produzione a zero emissioni
\n
sul totale nel 2030.
\n
\u2022 Nessun ricorso a tecnologie di carbon
\n
removal per raggiungere il target.
\n
\u2022 Al 2040 arrivare al 100% di vendita di
\n
energia copert o da fonti rinnovabili.
\n
\u2022 Nessun ricorso a tecnologie di carbon
\n
removal per raggiungere il target.
\n
Risultati e
\n
principali
\n
azioni svolte
\n
nel 2023
\n
Risultato del KPI nel 2023: 168 gCO
\n
2eq
\n
/kWh
\n
\u2022 Incremento della produzione rinnovabile consolidata del Gruppo del 13% nel 2023 rispett o al 2022.
\n
\u2022 Riduzione del 7% del gap tra le vendite di energia ai clienti fi nali e la produzione propria nei Paesi in cui il Gruppo ha avuto
\n
una posizione integrata nel 2023, rispett o al 2022.
\n
\n\n
TARGET GHG
\n
Emissioni GHG assolute Scope 3 relative alla vendita di gas nel mercato fi nale
\n
Att ivit\u00e0 di business
\n
principale
\n
Vendita di gas al cliente fi nale
\n
Tipologia di att ivit\u00e0
\n
nella catena del
\n
valore
\n
\u2022 Att ivit\u00e0 a valle della catena del valore
\n
Stakeholder
\n
impatt ati o coinvolti
\n
\u2022 Clienti gas
\n
\u2022 Societ\u00e0 e Ambiente
\n
Fonti GHG copert e
\n
(GHG Protocol)
\n
(1)
\n
\u2022 30% delle emissioni GHG Scope 3 (corrispondente al 100% delle emissioni GHG Scope 3 - categoria 11)
\n
Tempistiche
\n
Breve termine (2026) Medio termine (2030) Lungo termine (2040)
\n
Target GHG
\n
20,0 MtCO
\n
2eq
\n
11,4 MtCO
\n
2eq
\n
0 MtCO
\n
2eq
\n
Emissioni zero
\n
% riduzione
\n
rispett o al 2017
\n
(baseline SBTi)
\n
-21% -55% -100%
\n
% riduzione
\n
rispett o al 2023
\n
(anno di report ing)
\n
-
\n
(4)
\n
-32% -100%
\n
Scenario climatico
\n
n.a.
\n
(5)
\n
1,5 \u00b0C (cert ifi cato SBTi) 1,5 \u00b0C (cert ifi cato SBTi)
\n
Principali driver e
\n
azioni a futuro
\n
\u2022 Promuovere il passaggio dei clienti
\n
dal gas all\u2019elett ricit\u00e0 (sopratt utt o
\n
clienti residenziali) att raverso la
\n
promozione di tecnologie elett riche
\n
pi\u00f9 effi cienti (per esempio, pompe
\n
di calore per il riscaldamento
\n
domestico o piani a induzione nelle
\n
cucine), port ando il consumo unitario
\n
di energia elett rica annua del cliente
\n
energia Business to Consumer del
\n
mercato libero (Italia e Iberia) da 2,65
\n
MWh del 2023 a circa 2,9 MWh nel
\n
2026 e aumentando cos\u00ec il tasso di
\n
elett rifi cazione dei clienti.
\n
\u2022 Destinare il 32% degli investimenti
\n
nelle reti nel periodo 2024-2026 alle
\n
connessioni, anche per consentire la
\n
crescita di generazione distribuita e
\n
quindi promuovere l\u2019elett rifi cazione
\n
dei consumi dei clienti fi nali. Si
\n
prevede che il numero di connessioni
\n
alla generazione distribuita raddoppi
\n
nel triennio raggiungendo i 4 milioni
\n
nel 2026.
\n
\u2022 Raggiungere volumi di gas venduti ai
\n
clienti fi nali di circa 8,4 bcm nel 2026.
\n
\u2022 Nessun ricorso a tecnologie di
\n
carbon removal per raggiungere il
\n
target.
\n
\u2022 Promuovere il passaggio dei clienti dal
\n
gas all\u2019elett ricit\u00e0 (sopratt utt o clienti
\n
residenziali) att raverso la promozione
\n
di tecnologie elett riche pi\u00f9 effi cienti
\n
(per esempio, pompe di calore per il
\n
riscaldamento domestico o piani a
\n
induzione nelle cucine), port ando il
\n
consumo unitario di energia elett rica
\n
annua del cliente energia Business
\n
to Consumer del mercato libero
\n
(Italia e Iberia) a circa 3,5 MWh nel
\n
2030 e aumentando cos\u00ec il tasso di
\n
elett rifi cazione dei clienti.
\n
\u2022 Continuare a investire nelle reti di
\n
distribuzione accompagnando la
\n
crescita di generazione distribuita e
\n
quindi promuovere l\u2019elett rifi cazione
\n
dei consumi dei clienti fi nali, fi no a
\n
raggiungere i 6 milioni di connessioni
\n
alla generazione distribuita nel 2030.
\n
\u2022 Ott imizzare il port afoglio gas dei
\n
clienti (specialmente clienti industriali),
\n
continuando nella riduzione dei volumi
\n
di gas venduti fi no a raggiungere circa
\n
5,3 bcm nel 2030.
\n
\u2022 Nessun ricorso a tecnologie di carbon
\n
removal per raggiungere il target.
\n
\u2022 Raggiungere il 100% di vendita di
\n
energia ai clienti fi nali copert a da fonti
\n
rinnovabili entro il 2040.
\n
\u2022 Uscire dal business della vendita di
\n
gas alla clientela retail entro il 2040.
\n
\u2022 Nessun ricorso a tecnologie di carbon
\n
removal per raggiungere il target.
\n
Risultati e
\n
principali
\n
azioni svolte
\n
nel 2023
\n
Risultato del KPI nel 2023: 16,8 MtCO
\n
2eq
\n
\u2022 6,2 milioni di clienti gas nel 2023, in riduzione del 6% rispett o al 2022.
\n
\u2022 Vendita di gas nel 2023 di 8,3 bcm, riduzione del 19% rispett o al 2022.
\n
\u2022 3,6 milioni di nuove connessioni nel 2023.
\n

\n\n\n\n
TARGET GHG
\n
Emissioni aggiuntive Scope 1-2-3
\n
Att ivit\u00e0 di business
\n
principale
\n
\u2022 Distribuzione di elett ricit\u00e0 (Scope 1 e 2)
\n
\u2022 Gestione della fl ott a di veicoli, edifi ci e altri asset (Scope 1 e 2)
\n
\u2022 Gestione della catena di fornitura (Scope 3)
\n
\u2022 Acquisto di combustibili (Scope 3)
\n
Tipologia di att ivit\u00e0
\n
nella catena del
\n
valore
\n
\u2022 Att ivit\u00e0 dirett e (distribuzione di elett ricit\u00e0 e gestione della fl ott a, degli edifi ci e altri asset del Gruppo)
\n
\u2022 Att ivit\u00e0 a monte della catena del valore (catena di fornitura di prodott i e servizi e fi liera dei combustibili)
\n
Stakeholder
\n
impatt ati o coinvolti
\n
\u2022 Clienti e consumatori di energia elett rica
\n
\u2022 Produtt ori di energia elett rica (peers)
\n
\u2022 Fornitori di prodott i e servizi
\n
\u2022 Fornitori di oil&gas
\n
\u2022 Societ\u00e0 e Ambiente
\n
Fonti GHG copert e
\n
(GHG Protocol)
\n
(1)
\n
\u2022 0,5% delle emissioni GHG Scope 1
\n
\u2022 100% delle emissioni GHG Scope 2
\n
\u2022 Target 2030
\n
(6)
\n
: 15% delle emissioni GHG Scope 3 (corrispondente al 17% delle emissioni Scope 3 - categoria 1 e al
\n
22% della categoria 3)
\n
\u2022 Target 2040
\n
(6)
\n
: 18% delle emissioni GHG Scope 3 (corrispondente al 35% delle emissioni Scope 3 - categoria 1 e al
\n
22% della categoria 3)
\n
Tempistiche
\n
Medio termine (2030) Lungo termine (2040)
\n
Target GHG
\n
10,4 MtCO
\n
2eq
\n
<2,5 MtCO
\n
2eq
\n
Emissioni zero
\n
% riduzione
\n
rispett o al 2017
\n
(baseline SBTi)
\n
-55% -90%
\n
% riduzione
\n
rispett o al 2023
\n
(anno di report ing)
\n
-12% -83%
\n
Scenario climatico
\n
1,5 \u00b0C (cert ifi cato SBTi) 1,5 \u00baC (cert ifi cato SBTi)
\n
Principali driver e
\n
azioni a futuro
\n
\u2022 Investire un totale di 18,6 miliardi di euro nelle reti nel
\n
periodo 2024-2026, di cui il 50% per migliorare la resilienza,
\n
la qualit\u00e0 e la digitalizzazione delle reti, contribuendo in tal
\n
modo a ridurre le perdite di rete e le relative emissioni di gas
\n
serra. Sostituire i componenti esistenti dell\u2019infrastrutt ura
\n
della rete di distribuzione con soluzioni SF
\n
6
\n
free.
\n
\u2022 Implementare un approccio circolare di approvvigionamento,
\n
incrementare il numero dei contratt i che includono la
\n
misurazione dell\u2019impronta carbonica dei prodott i e servizi
\n
acquistati da Enel incentivando la riduzione della stessa
\n
in un percorso di decarbonizzazione condiviso con i
\n
fornitori. Raff orzare il dialogo con i produtt ori di materie
\n
prime e con le altre utility per defi nire strategie comuni di
\n
decarbonizzazione effi caci e a lungo termine.
\n
\u2022 Uscire gradualmente dalla generazione a carbone entro il
\n
2027, mitigando tutt e le emissioni GHG legate alla fornitura
\n
di carbone.
\n
\u2022 Nessun ricorso a tecnologie di carbon removal per
\n
raggiungere il target.
\n
\u2022 Promuovere la digitalizzazione della rete e sostituire
\n
i componenti esistenti dell\u2019infrastrutt ura della rete di
\n
distribuzione con soluzioni SF
\n
6
\n
free.
\n
\u2022 Implementare un approccio circolare di approvvigionamento,
\n
incrementare il numero dei contratt i che includono la
\n
misurazione dell\u2019impronta carbonica dei prodott i e servizi
\n
acquistati da Enel incentivando la riduzione della stessa
\n
in un percorso di decarbonizzazione condiviso con i
\n
fornitori. Raff orzare il dialogo con i produtt ori di materie
\n
prime e con le altre utility per defi nire strategie comuni di
\n
decarbonizzazione effi caci e a lungo termine.
\n
\u2022 Azzerare le emissioni legate alle att ivit\u00e0 di estrazione di gas,
\n
essendo il Gruppo completamente uscito dalle att ivit\u00e0 sia di
\n
generazione di elett ricit\u00e0 da gas sia di vendita di gas a clienti
\n
fi nali.
\n
\u2022 Neutralizzare la quota residuale att raverso azioni di carbon
\n
removal (acquisto di cert ifi cati legati a progett i nature-
\n
based o technology-based nei mercati volontari di carbone,
\n
secondo gli standard internazionali) qualora la mitigazione
\n
completa delle emissioni non sia fatt ibile a causa di fatt ori
\n
esogeni (tecnologici, di mercato o regolatori).
\n
Risultati e
\n
principali
\n
azioni svolte
\n
nel 2023
\n
Risultato del KPI nel 2023: 11,9 MtCO
\n
2eq
\n
(secondo il perimetro target 2017-2030) e 13,5 MtCO
\n
2eq
\n
(secondo il perimetro target 2017-2040)
\n
(6)
\n
\u2022 5,4 miliardi di euro investiti sulla rete nel 2023.
\n
\u2022 Riduzione del 43% dell\u2019ammontare di carbone combusto negli impianti termoelett rici.
\n
\u2022 Riduzione del 41% del volume di gas naturale combusto negli impianti termoelett rici rispett o al 2022 (infl uenzato anche dalla
\n
vendita di impianti a gas in Russia e Argentina), e riduzione del 19% del volume di gas venduto nel mercato fi nale rispett o al 2022.
\n
\u2022 Riduzione dell\u20198% del consumo di elett ricit\u00e0 negli impianti di generazione e negli edifi ci del Gruppo.
\n
\u2022 Riduzione del 24% del valore intensivo (tCO
\n
2eq
\n
/mln\u20ac) della catena di fornitura nel 2023 rispett o al 2022, raggiungendo
\n
684 tCO
\n
2eq
\n
/mln\u20ac.
\n

\n\n\n\n\n\n\n\n\n
COPERTURA TOTALE DELLE EMISSIONI
\n
SCOPE 1-2-3 NEL 2023
\n
\u2022
\n
95,5% delle emissioni GHG Scope 1 (target 2026, 2030, 2040)
\n
\u2022
\n
100% delle emissioni GHG Scope 2 (target 2030, 2040)
\n
\u2022
\n
87% (target 2017-2030) e 90% (target 2017-2040) delle emissioni GHG Scope 3
\n
(6)
\n
(1) Percentuali basate sulle emissioni totali di GHG nel 2023.
\n
(2) Sono state escluse le emissioni GHG Scope 1 marginali che non sono dirett amente correlate al processo di combustione dei combustibili fossili per la
\n
produzione di energia elett rica nelle centrali termoelett riche. Queste emissioni includono anche l\u2019utilizzo di servizi ausiliari nell\u2019att ivit\u00e0 di distribuzione. In
\n
part icolare, nel 2023 si \u00e8 verifi cato un utilizzo straordinariamente superiore di questi servizi in Brasile per far fronte all\u2019emergenza meteorologica verifi catasi
\n
a San Paolo a novembre 2023 che ha provocato l\u2019interruzione del funzionamento della rete. In ogni caso, le emissioni di GHG Scope 1 e 2 copert e da tutt i
\n
i target sopracitati sono complessivamente pari a 95,8%, e pert anto superiori alla soglia del 95% richiesta dall\u2019iniziativa Science Based Targets e dal GHG
\n
Protocol.
\n
(3) Il target soddisfa il percorso di 1,5 \u00b0C stabilito dalla SBTi per il sett ore dei servizi elett rici (approccio di decarbonizzazione sett oriale, SDA), anche se non ha
\n
potuto essere validato uffi cialmente perch\u00e9 la SBTi non cert ifi ca target con tempistiche inferiori a cinque anni dalla data di presentazione.
\n
(4) Nel 2023 la vendita di gas si \u00e8 ridott a considerevolmente rispett o agli anni precedenti. Inoltre, \u00e8 stato implementato un cambiamento metodologico nell\u2019u-
\n
tilizzo dei fatt ori di conversione. Questi due elementi hanno port ato a un valore al di sott o del target previsto per il 2026.
\n
(5) Il target non ha potuto essere validato uffi cialmente perch\u00e9 la SBTi non cert ifi ca target con tempistiche inferiori a cinque anni dalla data di presentazione. Inoltre,
\n
la SBTi non ha defi nito un approccio di decarbonizzazione sett oriale per queste tipologie di emissioni, per cui il livello di ambizione non pu\u00f2 essere verifi cato.
\n
(6) Sono stati defi niti due diversi limiti percentuali al target per le emissioni GHG Scope 3 della catena di fornitura, come consentito dalla metodologia SBTi,
\n
che richiede di coprire almeno il 67% delle emissioni Scope 3 per il target 2030, e almeno il 90% per il target 2040.
\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
WACC
\n
pre-tax
\n
(2)
\n
Periodo
\n
esplicito
\n
flussi di
\n
cassa Terminal value
\n
(3)
\n
Importo
\n
Tasso di
\n
crescita
\n
(1)
\n
Tasso di
\n
sconto
\n
WACC
\n
pre-tax
\n
(2)
\n
Periodo
\n
esplicito
\n
flussi di
\n
cassa
\n
Terminal
\n
value
\n
(3)
\n
al 31.12.2023 al 31.12.2022
\n
Iberia Penisola 8.785 2,19% 8,23% 3 anni
\n
Perpetuit\u00e0/22
\n
anni EGP/12 anni
\n
G&T/15 anni MKT
\n
8.785 2,47% 6,10% 3 anni
\n
Perpetuit\u00e0/25
\n
anni EGP/13
\n
anni G&T
\n
Cile 1.101 2,07% 9,57% 3 anni
\n
Perpetuit\u00e0/28
\n
anni EGP/5 anni
\n
G&T
\n
1.148 2,00% 8,45% 3 anni
\n
Perpetuit\u00e0/26
\n
anni EGP/5
\n
anni G&T
\n
Argentina 20 17,57 % 41,90% 3 anni Perpetuit\u00e0 21 45,70% 71,78% 3 anni Perpetuit\u00e0
\n
Per\u00f9 n.a. n.a. n.a. n.a. n.a. 571 2,25% 8,75% 3 anni
\n
Perpetuit\u00e0/25
\n
anni EGP/8
\n
anni G&T
\n
Colombia 526 3,50% 14,25% 3 anni
\n
Perpetuit\u00e0/25
\n
anni EGP/14 anni
\n
G&T
\n
518 3,20% 11,79% 3 anni
\n
Perpetuit\u00e0/26
\n
anni EGP/15
\n
anni G&T
\n
Brasile 1.357 3,86% 12,31% 3 anni
\n
Perpetuit\u00e0/24
\n
anni EGP
\n
1.313 3,58% 11,22% 3 anni
\n
Perpetuit\u00e0/25
\n
anni EGP
\n
Centro America 26 2,10% 10,92% 3 anni 17 anni 26 2,02% 9,66% 3 anni 18 anni
\n
Nord America Enel
\n
Green Power
\n
68 2,10% 8,27% 3 anni 24 anni 70 2,02% 6,48% 3 anni 25 anni
\n
Nord America Enel X 81 2,10% 11,75% 3 anni Perpetuit\u00e0 142 2,02% 9,71% 3 anni Perpetuit\u00e0
\n
Nord America Enel
\n
X Way
\n
n.a. n.a. n.a. n.a. n.a. 70 2,02% 11,53% 3 anni Perpetuit\u00e0
\n
Asia Pacifico Enel X 84 2,10% 13,27% 3 anni Perpetuit\u00e0 84 2,02% 10,39% 3 anni Perpetuit\u00e0
\n
Resto d\u2019Europa
\n
Enel X
\n
43 2,10% 11,45% 3 anni Perpetuit\u00e0 43 1,62% 8,82% 3 anni Perpetuit\u00e0
\n
Italia Enel Green
\n
Power
\n
21 2,10% 8,66% 3 anni
\n
Perpetuit\u00e0/26
\n
anni
\n
21 1,62% 6,39% 3 anni
\n
Perpetuit\u00e0/24
\n
anni
\n
Italia Mercato 581 1,93% 11,31% 3 anni 15 anni 581 2,38% 10,69% 3 anni 15 anni
\n
Italia Enel
\n
Produzione
\n
349 2,06% 9,07% 3 anni
\n
Perpetuit\u00e0/14
\n
anni
\n
349 1,64% 7,7 0% 3 anni
\n
Perpetuit\u00e0/15
\n
anni
\n
Romania n.a. n.a. n.a. n.a. n.a. n.a. n.a. n.a. n.a. n.a.
\n
CGU senza
\n
avviamento iscritto
\n
ma oggetto di test
\n
di impairment in
\n
presenza di appositi
\n
indicatori previsti da
\n
IAS 36
\n
Iberia - TNP (Territori
\n
Non Peninsulari)
\n
n.a. n.a. n.a. n.a. n.a. n.a. n.a. n.a. n.a. n.a.
\n
Australia n.a. n.a. n.a. n.a. n.a. n.a. n.a. n.a. n.a. n.a.
\n
Messico n.a. n.a. n.a. n.a. n.a. n.a. n.a. n.a. n.a. n.a.
\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, MKT = Mercati finali).
\n

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\n
23. Attivit\u00e0 immateriali \u2013 Euro 17.055 milioni
\n
Il dettaglio e la movimentazione delle attivit\u00e0 immateriali
\n
relativa all\u2019esercizio 2023 sono di seguito riportati.
\n
Milioni di euro
\n
Costi di
\n
sviluppo
\n
Diritti di
\n
brev. ind.
\n
e di utilizz.
\n
opere ing.
\n
Concessioni,
\n
licenze,
\n
marchi e
\n
diritti 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
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 17.52 0
\n
Investimenti 3 30 45 - 122 - 640 515 1.355
\n
Passaggi in esercizio 2 300 8 - 209 - (564) 10 (35)
\n
Differenze di cambio 1 (4) 220 72 (4) - (49) (4) 232
\n
Variazioni perimetro di
\n
consolidamento
\n
- - 1 - - - (1) - -
\n
Dismissioni - (2) - (18) - - 3 - (17)
\n
Ammortamenti (5) (313) (199) (402) (342) - - (425) (1.686)
\n
Impairment (3) - 1 - (1) - (57) - (60)
\n
Ripristini di valore - - - - 2 - - - 2
\n
Altri movimenti (47) 50 (10) 513 - - (46) 3 463
\n
Riclassifica da/ad \u201cAttivit\u00e0
\n
classificate come possedute
\n
per la vendita\u201d
\n
(4) (49) (590) - (44) - (32) - (719)
\n
Totale variazioni (53) 12 (524) 165 (58) - (106) 99 (465)
\n
Costo storico al netto degli
\n
impairment cumulati
\n
55 3.988 12.401 5.822 5.513 - 1.641 3.352 32.772
\n
Fondo ammortamento 29 3.313 2.130 4.157 4.139 - - 1.949 15.717
\n
Consistenza al 31.12.2023 26 675 10.271 1.665 1.374 - 1.641 1.403 17.055
\n\n
Nella tabella che segue sono esposti gli accordi per servizi
\n
in concessione non ricompresi nell\u2019applicazione dell\u2019IFRIC
\n
12 che presentano un saldo di bilancio al 31 dicembre 2023.
\n
Milioni di euro
\n
Concedente Attivit\u00e0 Paese
\n
Periodo
\n
della conc.
\n
Periodo
\n
residuo
\n
della conc.
\n
Opz. di
\n
rinnovo al 31.12.2023 al 31.12.2022
\n
Fair value
\n
iniziale
\n
Endesa
\n
Distribuci\u00f3n
\n
El\u00e9ctrica
\n
-
\n
Distribuzione
\n
di energia
\n
elettrica
\n
Spagna Indefinito Indefinito - 5.677 5.678 5.673
\n
Enel Colombia
\n
(ex Codensa)
\n
Repubblica
\n
della Colombia
\n
Distribuzione
\n
di energia
\n
elettrica
\n
Colombia Indefinito Indefinito - 1.266 1.047 1.839
\n
Enel
\n
Distribuci\u00f3n
\n
Chile (ex
\n
Chilectra)
\n
Repubblica del
\n
Cile
\n
Distribuzione
\n
di energia
\n
elettrica
\n
Cile Indefinito Indefinito - 1.254 1.331 1.667
\n
I beni a vita utile indefinita hanno un valore complessivo di
\n
8.197 milioni di euro (8.056 milioni di euro al 31 dicembre
\n
2022) riferibili essenzialmente alle concessioni per l\u2019attivit\u00e0
\n
di distribuzione in Spagna (5.677 milioni di euro), Colombia
\n
(1.266 milioni di euro) e Cile (1.254 milioni di euro), per le
\n
quali non \u00e8 normativamente prevista n\u00e9 prevedibile a oggi
\n
una data di scadenza all\u2019esercizio del servizio; sulla base
\n
delle previsioni formulate, i flussi di cassa attribuibili a cia-
\n
scuna CGU, alla quale appartengono le varie concessioni,
\n
sono sufficienti a recuperare il valore di iscrizione in bilan-
\n
cio. La variazione dell\u2019anno \u00e8 riferita, principalmente, alla
\n
variazione del tasso di cambio in America Latina. Si segna-
\n

\n\n\n\n\n

\n\n\n\n\n

\n\n
la che nel corso dell\u2019esercizio \u00e8 stata riclassificata tra le at-
\n
tivit\u00e0 possedute per la vendita l\u2019attivit\u00e0 relativa agli accordi
\n
per servizi in concessione non ricompresi nell\u2019applicazione
\n
dell\u2019IFRIC 12 di Enel Distribuci\u00f3n Per\u00fa per un valore di 581
\n
milioni di euro (584 milioni di euro al 31 dicembre 2022).
\n
Per maggiori dettagli sulla voce \u201cAccordi per servizi in con-
\n
cessione\u201d si rimanda alla nota 20.
\n

\n\n\n\n\n\n\n\n\n
Gli \u201cImpairment\u201d ammontano nel 2023 a 60 milioni di euro,
\n
prevalentemente riferiti a taluni progetti, non pi\u00f9 strategi-
\n
ci, nell\u2019ambito delle rinnovabili in Spagna, negli Stati Uniti
\n
e in Italia.
\n
La \u201cRiclassifica da/ad \u2018Attivit\u00e0 classificate come possedu-
\n
te per la vendita\u2019\u201d \u00e8 da riferirsi principalmente alle attivit\u00e0
\n
detenute da Enel Distribuci\u00f3n Per\u00fa SAA, Enel Generaci\u00f3n
\n
Per\u00fa, Compa\u00f1\u00eda Energ\u00e9tica Veracruz e alle attivit\u00e0 riferite a
\n
un portafoglio di asset rinnovabili in Nord America, queste
\n
ultime cedute a inizio 2024.
\n
Gli \u201cAltri movimenti\u201d accolgono prevalentemente le riclas-
\n
sifiche tra le attivit\u00e0 finanziarie di parte degli investimenti
\n
ricadenti nelle concessioni IFRIC 12 in Brasile e l\u2019adegua-
\n
mento dei valori delle attivit\u00e0 immateriali delle societ\u00e0 ar-
\n
gentine per effetto dell\u2019applicazione del principio contabi-
\n
le relativo alle economie iperinflazionate.
\n

\n\n\n\n\n\n\n\n", "dimensions": { "concept": "ifrs-full:DisclosureOfIntangibleAssetsExplanatory", "language": "it", "entity": "scheme:WOCMU6HCI0OJWNPRZS33", "period": "2023-01-01T00:00:00/2024-01-01T00:00:00" } }, "Tag1112": { "value": "\n

\n\n
24. Avviamento \u2013 Euro 13.042 milioni
\n
Milioni di euro al 31.12.2022
\n
Variazioni
\n
perimetro
\n
Differ.
\n
cambio Impairment
\n
Riclassifica da/ad
\n
\u201cAttivit\u00e0 classificate
\n
come possedute per
\n
la vendita\u201d
\n
Altri
\n
movimenti al 31.12.2023
\n
Valore netto Valore netto
\n
Iberia Penisola 8.785 - - - - - 8.785
\n
Cile 1.148 - (1) - (46) - 1.101
\n
Argentina 21 - (1) - - - 20
\n
Per\u00f9 571 - (1) - (570) - -
\n
Colombia 518 - 8 - - - 526
\n
Brasile 1.313 - 44 - - - 1.357
\n
Centro America 26 - - - - - 26
\n
Nord America Enel Green
\n
Power
\n
70 - (2) - - - 68
\n
Nord America Enel X 142 - (4) (57) - - 81
\n
Nord America Enel X Way 70 - (1) (69) - -
\n
Asia Pacifico Enel X 84 - - - - - 84
\n
Resto d\u2019Europa Enel X
\n
(1)
\n
43 - - - - - 43
\n
Italia Mercato
\n
(2)
\n
581 - - - - - 581
\n
Italia Enel Green Power 21 - - - - - 21
\n
Italia Enel Produzione 349 - - - - - 349
\n
Totale 13.742 - 42 (126) (616) - 13.042
\n
(1) Include Viva Labs.
\n
(2) Include Enel Energia.
\n
Nella tabella seguente si rappresenta l\u2019allocazione dell\u2019av-
\n
viamento nella matrice relativa alle Linee di Business e
\n
alle Aree Geografiche. A tal riguardo, si evidenzia che le
\n
modifiche intervenute sulla rappresentazione dei settori
\n
operativi, descritte nella precedente nota 10, non han-
\n
no comportato modifiche con riferimento all\u2019allocazione
\n
dell\u2019avviamento ai fini dei test di impairment.
\n

\n\n\n\n\n\n\n\n\n

\n\n\n\n\n\n\n\n\n

\n\n
Matrice avviamento al 31.12.2023
\n
Milioni di euro
\n
Generazione
\n
Termoelettrica e
\n
Trading
\n
Enel Green
\n
Power Enel Grids Mercati finali
\n
Holding e
\n
Servizi 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 - 1 19 - - 20
\n
Brasile - 502 855 - - 1.357
\n
Cile - 949 152 - - 1.101
\n
Colombia - 303 223 - - 526
\n
Per\u00f9 - - - - - -
\n
Centro America - 26 - - - 26
\n
Nord America Enel Green Power - 68 - - - 68
\n
Nord America Enel X - - - 81 - 81
\n
Nord America Enel X Way - - - - - -
\n
Asia Pacifico Enel X - - - 84 - 84
\n
Resto d\u2019Europa Enel X
\n
(2)
\n
- - - 43 - 43
\n
Totale - 3.409 7.037 2.596 - 13.042
\n
(1) Include Enel Energia.
\n
(2) Include Viva Labs.
\n
Matrice avviamento al 31.12.2022
\n
Milioni di euro
\n
Generazione
\n
Termoelettrica e
\n
Trading
\n
Enel Green
\n
Power Enel Grids Mercati finali
\n
(1)
\n
Holding e
\n
Servizi
\n
(1)
\n
Totale
\n
Italia Enel Green Power - 21 - - - 21
\n
Italia Mercato
\n
(2)
\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 Green Power - 70 - - - 70
\n
Nord America Enel X - - - 142 - 142
\n
Nord America Enel X Way - - - 70 - 70
\n
Asia Pacifico Enel X - - - 84 - 84
\n
Resto d\u2019Europa Enel X
\n
(3)
\n
- - - 43 - 43
\n
Totale 44 3.634 7. 337 2.727 - 13.742
\n
(1) I dati al 31 dicembre 2022 relativi alla Linea di Business Mercati finali sono stati rideterminati per tener conto anche dei valori di Enel X ed Enel X Way.
\n
Quest\u2019ultima in precedenza era esposta nel settore Holding, Servizi e Altro.
\n
(2) Include Enel Energia.
\n
(3) Include Viva Labs.
\n

\n\n\n\n\n\n\n\n\n

\n\n\n\n\n\n\n\n\n

\n\n
Il decremento dell\u2019avviamento, pari a 700 milioni di euro,
\n
\u00e8 attribuibile per lo pi\u00f9 alla riclassifica tra le attivit\u00e0 pos-
\n
sedute per la vendita delle attivit\u00e0 della generazione e di-
\n
stribuzione in Per\u00f9 (pari a 570 milioni di euro), e di Arcadia
\n
Generaci\u00f3n Solar in Cile (pari a 46 milioni di euro).
\n
Addizionalmente nel corso del 2023 sono stati rilevati nuo-
\n
vi adeguamenti di valore riferiti alle CGU del Nord America
\n
di Enel X ed Enel X Way (rispettivamente per 57 e 69 milioni
\n
di euro) a esito degli impairment test anche per effetto del
\n
cambiamento dello scenario macroeconomico.
\n
La variazione negativa \u00e8 parzialmente compensata dalle
\n
differenze cambio positive registrate in Brasile.
\n
La stima del valore recuperabile degli avviamenti iscritti
\n
in bilancio \u00e8 stata effettuata determinando il valore d\u2019uso
\n
delle CGU in esame mediante l\u2019utilizzo di modelli discoun-
\n
ted cash flow, che prevedono la stima dei flussi di cassa
\n
attesi e l\u2019applicazione di un appropriato tasso di attualizza-
\n
zione, determinato utilizzando input di mercato quali tassi
\n
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, e
\n
desumibili:
\n
\u2022
\n
per il periodo esplicito dal Piano Industriale approva-
\n
to dal Consiglio di Amministrazione della Capogruppo
\n
in data 22 novembre 2023, contenente le previsioni in
\n
ordine ai volumi, ai ricavi, ai costi operativi, agli inve-
\n
stimenti, agli assetti industriali e commerciali, nonch\u00e9
\n
all\u2019andamento delle principali variabili macroecono-
\n
miche (inflazione, tassi di interesse nominali e tassi di
\n
cambio) e delle commodity. Si segnala che il periodo
\n
esplicito dei flussi di cassa preso in considerazione per
\n
l\u2019impairment test \u00e8 pari a tre anni;
\n
\u2022
\n
per gli anni successivi, tenendo in considerazione le
\n
ipotesi sull\u2019evoluzione di lungo termine delle principali
\n
variabili che determinano i flussi di cassa, la vita media
\n
utile 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 sottoposte alla
\n
procedura di impairment:
\n
\u2022
\n
perpetuit\u00e0, in riferimento ai business di generazione
\n
con tecnologia Large Hydro (LH) e distribuzione, in cui
\n
licenze e concessioni presentano scadenze a lungo
\n
termine e/o il rinnovo pu\u00f2 essere stimato con ragione-
\n
vole certezza; e per i business Enel X ed Enel X Way, in
\n
quanto caratterizzati dallo sviluppo di know-how speci-
\n
fici sostenibili nel lungo termine;
\n
\u2022
\n
rendita annua, nel caso di CGU caratterizzata preva-
\n
lentemente dal business retail, la cui vita utile residua
\n
\u00e8 pertanto sostanzialmente correlata alla durata media
\n
dei rapporti con i clienti; e per i business di generazione
\n
termica convenzionale (Generation and Trading). \u00c8 uti-
\n
lizzato, inoltre, in riferimento ai business da fonti rinno-
\n
vabili (Enel Green Power) per tenere conto (i) del valore
\n
derivante dalla vita utile residua degli impianti e (ii) del
\n
valore residuo, nell\u2019ipotesi di dismissione degli impianti,
\n
associato ai diritti di concessione, alla competitivit\u00e0 dei
\n
siti produttivi (in termini di risorsa naturale) e alle inter-
\n
connessioni 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).
\n
Per quanto concerne le assunzioni sugli andamenti dei
\n
prezzi delle commodity vengono utilizzati scenari coeren-
\n
ti con gli obiettivi di riduzione delle emissioni attualmente
\n
stabiliti.
\n
Si evidenzia inoltre che il Gruppo ha tenuto conto, attra-
\n
verso analisi di sensitivit\u00e0, anche degli impatti derivanti dal
\n
cambiamento climatico nel lungo periodo; in particolare:
\n
\u2022
\n
considerando un tasso di crescita perpetua del flus-
\n
so di cassa dopo il periodo esplicito, di lungo termine
\n
allineato alla variazione della domanda elettrica 2026-
\n
2050 in base alle specificit\u00e0 dei business interessati, te-
\n
nendo in considerazione assunzioni relative all\u2019aumen-
\n
to della temperatura dovuto al cambiamento climatico
\n
e ai trend legati alla transizione energetica;
\n
\u2022
\n
considerando variazioni della producibilit\u00e0 idroelettri-
\n
ca, eolica e fotovoltaica dei nostri asset in portafoglio,
\n
associate a ogni proiezione delle variabili climatiche e
\n
meteorologiche sottostanti (per esempio temperatura,
\n
irradianza, velocit\u00e0 del vento e precipitazioni);
\n
\u2022
\n
il sostenimento dei costi accantonati per la dismissione
\n
degli impianti di generazione di elettricit\u00e0 da fonti fossili
\n
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
\n
CGU, sono state condotte analisi di sensitivit\u00e0 sui princi-
\n
pali driver di valore, in particolare WACC e tasso di crescita
\n
di lungo periodo.
\n
Anche in tali circostanze sono stati rilevati risultati coerenti
\n
con le evidenze descritte in precedenza, riscontrando su
\n
tutte le CGU analizzate, a eccezione di quelle oggetto di
\n
svalutazione (Enel X North America ed Enel X Way North
\n
America), un\u2019eccedenza positiva del valore d\u2019uso rispetto
\n
al valore contabile, che garantisce la totale recuperabilit\u00e0
\n
dei valori contabili delle stesse nel Bilancio consolidato del
\n
Gruppo Enel al 31 dicembre 2023.
\n

\n\n\n\n\n\n\n\n\n

\n\n\n\n\n\n\n\n\n

\n\n
AMBIZIONE EMISSIONI ZERO
\n
Enel si impegna al raggiungimento delle emissioni
\n
zero entro il 2040 e allo sviluppo di un modello di
\n
business in linea con gli obiettivi dell\u2019Accordo di
\n
Parigi (COP 21) per limitare l\u2019aumento medio della
\n
temperatura globale a 1,5 \u00b0C.
\n
Per tale motivo il Gruppo ha definito una roadmap
\n
di decarbonizzazione, che copre sia le emissioni
\n
dirette sia quelle indirette lungo tutta la catena di
\n
valore, composta da quattro target certificati dalla
\n
Science Based Targets initiative (SBTi) a dicembre
\n
2022, in linea con lo standard Net Zero.
\n
TARGET GHG
\n
Intensit\u00e0 emissioni GHG Scope 1 relative alla produzione di energia
\n
Att ivit\u00e0 di business
\n
principale
\n
Produzione di elett ricit\u00e0
\n
Tipologia di att ivit\u00e0
\n
nella catena del
\n
valore
\n
Att ivit\u00e0 dirett a
\n
Stakeholder
\n
impatt ati o coinvolti
\n
\u2022 Clienti e consumatori di energia elett rica
\n
\u2022 Societ\u00e0 e Ambiente
\n
Fonti GHG copert e
\n
(GHG Protocol)
\n
(1)
\n
95% delle emissioni GHG Scope 1
\n
(2)
\n
Tempistiche
\n
Breve termine (2026) Medio termine (2030) Lungo termine (2040)
\n
Target GHG
\n
125 gCO
\n
2eq
\n
/kWh 72 gCO
\n
2eq
\n
/kWh
\n
0 gCO
\n
2eq
\n
/kWh
\n
Emissioni zero
\n
% riduzione
\n
rispett o al 2017
\n
(baseline SBTi)
\n
-66% -80% -100%
\n
% riduzione
\n
rispett o al 2023
\n
(anno di report ing)
\n
-22% -55% -100%
\n
Scenario climatico
\n
1,5 \u00b0C
\n
(3)
\n
1,5 \u00baC (cert ifi cato SBTi) 1,5 \u00baC (cert ifi cato SBTi)
\n
Principali driver e
\n
azioni a futuro
\n
\u2022 Phase-out graduale della capacit\u00e0 a
\n
carbone nel periodo 2024-2026, con la
\n
prevista chiusura delle centrali Federico
\n
II e Torrevaldaliga Nord in Italia (con una
\n
capacit\u00e0 complessiva di circa 3,6 GW).
\n
\u2022 Investire 12,1 miliardi di euro per
\n
accelerare lo sviluppo delle energie
\n
rinnovabili, installando 13,4 GW di nuova
\n
capacit\u00e0 rinnovabile nel periodo 2024-
\n
2026 (di cui circa 11,3 GW consolidati),
\n
raggiungendo 73 GW di capacit\u00e0
\n
rinnovabile entro il 2026 (inclusivo del
\n
BESS).
\n
\u2022 Proseguire nel processo di
\n
decarbonizzazione della generazione
\n
di elett ricit\u00e0, port ando il parco di
\n
generazione aziendale a essere
\n
composto per il 78% da impianti
\n
rinnovabili nel 2026, raggiungendo nello
\n
stesso anno un livello di produzione a
\n
zero emissioni pari all\u201986% sul totale,
\n
considerando la produzione consolidata
\n
e gestita.
\n
\u2022 Nessun ricorso a tecnologie di carbon
\n
removal per raggiungere il target.
\n
\u2022 Proseguire nel processo di
\n
decarbonizzazione della generazione di
\n
elett ricit\u00e0, grazie a investimenti a livello
\n
di Gruppo che port eranno al 2030 il
\n
parco di generazione aziendale a
\n
essere composto per circa l\u201985% da
\n
impianti rinnovabili, raggiungendo cos\u00ec
\n
un livello di produzione a zero emissioni
\n
pari al 90% sul totale, considerando la
\n
produzione consolidata e gestita.
\n
\u2022 Uscita dalla generazione a carbone, che
\n
\u00e8 prevista entro il 2027 a livello globale.
\n
\u2022 Nessun ricorso a tecnologie di carbon
\n
removal per raggiungere il target.
\n
\u2022 Uscire dal business della generazione
\n
di elett ricit\u00e0 da capacit\u00e0 termica,
\n
raggiungendo un mix energetico 100%
\n
rinnovabile.
\n
\u2022 Nessun ricorso a tecnologie di carbon
\n
removal per raggiungere il target.
\n
Risultati e
\n
principali
\n
azioni svolte
\n
nel 2023
\n
Risultato del KPI nel 2023: 160 gCO
\n
2eq
\n
/kWh
\n
\u2022 Circa 5,9 miliardi di euro investiti nelle rinnovabili nel 2023.
\n
\u2022 Nuova capacit\u00e0 rinnovabile installata consolidata pari a 4 GW nel 2023, raggiungendo una capacit\u00e0 totale consolidata pari a 55,5
\n
GW nel 2023.
\n
\u2022 Incremento della produzione rinnovabile consolidata pari a +13% rispett o al 2022, rappresentando il 61% del totale della
\n
produzione consolidata nel 2023.
\n
\u2022 Riduzione della capacit\u00e0 termoelett rica di circa 5,1 GW rispett o al 2022, includendo la chiusura di due impianti a carbone (per un
\n
totale di circa 2 GW) e la vendita degli impianti a gas in Argentina (per un totale di circa 3 GW) e in Colombia (per un totale di circa
\n
0,2 GW).
\n
\u2022 Riduzione della produzione termoelett rica pari al 38% rispett o al 2022 (in part icolare con una riduzione del 45% della produzione
\n
a carbone), rappresentando il 27% del totale della produzione nel 2023.
\n

\n\n\n\n\n\n\n\n\n

\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n
TARGET GHG
\n
Intensit\u00e0 emissioni GHG Scope 1 e 3 relative all\u0384Integrated Power
\n
Att ivit\u00e0 di business
\n
principale
\n
Vendita di elett ricit\u00e0
\n
Tipologia di att ivit\u00e0
\n
nella catena del
\n
valore
\n
\u2022 Att ivit\u00e0 dirett e (produzione di elett ricit\u00e0)
\n
\u2022 Att ivit\u00e0 a monte della catena del valore (acquisto di energia da altri produtt ori per vendita al cliente fi nale)
\n
Stakeholder
\n
impatt ati o coinvolti
\n
\u2022 Clienti e consumatori di energia elett rica
\n
\u2022 Produtt ori di energia elett rica (peers)
\n
\u2022 Societ\u00e0 e Ambiente
\n
Fonti GHG copert e
\n
(GHG Protocol)
\n
(1)
\n
\u2022 95% delle emissioni GHG Scope 1
\n
\u2022 42% delle emissioni GHG Scope 3 (corrispondente al 78% delle emissioni GHG Scope 3 - categoria 3)
\n
Tempistiche
\n
Breve termine (2026) Medio termine (2030) Lungo termine (2040)
\n
Target GHG
\n
135 gCO
\n
2eq
\n
/kWh 73 gCO
\n
2eq
\n
/kWh
\n
0 gCO
\n
2eq
\n
/kWh
\n
Emissioni zero
\n
% riduzione
\n
rispett o al 2017
\n
(baseline SBTi)
\n
-59% -78% -100%
\n
% riduzione
\n
rispett o al 2023
\n
(anno di report ing)
\n
-20% -57% -100%
\n
Scenario climatico
\n
1,5 \u00b0C
\n
(3)
\n
1,5 \u00baC (cert ifi cato SBTi) 1,5 \u00baC (cert ifi cato SBTi)
\n
Principali driver e
\n
azioni a futuro
\n
\u2022 Aumentare la quota di energia
\n
rinnovabile venduta ai clienti,
\n
incrementando la produzione
\n
rinnovabile del Gruppo e ott imizzando
\n
il port afoglio clienti proseguendo
\n
nella strategia di bilanciamento tra
\n
domanda e off ert a.
\n
\u2022 In Europa incrementare dal circa
\n
65% del 2023 a oltre l\u201980% nel 2026
\n
la quota di vendite ai clienti fi nali a
\n
prezzo fi sso copert a da produzione a
\n
zero emissioni.
\n
\u2022 In America Latina mantenere una
\n
copert ura del 100% delle vendite ai
\n
clienti fi nali da produzione a zero
\n
emissioni (anche tramite PPA).
\n
\u2022 In Nord America mantenere una
\n
copert ura del 100% delle vendite ai
\n
clienti fi nali da produzione a zero
\n
emissioni.
\n
\u2022 Proseguire nel processo di
\n
decarbonizzazione della generazione
\n
di elett ricit\u00e0, incrementando il livello
\n
di produzione a zero emissioni
\n
dal 75% nel 2023 (compresa la
\n
capacit\u00e0 gestita) all\u201986% sul totale nel
\n
2026, considerando la produzione
\n
consolidata e gestita.
\n
\u2022 Nessun ricorso a tecnologie di carbon
\n
removal per raggiungere il target.
\n
\u2022 Proseguire nella strategia di
\n
bilanciamento tra domanda e off ert a
\n
e incremento della quota di elett ricit\u00e0
\n
venduta a prezzo fi sso copert a da
\n
generazione carbon free.
\n
\u2022 Proseguire nel processo di
\n
decarbonizzazione della generazione
\n
di elett ricit\u00e0, raggiungendo circa il
\n
90% di produzione a zero emissioni
\n
sul totale nel 2030.
\n
\u2022 Nessun ricorso a tecnologie di carbon
\n
removal per raggiungere il target.
\n
\u2022 Al 2040 arrivare al 100% di vendita di
\n
energia copert o da fonti rinnovabili.
\n
\u2022 Nessun ricorso a tecnologie di carbon
\n
removal per raggiungere il target.
\n
Risultati e
\n
principali
\n
azioni svolte
\n
nel 2023
\n
Risultato del KPI nel 2023: 168 gCO
\n
2eq
\n
/kWh
\n
\u2022 Incremento della produzione rinnovabile consolidata del Gruppo del 13% nel 2023 rispett o al 2022.
\n
\u2022 Riduzione del 7% del gap tra le vendite di energia ai clienti fi nali e la produzione propria nei Paesi in cui il Gruppo ha avuto
\n
una posizione integrata nel 2023, rispett o al 2022.
\n
\n\n
\n\n

\n\n
TARGET GHG
\n
Emissioni GHG assolute Scope 3 relative alla vendita di gas nel mercato fi nale
\n
Att ivit\u00e0 di business
\n
principale
\n
Vendita di gas al cliente fi nale
\n
Tipologia di att ivit\u00e0
\n
nella catena del
\n
valore
\n
\u2022 Att ivit\u00e0 a valle della catena del valore
\n
Stakeholder
\n
impatt ati o coinvolti
\n
\u2022 Clienti gas
\n
\u2022 Societ\u00e0 e Ambiente
\n
Fonti GHG copert e
\n
(GHG Protocol)
\n
(1)
\n
\u2022 30% delle emissioni GHG Scope 3 (corrispondente al 100% delle emissioni GHG Scope 3 - categoria 11)
\n
Tempistiche
\n
Breve termine (2026) Medio termine (2030) Lungo termine (2040)
\n
Target GHG
\n
20,0 MtCO
\n
2eq
\n
11,4 MtCO
\n
2eq
\n
0 MtCO
\n
2eq
\n
Emissioni zero
\n
% riduzione
\n
rispett o al 2017
\n
(baseline SBTi)
\n
-21% -55% -100%
\n
% riduzione
\n
rispett o al 2023
\n
(anno di report ing)
\n
-
\n
(4)
\n
-32% -100%
\n
Scenario climatico
\n
n.a.
\n
(5)
\n
1,5 \u00b0C (cert ifi cato SBTi) 1,5 \u00b0C (cert ifi cato SBTi)
\n
Principali driver e
\n
azioni a futuro
\n
\u2022 Promuovere il passaggio dei clienti
\n
dal gas all\u2019elett ricit\u00e0 (sopratt utt o
\n
clienti residenziali) att raverso la
\n
promozione di tecnologie elett riche
\n
pi\u00f9 effi cienti (per esempio, pompe
\n
di calore per il riscaldamento
\n
domestico o piani a induzione nelle
\n
cucine), port ando il consumo unitario
\n
di energia elett rica annua del cliente
\n
energia Business to Consumer del
\n
mercato libero (Italia e Iberia) da 2,65
\n
MWh del 2023 a circa 2,9 MWh nel
\n
2026 e aumentando cos\u00ec il tasso di
\n
elett rifi cazione dei clienti.
\n
\u2022 Destinare il 32% degli investimenti
\n
nelle reti nel periodo 2024-2026 alle
\n
connessioni, anche per consentire la
\n
crescita di generazione distribuita e
\n
quindi promuovere l\u2019elett rifi cazione
\n
dei consumi dei clienti fi nali. Si
\n
prevede che il numero di connessioni
\n
alla generazione distribuita raddoppi
\n
nel triennio raggiungendo i 4 milioni
\n
nel 2026.
\n
\u2022 Raggiungere volumi di gas venduti ai
\n
clienti fi nali di circa 8,4 bcm nel 2026.
\n
\u2022 Nessun ricorso a tecnologie di
\n
carbon removal per raggiungere il
\n
target.
\n
\u2022 Promuovere il passaggio dei clienti dal
\n
gas all\u2019elett ricit\u00e0 (sopratt utt o clienti
\n
residenziali) att raverso la promozione
\n
di tecnologie elett riche pi\u00f9 effi cienti
\n
(per esempio, pompe di calore per il
\n
riscaldamento domestico o piani a
\n
induzione nelle cucine), port ando il
\n
consumo unitario di energia elett rica
\n
annua del cliente energia Business
\n
to Consumer del mercato libero
\n
(Italia e Iberia) a circa 3,5 MWh nel
\n
2030 e aumentando cos\u00ec il tasso di
\n
elett rifi cazione dei clienti.
\n
\u2022 Continuare a investire nelle reti di
\n
distribuzione accompagnando la
\n
crescita di generazione distribuita e
\n
quindi promuovere l\u2019elett rifi cazione
\n
dei consumi dei clienti fi nali, fi no a
\n
raggiungere i 6 milioni di connessioni
\n
alla generazione distribuita nel 2030.
\n
\u2022 Ott imizzare il port afoglio gas dei
\n
clienti (specialmente clienti industriali),
\n
continuando nella riduzione dei volumi
\n
di gas venduti fi no a raggiungere circa
\n
5,3 bcm nel 2030.
\n
\u2022 Nessun ricorso a tecnologie di carbon
\n
removal per raggiungere il target.
\n
\u2022 Raggiungere il 100% di vendita di
\n
energia ai clienti fi nali copert a da fonti
\n
rinnovabili entro il 2040.
\n
\u2022 Uscire dal business della vendita di
\n
gas alla clientela retail entro il 2040.
\n
\u2022 Nessun ricorso a tecnologie di carbon
\n
removal per raggiungere il target.
\n
Risultati e
\n
principali
\n
azioni svolte
\n
nel 2023
\n
Risultato del KPI nel 2023: 16,8 MtCO
\n
2eq
\n
\u2022 6,2 milioni di clienti gas nel 2023, in riduzione del 6% rispett o al 2022.
\n
\u2022 Vendita di gas nel 2023 di 8,3 bcm, riduzione del 19% rispett o al 2022.
\n
\u2022 3,6 milioni di nuove connessioni nel 2023.
\n

\n\n\n\n

\n\n\n\n

\n\n
TARGET GHG
\n
Emissioni aggiuntive Scope 1-2-3
\n
Att ivit\u00e0 di business
\n
principale
\n
\u2022 Distribuzione di elett ricit\u00e0 (Scope 1 e 2)
\n
\u2022 Gestione della fl ott a di veicoli, edifi ci e altri asset (Scope 1 e 2)
\n
\u2022 Gestione della catena di fornitura (Scope 3)
\n
\u2022 Acquisto di combustibili (Scope 3)
\n
Tipologia di att ivit\u00e0
\n
nella catena del
\n
valore
\n
\u2022 Att ivit\u00e0 dirett e (distribuzione di elett ricit\u00e0 e gestione della fl ott a, degli edifi ci e altri asset del Gruppo)
\n
\u2022 Att ivit\u00e0 a monte della catena del valore (catena di fornitura di prodott i e servizi e fi liera dei combustibili)
\n
Stakeholder
\n
impatt ati o coinvolti
\n
\u2022 Clienti e consumatori di energia elett rica
\n
\u2022 Produtt ori di energia elett rica (peers)
\n
\u2022 Fornitori di prodott i e servizi
\n
\u2022 Fornitori di oil&gas
\n
\u2022 Societ\u00e0 e Ambiente
\n
Fonti GHG copert e
\n
(GHG Protocol)
\n
(1)
\n
\u2022 0,5% delle emissioni GHG Scope 1
\n
\u2022 100% delle emissioni GHG Scope 2
\n
\u2022 Target 2030
\n
(6)
\n
: 15% delle emissioni GHG Scope 3 (corrispondente al 17% delle emissioni Scope 3 - categoria 1 e al
\n
22% della categoria 3)
\n
\u2022 Target 2040
\n
(6)
\n
: 18% delle emissioni GHG Scope 3 (corrispondente al 35% delle emissioni Scope 3 - categoria 1 e al
\n
22% della categoria 3)
\n
Tempistiche
\n
Medio termine (2030) Lungo termine (2040)
\n
Target GHG
\n
10,4 MtCO
\n
2eq
\n
<2,5 MtCO
\n
2eq
\n
Emissioni zero
\n
% riduzione
\n
rispett o al 2017
\n
(baseline SBTi)
\n
-55% -90%
\n
% riduzione
\n
rispett o al 2023
\n
(anno di report ing)
\n
-12% -83%
\n
Scenario climatico
\n
1,5 \u00b0C (cert ifi cato SBTi) 1,5 \u00baC (cert ifi cato SBTi)
\n
Principali driver e
\n
azioni a futuro
\n
\u2022 Investire un totale di 18,6 miliardi di euro nelle reti nel
\n
periodo 2024-2026, di cui il 50% per migliorare la resilienza,
\n
la qualit\u00e0 e la digitalizzazione delle reti, contribuendo in tal
\n
modo a ridurre le perdite di rete e le relative emissioni di gas
\n
serra. Sostituire i componenti esistenti dell\u2019infrastrutt ura
\n
della rete di distribuzione con soluzioni SF
\n
6
\n
free.
\n
\u2022 Implementare un approccio circolare di approvvigionamento,
\n
incrementare il numero dei contratt i che includono la
\n
misurazione dell\u2019impronta carbonica dei prodott i e servizi
\n
acquistati da Enel incentivando la riduzione della stessa
\n
in un percorso di decarbonizzazione condiviso con i
\n
fornitori. Raff orzare il dialogo con i produtt ori di materie
\n
prime e con le altre utility per defi nire strategie comuni di
\n
decarbonizzazione effi caci e a lungo termine.
\n
\u2022 Uscire gradualmente dalla generazione a carbone entro il
\n
2027, mitigando tutt e le emissioni GHG legate alla fornitura
\n
di carbone.
\n
\u2022 Nessun ricorso a tecnologie di carbon removal per
\n
raggiungere il target.
\n
\u2022 Promuovere la digitalizzazione della rete e sostituire
\n
i componenti esistenti dell\u2019infrastrutt ura della rete di
\n
distribuzione con soluzioni SF
\n
6
\n
free.
\n
\u2022 Implementare un approccio circolare di approvvigionamento,
\n
incrementare il numero dei contratt i che includono la
\n
misurazione dell\u2019impronta carbonica dei prodott i e servizi
\n
acquistati da Enel incentivando la riduzione della stessa
\n
in un percorso di decarbonizzazione condiviso con i
\n
fornitori. Raff orzare il dialogo con i produtt ori di materie
\n
prime e con le altre utility per defi nire strategie comuni di
\n
decarbonizzazione effi caci e a lungo termine.
\n
\u2022 Azzerare le emissioni legate alle att ivit\u00e0 di estrazione di gas,
\n
essendo il Gruppo completamente uscito dalle att ivit\u00e0 sia di
\n
generazione di elett ricit\u00e0 da gas sia di vendita di gas a clienti
\n
fi nali.
\n
\u2022 Neutralizzare la quota residuale att raverso azioni di carbon
\n
removal (acquisto di cert ifi cati legati a progett i nature-
\n
based o technology-based nei mercati volontari di carbone,
\n
secondo gli standard internazionali) qualora la mitigazione
\n
completa delle emissioni non sia fatt ibile a causa di fatt ori
\n
esogeni (tecnologici, di mercato o regolatori).
\n
Risultati e
\n
principali
\n
azioni svolte
\n
nel 2023
\n
Risultato del KPI nel 2023: 11,9 MtCO
\n
2eq
\n
(secondo il perimetro target 2017-2030) e 13,5 MtCO
\n
2eq
\n
(secondo il perimetro target 2017-2040)
\n
(6)
\n
\u2022 5,4 miliardi di euro investiti sulla rete nel 2023.
\n
\u2022 Riduzione del 43% dell\u2019ammontare di carbone combusto negli impianti termoelett rici.
\n
\u2022 Riduzione del 41% del volume di gas naturale combusto negli impianti termoelett rici rispett o al 2022 (infl uenzato anche dalla
\n
vendita di impianti a gas in Russia e Argentina), e riduzione del 19% del volume di gas venduto nel mercato fi nale rispett o al 2022.
\n
\u2022 Riduzione dell\u20198% del consumo di elett ricit\u00e0 negli impianti di generazione e negli edifi ci del Gruppo.
\n
\u2022 Riduzione del 24% del valore intensivo (tCO
\n
2eq
\n
/mln\u20ac) della catena di fornitura nel 2023 rispett o al 2022, raggiungendo
\n
684 tCO
\n
2eq
\n
/mln\u20ac.
\n

\n\n\n\n\n\n\n\n\n

\n\n\n\n\n\n\n\n\n

\n\n
COPERTURA TOTALE DELLE EMISSIONI
\n
SCOPE 1-2-3 NEL 2023
\n
\u2022
\n
95,5% delle emissioni GHG Scope 1 (target 2026, 2030, 2040)
\n
\u2022
\n
100% delle emissioni GHG Scope 2 (target 2030, 2040)
\n
\u2022
\n
87% (target 2017-2030) e 90% (target 2017-2040) delle emissioni GHG Scope 3
\n
(6)
\n
(1) Percentuali basate sulle emissioni totali di GHG nel 2023.
\n
(2) Sono state escluse le emissioni GHG Scope 1 marginali che non sono dirett amente correlate al processo di combustione dei combustibili fossili per la
\n
produzione di energia elett rica nelle centrali termoelett riche. Queste emissioni includono anche l\u2019utilizzo di servizi ausiliari nell\u2019att ivit\u00e0 di distribuzione. In
\n
part icolare, nel 2023 si \u00e8 verifi cato un utilizzo straordinariamente superiore di questi servizi in Brasile per far fronte all\u2019emergenza meteorologica verifi catasi
\n
a San Paolo a novembre 2023 che ha provocato l\u2019interruzione del funzionamento della rete. In ogni caso, le emissioni di GHG Scope 1 e 2 copert e da tutt i
\n
i target sopracitati sono complessivamente pari a 95,8%, e pert anto superiori alla soglia del 95% richiesta dall\u2019iniziativa Science Based Targets e dal GHG
\n
Protocol.
\n
(3) Il target soddisfa il percorso di 1,5 \u00b0C stabilito dalla SBTi per il sett ore dei servizi elett rici (approccio di decarbonizzazione sett oriale, SDA), anche se non ha
\n
potuto essere validato uffi cialmente perch\u00e9 la SBTi non cert ifi ca target con tempistiche inferiori a cinque anni dalla data di presentazione.
\n
(4) Nel 2023 la vendita di gas si \u00e8 ridott a considerevolmente rispett o agli anni precedenti. Inoltre, \u00e8 stato implementato un cambiamento metodologico nell\u2019u-
\n
tilizzo dei fatt ori di conversione. Questi due elementi hanno port ato a un valore al di sott o del target previsto per il 2026.
\n
(5) Il target non ha potuto essere validato uffi cialmente perch\u00e9 la SBTi non cert ifi ca target con tempistiche inferiori a cinque anni dalla data di presentazione. Inoltre,
\n
la SBTi non ha defi nito un approccio di decarbonizzazione sett oriale per queste tipologie di emissioni, per cui il livello di ambizione non pu\u00f2 essere verifi cato.
\n
(6) Sono stati defi niti due diversi limiti percentuali al target per le emissioni GHG Scope 3 della catena di fornitura, come consentito dalla metodologia SBTi,
\n
che richiede di coprire almeno il 67% delle emissioni Scope 3 per il target 2030, e almeno il 90% per il target 2040.
\n

\n\n\n\n\n\n\n\n\n

\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
WACC
\n
pre-tax
\n
(2)
\n
Periodo
\n
esplicito
\n
flussi di
\n
cassa Terminal value
\n
(3)
\n
Importo
\n
Tasso di
\n
crescita
\n
(1)
\n
Tasso di
\n
sconto
\n
WACC
\n
pre-tax
\n
(2)
\n
Periodo
\n
esplicito
\n
flussi di
\n
cassa
\n
Terminal
\n
value
\n
(3)
\n
al 31.12.2023 al 31.12.2022
\n
Iberia Penisola 8.785 2,19% 8,23% 3 anni
\n
Perpetuit\u00e0/22
\n
anni EGP/12 anni
\n
G&T/15 anni MKT
\n
8.785 2,47% 6,10% 3 anni
\n
Perpetuit\u00e0/25
\n
anni EGP/13
\n
anni G&T
\n
Cile 1.101 2,07% 9,57% 3 anni
\n
Perpetuit\u00e0/28
\n
anni EGP/5 anni
\n
G&T
\n
1.148 2,00% 8,45% 3 anni
\n
Perpetuit\u00e0/26
\n
anni EGP/5
\n
anni G&T
\n
Argentina 20 17,57 % 41,90% 3 anni Perpetuit\u00e0 21 45,70% 71,78% 3 anni Perpetuit\u00e0
\n
Per\u00f9 n.a. n.a. n.a. n.a. n.a. 571 2,25% 8,75% 3 anni
\n
Perpetuit\u00e0/25
\n
anni EGP/8
\n
anni G&T
\n
Colombia 526 3,50% 14,25% 3 anni
\n
Perpetuit\u00e0/25
\n
anni EGP/14 anni
\n
G&T
\n
518 3,20% 11,79% 3 anni
\n
Perpetuit\u00e0/26
\n
anni EGP/15
\n
anni G&T
\n
Brasile 1.357 3,86% 12,31% 3 anni
\n
Perpetuit\u00e0/24
\n
anni EGP
\n
1.313 3,58% 11,22% 3 anni
\n
Perpetuit\u00e0/25
\n
anni EGP
\n
Centro America 26 2,10% 10,92% 3 anni 17 anni 26 2,02% 9,66% 3 anni 18 anni
\n
Nord America Enel
\n
Green Power
\n
68 2,10% 8,27% 3 anni 24 anni 70 2,02% 6,48% 3 anni 25 anni
\n
Nord America Enel X 81 2,10% 11,75% 3 anni Perpetuit\u00e0 142 2,02% 9,71% 3 anni Perpetuit\u00e0
\n
Nord America Enel
\n
X Way
\n
n.a. n.a. n.a. n.a. n.a. 70 2,02% 11,53% 3 anni Perpetuit\u00e0
\n
Asia Pacifico Enel X 84 2,10% 13,27% 3 anni Perpetuit\u00e0 84 2,02% 10,39% 3 anni Perpetuit\u00e0
\n
Resto d\u2019Europa
\n
Enel X
\n
43 2,10% 11,45% 3 anni Perpetuit\u00e0 43 1,62% 8,82% 3 anni Perpetuit\u00e0
\n
Italia Enel Green
\n
Power
\n
21 2,10% 8,66% 3 anni
\n
Perpetuit\u00e0/26
\n
anni
\n
21 1,62% 6,39% 3 anni
\n
Perpetuit\u00e0/24
\n
anni
\n
Italia Mercato 581 1,93% 11,31% 3 anni 15 anni 581 2,38% 10,69% 3 anni 15 anni
\n
Italia Enel
\n
Produzione
\n
349 2,06% 9,07% 3 anni
\n
Perpetuit\u00e0/14
\n
anni
\n
349 1,64% 7,7 0% 3 anni
\n
Perpetuit\u00e0/15
\n
anni
\n
Romania n.a. n.a. n.a. n.a. n.a. n.a. n.a. n.a. n.a. n.a.
\n
CGU senza
\n
avviamento iscritto
\n
ma oggetto di test
\n
di impairment in
\n
presenza di appositi
\n
indicatori previsti da
\n
IAS 36
\n
Iberia - TNP (Territori
\n
Non Peninsulari)
\n
n.a. n.a. n.a. n.a. n.a. n.a. n.a. n.a. n.a. n.a.
\n
Australia n.a. n.a. n.a. n.a. n.a. n.a. n.a. n.a. n.a. n.a.
\n
Messico n.a. n.a. n.a. n.a. n.a. n.a. n.a. n.a. n.a. n.a.
\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, MKT = Mercati finali).
\n

\n\n\n\n\n\n\n\n\n

\n\n\n\n\n\n\n\n", "dimensions": { "concept": "ifrs-full:DisclosureOfGoodwillExplanatory", "language": "it", "entity": "scheme:WOCMU6HCI0OJWNPRZS33", "period": "2023-01-01T00:00:00/2024-01-01T00:00:00" } }, "Tag197": { "value": "\n
25. Attivit\u00e0 per imposte anticipate e Passivit\u00e0 per imposte differite \u2013 Euro 9.218 milioni ed
\n
euro 8.217 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 provvedimenti
\n
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 \u00a0
\n
la vendita\u201d
\n
al 31.12.2022\u00a0al 31.12.2023
\n
Attivit\u00e0 per imposte
\n
anticipate:
\n
\u00a0- differenze di valore
\n
su immobilizzazioni
\n
materiali e
\n
immateriali
\n
2.313\u00a0(79)\u00a0-\u00a0-\u00a0-\u00a065\u00a0(30)\u00a02.269
\n
\u00a0- accantonamenti
\n
per rischi e oneri
\n
e impairment con
\n
deducibilit\u00e0 fiscale
\n
differita
\n
1.956\u00a0(68)\u00a0-\u00a0-\u00a06\u00a033\u00a0(2)\u00a01.925
\n
\u00a0- perdite fiscalmente
\n
riportabili
\n
786\u00a0(39)\u00a0-\u00a0-\u00a0(12)\u00a011\u00a0-\u00a0746
\n
- valutazione strumenti
\n
finanziari
\n
2.914\u00a01\u00a0(1.521)\u00a0-\u00a0(2)\u00a0(70)\u00a0-\u00a01.322
\n
- benef\u00edci al personale \u00a0798\u00a0(25)\u00a066\u00a0-\u00a022\u00a03\u00a0(1)\u00a0863
\n
- altre partite
\n
(1)
\n
2.408\u00a032\u00a011\u00a01\u00a0(148)\u00a0(98)\u00a0(113)\u00a02.093
\n
Totale\u00a011.175\u00a0(178)\u00a0(1.444)\u00a01\u00a0(134)\u00a0(56)\u00a0(146)\u00a09.218
\n
Passivit\u00e0 per imposte
\n
differite:
\n
\u00a0- differenze su
\n
immobilizzazioni e
\n
attivit\u00e0 finanziarie
\n
5.719\u00a017\u00a0-\u00a01\u00a0(490)\u00a0306\u00a0(515)\u00a05.038
\n
\u00a0- valutazione strumenti
\n
finanziari
\n
1.506\u00a0(3)\u00a0(473)\u00a0-\u00a0(3)\u00a0(69)\u00a0(1)\u00a0957
\n
- altre partite
\n
(1)
\n
2.569\u00a0(200)\u00a0(5)\u00a0-\u00a0(27)\u00a0(68)\u00a0(47)\u00a02.222
\n
Totale\u00a09.794\u00a0(186)\u00a0(478)\u00a01\u00a0(520)\u00a0169\u00a0(563)\u00a08.217
\n
Attivit\u00e0 per imposte
\n
anticipate non
\n
compensabili
\n
5.221
\n
Passivit\u00e0 per
\n
imposte differite non
\n
compensabili
\n
3.347
\n
Passivit\u00e0 per imposte
\n
differite nette
\n
compensabili
\n
873
\n
(1) \u00a0I dati relativi al 31 dicembre 2022 delle attivit\u00e0 per imposte anticipate e delle passivit\u00e0 per imposte differite sono stati rideterminati rispettivamente per 250
\n
milioni di euro e 252 milioni di euro per tenere conto degli effetti dell\u2019Amendment allo IAS 12, in vigore successivamente al 1\u00b0 gennaio 2023. Per maggiori
\n
dettagli si rimanda alla nota 8 \u201cRideterminazione dei dati comparativi\u201d.
\n
Le \u201cAttivit\u00e0 per imposte anticipate\u201d iscritte in bilancio al 31
\n
dicembre 2023, in quanto sussiste la ragionevole certezza
\n
della loro recuperabilit\u00e0, sono pari a 9.218 milioni di euro
\n
(11.175 milioni di euro al 31 dicembre 2022).
\n
Le imposte anticipate nel corso dell\u2019anno si decrementano
\n
di 1.957 milioni di euro, sostanzialmente per effetto:
\n
\u2022
\n
del decremento della fiscalit\u00e0 anticipata legata all\u2019anda-
\n
mento del fair value dei contratti derivati di cash flow
\n
hedge;
\n
\n\n
\u2022
\n
dell\u2019impatto delle differenze cambio in America Latina,
\n
in particolare in Argentina;
\n
\u2022
\n
del rilascio della fiscalit\u00e0 anticipata per la parte ritenuta
\n
non pi\u00f9 recuperabile negli Stati Uniti e in Messico;
\n
\u2022
\n
della riclassifica tra le attivit\u00e0 possedute per la vendita
\n
delle attivit\u00e0 della generazione e distribuzione in Per\u00f9.
\n
Si fa presente che non sono state accertate imposte an-
\n
ticipate su perdite fiscali pregresse e dell\u2019esercizio (1.480
\n
milioni di euro) complessivamente pari a 453 milioni di
\n
euro, in quanto sulla base delle attuali stime sui futuri im-
\n
ponibili fiscali non si ritiene probabile la loro recuperabilit\u00e0.
\n
Le \u201cPassivit\u00e0 per imposte differite\u201d, pari a 8.217 milioni di
\n
euro al 31 dicembre 2023 (9.794 milioni di euro al 31 di-
\n
cembre 2022), 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 diminuiscono complessivamente di
\n
1.577 milioni di euro, in particolare per effetto:
\n
\u2022
\n
del decremento della fiscalit\u00e0 differita legata all\u2019anda-
\n
mento del fair value dei contratti derivati di cash flow
\n
hedge;
\n
\u2022
\n
dell\u2019impatto delle differenze cambio in America Latina,
\n
in particolare in Argentina;
\n
\u2022
\n
del rilascio della fiscalit\u00e0 differita connesso agli adegua-
\n
menti di valore di taluni impianti di generazione rinno-
\n
vabile negli Stati Uniti;
\n
\u2022
\n
della riclassifica delle passivit\u00e0 per imposte differite
\n
relative alle societ\u00e0 classificate come disponibili per la
\n
vendita in Per\u00f9.
\n
\n", "dimensions": { "concept": "ifrs-full:DisclosureOfDeferredTaxesExplanatory", "language": "it", "entity": "scheme:WOCMU6HCI0OJWNPRZS33", "period": "2023-01-01T00:00:00/2024-01-01T00:00:00" } }, "Tag1079": { "value": "\n
27. Derivati
\n
Milioni di euro Non corrente Corrente
\n
al 31.12.2023 al 31.12.2022 al 31.12.2023 al 31.12.2022
\n
Contratti derivati attivi 2.383 3.970 6.407 14.830
\n
Contratti derivati passivi 3.373 5.895 6.461 16.141
\n
Con riferimento ai contratti derivati qualificati come stru-
\n
menti di copertura e valutati al FVTPL, si rimanda a quanto
\n
commentato nella nota 51 \u201cDerivati ed hedge accounting\u201d.
\n

\n\n\n\n\n
51. Derivati ed hedge accounting
\n
Le tabelle seguenti espongono il valore nozionale e il fair
\n
valute dei derivati attivi e passivi, qualificati come stru-
\n
menti di copertura o valutati al FVTPL, classificati in base
\n
alla tipologia di relazione di copertura e di rischio coperto
\n
e suddivisi in correnti e non correnti.
\n
Il valore nozionale di un contratto derivato \u00e8 l\u2019ammonta-
\n
re in base al quale i flussi di cassa sono scambiati. Que-
\n
sto importo pu\u00f2 essere espresso sia in termini di valore
\n
monetario sia in termini di quantit\u00e0 (quali, per esempio,
\n
tonnellate convertite in euro moltiplicando il valore nozio-
\n
nale per il prezzo fissato). Gli importi denominati in valute
\n
diverse dall\u2019euro sono convertiti in euro applicando i tassi
\n
di cambio ufficiali di fine periodo forniti da World Markets
\n
Refinitiv (WMR) Company.
\n
Milioni di euro Non correnti Correnti
\n
Nozionale Fair value Nozionale Fair value
\n
al 31.12.2023 al 31.12.2022 al 31.12.2023 al 31.12.2022 al 31.12.2023 al 31.12.2022 al 31.12.2023 al 31.12.2022
\n
DERIVATI ATTIVI
\n
Derivati di fair value hedge:
\n
- tassi 556 154 101 22 - - - -
\n
- cambi 90 99 12 15 - - - -
\n
Totale 646 253 113 37 - - - -
\n
Derivati di cash flow hedge:
\n
- tassi 4.090 4.949 174 336 54 9 1 -
\n
- cambi 11.060 16.955 1.007 1.854 4.393 4.053 145 389
\n
- commodity 4.094 4.321 883 1.270 5.560 7.416 1.818 2.366
\n
Totale 19.244 26.225 2.064 3.460 10.007 11.478 1.964 2.755
\n
Derivati di trading:
\n
- tassi - - - - - - - -
\n
- cambi 84 19 1 1 1.734 3.640 24 74
\n
- commodity 858 1.774 205 472 17.51 1 49.253 4.419 12.001
\n
Totale 942 1.793 206 473 19.245 52.893 4.443 12.075
\n
TOTALE DERIVATI ATTIVI 20.832 28.271 2.383 3.970 29.252 64.371 6.407 14.830
\n
\n\n
\n
Milioni di euro Non correnti Correnti
\n
Nozionale Fair value Nozionale Fair value
\n
al
\n
31.12.2023
\n
al
\n
31.12.2022
\n
al
\n
31.12.2023
\n
al
\n
31.12.2022
\n
al
\n
31.12.2023
\n
al
\n
31.12.2022
\n
al
\n
31.12.2023
\n
al
\n
31.12.2022
\n
DERIVATI PASSIVI
\n
Derivati di fair value hedge:
\n
- tassi 675 1.603 27 92 554 - 17 -
\n
- cambi 929 813 78 99 - 185 - -
\n
Totale 1.604 2.416 105 191 554 185 17 -
\n
Derivati di cash flow hedge:
\n
- tassi 1.897 890 91 59 100 150 - 1
\n
- cambi 11.173 11.956 1.830 1.640 4.785 3.798 332 176
\n
- commodity 3.075 6.403 1.143 3.417 4.696 9.556 1.627 4.322
\n
Totale 16.145 19.249 3.064 5.116 9.581 13.504 1.959 4.499
\n
Derivati di trading:
\n
- tassi - - - - 100 100 29 23
\n
- cambi 67 52 1 1 1.807 2.096 28 34
\n
- commodity 921 1.281 203 587 16.693 45.899 4.428 11.585
\n
Totale 988 1.333 204 588 18.600 48.095 4.485 11.642
\n
TOTALE DERIVATI PASSIVI 18.737 22.998 3.373 5.895 28.735 61.784 6.461 16.141
\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 successivamente
\n
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 sti-
\n
pulati al fine di ridurre i rischi di tasso di interesse, rischio
\n
di cambio e rischio di prezzo delle commodity (ivi inclusi
\n
i Virtual PPAs) quando sono rispettati tutti i criteri previsti
\n
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 Grup-
\n
po valuta e documenta il fatto che tali operazioni sono al-
\n
tamente 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
\n
fair value hedge; o
\n
\u2022
\n
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
\n
esistenza di una relazione economica tra lo strumento
\n
di copertura e l\u2019elemento coperto;
\n
\u2022
\n
l\u2019effetto del rischio di credito non prevale sulle variazioni
\n
di valore risultanti dalla relazione economica;
\n
\u2022
\n
l\u2019hedge ratio definito al momento della designazione
\n
iniziale risulta pari a quello utilizzato a fini di gestione
\n
del rischio (ovvero stessa quantit\u00e0 dell\u2019elemento coper-
\n
to che l\u2019entit\u00e0 effettivamente copre e stessa quantit\u00e0
\n
dello strumento di copertura che l\u2019entit\u00e0 effettivamente
\n
utilizza 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
\u2022
\n
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
\n
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 qua-
\n
litativa sulla natura della relazione economica (ovvero
\n
regressione 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
\n\n
\n\n
\n\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 Grup-
\n
po valuta l\u2019esistenza di misure di mitigazione del rischio
\n
(costituzione di garanzie, break up clause, master netting
\n
agreement 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
\n
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
\n
derivato di copertura, la relazione di copertura \u00e8 consi-
\n
derata pienamente efficace sulla base di un\u2019analisi qua-
\n
litativa;
\n
\u2022
\n
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 co-
\n
pertura e del derivato ipotetico tra la data di riferimento
\n
del bilancio e la data di inizio della copertura.
\n
Le principali cause di inefficacia delle coperture possono
\n
essere le seguenti:
\n
\u2022
\n
basis difference (ovvero i fair value o flussi finanziari
\n
dell\u2019elemento coperto dipendono da una variabile di-
\n
versa dalla variabile che causa la variazione del fair value
\n
o dei flussi finanziari nello strumento di copertura);
\n
\u2022
\n
differenze di timing (ovvero l\u2019elemento coperto e lo
\n
strumento di copertura si verificano o sono regolati a
\n
date diverse);
\n
\u2022
\n
differenze di quantit\u00e0 o di importo nozionale (ovvero l\u2019e-
\n
lemento coperto e lo strumento di copertura si basano
\n
su quantit\u00e0 o importi nozionali diversi);
\n
\u2022
\n
altri rischi (ovvero 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
\n
rischio di credito (ovvero il rischio di credito di contro-
\n
parte impatta diversamente sulle variazioni del fair value
\n
degli strumenti di copertura e dell\u2019elemento coperto).
\n
Fair value hedge
\n
Il fair value hedge \u00e8 principalmente utilizzato dal Gruppo
\n
per la copertura delle variazioni del fair value di passivit\u00e0 o
\n
impegni irrevocabili, che sono attribuibili a un rischio spe-
\n
cifico e potrebbero impattare il Conto economico.
\n
Le variazioni di fair value di derivati che si qualificano e
\n
sono designati come strumenti di copertura sono rileva-
\n
te a Conto economico, coerentemente con le variazioni
\n
di fair value dell\u2019elemento coperto che sono attribuibili al
\n
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
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
\n
di cassa attesi attribuibili a un rischio specifico associato
\n
a un\u2019attivit\u00e0, una passivit\u00e0 o una transazione prevista al-
\n
tamente probabile che potrebbe impattare il Conto eco-
\n
nomico.
\n
La quota efficace delle variazioni del fair value dei derivati,
\n
che sono designati e si qualificano di cash flow hedge, \u00e8
\n
rilevata a patrimonio netto tra le \u201caltre componenti di Con-
\n
to economico complessivo (OCI)\u201d. L\u2019utile o la perdita relati-
\n
va alla quota di inefficacia sono rilevati immediatamente a
\n
Conto economico.
\n
Gli importi rilevati a patrimonio netto sono rilasciati a Con-
\n
to economico nel periodo in cui l\u2019elemento coperto impat-
\n
ta il Conto economico (per esempio quando si verifica la
\n
vendita attesa oggetto di copertura).
\n
Se l\u2019elemento coperto comporta l\u2019iscrizione di un\u2019attivi-
\n
t\u00e0 non finanziaria (ovvero terreni, impianti e macchinari
\n
o magazzino ecc.) o di una passivit\u00e0 non finanziaria, o di
\n
una transazione prevista altamente probabile oggetto di
\n
copertura 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 (ovvero ri-
\n
serva cash flow) sar\u00e0 stornato e incluso nel valore iniziale
\n
(ovvero costo o altro valore contabile) dell\u2019attivit\u00e0 o passi-
\n
vit\u00e0 coperte (ovvero \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
\n\n
\n\n
\n\n
\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. Tale
\n
approccio \u00e8 applicato dal Gruppo per la copertura del rischio
\n
di cambio sugli investimenti delle societ\u00e0 operanti nel busi-
\n
ness delle rinnovabili.
\n
Diversamente, nei rapporti di copertura che utilizzano il cross
\n
currency interest rate swap come strumento di copertura, il
\n
Gruppo separa i basis spread della valuta estera, nella desi-
\n
gnazione del derivato di copertura, e li rileva nel Conto eco-
\n
nomico complessivo (OCI) come costi di hedging.
\n
Con specifico riferimento alle coperture di cash flow hedge
\n
del rischio di prezzo delle commodity, allo scopo di migliora-
\n
re la coerenza delle stesse alla strategia di risk management,
\n
il Gruppo Enel applica un approccio dinamico di hedge ac-
\n
counting basato su specifici requisiti di liquidit\u00e0 (c.d. \u201cLiquidi-
\n
ty Based Approach\u201d).
\n
Tale approccio richiede di designare le coperture median-
\n
te l\u2019utilizzo dei derivati pi\u00f9 liquidi disponibili sul mercato e di
\n
sostituirli con altri, pi\u00f9 efficaci nella copertura del rischio in
\n
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 derivato,
\n
non solo in caso di scadenza, ma anche nel corso della re-
\n
lazione di copertura, se e solo se il nuovo derivato soddisfa
\n
entrambi i seguenti requisiti:
\n
\u2022
\n
rappresenta una best proxy rispetto al vecchio derivato, in
\n
termini di ranking; e
\n
\u2022
\n
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 di-
\n
scontinuata. Pertanto, a partire da tale data, le variazioni di fair
\n
value efficaci del nuovo derivato dovranno essere rilevate in
\n
contropartita al patrimonio netto (ovvero riserva di cash flow
\n
hedge), mentre le variazioni di fair value del vecchio derivato
\n
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 mondo
\n
hanno iniziato una fondamentale riforma degli indici di rife-
\n
rimento per la determinazione dei tassi di interesse, che in-
\n
clude la sostituzione di alcuni indici di riferimento con tassi
\n
di riferimento alternativi privi di rischio (\u201criforma IBOR\u201d).
\n
La principale esposizione del Gruppo agli IBOR \u00e8 basata
\n
su Euribor.
\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
\n
da parte dei maggiori enti regolatori gli indici USD LIBOR 1
\n
mese, 3 mesi e 6 mesi sono diventati non rappresentativi
\n
dopo il 30 giugno 2023 e il tasso di riferimento alternativo
\n
\u00e8 attualmente il Secured Overnight Financing Rate (SOFR).
\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
\n
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 in-
\n
teresse esistente con un tasso alternativo pressoch\u00e9 privo
\n
di rischio (fase 1); e
\n
\u2022
\n
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 precedentemente
\n
nei contratti indicizzati al GBP LIBOR nel corso del 2021
\n
e altre sono state implementate durante il 2023, conside-
\n
rando che, come gi\u00e0 riportato, gli indici USD LIBOR sono
\n
diventati non rappresentativi dopo il 30 giugno 2023.
\n
Debiti e derivati
\n
Il Gruppo detiene debito a tasso variabile principalmente
\n
indicizzato all\u2019Euribor che \u00e8 quasi interamente coperto at-
\n
traverso strumenti finanziari derivati per scopi di gestione
\n
del rischio.
\n
Alla data di riferimento del bilancio non ci sono azioni pia-
\n
nificate dal Gruppo con riguardo all\u2019Euribor poich\u00e9, come
\n
sopra esposto, questo indice \u00e8 stato interamente riforma-
\n
to per essere in linea con la European Union Benchmarks
\n
Regulation. Nonostante la continuit\u00e0 sull\u2019Euribor, clausole
\n
di sostituzione potrebbero essere richieste e dunque po-
\n
trebbero essere implementate dal Gruppo all\u2019interno dei
\n
nuovi contratti in accordo con l\u2019evoluzione delle migliori
\n
pratiche di mercato.
\n
\n
\n\n
\n\n
\n\n
\n\n
\n\n
Durante il 2023 il Gruppo ha stipulato nuovi prestiti in dol-
\n
lari indicizzati al SOFR e si \u00e8 focalizzato sul processo di im-
\n
plementazione delle opportune modifiche per variare tutte
\n
le esposizioni dallo USD LIBOR a USD SOFR.
\n
Gli strumenti derivati del Gruppo sono gestiti tramite con-
\n
tratti principalmente basati su accordi quadro definiti dall\u2019I-
\n
SDA (International Swaps and Derivatives Association).
\n
L\u2019ISDA ha rivisto i suoi contratti standardizzati alla luce della
\n
riforma IBOR e modificato le scelte relative ai tassi variabili
\n
all\u2019interno delle definizioni ISDA del 2006 per includere clau-
\n
sole di sostituzione applicabili alla dismissione permanente
\n
di specifici indici di riferimento chiave; questi cambiamenti
\n
sono divenuti efficaci il 25 gennaio 2021. Le transazioni in-
\n
corporate nelle definizioni ISDA del 2006 effettuate il 25 gen-
\n
naio 2021, o successivamente, includono le scelte sui tassi
\n
variabili rettificate (per esempio la scelta sul tasso variabile
\n
con la clausola di sostituzione), mentre le altre transazioni
\n
concluse ante tale data (c.d. \u201ccontratti derivati precedenti\u201d)
\n
continuano a essere basate sulle definizioni ISDA del 2006.
\n
Per questo motivo l\u2019ISDA ha pubblicato un protocollo IBOR
\n
di sostituzione per facilitare le modifiche multilaterali cos\u00ec da
\n
includere le definizioni rettificate.
\n
Con riferimento all\u2019Euribor il Gruppo sta valutando se: (i) aderi-
\n
re o meno al suddetto protocollo, in base alla sua esposizione
\n
e all\u2019evoluzione della riforma IBOR, oppure (ii) rettificare in an-
\n
ticipo con accordi bilaterali i contratti impattati dalla riforma.
\n
Relazioni di copertura
\n
Alla data di riferimento del bilancio gli elementi coperti e gli
\n
strumenti di copertura sono principalmente indicizzati a Euri-
\n
bor, SOFR e SONIA.
\n
Il Gruppo ha valutato l\u2019impatto dell\u2019incertezza dovuta alla rifor-
\n
ma IBOR sulle relazioni di copertura al 31 dicembre 2023 con
\n
riferimento sia agli strumenti di copertura sia agli elementi
\n
coperti. Sia gli elementi coperti sia gli strumenti di copertura
\n
hanno cambiato la parametrizzazione passando da indici di
\n
riferimento basati su mercati interbancari (IBOR) a tassi so-
\n
stitutivi di riferimento pressoch\u00e9 privi di rischio (RFR) come
\n
risultato delle modifiche contrattuali entrate in vigore.
\n
In particolare, il Gruppo, allo scopo di gestire l\u2019incertezza che
\n
riguarda sia gli strumenti di copertura sia gli elementi coperti
\n
indicizzati all\u2019USD LIBOR, fino al 30 giugno 2023 ha continua-
\n
to ad applicare le deroghe temporanee previste dalle modi-
\n
fiche all\u2019IFRS 9 emesse a settembre 2019 (fase 1). Si \u00e8 quindi
\n
ritenuto che gli indici di riferimento per la determinazione dei
\n
tassi di interesse su cui sono basati i flussi di cassa degli ele-
\n
menti coperti o degli strumenti di copertura non si modificas-
\n
sero come conseguenza della riforma IBOR. La deroga \u00e8 stata
\n
applicata relativamente ai seguenti requisiti delle relazioni di
\n
copertura:
\n
\u2022
\n
determinare se una transazione attesa \u00e8 altamente proba-
\n
bile;
\n
\u2022
\n
stabilire se i flussi di cassa futuri coperti si verificheranno in
\n
una relazione cessata di copertura di tipo cash flow hedge;
\n
\u2022
\n
valutare la relazione economica tra l\u2019elemento coperto e lo
\n
strumento di copertura.
\n
Le relazioni di copertura impattate avrebbero potuto incor-
\n
rere in un\u2019inefficacia attribuibile a differenti sostituzioni di in-
\n
dici di riferimento esistenti con tassi di riferimento alternativi
\n
pressoch\u00e9 privi di rischio. Al fine di evitare questo rischio, il
\n
Gruppo ha lavorato per implementare tali sostituzioni nello
\n
stesso momento.
\n
Inoltre, nel 2023, il Gruppo ha modificato il riferimento all\u2019U-
\n
SD LIBOR nei suoi strumenti di copertura su tasso di interesse
\n
utilizzati nelle relazioni di copertura di tipo cash flow hedge,
\n
sostituendolo con il nuovo indice di riferimento SOFR, econo-
\n
micamente equivalente. Di conseguenza, il Gruppo non ap-
\n
plica pi\u00f9 a queste relazioni di copertura le modifiche all\u2019IFRS
\n
9 emesse a settembre 2019 (fase 1) e sta applicando le mo-
\n
difiche all\u2019IFRS 9 emesse ad agosto 2020 (fase 2), modifican-
\n
do la designazione formale della relazione di copertura come
\n
richiesto dalla riforma IBOR e senza considerare tale evento
\n
come una cessazione della relazione di copertura.
\n
Inoltre, per le relazioni di copertura di tipo cash flow hedge,
\n
nel modificare la descrizione dell\u2019elemento coperto nella re-
\n
lazione di copertura, gli importi accumulati nella riserva di
\n
cash flow hedge sono stati considerati basati sull\u2019indice di ri-
\n
ferimento alternativo su cui sono determinati i futuri flussi di
\n
cassa coperti.
\n
\n
\n\n
51.1.1 Relazione di copertura per tipologia di rischio 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 dicem-
\n
bre 2023 e al 31 dicembre 2022 distinti per scadenza.
\n
Milioni di euro Maturity
\n
2024 2025 2026 2027 2028 Oltre Totale
\n
Al 31.12.2023
\n
Interest rate swap
\n
Totale valore nozionale 708 564 879 1.975 19 3.781 7. 926
\n
Valore nozionale relativo a IRS in EUR 608 564 636 1.532 19 3.141 6.500
\n
Tasso di interesse medio IRS in EUR 4,56 1,92 2,12 3,38 0,86 2,37
\n
Valore nozionale relativo a IRS in USD 46 - - 444 - 210 700
\n
Tasso di interesse medio IRS in USD 0,70 3,28 5,05
\n
\n\n
\n\n
\n\n
La tabella seguente espone il valore nozionale e il fair va-
\n
lue degli strumenti di copertura sul rischio di tasso di in-
\n
teresse, delle transazioni in essere al 31 dicembre 2023 e
\n
al 31 dicembre 2022, suddivisi per tipologia di elemento
\n
coperto.
\n
Milioni di euro Fair value Nozionale Fair value Nozionale
\n
Strumento
\n
di copertura Elemento coperto
\n
Attivit\u00e0 Passivit\u00e0 Attivit\u00e0 Passivit\u00e0
\n
al 31.12.2023 al 31.12.2022
\n
Fair value hedge
\n
Interest rate swap Finanziamenti/Obbligazioni a tasso variabile 98 - 544 20 (2) 518
\n
Interest rate swap Finanziamenti/Obbligazioni a tasso fisso 3 (44) 1.241 2 (90) 1.239
\n
Cash flow hedge
\n
Interest rate swap Obbligazioni a tasso variabile 12 (49) 1.040 29 (44) 1.190
\n
Interest rate swap Crediti finanziari a tasso variabile - (7) 145 - (9) 162
\n
Interest rate swap Finanziamenti a tasso variabile 163 (35) 4.956 307 (7) 4.646
\n
Totale 276 (135) 7.92 6 358 (152) 7.755
\n
La tabella seguente espone il valore nozionale e il fair value
\n
dei derivati di copertura del rischio di tasso di interesse
\n
al 31 dicembre 2023 e al 31 dicembre 2022 suddivisi per
\n
tipologia di relazione di copertura.
\n
Milioni di euro Nozionale Fair value attivit\u00e0 Nozionale Fair value passivit\u00e0
\n
Derivati al 31.12.2023 al 31.12.2022 al 31.12.2023 al 31.12.2022 al 31.12.2023 al 31.12.2022 al 31.12.2023 al 31.12.2022
\n
Fair value hedge
\n
Interest rate swap 556 154 101 22 1.229 1.603 (44) (92)
\n
Totale 556 154 101 22 1.229 1.603 (44) (92)
\n
Cash flow hedge
\n
Interest rate swap 4.144 4.958 175 336 1.997 1.040 (91) (60)
\n
Totale 4.144 4.958 175 336 1.997 1.040 (91) (60)
\n
TOTALE DERIVATI
\n
SUL TASSO DI INTERESSE
\n
4.700 5.112 276 358 3.226 2.643 (135) (152)
\n
Il valore nozionale complessivo dei contratti derivati clas-
\n
sificati come strumenti di copertura, risulta al 31 dicembre
\n
2023 pari a 7.926 milioni di euro e il corrispondente fair
\n
value positivo \u00e8 pari a 141 milioni di euro.
\n
Rispetto al 31 dicembre 2022 il valore nozionale evidenzia
\n
un incremento di 171 milioni di euro, conseguente princi-
\n
palmente:
\n
\u2022
\n
alla naturale scadenza di interest rate swap per 159 mi-
\n
lioni di euro;
\n
\u2022
\n
alla chiusura anticipata di strumenti Interest Rate Swap
\n
per un valore di 150 milioni di euro, in seguito al rimbor-
\n
so anticipato del relativo sottostante;
\n
\u2022
\n
a nuovi interest rate swap per 800 milioni di euro;
\n
\u2022
\n
alla riduzione del nozionale degli interest rate swap di
\n
tipo amortizing per un ammontare pari a 320 milioni di
\n
euro.
\n
Il peggioramento del fair value, pari a 65 milioni di euro, \u00e8
\n
dovuto principalmente all\u2019andamento della curva dei tassi
\n
di interesse.
\n
Derivati di fair value hedge
\n
La tabella seguente espone gli utili e le perdite nette rileva-
\n
ti a Conto economico, relativi ai derivati di fair value hedge
\n
e all\u2019elemento coperto attribuibili al rischio di tasso di inte-
\n
resse sia per il 2023 sia per l\u2019anno precedente.
\n
Milioni di euro 2023 2022
\n
Utili/(Perdite) netti Utili/(Perdite) netti
\n
Strumenti di copertura su tassi di interesse 125 (84)
\n
Elemento coperto (132) 75
\n
Inefficacia (7) (9)
\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 2023 e al 31 dicembre 2022.
\n
Milioni di euro al 31.12.2023 al 31.12.2022
\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 1.785 57 57 1.757 (70) (70)
\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 2023 e al 31 dicembre 2022.
\n
Milioni di euro al 31.12.2023 al 31.12.2022
\n
Valore
\n
contabile
\n
Adeguamento
\n
cumulato del fair
\n
value dell\u2019elemento
\n
coperto
\n
Fair value utilizzato
\n
per la misurazione
\n
dell\u2019inefficacia del
\n
periodo
\n
Valore
\n
contabile
\n
Adeguamento
\n
cumulato del fair
\n
value dell\u2019elemento
\n
coperto
\n
Fair value utilizzato
\n
per la misurazione
\n
dell\u2019inefficacia del
\n
periodo
\n
Finanziamenti a tasso fisso 1.186 (43) 44 1.138 (89) (79)
\n
Obbligazioni a tasso fisso 14 2 (2) 14 2 (2)
\n
Obbligazioni a tasso variabile 671 41 (107) 576 (16) (18)
\n
Totale 1.871 - (65) 1.728 (103) (99)
\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
\n
sul rischio di tasso di interesse.
\n
Milioni di euro Fair value Distribuzione dei flussi di cassa attesi
\n
al 31.12.2023 2024 2025 2026 2027 2028 Oltre
\n
Derivati di cash flow hedge su tasso di interesse
\n
Derivati attivi (fair value positivo) 175 86 29 19 14 12 28
\n
Derivati passivi (fair value negativo) (91) (8) (21) (20) (17) (13) (22)
\n
La tabella seguente espone l\u2019impatto dei derivati di cash
\n
flow hedge su tasso di interesse nello Stato patrimoniale
\n
al 31 dicembre 2023 e al 31 dicembre 2022.
\n
Milioni di euro al 31.12.2023 al 31.12.2022
\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 6.141 84 84 5.998 276 276
\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 2023 e al 31 dicembre 2022.
\n
Milioni di euro al 31.12.2023 al 31.12.2022
\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 a
\n
tasso variabile
\n
37 - (37) - - 15 - (15) - -
\n
Crediti finanziari
\n
a tasso variabile
\n
7 - (7) - - 9 - (9) - -
\n
Finanziamenti a
\n
tasso variabile
\n
(149) (20) 149 - (1) (327) (28) 326 - 2
\n
Totale (105) (20) 105 - (1) (303) (28) 302 - 2
\n\n
Rischio tasso di cambio
\n
La tabella seguente mostra il profilo di scadenza del valore
\n
nozionale e relativo tasso di cambio medio contrattuale de-
\n
gli strumenti di copertura sul rischio di tasso di cambio delle
\n
transazioni in essere al 31 dicembre 2023 e al 31 dicembre
\n
2022:
\n
\n
\n\n\n
Milioni di euro Maturity
\n
2024 2025 2026 2027 2028 Oltre Totale
\n
Al 31.12.2023
\n
Cross currency interest rate swap
\n
Totale valore nozionale CCIRS 4.562 2.577 1.222 2.337 2.037 13.386 26.121
\n
Valore nozionale CCIRS EUR/USD 2.213 2.036 1.132 1.560 2.037 9.102 18.080
\n
Tasso di cambio contrattuale medio EUR/USD 1,13 1,07 1,07 1,10 1,18 1,15
\n
Valore nozionale CCIRS EUR/GBP 981 - - 577 - 3.856 5.414
\n
Tasso di cambio contrattuale medio EUR/GBP 0,88 0,90 0,82
\n
Valore nozionale CCIRS EUR/CHF 242 - - 140 - - 382
\n
Tasso di cambio contrattuale medio EUR/CHF 1,07 1,21
\n
Valore nozionale CCIRS USD/BRL 279 231 91 - - 387 988
\n
Tasso di cambio contrattuale medio USD/BRL 5,50 5,22 5,30 4,13
\n
Valore nozionale CCIRS EUR/BRL 445 231 - 60 - - 736
\n
Tasso di cambio contrattuale medio EUR/BRL 6,25 6,05 3,92
\n
Currency forward
\n
Totale valore nozionale forward 4.616 1.186 507 - - - 6.309
\n
Valore nozionale - currency forward EUR/USD 3.144 1.042 507 - - - 4.693
\n
Tasso di cambio contrattuale medio forward - EUR/USD 1,10 1,11 1,13
\n
Valore nozionale - currency forward USD/CLP 938 141 - - - - 1.079
\n
Tasso di cambio contrattuale medio forward - USD/CLP 873,05 885,2239
\n
Valore nozionale - currency forward EUR/CNH 175 - - - - - 175
\n
Tasso di cambio contrattuale medio forward - EUR/CNH 7,8 1
\n
Valore nozionale - currency forward USD/BRL 130 - - - - - 130
\n
Tasso di cambio contrattuale medio forward - USD/BRL 4,95
\n
Valore nozionale - currency forward USD/COP 122 2 - - - - 124
\n
Tasso di cambio contrattuale medio forward - USD/COP 4.498,97 4.597,37
\n
\n\n
\n\n
\n\n
\n\n
\n\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 - - - 7.6 83
\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
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 2023 e al 31 di-
\n
cembre 2022 suddivisi per tipologia di elemento coperto.
\n
Milioni di euro Fair value Nozionale Fair value Nozionale
\n
Strumento di copertura Strumento coperto Attivit\u00e0 Passivit\u00e0 Attivit\u00e0 Passivit\u00e0
\n
al 31.12.2023 al 31.12.2022
\n
Fair value hedge
\n
Cross currency interest rate swap (CCIRS)
\n
Finanziamenti/Obbligazioni in valuta estera
\n
a tasso fisso
\n
12 (78) 1.019 15 (99) 1.097
\n
Cross currency interest rate swap (CCIRS)
\n
Finanziamenti in valuta estera a tasso
\n
variabile
\n
- - - - - -
\n
Cash flow hedge
\n
Cross currency interest rate swap (CCIRS)
\n
Finanziamenti/Crediti in valuta estera a
\n
tasso variabile
\n
67 (36) 754 95 (76) 1.061
\n
Cross currency interest rate swap (CCIRS)
\n
Finanziament/Crediti in valuta estera a
\n
tasso fisso
\n
5 (220) 2.104 4 (233) 2.445
\n
Cross currency interest rate swap (CCIRS)
\n
Obbligazioni in valuta estera a tasso
\n
variabile
\n
56 - 250 60 - 414
\n
Cross currency interest rate swap (CCIRS) Obbligazioni in valuta estera a tasso fisso 965 (1.724) 21.763 1.864 (1.293) 23.381
\n
Cross currency interest rate swap (CCIRS) Flussi di cassa futuri in valuta - (43) 231 - (50) 335
\n
Currency forward Flussi di cassa futuri in valuta 2 (1) 117 9 (6) 326
\n
Currency forward Acquisti futuri di commodity in valuta 54 (126) 5.666 192 (135) 7.508
\n
Currency forward
\n
Acquisti di beni di investimento e altro in
\n
valuta
\n
3 (12) 526 19 (23) 1.292
\n
Totale 1.164 (2.240) 32.430 2.258 (1.915) 37.8 59
\n
Per le relazioni di copertura in cash flow hedge e fair value
\n
hedge si evidenziano:
\n
\u2022
\n
contratti CCIRS con un ammontare nozionale di 24.886
\n
milioni di euro volti alla copertura del rischio cambio
\n
collegato all\u2019indebitamento a tasso fisso contratto in
\n
valuta diversa dall\u2019euro e un fair value negativo pari a
\n
1.040 milioni di euro;
\n
\u2022
\n
contratti CCIRS con un ammontare nozionale di 1.235
\n
milioni di euro volti alla copertura del rischio cambio
\n
collegato all\u2019indebitamento a tasso variabile contratto
\n
in valuta e un fair value positivo pari a 44 milioni di euro;
\n
\u2022
\n
contratti currency forward con un ammontare noziona-
\n
le complessivo di 5.783 milioni di euro utilizzati per co-
\n
prire il rischio cambio connesso alle attivit\u00e0 di acquisto
\n
di gas naturale, all\u2019acquisto di combustibili e ai flussi at-
\n
tesi in valute diverse dall\u2019euro con un fair value negativo
\n
complessivo pari a 71 milioni di euro;
\n
\u2022
\n
contratti currency forward con un ammontare noziona-
\n
le di 526 milioni di euro un fair value negativo pari a 9
\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 (compresi i progetti relativi
\n
ai sistemi di accumulo di energia - BESS) e delle infra-
\n
strutture e reti (contatori digitali di ultima generazione),
\n
ai costi operativi della fornitura di servizi cloud e a ricavi
\n
derivanti dalla 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 2023 e al 31 dicembre 2022 suddivisi per tipologia di
\n
relazione di copertura.
\n
Milioni di euro Nozionale Fair value attivit\u00e0 Nozionale Fair value passivit\u00e0
\n
Derivati al 31.12.2023 al 31.12.2022 al 31.12.2023 al 31.12.2022 al 31.12.2023 al 31.12.2022 al 31.12.2023 al 31.12.2022
\n
Fair value hedge
\n
CCIRS 90 99 12 15 929 998 (78) (99)
\n
Totale 90 99 12 15 929 998 (78) (99)
\n
Cash flow hedge
\n
Currency forward 1.979 4.313 59 220 4.330 4.813 (140) (164)
\n
CCIRS 13.474 16.695 1.093 2.023 11.628 10.941 (2.022) (1.652)
\n
Totale 15.453 21.008 1.152 2.243 15.958 15.754 (2.162) (1.816)
\n
TOTALE DERIVATI SUL
\n
TASSO DI CAMBIO
\n
15.543 21.107 1.164 2.258 16.887 16.752 (2.240) (1.915)
\n
\n\n
\n\n
\n\n
\n\n
\n\n
Al 31 dicembre 2023, il valore nozionale dei Cross Curren-
\n
cy Interest Rate Swap (CCIRS) ammonta a 26.121 milioni
\n
di euro, evidenziando una diminuzione di 2.612 milioni di
\n
euro rispetto ai 28.733 milioni di euro registrati al 31 di-
\n
cembre 2022. In particolare:
\n
\u2022
\n
si rileva che sono scaduti CCIRS per un valore totale di
\n
737 milioni di euro;
\n
\u2022
\n
\u00e8 stata effettuata un\u2019operazione di unwinding parzia-
\n
le di CCIRS a seguito del riacquisto anticipato di parte
\n
del prestito obbligazionario ibrido denominato in dol-
\n
lari statunitensi. Tale operazione, insieme alla scadenza
\n
naturale della parte residuale di tale debito e dei relativi
\n
CCIRS, ha determinato una riduzione di valore nozio-
\n
nale rispetto al 31 dicembre 2022 per 1.171 milioni di
\n
euro;
\n
\u2022
\n
sono stati stipulati nuovi derivati per un controvalore
\n
complessivo di 109 milioni di euro. Si registra un de-
\n
cremento del valore nozionale per 813 milioni di euro,
\n
determinato dall\u2019andamento del cambio dell\u2019euro ri-
\n
spetto alle principali divise e dall\u2019effetto delle quote di
\n
ammortamento.
\n
Il valore nozionale dei currency forward al 31 dicembre
\n
2023, pari a 6.309 milioni di euro (9.126 milioni di euro al
\n
31 dicembre 2022), evidenzia un decremento di 2.817 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.
\n
Dopo le turbolenze riscontrate nel corso del 2022 sui prez-
\n
zi delle materie prime, che hanno portato a un aumento
\n
considerevole dei nozionali coperti, il valore nominale delle
\n
coperture di cambio relative alle commodity energetiche \u00e8
\n
tornato, nel corso del 2023, a livelli di operativit\u00e0 consueti.
\n
Il peggioramento del fair value netto pari a 137 milioni di
\n
euro \u00e8 dovuto alle normali fluttuazioni dei tassi di cambio.
\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 2023 sia per l\u2019anno
\n
precedente.
\n
Milioni di euro 2023 2022
\n
Utili/(Perdite) netti Utili/(Perdite) netti
\n
Strumenti di copertura su tassi di cambio 20 (119)
\n
Elemento coperto (12) 129
\n
Inefficacia 8 10
\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 2023 e al 31 dicembre 2022.
\n
Milioni di euro al 31.12.2023 al 31.12.2022
\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
Cross currency interest rate swap (CCIRS) 1.019 (66) (68) 1.097 (84) (87)
\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 2023 e al 31 dicembre 2022.
\n
Milioni di euro al 31.12.2023 al 31.12.2022
\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
Obbligazioni in valuta estera a tasso fisso 500 (77) 48 458 (106) 90
\n
Finanziamenti in valuta estera a tasso fisso 434 (7) 24 520 (8) (2)
\n
Totale 934 (84) 72 978 (114) 88
\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
\n
sul rischio di tasso di cambio.
\n
Milioni di euro Fair value Distribuzione dei flussi di cassa attesi
\n
al 31.12.2023 2024 2025 2026 2027 2028 Oltre
\n
Derivati di cash flow hedge su tasso di cambio
\n
Derivati attivi (fair value positivo) 1.152 358 216 258 211 273 885
\n
Derivati passivi (fair value negativo) (2.162) (960) (594) (13) (34) (18) (644)
\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 2023 e al 31 dicembre 2022.
\n
Milioni di euro al 31.12.2023 al 31.12.2022
\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
Cross currency interest rate swap (CCIRS) 25.102 (930) (919) 27.636 371 433
\n
Currency forward 6.309 (80) (73) 9.126 56 56
\n
Totale 31.411 (1.010) (992) 36.762 427 489
\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 2023 e al 31 dicembre 2022.
\n
Milioni di euro al 31.12.2023 al 31.12.2022
\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
\n
effetti
\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
Altri
\n
effetti
\n
(1)
\n
Finanziamenti in
\n
valuta estera a tasso
\n
variabile
\n
(31) 31 - - - (30) 30 - (11) -
\n
Finanziamenti in
\n
valuta estera a tasso
\n
fisso
\n
219 (219) 4 - 225 (225) (4) - -
\n
Obbligazioni in
\n
valuta estera a tasso
\n
variabile
\n
(56) 56 - - - (60) 60 - - -
\n
Obbligazioni in
\n
valuta estera a tasso
\n
fisso
\n
861 (861) (15) - 118 (628) 509 (56) - 118
\n
Flussi di cassa futuri
\n
in valuta (coperti
\n
con CCIRS)
\n
43 (43) - - - 50 (50) - - -
\n
Flussi di cassa futuri
\n
in valuta (coperti
\n
con forward)
\n
(1) 1 - - - (3) 3 - - -
\n
Acquisti futuri di
\n
commodity in valuta
\n
72 (72) (1) - - (60) 59 (1) (1) -
\n
Acquisti di beni di
\n
investimento e altro
\n
in valuta
\n
3 (3) (6) - - 7 (7) 1 2 -
\n
Totale 1.110 (1.110) (18) - 118 (499) 379 (60) (10) 118
\n
(1) Impatto connesso alla variazione dei cambi spot tra la data di stipula dei CCIRS a copertura di obbligazioni in valuta estera e l\u2019effettiva erogazione del pre-
\n
stito per i CCIRS stipulati nel 2022.
\n
\n\n
\n\n
\n\n
\n\n
Rischio di prezzo su commodity
\n
Milioni di euro Maturity
\n
2024 2025 2026 2027 2028 Oltre Totale
\n
Al 31.12.2023
\n
Commodity swap
\n
Valore nozionale su energia 128 106 100 284 91 286 995
\n
Prezzo medio - commodity swap su energia (\u20ac/MWh) 87,0 44,0 37,0 59,6 32,0 34,0
\n
Valore nozionale su carbone/shipping - - - - - - -
\n
Prezzo medio - commodity swap su carbone/shipping ($/t) - - - - - -
\n
Valore nozionale su gas 1.551 1 .747 296 - - 125 3.719
\n
Prezzo medio - commodity swap su gas (\u20ac/MWh) 41,8 40,4 27,0 - - 7,0
\n
Valore nozionale su petrolio 1.016 106 10 - - - 1.132
\n
Prezzo medio - commodity swap su petrolio ($/bbl) 86,0 78,0 69,0 - - -
\n
Commodity forward/future
\n
Valore nozionale su energia 2.506 388 297 258 151 606 4.206
\n
Prezzo medio - commodity forward/future su energia (\u20ac/MWh) 114,9 18,0 18,0 16,0 18,0 16,0
\n
Valore nozionale su carbone/shipping 38 - - - - - 38
\n
Prezzo medio - commodity forward/future su gas carbone/shipping ($/t) 175,0 - - - - -
\n
Valore nozionale su gas 4.432 377 626 - - - 5.435
\n
Prezzo medio - commodity forward/future su gas (\u20ac/MWh) 71,4 48,9 32,0 - - -
\n
Valore nozionale su CO
\n
2
\n
662 336 21 - - - 1.019
\n
Prezzo medio - commodity forward/future su CO
\n
2
\n
(\u20ac/t) 91,9 93,0 84,0 - - -
\n
Valore nozionale su petrolio 354 - - - - - 354
\n
Prezzo medio - commodity forward/future su petrolio ($/bbl) 74,6 - - - - -
\n
Commodity option
\n
Valore nozionale su energia 24 39 44 39 39 342 527
\n
Prezzo medio - commodity option su energia (\u20ac/MWh) 27,5 30,0 30,5 34,0 34,0 34,0
\n
Valore nozionale su gas - - - - - - -
\n
Prezzo medio - commodity option su gas (\u20ac/MWh) - - - - - -
\n
Valore nozionale su petrolio - - - - - - -
\n
Prezzo medio - commodity option su petrolio ($/bbl) - - - - - -
\n
Milioni di euro Maturity
\n
2023 2024 2025 2026 2027 Oltre Totale
\n
Al 31.12.2022
\n
Commodity swap
\n
Valore nozionale su energia 653 164 143 139 132 333 1.564
\n
Prezzo medio - commodity swap su energia (\u20ac/MWh) 162,5 77,9 48,9 47, 2 45,8 29,0
\n
Valore nozionale su carbone/shipping 1.037 - - - - - 1.037
\n
Prezzo medio - commodity swap su carbone/shipping ($/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
1.635 226 50 - - - 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 ($/bbl) 81,7 73,9 - - - -
\n
Commodity option
\n
Valore nozionale su energia 16 16 16 16 16 117 197
\n
Prezzo medio - commodity option su energia (\u20ac/MWh) 35,0 35,0 35,0 35,0 35,0 33,0
\n
Valore nozionale su petrolio 70 - - - - - 70
\n
Prezzo medio - commodity option su petrolio ($/bbl) 133 - - - - - -
\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 2023 e
\n
al 31 dicembre 2022 suddivisi per tipologia di commodity.
\n
Milioni di euro Nozionale Fair value attivit\u00e0 Nozionale Fair value passivit\u00e0
\n
al 31.12.2023 al 31.12.2022 al 31.12.2023 al 31.12.2022 al 31.12.2023 al 31.12.2022 al 31.12.2023 al 31.12.2022
\n
Derivati
\n
Cash flow hedge
\n
Derivati su energia:
\n
- swap 684 1.213 357 982 311 352 (233) (498)
\n
- forward/future 1.636 1.535 162 89 2.570 3.510 (763) (898)
\n
- opzioni 527 218 93 36 - - (62) (12)
\n
Totale derivati su
\n
energia
\n
2.847 2.966 612 1.107 2.881 3.862 (1.058) (1.408)
\n
Derivati su carbone/
\n
shipping:
\n
- swap - 9 - 2 - 1.028 - (373)
\n
- forward/future - - - - 38 - (17) -
\n
- opzioni - - - - - - - -
\n
Totale derivati su
\n
carbone/shipping
\n
- 9 - 2 38 1.028 (17) (373)
\n
Derivati su gas e
\n
petrolio:
\n
- swap 2.785 2.302 623 666 2.066 2.729 (468) (765)
\n
- forward/future 3.382 4.734 1.375 1.714 2.407 8.085 (1.198) (5.182)
\n
- opzioni - 22 - 4 - 48 - (4)
\n
Totale derivati su gas e
\n
petrolio
\n
6.167 7.058 1.998 2.384 4.473 10.862 (1.666) (5.951)
\n
Derivati su CO
\n
2
\n
:
\n
- swap - - - - - - - -
\n
- forward/future 640 1.704 91 143 379 207 (29) (7)
\n
- opzioni - - - - - - - -
\n
Totale derivati su CO
\n
2
\n
640 1.704 91 143 379 207 (29) (7)
\n
TOTALE DERIVATI SU
\n
COMMODITY
\n
9.654 11.737 2.701 3.636 7.77 1 15.959 (2.770) (7.739)
\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 2023 e al 31 dicembre 2022, suddivisi per tipo-
\n
logia 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 1.998 milioni di euro,
\n
a transazioni in derivati su CO
\n
2
\n
per 91 milioni di euro e a
\n
transazioni in derivati su energia per 612 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 1.666 milioni di euro, a contratti derivati
\n
su energia per 1.058 milioni di euro e, in minor misura, a
\n
transazioni in derivati su carbone e CO
\n
2
\n
per rispettivamen-
\n
te 17 milioni di euro e 29 milioni di euro.
\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
\n
sul rischio di prezzo su commodity.
\n
Milioni di euro Fair value Distribuzione dei flussi di cassa attesi
\n
al 31.12.2023 2024 2025 2026 2027 2028 Oltre
\n
Derivati di cash flow hedge su commodity
\n
Derivati attivi (fair value positivo) 2.701 1.861 428 153 85 55 246
\n
Derivati passivi (fair value negativo) (2.770) (1.727) (430) (217) (216) (72) (235)
\n
La tabella seguente espone l\u2019impatto dei derivati di cash
\n
flow hedge su prezzo commodity nello Stato patrimoniale
\n
al 31 dicembre 2023 e al 31 dicembre 2022.
\n
Milioni di euro al 31.12.2023 al 31.12.2022
\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
Swap su energia 995 124 126 1.564 485 469
\n
Swap su carbone/shipping - - - 1.037 (371) (371)
\n
Swap su gas e petriolio 4.850 155 155 5.031 (99) (98)
\n
Forward/future su energia 4.206 (602) (638) 5.045 (809) (938)
\n
Forward/future su carbone/shipping 38 (17) (17) - - -
\n
Forward/future su gas e petrolio 5.789 178 92 12.820 (3.469) (3.673)
\n
Forward/future su CO
\n
2
\n
1.019 62 62 1.911 136 138
\n
Option su energia 528 31 31 218 24 24
\n
Option su gas e petrolio - - - 70 - -
\n
Totale 17.425 (69) (189) 27.696 (4.103) (4.449)
\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 2023 e al 31 dicembre 2022.
\n
Milioni di euro al 31.12.2023 al 31.12.2022
\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 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
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
Transazioni future su energia 491 (491) 12 (59) 602 (602) 15 (32)
\n
Transazioni future di carbone/shipping 17 (17) - - 371 (371) - -
\n
Transazioni future di gas e petrolio (422) 422 - (118) 3.360 (3.360) - (232)
\n
Transazioni future di CO
\n
2
\n
(62) 62 - - (133) 133 - -
\n
Totale 24 (24) 12 (177) 4.200 (4.200) 15 (264)
\n
Relativamente ai derivati di cash flow hedge su prezzo
\n
commodity, si evidenzia che il 2023 \u00e8 stato segnato da una
\n
progressiva riduzione dell\u2019estrema volatilit\u00e0 di prezzo vista
\n
negli anni passati.
\n
L\u2019impatto pi\u00f9 rilevante in termini di variazione di riserva di
\n
cash flow hedge \u00e8 principalmente attribuibile alle transa-
\n
zioni future di gas e power che vedono una riduzione della
\n
magnitudo dell\u2019ammontare da sospendere e rimandare
\n
\n\n
\n\n
\n\n
agli anni futuri perch\u00e9 tali commodity sono state quelle
\n
maggiormente impattate dall\u2019elevata volatilit\u00e0 di prezzo.
\n
Inoltre, tale la variazione \u00e8 anche attribuibile al consueto
\n
rilascio dell\u2019impatto a Conto economico delle competenze
\n
2023 che, tra tutte, sono quelle che avevano maggiormen-
\n
te risentito delle importanti oscillazioni di prezzo osservate
\n
negli anni passati.
\n
L\u2019inefficacia rilevata a Conto economico nel 2023 sul-
\n
le transazioni future di gas \u00e8 afferente principalmente a
\n
operazioni di proxy hedging sul perimetro Spagna, mentre
\n
quella rilevata sulle transazioni future di energia \u00e8 attribu-
\n
ibile principalmente all\u2019attivit\u00e0 di proxy hedging svolta in
\n
Nord America.
\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 2023 e al 31
\n
dicembre 2022.
\n
Milioni di euro Valore nozionale Fair value attivit\u00e0 Valore nozionale Fair value passivit\u00e0
\n
al 31.12.2023 al 31.12.2022 al 31.12.2023 al 31.12.2022 al 31.12.2023 al 31.12.2022 al 31.12.2023 al 31.12.2022
\n
Derivati FVTPL
\n
su tasso di interesse:
\n
- interest rate swap - - - - 100 100 (29) (23)
\n
- interest rate option - - - - - - - -
\n
su tasso di cambio:
\n
- currency forward 1.818 3.659 25 75 1 .874 2.102 (29) (34)
\n
- CCIRS - - - - - 46 - (1)
\n
su commodity
\n
Derivati su energia:
\n
- swap 243 595 24 106 68 245 (16) (180)
\n
- forward/future 5.294 6.903 905 872 5.039 5.620 (906) (908)
\n
- option 46 7 4 15 80 140 (171) (172)
\n
Totale derivati su energia 5.583 7.505 933 993 5.187 6.005 (1.093) (1.260)
\n
Derivati su carbone:
\n
- swap - - - - - - - -
\n
- forward/future 156 115 23 21 112 1.291 (43) (9)
\n
- option - - - - - - - -
\n
Totale derivati su carbone 156 115 23 21 112 1.291 (43) (9)
\n
Derivati su gas e petrolio:
\n
- swap 969 1.964 295 806 529 834 (167) (550)
\n
- forward/future 10.687 40.669 2.970 10.456 10.856 38.651 (2.963) (10.280)
\n
- option 448 34 344 8 278 33 (232) (22)
\n
Totale derivati su gas e petrolio 12.104 42.667 3.609 11.270 11.663 39.518 (3.362) (10.852)
\n
Derivati su CO
\n
2
\n
:
\n
- swap - - - - - - - -
\n
- forward/future 498 725 41 115 426 361 (42) (35)
\n
- option 12 2 14 2 11 - (14) -
\n
Totale derivati su CO
\n
2
\n
510 727 55 117 437 361 (56) (35)
\n
Derivati su Altro:
\n
- swap - - - - 39 - (6) -
\n
- forward/future 16 13 4 72 171 5 (71) (16)
\n
- option - - - - 5 - - -
\n
Totale derivati su Altro 16 13 4 72 215 5 (77) (16)
\n
TOTALE 20.187 54.686 4.649 12.548 19.588 49.428 (4.689) (12.230)
\n
\n\n
\n\n

\n\n
Al 31 dicembre 2023 l\u2019ammontare del nozionale dei deri-
\n
vati su tasso di interesse di trading \u00e8 pari a 100 milioni di
\n
euro. Il fair value negativo di 29 milioni di euro ha sub\u00edto un
\n
peggioramento di 6 milioni di euro rispetto all\u2019anno prece-
\n
dente principalmente imputabile all\u2019andamento della cur-
\n
va dei tassi di interesse.
\n
Al 31 dicembre 2023 l\u2019ammontare del nozionale dei deri-
\n
vati su cambi \u00e8 pari a 3.692 milioni di euro. Dopo le tensioni
\n
che si sono verificate nel corso del 2022 sui prezzi delle
\n
materie prime, che hanno comportato un aumento consi-
\n
derevole dei nozionali coperti, nel corso del 2023 il valore
\n
nominale delle coperture di cambio relative alle commo-
\n
dity energetiche \u00e8 tornato a livelli di operativit\u00e0 consueti.
\n
Ci\u00f2 ha comportato una riduzione complessiva dell\u2019impor-
\n
to delle coperture per un valore di 2.069 milioni di euro. Il
\n
peggioramento del fair value netto pari a 45 milioni di euro
\n
\u00e8 dovuto alle normali fluttuazioni dei tassi di cambio.
\n
Al 31 dicembre 2023 l\u2019ammontare del nozionale dei deri-
\n
vati su commodity \u00e8 pari a 35.983 milioni di euro. In termini
\n
assoluti si registra una complessiva riduzione dei nozionali
\n
rispetto ai valori del 2022 coerente con il progressivo ri-
\n
basso osservato sui prezzi delle commodity energetiche.
\n
Il fair value dei derivati su commodity di trading inclusi
\n
nell\u2019attivo ricomprende principalmente la valutazione di
\n
mercato delle coperture su gas e petrolio per un ammon-
\n
tare di 3.609 milioni di euro, delle operazioni in derivati su
\n
energia per 933 milioni di euro, delle operazioni in derivati
\n
su CO
\n
2
\n
per 55 milioni di euro e, in misura inferiore, delle
\n
operazioni in derivati su carbone e \u201caltre commodity\u201d per
\n
rispettivamente 23 milioni e 4 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 3.362 milioni di
\n
euro, a operazioni in derivati su energia per 1.093 milioni
\n
di euro, a operazioni in derivati su CO
\n
2
\n
, carbone e \u201caltre
\n
commodity\u201d per rispettivamente 56 milioni, 43 milioni e 77
\n
milioni di euro.
\n
Sono ricomprese in tali valori sia le operazioni gestite dai
\n
portafogli di trading, sia quelle operazioni che, pur essen-
\n
do state poste in essere con l\u2019intento gestionale di coper-
\n
tura, non soddisfano i requisiti richiesti dai princ\u00edpi conta-
\n
bili per il trattamento in hedge accounting.
\n
Nella categoria Altro, oltre alle attivit\u00e0 di copertura dal ri-
\n
schio meteo (Weather derivatives), sono ricomprese an-
\n
che le attivit\u00e0 di copertura effettuate su garanzie di origi-
\n
ne e certificati verdi, ossia meccanismi di incentivazione
\n
per la produzione di energia elettrica da fonti rinnovabili.
\n
Oltre al rischio prezzo commodity, le societ\u00e0 del Gruppo
\n
si trovano a gestire il rischio di oscillazione del prezzo di
\n
queste certificazioni che recentemente hanno risentito di
\n
una maggiore volatilit\u00e0 di mercato rispetto agli anni pas-
\n
sati legata a una sempre maggiore sensibilit\u00e0 del mercato
\n
alle tematiche di sostenibilit\u00e0 ambientale.
\n

\n\n\n\n

\n\n\n", "dimensions": { "concept": "ifrs-full:DisclosureOfDerivativeFinancialInstrumentsExplanatory", "language": "it", "entity": "scheme:WOCMU6HCI0OJWNPRZS33", "period": "2023-01-01T00:00:00/2024-01-01T00:00:00" } }, "Tag1082": { "value": "\n
\n
\n

\n\n
28. Attivit\u00e0/(Passivit\u00e0) non correnti/correnti derivanti da contratti con i clienti
\n
Milioni di euro Non corrente Corrente
\n
al 31.12.2023 al 31.12.2022 al 31.12.2023 al 31.12.2022
\n
Attivit\u00e0 derivanti da contratti con i clienti 444 508 212 106
\n
Passivit\u00e0 derivanti da contratti con i clienti 5.743 5.747 2.126 1.775
\n
\n\n\n
Le attivit\u00e0 non correnti derivanti da contratti con i clienti si
\n
riferiscono principalmente alle attivit\u00e0 a utilit\u00e0 plurienna-
\n
le in corso di costruzione derivanti da accordi per servizi
\n
pubblici in concessione \u201cpublic-to-private\u201d rilevati secon-
\n
do quanto previsto dall\u2019IFRIC 12 (425 milioni di euro). Tale
\n
casistica ricorre nei casi in cui il concessionario non abbia
\n
ancora maturato pienamente il diritto a farsi riconosce-
\n
re tali attivit\u00e0 dal concedente in quanto contrattualmen-
\n
te sussiste tuttavia un\u2019obbligazione di fare perch\u00e9 il bene
\n
venga completato e possa essere remunerato attraverso
\n
la tariffa. Si precisa che il valore al 31 dicembre 2023 com-
\n
prende investimenti del periodo per un ammontare pari a
\n
795 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 (167 milioni di euro) relative a commesse
\n
per lavori ancora da fatturare il cui corrispettivo \u00e8 subordi-
\n
nato all\u2019adempimento di una prestazione contrattuale.
\n
Il valore al 31 dicembre 2023 delle passivit\u00e0 non correnti
\n
derivanti da contratti con i clienti \u00e8 da attribuire princi-
\n
palmente alla distribuzione in Italia (3.014 milioni di euro)
\n
e Spagna (2.729 milioni di euro) con riferimento alle mo-
\n
dalit\u00e0 di rilevazione contabile dei ricavi legati agli allacci di
\n
nuovi utenti che vengono riscontati lungo la durata media
\n
dei 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
1.628 milioni di euro rilevate principalmente in Italia e Spa-
\n
gna, nonch\u00e9 le passivit\u00e0 per lavori in corso su ordinazione
\n
(453 milioni di euro).
\n
Come richiesto dall\u2019IFRS 15 si riporta di seguito la riparti-
\n
zione per classe temporale dei riversamenti a Conto eco-
\n
nomico delle passivit\u00e0 derivanti da contratti con i clienti.
\n
Milioni di euro
\n
al 31.12.2023 al 31.12.2022
\n
Entro 1 anno 2.126 1.775
\n
Entro 2 anni 568 516
\n
Entro 3 anni 567 517
\n
Entro 4 anni 565 516
\n
Entro 5 anni 564 515
\n
Oltre 5 anni 3.479 3.683
\n
Totale 7.869 7.52 2
\n

\n\n\n\n", "dimensions": { "concept": "enel:DisclosureOfContractAssetsLiabilitiesExplanatory", "language": "it", "entity": "scheme:WOCMU6HCI0OJWNPRZS33", "period": "2023-01-01T00:00:00/2024-01-01T00:00:00" } }, "Tag1081": { "value": "\n
29. Altre attivit\u00e0 finanziarie non correnti \u2013 Euro 8.750 milioni
\n\n

\n\n
Milioni di euro
\n
al 31.12.2023 al 31.12.2022 2023-2022
\n
Partecipazioni in altre imprese valutate al fair value 346 366 (20) -5,5%
\n
Altre attivit\u00e0 finanziarie non correnti incluse nell\u2019indebitamento finanziario
\n
netto (vedi nota 29.1)
\n
3.837 4.213 (376) -8,9%
\n
Accordi per servizi in concessione 4.391 3.732 659 17,7 %
\n
Crediti finanziari relativi a Joint Development Agreement (JDA) 133 - 133 -
\n
Risconti attivi finanziari non correnti 43 48 (5) -10,4%
\n
Totale 8.750 8.359 391 4,7%
\n

\n\n\n\n\n

\n\n\n\n\n

\n\n
Le \u201cAltre attivit\u00e0 finanziarie non correnti\u201d si incrementano
\n
di 391 milioni di euro per:
\n
\u2022
\n
l\u2019aumento delle attivit\u00e0 finanziarie relative agli accordi
\n
per servizi in concessione, essenzialmente nelle societ\u00e0
\n
brasiliane;
\n
\u2022
\n
la rilevazione dei crediti finanziari derivanti da accordi di
\n
sviluppo congiunto (JDA) relativi ai corrispettivi versati,
\n
da alcune societ\u00e0 italiane del Gruppo di generazione
\n
rinnovabile, a sviluppatori per lo sviluppo di progetti di
\n
generazione rinnovabile; tali crediti nell\u2019esercizio pre-
\n
cedente erano rilevati nell\u2019ambito delle altre attivit\u00e0 non
\n
correnti per un importo di 100 milioni di euro.
\n

\n\n\n\n\n
Tali effetti positivi sono stati parzialmente compensati,
\n
prevalentemente, dal decremento delle altre attivit\u00e0 finan-
\n
ziarie non correnti incluse nell\u2019indebitamento finanziario
\n
netto, come specificato nella nota 29.1, e dalla riduzione
\n
delle partecipazioni in altre imprese dovuta alla vendita
\n
della partecipazione in Athonet Srl e alla riduzione di valore
\n
delle partecipazioni in Termoel\u00e9ctrica Jos\u00e9 de San Mart\u00edn
\n
SA e Termoel\u00e9ctrica Manuel Belgrano SA.
\n\n
Di seguito il dettaglio della voce \u201cPartecipazioni in altre im-
\n
prese valutate al fair value\u201d:
\n

\n\n\n\n\n\n
Milioni di euro
\n
al 31.12.2023 Quota % al 31.12.2022 Quota % 2023-2022
\n
Empresa Propietaria de la Red SA 8 11,1% 7 11,1% 1
\n
European Energy Exchange AG 22 2,4% 22 2,4% -
\n
Athonet Srl - - 7 16,0% (7)
\n
Korea Line Corporation 1 0,3% 1 0,3% -
\n
Hubject GmbH 11 12,5% 11 12,5% -
\n
Termoel\u00e9ctrica Jos\u00e9 de San Mart\u00edn SA 3 5,6% 11 24,7% (8)
\n
Termoel\u00e9ctrica Manuel Belgrano SA 2 6,2% 9 8,6% (7)
\n
Zacapa Topco S\u00e0rl 287 19,5% 288 19,5% (1)
\n
Altre 12 10 2
\n
Totale 346 366 (20)
\n

\n\n\n\n\n
29.1 Altre attivit\u00e0 finanziarie non correnti incluse nell\u2019indebitamento
\n
finanziario netto \u2013 Euro 3.837 milioni
\n
Milioni di euro
\n
al 31.12.2023 al 31.12.2022 2023-2022
\n
Titoli 505 447 58 13,0%
\n
Crediti finanziari diversi 3.332 3.766 (434) -11,5%
\n
Totale 3.837 4.213 (376) -8,9%
\n
I titoli sono valutati al FVOCI e rappresentano gli strumenti
\n
finanziari nei quali le societ\u00e0 assicurative olandesi investo-
\n
no parte della loro liquidit\u00e0.
\n
Il decremento dei \u201cCrediti finanziari diversi\u201d \u00e8 riconducibile
\n
principalmente alla riduzione dei crediti finanziari per de-
\n
positi di liquidit\u00e0 (per 634 milioni di euro), essenzialmente
\n
nel Gruppo Endesa, parzialmente compensata prevalen-
\n
temente dall\u2019incremento dei crediti finanziari per deficit
\n
del sistema elettrico spagnolo (per 85 milioni di euro) e dei
\n
crediti finanziari a medio e lungo termine (per 79 milioni
\n
di euro), prevalentemente in Enel Finance International ed
\n
Enel Am\u00e9ricas.
\n

\n\n\n
30. Altre attivit\u00e0 finanziarie correnti \u2013 Euro 4.329 milioni
\n
Milioni di euro
\n
al 31.12.2023 al 31.12.2022 2023-2022
\n
Attivit\u00e0 finanziarie correnti incluse nell\u2019indebitamento finanziario netto
\n
(vedi nota 30.1)
\n
4.148 13.501 (9.353) -69,3%
\n
Altre 181 252 (71) -28,2%
\n
Totale 4.329 13.753 (9.424) -68,5%
\n
Le \u201cAltre attivit\u00e0 finanziarie correnti\u201d si riducono di 9.424
\n
milioni di euro principalmente per il decremento delle at-
\n
tivit\u00e0 finanziarie correnti incluse nell\u2019indebitamento finan-
\n
ziario netto, come dettagliato nella nota 30.1, nonch\u00e9 per
\n
la riduzione di ratei finanziari attivi.
\n
30.1 Altre attivit\u00e0 finanziarie correnti incluse nell\u2019indebitamento \u2013 Euro 4.148 milioni
\n
Milioni di euro
\n
al 31.12.2023 al 31.12.2022 2023-2022
\n
Quota corrente dei crediti finanziari a lungo termine 1.007 2.838 (1.831) -64,5%
\n
Titoli al FVOCI 81 78 3 3,8%
\n
Cash collateral e altri crediti finanziari per operativit\u00e0 su derivati 2.899 8.319 (5.420) -65,2%
\n
Altre 161 2.266 (2.105) -92,9%
\n
Totale 4.148 13.501 (9.353) -69,3%
\n
La variazione della voce \u00e8 principalmente riconducibile:
\n
\u2022
\n
ai minori cash collateral versati alle controparti per l\u2019o-
\n
perativit\u00e0 su contratti derivati (per 5.420 milioni di euro);
\n
\u2022
\n
alla riduzione della voce \u201cAltre\u201d, principalmente per il
\n
decremento dei crediti finanziari in:
\n
\u2013
\n
Enel Brasil (per 1.212 milioni di euro) prevalentemen-
\n
te per la rilevazione nell\u2019anno precedente dei cre-
\n
diti connessi alla cessione di Celg Distribui\u00e7\u00e3o SA
\n
- Celg-D (Enel Goi\u00e1s);
\n
\u2013
\n
Enel X Italia (per 581 milioni di euro) essenzialmente
\n
a seguito dell\u2019incasso dei crediti finanziari derivanti
\n
dalla cessione dei crediti tributari \u201cecosismabonus\u201d
\n
nell\u2019esercizio precedente;
\n
\u2022
\n
alla diminuzione della quota corrente dei crediti finan-
\n
ziari a lungo termine (per 1.831 milioni di euro), determi-
\n
nata essenzialmente dalla riduzione del credito finan-
\n
ziario relativo al deficit del sistema elettrico spagnolo.
\n
\n\n
\n
48.1 Attivit\u00e0 finanziarie per categoria
\n
La tabella seguente indica il valore contabile di ciascu-
\n
na categoria delle attivit\u00e0 finanziarie previste dall\u2019IFRS
\n
9, distinte tra attivit\u00e0 finanziarie correnti e non correnti,
\n
esponendo separatamente i derivati di copertura e i de-
\n
rivati misurati al fair value rilevato a Conto economico.
\n
Milioni di euro Non correnti Correnti
\n
Note al 31.12.2023 al 31.12.2022 al 31.12.2023 al 31.12.2022
\n
Attivit\u00e0 finanziarie al costo ammortizzato 48.1.1 5.709 5.732 28.495 40.176
\n
Attivit\u00e0 finanziarie al FVOCI 48.1.2 882 901 81 279
\n
Attivit\u00e0 finanziarie al fair value rilevato a Conto economico
\n
Derivati attivi al FVTPL 48.1.3 206 473 4.443 12.075
\n
Altre attivit\u00e0 finanziarie al FVTPL 48.1.3 4.341 3.442 219 1.048
\n
Totale attivit\u00e0 finanziarie al fair value rilevato a Conto economico 4.547 3.915 4.662 13.123
\n
Derivati attivi designati come strumenti di copertura
\n
Derivati di fair value hedge 48.1.4 113 37 - -
\n
Derivati di cash flow hedge 48.1.4 2.064 3.460 1.964 2.755
\n
Totale derivati attivi designati come strumenti di copertura 2.177 3.497 1.964 2.755
\n
TOTALE 13.315 14.045 35.202 56.333
\n
Per maggiori informazioni sulla rilevazione e classificazio-
\n
ne dei derivati attivi correnti e non correnti si prega di far
\n
riferimento 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
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 al 31.12.2023 al 31.12.2022 Note al 31.12.2023 al 31.12.2022
\n
Disponibilit\u00e0 liquide e mezzi equivalenti - - 35 6.772 10.169
\n
Crediti commerciali 34 1.726 1.388 34 16.047 15.217
\n
Quota corrente di crediti finanziari a lungo termine - - 30.1 1.007 2.838
\n
Cash collateral - - 30.1 2.899 8.319
\n
Altri crediti finanziari 29.1 3.332 3.767 30.1 30 2.090
\n
Attivit\u00e0 finanziarie da accordi per servizi in concessione al costo
\n
ammortizzato
\n
29 310 295 29 14 12
\n
Altre attivit\u00e0 finanziarie al costo ammortizzato 341 282 1.726 1.531
\n
Totale 5.709 5.732 28.495 40.176
\n
\n\n
\n\n
\n\n
\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 34.202 milioni di euro al 31 dicembre 2023
\n
(45.788 milioni di euro al 31 dicembre 2022) e sono rilevate
\n
al netto del fondo perdite attese, pari a 4.098 milioni di
\n
euro al 31 dicembre 2023 (4.087 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
\n
disponibilit\u00e0 liquide e mezzi equivalenti;
\n
\u2022
\n
crediti commerciali e attivit\u00e0 derivanti da contratti con
\n
clienti;
\n
\u2022
\n
crediti finanziari; e
\n
\u2022
\n
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
\n
approcci:
\n
\u2022
\n
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
\n
l\u2019ECL a 12 mesi, per le attivit\u00e0 finanziarie che non
\n
hanno sub\u00edto un incremento significativo del rischio
\n
di credito rispetto alla rilevazione iniziale;
\n
\u2013
\n
l\u2019ECL Lifetime, per le attivit\u00e0 finanziarie che han-
\n
no sub\u00edto un incremento significativo del rischio di
\n
credito o che risultano deteriorate (ovvero in default
\n
sulla base di informazioni relative allo scaduto);
\n
\u2022
\n
l\u2019approccio semplificato, per i crediti commerciali, le at-
\n
tivit\u00e0 derivanti da contratti con i clienti e crediti per le-
\n
asing con o senza componente finanziaria significativa,
\n
in base alla ECL Lifetime senza tracciare le variazioni del
\n
rischio di credito.
\n
La rettifica forward-looking potr\u00e0 essere applicata con-
\n
siderando 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
\n
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
\n
base collettiva, quando il reperimento di informazioni
\n
ragionevoli e supportabili per verificare le perdite attese
\n
su base individuale richiederebbe costi o sforzi ecces-
\n
sivi.
\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 (ovvero write-off) costituisce un
\n
evento di derecognition (per esempio estinzione, trasfe-
\n
rimento o scadenza del diritto a incassare dei flussi finan-
\n
ziari).
\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 31.12.2023 al 31.12.2022
\n
Importo lordo
\n
Fondo perdite
\n
attese Totale Importo lordo
\n
Fondo perdite
\n
attese Totale
\n
Disponibilit\u00e0 liquide e mezzi equivalenti 6.772 - 6.772 10.169 - 10.169
\n
Crediti commerciali 21.548 3.775 17.7 73 20.388 3.783 16.605
\n
Crediti finanziari 7.579 311 7. 26 8 17. 2 62 248 17.014
\n
Altre attivit\u00e0 finanziarie al costo ammortizzato 2.403 12 2.391 2. 176 56 2.120
\n
Totale 38.302 4.098 34.204 49.995 4.087 45.908
\n
\n\n
\n\n
\n\n
Per misurare le perdite attese, il Gruppo valuta i crediti com-
\n
merciali e le attivit\u00e0 derivanti da contratti con i clienti basan-
\n
dosi sull\u2019approccio semplificato, su base sia individuale (per
\n
esempio pubbliche amministrazioni, autorit\u00e0, controparti fi-
\n
nanziarie, venditori all\u2019ingrosso, trader e grandi societ\u00e0 ecc.)
\n
sia collettiva (per esempio clienti al dettaglio).
\n
In caso di valutazioni individuali, la PD \u00e8 ottenuta prevalente-
\n
mente da provider esterni.
\n
Diversamente, in caso di valutazioni su base collettiva, i crediti
\n
commerciali sono raggruppati in base alle caratteristiche di
\n
rischio di credito condivise e informazioni sullo scaduto, con-
\n
siderando una specifica definizione di default.
\n
In base a ciascun business e framework regolatorio locale,
\n
nonch\u00e9 alle differenze fra i portafogli di clienti, anche in ter-
\n
mini di tassi di default e recupero (comprese le aspettative di
\n
recupero oltre 90 giorni):
\n
\u2022
\n
il Gruppo applica principalmente una definizione di default
\n
basata su uno scaduto di 180 giorni e pertanto, oltre tale
\n
termine, si presume che i crediti commerciali siano dete-
\n
riorati (ovvero credit-impaired); e
\n
\u2022
\n
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 col-
\n
lettiva nonch\u00e9 per le attivit\u00e0 derivanti da contratti con i clienti,
\n
il Gruppo considera le seguenti assunzioni riguardo ai para-
\n
metri di ECL:
\n
\u2022
\n
la PD, ipotizzata pari al tasso medio di default, \u00e8 calcolata
\n
per cluster e considerando dati storici di almeno 24 mesi;
\n
\u2022
\n
la LGD \u00e8 funzione dei tassi di recupero di ciascun cluster,
\n
attualizzata in base al tasso di interesse effettivo; e
\n
\u2022
\n
l\u2019EAD \u00e8 stimata pari al valore contabile alla data di riferi-
\n
mento del bilancio al netto dei depositi di cassa, comprese
\n
le fatture emesse ma non scadute e le fatture da emettere.
\n
La tabella seguente indica la movimentazione del fondo per-
\n
dite attese su crediti finanziari (in base all\u2019approccio generale).
\n
Milioni di euro Fondo perdite attese 12 mesi Fondo perdite attese Lifetime
\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
Saldo di apertura al 01.01.2023 29 219
\n
Accantonamenti - 36
\n
Utilizzi - 11
\n
Rilasci a Conto economico (32) (6)
\n
Altre variazioni 45 9
\n
Saldo di chiusura al 31.12.2023 42 269
\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 01.01.2022 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
Saldo di apertura al 01.01.2023 3.783
\n
Accantonamenti 1.384
\n
Utilizzi (1.136)
\n
Rilasci a Conto economico (210)
\n
Altre variazioni (46)
\n
Saldo di chiusura al 31.12.2023 3.775
\n
\n\n
\n\n
\n
\n\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 01.01.2022 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
Saldo di apertura al 01.01.2023 56
\n
Accantonamenti 149
\n
Utilizzi -
\n
Rilasci a Conto economico (1)
\n
Altre variazioni (192)
\n
Saldo di chiusura al 31.12.2023 12
\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 at-
\n
tivit\u00e0 finanziarie correnti e non correnti.
\n
Milioni di euro Non correnti Correnti
\n
Note al 31.12.2023 al 31.12.2022 Note al 31.12.2023 al 31.12.2022
\n
Partecipazioni altre imprese al FVOCI 29 338 360 - -
\n
Titoli 29.1 505 447 30.1 81 78
\n
Crediti e altre attivit\u00e0 finanziarie valutate al FVOCI 39 94 - 201
\n
Totale 882 901 81 279
\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 01.01.2023 360 -
\n
Acquisizioni - -
\n
Vendite (7) -
\n
Variazioni del fair value con impatti a patrimonio netto (15) -
\n
Altre variazioni - -
\n
Saldo di chiusura al 31.12.2023 338 -
\n
Titoli e altri crediti al FVOCI
\n
Milioni di euro Non correnti Correnti
\n
Saldo di apertura al 01.01.2023 447 78
\n
Acquisizioni 160 -
\n
Vendite (14) (15)
\n
Variazioni del fair value con impatti a patrimonio netto 17 -
\n
Riclassifiche (105) 105
\n
Altre variazioni - (87)
\n
Saldo di chiusura al 31.12.2023 505 81
\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 a Conto
\n
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 al 31.12.2023 al 31.12.2022 Note al 31.12.2023 al 31.12.2022
\n
Derivati al FVTPL 51 206 473 51 4.443 12.075
\n
Investimenti in attivit\u00e0 liquide - - 35 29 872
\n
Titoli - - 30.1 - -
\n
Partecipazioni in altre imprese al FVTPL 29 8 6 - -
\n
Attivit\u00e0 finanziarie da accordi per servizi in concessione al FVTPL 29 4.080 3.436 - -
\n
Crediti finanziari da contratti Joint Development Agreement (JDA) al
\n
FVTPL
\n
123 - - -
\n
Altre attivit\u00e0 finanziarie al FVTPL 130 - 30, 30.1 190 176
\n
Totale 4.547 3.915 4.662 13.123
\n
\n\n
\n\n
\n\n
\n\n
\n\n
48.1.4 Derivati attivi designati come strumenti di
\n
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": "2023-01-01T00:00:00/2024-01-01T00:00:00" } }, "Tag1080": { "value": "\n
Milioni di euro
\n
al 31.12.2023 al 31.12.2022 2023-2022
\n
Partecipazioni in altre imprese valutate al fair value 346 366 (20) -5,5%
\n
Altre attivit\u00e0 finanziarie non correnti incluse nell\u2019indebitamento finanziario
\n
netto (vedi nota 29.1)
\n
3.837 4.213 (376) -8,9%
\n
Accordi per servizi in concessione 4.391 3.732 659 17,7 %
\n
Crediti finanziari relativi a Joint Development Agreement (JDA) 133 - 133 -
\n
Risconti attivi finanziari non correnti 43 48 (5) -10,4%
\n
Totale 8.750 8.359 391 4,7%
\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\n\n
Milioni di euro
\n
al 31.12.2023 Quota % al 31.12.2022 Quota % 2023-2022
\n
Empresa Propietaria de la Red SA 8 11,1% 7 11,1% 1
\n
European Energy Exchange AG 22 2,4% 22 2,4% -
\n
Athonet Srl - - 7 16,0% (7)
\n
Korea Line Corporation 1 0,3% 1 0,3% -
\n
Hubject GmbH 11 12,5% 11 12,5% -
\n
Termoel\u00e9ctrica Jos\u00e9 de San Mart\u00edn SA 3 5,6% 11 24,7% (8)
\n
Termoel\u00e9ctrica Manuel Belgrano SA 2 6,2% 9 8,6% (7)
\n
Zacapa Topco S\u00e0rl 287 19,5% 288 19,5% (1)
\n
Altre 12 10 2
\n
Totale 346 366 (20)
\n

\n\n\n\n", "dimensions": { "concept": "ifrs-full:DisclosureOfInvestmentsOtherThanInvestmentsAccountedForUsingEquityMethodExplanatory", "language": "it", "entity": "scheme:WOCMU6HCI0OJWNPRZS33", "period": "2023-01-01T00:00:00/2024-01-01T00:00:00" } }, "Tag1059": { "value": "\n

\n\n

\n\n
31. Altre attivit\u00e0 non correnti \u2013 Euro 2.249 milioni
\n
Milioni di euro
\n
al 31.12.2023 al 31.12.2022 2023-2022
\n
Crediti verso operatori istituzionali di mercato 331 282 49 17,4%
\n
Attivit\u00e0 netta programmi del personale 42 8 34 -
\n
Crediti tributari > 12 mesi 1.487 1.674 (187) -11,2%
\n
Depositi cauzionali attivi di natura operativa >12 mesi 306 301 5 1.7%
\n
Altri crediti 83 221 (138) -62,4%
\n
Totale 2.249 2.486 (237) -9,5%
\n
I \u201cCrediti verso operatori istituzionali di mercato\u201d aumen-
\n
tano di 49 milioni di euro rispetto al precedente eserci-
\n
zio, principalmente in Spagna relativamente all\u2019attivit\u00e0 di
\n
distribuzione.
\n
I crediti tributari diminuiscono di 187 milioni di euro preva-
\n
lentemente in Brasile per effetto del contenzioso relativo
\n
all\u2019applicazione dei tributi PIS/COFINS (338 milioni di euro),
\n
in parte compensati dall\u2019incremento dei crediti tributari in
\n
Italia e in Cile.
\n

\n\n\n

\n\n\n

\n\n\n

\n\n

\n\n
Milioni di euro
\n
al 31.12.2023 al 31.12.2022 2023-2022
\n
Crediti verso operatori istituzionali di mercato 1.161 1.033 128 12,4%
\n
Anticipi a fornitori 311 332 (21) -6,3%
\n
Crediti verso il personale 28 30 (2) -6,7%
\n
Contributi non monetari da ricevere per certificati ambientali 24 16 8 50,0%
\n
Crediti verso altri 1.068 1.040 28 2,7%
\n
Crediti tributari diversi 1.311 1.598 (287) -18,0%
\n
Ratei e risconti attivi correnti 196 265 (69) -26,0%
\n
Totale 4.099 4.314 (215) -5,0%
\n

\n\n\n
I \u201cCrediti verso operatori istituzionali di mercato\u201d includo-
\n
no principalmente i crediti relativi al sistema Italia per 700
\n
milioni di euro (617 milioni di euro al 31 dicembre 2022) e al
\n
sistema Spagna per 422 milioni di euro (388 milioni di euro
\n
al 31 dicembre 2022).
\n
La variazione in aumento \u00e8 essenzialmente riconducibile ai
\n
maggiori crediti, registrati in Italia, verso la Cassa per i Ser-
\n
vizi Energetici e Ambientali (CSEA), vantati principalmente
\n
da e-distribuzione (390 milioni di euro) e da Servizio Elet-
\n
trico Nazionale (252 milioni di euro) e connessi essenzial-
\n
mente a meccanismi di perequazione.
\n
La diminuzione dei \u201cCrediti tributari diversi\u201d per 287 milioni
\n
di euro \u00e8 riconducibile principalmente ai minori crediti per
\n
imposte indirette e tasse registrati nella Capogruppo Enel
\n
SpA (274 milioni di euro), in Italia (18 milioni di euro) e in
\n
America Latina (108 milioni di euro), e parzialmente com-
\n
pensati dall\u2019incremento degli stessi registrato in Spagna
\n
(146 milioni di euro) e in Nord America (58 milioni di euro).
\n

\n\n\n

\n\n", "dimensions": { "concept": "ifrs-full:DisclosureOfOtherAssetsExplanatory", "language": "it", "entity": "scheme:WOCMU6HCI0OJWNPRZS33", "period": "2023-01-01T00:00:00/2024-01-01T00:00:00" } }, "Tag1060": { "value": "\n

\n\n
31. Altre attivit\u00e0 non correnti \u2013 Euro 2.249 milioni
\n
Milioni di euro
\n
al 31.12.2023 al 31.12.2022 2023-2022
\n
Crediti verso operatori istituzionali di mercato 331 282 49 17,4%
\n
Attivit\u00e0 netta programmi del personale 42 8 34 -
\n
Crediti tributari > 12 mesi 1.487 1.674 (187) -11,2%
\n
Depositi cauzionali attivi di natura operativa >12 mesi 306 301 5 1.7%
\n
Altri crediti 83 221 (138) -62,4%
\n
Totale 2.249 2.486 (237) -9,5%
\n
I \u201cCrediti verso operatori istituzionali di mercato\u201d aumen-
\n
tano di 49 milioni di euro rispetto al precedente eserci-
\n
zio, principalmente in Spagna relativamente all\u2019attivit\u00e0 di
\n
distribuzione.
\n
I crediti tributari diminuiscono di 187 milioni di euro preva-
\n
lentemente in Brasile per effetto del contenzioso relativo
\n
all\u2019applicazione dei tributi PIS/COFINS (338 milioni di euro),
\n
in parte compensati dall\u2019incremento dei crediti tributari in
\n
Italia e in Cile.
\n

\n\n\n

\n\n\n
Milioni di euro
\n
al 31.12.2023 al 31.12.2022 2023-2022
\n
Crediti verso operatori istituzionali di mercato 1.161 1.033 128 12,4%
\n
Anticipi a fornitori 311 332 (21) -6,3%
\n
Crediti verso il personale 28 30 (2) -6,7%
\n
Contributi non monetari da ricevere per certificati ambientali 24 16 8 50,0%
\n
Crediti verso altri 1.068 1.040 28 2,7%
\n
Crediti tributari diversi 1.311 1.598 (287) -18,0%
\n
Ratei e risconti attivi correnti 196 265 (69) -26,0%
\n
Totale 4.099 4.314 (215) -5,0%
\n

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31. Altre attivit\u00e0 non correnti \u2013 Euro 2.249 milioni
\n
Milioni di euro
\n
al 31.12.2023 al 31.12.2022 2023-2022
\n
Crediti verso operatori istituzionali di mercato 331 282 49 17,4%
\n
Attivit\u00e0 netta programmi del personale 42 8 34 -
\n
Crediti tributari > 12 mesi 1.487 1.674 (187) -11,2%
\n
Depositi cauzionali attivi di natura operativa >12 mesi 306 301 5 1.7%
\n
Altri crediti 83 221 (138) -62,4%
\n
Totale 2.249 2.486 (237) -9,5%
\n
I \u201cCrediti verso operatori istituzionali di mercato\u201d aumen-
\n
tano di 49 milioni di euro rispetto al precedente eserci-
\n
zio, principalmente in Spagna relativamente all\u2019attivit\u00e0 di
\n
distribuzione.
\n
I crediti tributari diminuiscono di 187 milioni di euro preva-
\n
lentemente in Brasile per effetto del contenzioso relativo
\n
all\u2019applicazione dei tributi PIS/COFINS (338 milioni di euro),
\n
in parte compensati dall\u2019incremento dei crediti tributari in
\n
Italia e in Cile.
\n

\n\n", "dimensions": { "concept": "ifrs-full:DisclosureOfOtherNoncurrentAssetsExplanatory", "language": "it", "entity": "scheme:WOCMU6HCI0OJWNPRZS33", "period": "2023-01-01T00:00:00/2024-01-01T00:00:00" } }, "Tag1062": { "value": "\n

\n
32. Altre attivit\u00e0 correnti \u2013 Euro 4.099 milioni
\n\n

\n\n

\n\n
Milioni di euro
\n
al 31.12.2023 al 31.12.2022 2023-2022
\n
Crediti verso operatori istituzionali di mercato 1.161 1.033 128 12,4%
\n
Anticipi a fornitori 311 332 (21) -6,3%
\n
Crediti verso il personale 28 30 (2) -6,7%
\n
Contributi non monetari da ricevere per certificati ambientali 24 16 8 50,0%
\n
Crediti verso altri 1.068 1.040 28 2,7%
\n
Crediti tributari diversi 1.311 1.598 (287) -18,0%
\n
Ratei e risconti attivi correnti 196 265 (69) -26,0%
\n
Totale 4.099 4.314 (215) -5,0%
\n

\n\n\n
I \u201cCrediti verso operatori istituzionali di mercato\u201d includo-
\n
no principalmente i crediti relativi al sistema Italia per 700
\n
milioni di euro (617 milioni di euro al 31 dicembre 2022) e al
\n
sistema Spagna per 422 milioni di euro (388 milioni di euro
\n
al 31 dicembre 2022).
\n
La variazione in aumento \u00e8 essenzialmente riconducibile ai
\n
maggiori crediti, registrati in Italia, verso la Cassa per i Ser-
\n
vizi Energetici e Ambientali (CSEA), vantati principalmente
\n
da e-distribuzione (390 milioni di euro) e da Servizio Elet-
\n
trico Nazionale (252 milioni di euro) e connessi essenzial-
\n
mente a meccanismi di perequazione.
\n
La diminuzione dei \u201cCrediti tributari diversi\u201d per 287 milioni
\n
di euro \u00e8 riconducibile principalmente ai minori crediti per
\n
imposte indirette e tasse registrati nella Capogruppo Enel
\n
SpA (274 milioni di euro), in Italia (18 milioni di euro) e in
\n
America Latina (108 milioni di euro), e parzialmente com-
\n
pensati dall\u2019incremento degli stessi registrato in Spagna
\n
(146 milioni di euro) e in Nord America (58 milioni di euro).
\n

\n\n\n

\n\n\n

\n\n", "dimensions": { "concept": "ifrs-full:DisclosureOfOtherCurrentAssetsExplanatory", "language": "it", "entity": "scheme:WOCMU6HCI0OJWNPRZS33", "period": "2023-01-01T00:00:00/2024-01-01T00:00:00" } }, "Tag1063": { "value": "\n

\n\n
Milioni di euro
\n
al 31.12.2023 al 31.12.2022 2023-2022
\n
Crediti verso operatori istituzionali di mercato 1.161 1.033 128 12,4%
\n
Anticipi a fornitori 311 332 (21) -6,3%
\n
Crediti verso il personale 28 30 (2) -6,7%
\n
Contributi non monetari da ricevere per certificati ambientali 24 16 8 50,0%
\n
Crediti verso altri 1.068 1.040 28 2,7%
\n
Crediti tributari diversi 1.311 1.598 (287) -18,0%
\n
Ratei e risconti attivi correnti 196 265 (69) -26,0%
\n
Totale 4.099 4.314 (215) -5,0%
\n

\n\n\n
I \u201cCrediti verso operatori istituzionali di mercato\u201d includo-
\n
no principalmente i crediti relativi al sistema Italia per 700
\n
milioni di euro (617 milioni di euro al 31 dicembre 2022) e al
\n
sistema Spagna per 422 milioni di euro (388 milioni di euro
\n
al 31 dicembre 2022).
\n
La variazione in aumento \u00e8 essenzialmente riconducibile ai
\n
maggiori crediti, registrati in Italia, verso la Cassa per i Ser-
\n
vizi Energetici e Ambientali (CSEA), vantati principalmente
\n
da e-distribuzione (390 milioni di euro) e da Servizio Elet-
\n
trico Nazionale (252 milioni di euro) e connessi essenzial-
\n
mente a meccanismi di perequazione.
\n
La diminuzione dei \u201cCrediti tributari diversi\u201d per 287 milioni
\n
di euro \u00e8 riconducibile principalmente ai minori crediti per
\n
imposte indirette e tasse registrati nella Capogruppo Enel
\n
SpA (274 milioni di euro), in Italia (18 milioni di euro) e in
\n
America Latina (108 milioni di euro), e parzialmente com-
\n
pensati dall\u2019incremento degli stessi registrato in Spagna
\n
(146 milioni di euro) e in Nord America (58 milioni di euro).
\n

\n\n\n
Milioni di euro
\n
al 31.12.2023 al 31.12.2022 2023-2022
\n
Debiti diversi verso clienti 1.882 2.094 (212) -10,1%
\n
Debiti verso operatori istituzionali di mercato 5.479 2.115 3.364 -
\n
Debiti verso il personale 503 519 (16) -3,1%
\n
Debiti tributari diversi 1.034 1.046 (12) -1,1%
\n
Debiti verso istituti di previdenza 235 215 20 9,3%
\n
Ratei e risconti passivi correnti 314 441 (127) -28,8%
\n
Debiti per derivati chiusi su commodity energetiche 437 285 152 53,3%
\n
Debiti per dividendi 2.470 2.228 242 10,9%
\n
Debiti per tax partnership <12 mesi 271 241 30 12,4%
\n
Acconti diversi correnti 144 201 (57) -28,4%
\n
Altri debiti 1.991 2.328 (337) -14,5%
\n
Totale 14.760 11.713 3.047 26,0%
\n
\n", "dimensions": { "concept": "ifrs-full:DisclosureOfTaxReceivablesAndPayablesExplanatory", "language": "it", "entity": "scheme:WOCMU6HCI0OJWNPRZS33", "period": "2023-01-01T00:00:00/2024-01-01T00:00:00" } }, "Tag1064": { "value": "\n
33. Rimanenze \u2013 Euro 4.290 milioni
\n
Milioni di euro
\n
al 31.12.2023 al 31.12.2022 2023-2022
\n
Materie prime, sussidiarie e di consumo:
\n
- combustibili 1.598 2.396 (798) -33,3%
\n
- materiali, apparecchi e altre giacenze 2.000 2.137 (137) -6,4%
\n
Totale 3.598 4.533 (935) -20,6%
\n
Certificati ambientali:
\n
- CO
\n
2
\n
emissioni inquinanti 514 152 362 -
\n
- garanzie di origine 39 18 21 -
\n
- certificati di efficienza energetica - 6 (6) -
\n
- altri certificati ambientali 6 - 6
\n
Totale 559 176 383 -
\n
Immobili destinati alla vendita 45 47 (2) -4,3%
\n
Acconti 88 97 (9) -9,3%
\n
TOTALE 4.290 4.853 (563) -11,6%
\n
Le rimanenze di materie prime, sussidiarie e di consumo
\n
sono costituite da materiali e apparecchi destinati alle at-
\n
tivit\u00e0 di funzionamento, manutenzione e costruzione di
\n
impianti 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 il decremento complessivo delle
\n
rimanenze, pari a 563 milioni di euro, \u00e8 da ricondurre prin-
\n
cipalmente alle minori giacenze di combustibili e materiali,
\n
apparecchi e altre giacenze registrate in Italia (537 milioni
\n
di euro, di cui 166 milioni di euro relativi a svalutazioni di
\n
carbone e altri materiali), Spagna (363 milioni di euro) e
\n
America Latina (35 milioni di euro), in particolare con rife-
\n
rimento alle scorte di gas destinato a soddisfare i fabbiso-
\n
gni degli impianti del Gruppo, parzialmente compensato
\n
dall\u2019incremento dei certificati ambientali per quote dei di-
\n
ritti di emissione di CO
\n
2
\n
registrato in Italia.
\n

\n\n", "dimensions": { "concept": "ifrs-full:DisclosureOfInventoriesExplanatory", "language": "it", "entity": "scheme:WOCMU6HCI0OJWNPRZS33", "period": "2023-01-01T00:00:00/2024-01-01T00:00:00" } }, "Tag198": { "value": "\n
34. Crediti commerciali \u2013 Euro 17.773 milioni
\n
Milioni di euro
\n
al 31.12.2023 al 31.12.2022 2023-2022
\n
Clienti:
\n
- vendita e trasporto di energia elettrica 11.133 10.216 917 9,0%
\n
- distribuzione e vendita di gas 2.811 3.026 (215) -7, 1 %
\n
- altre attivit\u00e0 3.646 3.118 528 16,9%
\n
Totale crediti verso clienti 17.59 0 16.360 1.230 7,5 %
\n
Crediti commerciali verso societ\u00e0 collegate e a controllo congiunto 183 245 (62) -25,3%
\n
TOTALE 17.7 73 16.605 1.168 7, 0%
\n
I crediti verso clienti sono iscritti al netto del relativo fondo
\n
svalutazione, che a fine esercizio \u00e8 pari a 3.775 milioni di
\n
euro, a fronte di un saldo di 3.783 milioni di euro registrato
\n
alla fine del periodo precedente.
\n
Nello specifico l\u2019incremento dell\u2019esercizio, complessiva-
\n
mente pari a 1.168 milioni di euro, \u00e8 imputabile ai maggiori
\n
crediti per la vendita e il trasporto dell\u2019energia elettrica ri-
\n
levati nel corso dell\u2019esercizio.
\n
La variazione \u00e8 principalmente registrata in Italia (1.810 mi-
\n
lioni di euro), parzialmente compensata dalla diminuzione
\n
registrata in Spagna (230 milioni di euro) e in America La-
\n
tina (231 milioni di euro).
\n
Per maggiori dettagli sui crediti commerciali si rimanda
\n
alla nota 48 \u201cStrumenti finanziari per categoria\u201d.
\n
\n", "dimensions": { "concept": "ifrs-full:DisclosureOfTradeAndOtherReceivablesExplanatory", "language": "it", "entity": "scheme:WOCMU6HCI0OJWNPRZS33", "period": "2023-01-01T00:00:00/2024-01-01T00:00:00" } }, "Tag199": { "value": "\n
35. Disponibilit\u00e0 liquide e mezzi equivalenti \u2013 Euro 6.801 milioni
\n
Le disponibilit\u00e0 liquide, dettagliate nella tabella succes-
\n
siva, sono diminuite complessivamente per 4.240 milioni
\n
di euro principalmente in Italia e in Nord America, parzial-
\n
mente compensate dall\u2019incremento registrato in Spagna.
\n
Milioni di euro
\n
al 31.12.2023 al 31.12.2022 2023-2022
\n
Depositi bancari e postali 4.664 8.968 (4.304) -48,0%
\n
Denaro e valori in cassa 23 35 (12) -34,3%
\n
Altri investimenti di liquidit\u00e0 2.114 2.038 76 3,7%
\n
Totale 6.801 11.041 (4.240) -38,4%
\n
\n", "dimensions": { "concept": "ifrs-full:DisclosureOfCashAndCashEquivalentsExplanatory", "language": "it", "entity": "scheme:WOCMU6HCI0OJWNPRZS33", "period": "2023-01-01T00:00:00/2024-01-01T00:00:00" } }, "Tag200": { "value": "\n
\n\n
36. Attivit\u00e0 e passivit\u00e0 incluse in gruppi in dismissione classificate come possedute per la
\n
vendita \u2013 Euro 5.919 milioni ed euro 2.316 milioni
\n
La movimentazione delle attivit\u00e0 possedute per la vendita
\n
nell\u2019esercizio 2023 \u00e8 di seguito dettagliata.
\n
Milioni di euro
\n
Riclassifica
\n
da/ad attivit\u00e0
\n
correnti e non
\n
Dismissioni
\n
e variaz.
\n
perimetro di
\n
consolid.
\n
(Impairment)/
\n
Ripristini
\n
Diff.
\n
cambi Investimenti
\n
Altri
\n
movimenti
\n
al 31.12.2022 al 31.12.2023
\n
Immobili, impianti e macchinari 3.304 3.574 (3.440) (263) (59) 820 (228) 3.708
\n
Attivit\u00e0 immateriali 334 719 (328) 16 (14) 29 (41) 715
\n
Avviamento - 616 (46) (1) 3 - - 572
\n
Attivit\u00e0 per imposte anticipate
\n
(1)
\n
217 146 (88) - (56) - (23) 196
\n
Partecipazioni valutate con il
\n
metodo del patrimonio netto
\n
27 116 (142) - - - - 1
\n
Altre attivit\u00e0 non correnti
\n
(2)
\n
50 37 (222) - - - 170 35
\n
Crediti finanziari non correnti
\n
e titoli
\n
(2)
\n
75 - (29) - (45) - (1) -
\n
Attivit\u00e0 finanziarie non correnti 138 - (85) - (3) - (50) -
\n
Crediti finanziari correnti e
\n
titoli
\n
43 1 (20) - (32) - 9 1
\n
Altre attivit\u00e0 finanziarie correnti 9 2 (11) - - - - -
\n
Disponibilit\u00e0 liquide e mezzi
\n
equivalenti
\n
425 259 (320) - (40) - (63) 261
\n
Rimanenze, crediti commerciali
\n
e altre attivit\u00e0 correnti
\n
1.533 351 (1.479) - 29 - (4) 430
\n
Totale
\n
(1)
\n
6.155 5.821 (6.210) (248) (217) 849 (231) 5.919
\n
(1) I dati relativi al 31 dicembre 2022 sono stati rideterminati per tenere conto degli effetti dell\u2019Amendment allo IAS 12, in vigore successivamente al 1\u00b0 gennaio
\n
2023. Per maggiori dettagli si rimanda alla nota 8 \u201cRideterminazione dei dati comparativi\u201d.
\n
(2) La voce \u201cAltre attivit\u00e0 non correnti\u201d al 31 dicembre 2022 includeva i \u201cCrediti finanziari non correnti e titoli\u201d esposti separatamente nella tabella sopra.
\n
Le passivit\u00e0, invece, si movimentano nell\u2019esercizio 2023 nel
\n
seguente modo.
\n
Milioni di euro
\n
Riclassifica
\n
da/a passivit\u00e0
\n
correnti e non
\n
Dismissioni
\n
e variaz.
\n
perimetro
\n
di consolid. Diff. cambi
\n
Altri
\n
movimenti
\n
al 31.12.2022 al 31.12.2023
\n
Finanziamenti a lungo termine 775 663 (908) (49) 249 730
\n
Fondi rischi e oneri quota non corrente 33 33 (34) - 4 36
\n
Passivit\u00e0 per imposte differite
\n
(1)
\n
246 563 (192) (70) (42) 505
\n
TFR e altri benef\u00edci definiti relativi al personale 23 4 (22) (3) 3 5
\n
Passivit\u00e0 finanziarie non correnti 69 - (80) (2) 23 10
\n
Passivit\u00e0 derivanti da contratti con i clienti non correnti 442 - (453) - 11 -
\n
Altre passivit\u00e0 non correnti 179 19 (149) (8) 13 54
\n
Finanziamenti a breve termine 642 217 (189) (10) (384) 276
\n
Quote correnti dei finanziamenti a lungo termine 18 100 (9) (5) 41 145
\n
Fondi rischi e oneri quota corrente 33 10 (64) (2) 32 9
\n
Altre passivit\u00e0 finanziarie correnti 12 8 (17) - 6 9
\n
Debiti commerciali e altre passivit\u00e0 correnti 894 385 (705) 11 (48) 537
\n
Totale
\n
(1)
\n
3.366 2.002 (2.822) (138) (92) 2.316
\n
(1) I dati relativi al 31 dicembre 2022 sono stati rideterminati per tenere conto degli effetti dell\u2019Amendment allo IAS 12, in vigore successivamente al 1\u00b0 gennaio
\n
2023. Per maggiori dettagli si rimanda alla nota 8 \u201cRideterminazione dei dati comparativi\u201d.
\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\u201dIFRS 5 - Attivit\u00e0 non correnti
\n
possedute per la vendita e attivit\u00e0 operative cessate\u201d per
\n
la loro classificazione in tale voce.
\n
I saldi delle attivit\u00e0 possedute per la vendita e le relati-
\n
ve passivit\u00e0 associate al 31 dicembre 2023 ammontano,
\n
rispettivamente a 5.919 milioni di euro e 2.316 milioni di
\n
euro e fanno riferimento principalmente a:
\n
\u2022
\n
3SUN in Italia: sulla base del processo di negoziazione
\n
finalizzato alla cessione di una quota pari al 50% del
\n
capitale sociale di 3SUN Srl, le attivit\u00e0 nette della stes-
\n
sa sono state riclassificate tra le \u201cAttivit\u00e0 non correnti
\n
possedute per la vendita e attivit\u00e0 operative cessate\u201d, in
\n
accordo con l\u2019IFRS 5;
\n
\u2022
\n
Nord America: le attivit\u00e0 riferite a un portafoglio di asset
\n
rinnovabili negli Stati Uniti composto da circa 150 MW
\n
di impianti geotermici e solari in esercizio;
\n
\u2022
\n
Per\u00f9: le attivit\u00e0 di distribuzione e fornitura di energia
\n
elettrica detenute da Enel Distribuci\u00f3n Per\u00fa SAA, le at-
\n
tivit\u00e0 di servizi energetici avanzati di Enel X Per\u00fa SAC e
\n
le attivit\u00e0 di generazione detenute da Enel Generaci\u00f3n
\n
Per\u00fa, Compa\u00f1\u00eda Energ\u00e9tica Veracruz ed Enel Genera-
\n
ci\u00f3n Piura in quanto sulla base delle negoziazioni in es-
\n
sere sono soddisfatti i requisiti previsti dall\u2019IFRS 5;
\n
\u2022
\n
Colombia: il parco eolico in costruzione di Windpeshi
\n
che sulla base delle negoziazioni in essere soddisfa i re-
\n
quisiti previsti dall\u2019IFRS 5.
\n
Nel corso del 2023 sono state realizzate alcune cessioni
\n
di societ\u00e0 precedentemente classificate come disponibili
\n
per la vendita; in particolare:
\n
\u2022
\n
nel corso del primo semestre 2023 sono state cedute le
\n
societ\u00e0 di generazione Enel Generaci\u00f3n Costanera, In-
\n
versora Dock Sud e Central Dock Sud in Argentina; Enel
\n
Green Power India ha inoltre ceduto il controllo sulle at-
\n
tivit\u00e0 nette detenute attraverso Avikiran Solar India Pri-
\n
vate Limited, pur mantenendo una interessenza residua
\n
nella stessa societ\u00e0 del 51% del capitale sociale versato;
\n
\u2022
\n
nel corso del terzo trimestre 2023, tramite la controlla-
\n
ta Enel Green Power SpA, sono state cedute per il 50%
\n
le due societ\u00e0 che possiedono tutte le attivit\u00e0 dedica-
\n
te alle rinnovabili del Gruppo in Australia, nello specifi-
\n
co Enel Green Power Australia (Pty) Ltd ed Enel Green
\n
Power Australia Trust, a INPEX Corporation;
\n
\u2022
\n
nel corso del quarto trimestre 2023 il Gruppo Enel ha
\n
perfezionato tramite la controllata Endesa Generaci\u00f3n
\n
SAU la cessione dell\u2019intera partecipazione detenuta in
\n
Tecnatom SA.
\n
Per maggiori approfondimenti relativi agli effetti economi-
\n
ci delle operazioni di cessione sopra riportate si rimanda
\n
alla nota 9 \u201cPrincipali acquisizioni e cessioni dell\u2019esercizio\u201d.
\n
Nel corso del 2023 sono state inoltre realizzate cessioni di
\n
societ\u00e0 precedentemente classificate come discontinued
\n
operation; in particolare, nel corso del quarto trimestre
\n
2023 \u00e8 stata perfezionata la cessione di tutte le partecipa-
\n
zioni detenute dal Gruppo Enel in Romania; infine, \u00e8 stata
\n
finalizzata la vendita del 50% di Enel Green Power Hellas.
\n
Per maggiori approfondimenti relativi agli effetti economi-
\n
ci delle cessioni relative alle discontinued operation sopra
\n
descritte si rimanda alla nota 7 \u201cDiscontinued operation\u201d e
\n
alla nota 9 \u201cPrincipali acquisizioni e cessioni dell\u2019esercizio\u201d.
\n
\n\n
\n", "dimensions": { "concept": "ifrs-full:DisclosureOfNoncurrentAssetsOrDisposalGroupsClassifiedAsHeldForSaleExplanatory", "language": "it", "entity": "scheme:WOCMU6HCI0OJWNPRZS33", "period": "2023-01-01T00:00:00/2024-01-01T00:00:00" } }, "Tag202": { "value": "\n

\n

\n

\n
37. Patrimonio netto totale \u2013 Euro 45.109 milioni
\n
37.1 Patrimonio netto del Gruppo \u2013 Euro 31.755 milioni
\n
Milioni di euro
\n
al 31.12.2023 al 31.12.2022 2023-2022
\n
Capitale sociale 10.167 10.167 -
\n
Riserva azioni proprie (59) (47) (12)
\n
Altre riserve 6.551 2.740 3.811
\n
Riserva da sovrapprezzo azioni 7.49 6 7.49 6 -
\n
Riserva per strumenti di capitale - obbligazioni ibride perpetue 6.553 5.567 986
\n
Riserva legale 2.034 2.034 -
\n
Altre riserve 2.341 2.332 9
\n
Riserva conversione bilanci in valuta estera (5.289) (5.912) 623
\n
Riserve da valutazione strumenti finanziari di cash flow hedge (1.393) (3.553) 2.160
\n
Riserve da valutazione strumenti finanziari costi di hedging (38) (81) 43
\n
Riserve da valutazione strumenti finanziari FVOCI 10 (22) 32
\n
Riserva da partecipazioni valutate con il metodo del patrimonio netto (375) (476) 101
\n
Rimisurazione delle passivit\u00e0/(attivit\u00e0) nette per piani a benef\u00edci definiti (1.185) (1.063) (122)
\n
Riserva per cessioni quote azionarie senza perdita di controllo (2.390) (2.390) -
\n
Riserva da acquisizioni su non-controlling interest (1.213) (1.192) (21)
\n
Utili e perdite accumulati
\n
(1)
\n
15.096 15.795 (699)
\n
Patrimonio netto del Gruppo
\n
(1)
\n
31.755 28.655 3.100
\n
(1) I dati relativi al 2022 sono stati rideterminati per tenere conto degli effetti dell\u2019Amendment allo IAS 12, in vigore successivamente al 1\u00b0 gennaio 2023. Per
\n
maggiori dettagli si rimanda alla nota 8 \u201cRideterminazione dei dati comparativi\u201d.
\n\n
Capitale sociale \u2013 Euro 10.167 milioni
\n
Al 31 dicembre 2023 il capitale sociale di Enel SpA, in-
\n
teramente sottoscritto e versato, risulta pari a Euro
\n
10.166.679.946, rappresentato da altrettante azioni ordina-
\n
rie del valore nominale di 1 euro ciascuna. L\u2019indicato impor-
\n
to del capitale di Enel SpA risulta quindi invariato rispetto a
\n
quello registrato al 31 dicembre 2022.
\n
Al 31 dicembre 2023, in base alle risultanze del libro dei Soci
\n
e tenuto conto delle comunicazioni inviate alla CONSOB e
\n
pervenute alla Societ\u00e0 ai sensi dell\u2019art. 120 del decreto legi-
\n
slativo 24 febbraio 1998, n. 58, nonch\u00e9 delle altre informa-
\n
zioni a disposizione, gli azionisti in possesso di una parteci-
\n
pazione superiore al 3% del capitale della Societ\u00e0 risultava-
\n
no il Ministero dell\u2019Economia e delle Finanze (con il 23,585%
\n
del capitale sociale) e BlackRock Inc. (con il 5,023% del ca-
\n
pitale sociale, posseduto a titolo di gestione del risparmio).
\n

\n\n\n\n\n\n\n\n
Riserva azioni proprie \u2013 Euro (59) milioni
\n
Alla data del 31 dicembre 2023, le azioni proprie sono rap-
\n
presentate da n. 9.262.330 azioni ordinarie di Enel SpA
\n
del valore nominale di 1 euro (n. 7.153.795 al 31 dicembre
\n
2022), acquistate tramite un intermediario abilitato per un
\n
valore complessivo di 59 milioni di euro.
\n

\n\n\n\n\n\n\n\n
Altre riserve \u2013 Euro 6.551 milioni
\n
Riserva da sovrapprezzo azioni \u2013 Euro 7.496 milioni
\n
La riserva sovrapprezzo azioni ai sensi dell\u2019art. 2431 del
\n
codice civile accoglie, nel caso di emissione di azioni so-
\n
pra 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 \u2013 Euro 6.553 milioni
\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
La variazione della riserva per 986 milioni di euro \u00e8 conse-
\n
guente all\u2019emissione di nuovi prestiti per circa 1.738 milioni
\n
di euro, al netto di costi di transazione, in parte compensa-
\n
ta dal riacquisto e successiva cancellazione di precedenti
\n
prestiti obbligazionari per circa 752 milioni di euro, inclusi
\n
costi di transazione.
\n

\n\n\n\n\n\n\n

\n\n\n\n\n\n\n

\n\n
Nel corso del 2023 il Gruppo ha pagato coupon a titolari di
\n
obbligazioni ibride perpetue per 182 milioni di euro.
\n
Riserva legale \u2013 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
\n
essere distribuita a titolo di dividendo.
\n
Altre riserve \u2013 Euro 2.341 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 \u2013 Euro
\n
(5.289) milioni
\n
La variazione positiva dell\u2019esercizio, pari a 623 milioni di
\n
euro, \u00e8 dovuta principalmente agli effetti della variazione di
\n
perimetro relativa alle cessioni delle partecipazioni dete-
\n
nute in Romania, di Inversora Dock Sud e Central Dock Sud
\n
e di Enel Generaci\u00f3n Costanera e al deprezzamento net-
\n
to delle valute funzionali utilizzate dalle controllate estere,
\n
soprattutto in Cile e Stati Uniti, rispetto all\u2019euro (valuta di
\n
presentazione della Capogruppo).
\n
Riserve da valutazione strumenti finanziari di cash flow
\n
hedge \u2013 Euro (1.393) 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 \u2013 Euro (38) 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 \u2013 Euro
\n
10 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 \u2013 Euro (375) 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 2023 \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 (1.185) 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 \u2013 Euro (2.390) milioni
\n
Tale riserva accoglie principalmente:
\n
\u2022
\n
la plusvalenza realizzata a seguito dell\u2019Offerta Pubblica
\n
di Vendita delle azioni di Enel Green Power, al netto de-
\n
gli oneri connessi a tale cessione e del relativo effetto
\n
fiscale;
\n
\u2022
\n
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
\n
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
\n
la cessione a terzi di quote di minoranza di Enel Green
\n
Power North America Renewable Energy Partners;
\n
\u2022
\n
gli effetti della fusione in Enel Am\u00e9ricas di Endesa
\n
Am\u00e9ricas e Chilectra Am\u00e9ricas;
\n
\u2022
\n
gli effetti della cessione del 49% della partecipazione
\n
detenuta da Enel Green Power Canada nelle societ\u00e0
\n
Pincher Creek LP e Riverview LP.
\n
Riserva da acquisizioni su non-controlling interest \u2013 Euro
\n
(1.213) milioni
\n
Tale riserva accoglie principalmente l\u2019eccedenza dei prezzi
\n
di acquisizione rispetto ai patrimoni netti contabili acqui-
\n
siti a seguito dell\u2019acquisto da terzi di ulteriori interessenze
\n
in imprese gi\u00e0 controllate in America Latina.
\n
La variazione del periodo, negativa per 21 milioni di euro,
\n
si riferisce principalmente agli effetti della fusione per in-
\n
corporazione tra le societ\u00e0 Enel Generaci\u00f3n Per\u00fa (incor-
\n
porante) ed Enel Green Power Per\u00fa, Energ\u00e9tica Monz\u00f3n ed
\n
Empresa de Generaci\u00f3n El\u00e9ctrica Los Pinos (incorporate)
\n
che ha comportato un modifica della percentuale di inte-
\n
ressenza del Gruppo in tali societ\u00e0.
\n

\n

\n\n\n\n\n\n\n
Utili e perdite accumulati \u2013 Euro 15.096 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 movimenta-
\n
zione 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

\n
Milioni di euro
\n
al 31.12.2022 Variazioni al 31.12.2023
\n
Totale
\n
Di cui
\n
Gruppo
\n
Di cui
\n
terzi
\n
Utili/(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
\n
bilanci in valuta
\n
estera
\n
(10.900) (5.424) (5.476) (504) - - (504) (415) (89) (11.404) (5.839) (5.565)
\n
Riserva da
\n
valutazione
\n
degli strumenti
\n
finanziari di cash
\n
flow hedge
\n
(4.656) (3.573) (1.083) 1.146 2.512 (947) 2.711 2.111 600 (1.945) (1.462) (483)
\n
Riserve da
\n
valutazione
\n
strumenti
\n
finanziari costi di
\n
hedging
\n
(111) (91) (20) 75 (16) (10) 49 43 6 (62) (48) (14)
\n
Riserve da
\n
valutazione di
\n
attivit\u00e0 finanziarie
\n
FVOCI
\n
(33) (32) (1) 12 - (1) 11 15 (4) (22) (17) (5)
\n
Quota OCI di
\n
societ\u00e0 collegate
\n
valutate a equity
\n
(586) (601) 15 92 - 6 98 97 1 (488) (504) 16
\n
Riserve da
\n
valutazione di
\n
partecipazioni in
\n
altre imprese
\n
(19) (19) - 3 - - 3 3 - (16) (16) -
\n
Rimisurazione
\n
delle passivit\u00e0/
\n
(attivit\u00e0) nette per
\n
piani a benef\u00edci
\n
definiti
\n
(1.474) (1.016) (458) (217) - 66 (151) (120) (31) (1.625) (1.136) (489)
\n
Totale utili/
\n
(perdite) iscritti a
\n
patrimonio netto
\n
(17.779) (10.756) (7.023) 607 2.496 (886) 2.217 1.734 483 (15.562) (9.022) (6.540)
\n\n
37.2 Dividendi
\n
Ammontare distribuito
\n
(milioni di euro) Dividendo per azione (euro)
\n
Dividendi distribuiti nel 2022
\n
Dividendi relativi al 2021 3.861 0,38
\n
Acconto sul dividendo 2022
\n
(1)
\n
- -
\n
Dividendi straordinari - -
\n
Totale dividendi distribuiti nel 2022 3.861 0,38
\n
Dividendi distribuiti nel 2023
\n
Dividendi relativi al 2022 4.064 0,40
\n
Acconto sul dividendo 2023
\n
(2)
\n
- -
\n
Dividendi straordinari - -
\n
Totale dividendi distribuiti nel 2023 4.064 0,40
\n
(1) 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
(2) Deliberato dal Consiglio di Amministrazione del 7 novembre 2023 e messo in pagamento a decorrere dal 24 gennaio 2024 (acconto dividendo per azione
\n
0,215 euro per complessivi 2.186 milioni di euro).
\n
I dividendi distribuiti sono esposti al netto delle quote spet-
\n
tanti alle azioni proprie risultate in portafoglio alle rispetti-
\n
ve \u201crecord date\u201d. Tali quote sono state oggetto di rinuncia
\n
all\u2019incasso da parte della Societ\u00e0 e destinate alla riserva de-
\n
nominata \u201cutili accumulati\u201d.
\n
Il dividendo dell\u2019esercizio 2023, pari a euro 0,43 per azione,
\n
per un ammontare complessivo di 4.372 milioni di euro (di
\n
cui 0,215 euro per azione per complessivi 2.186 milioni di
\n

\n\n\n\n\n\n\n

\n\n\n\n\n\n\n

\n

\n

\n

\n

\n

\n\n

\n

\n
euro a titolo di acconto), verr\u00e0 proposto all\u2019Assemblea degli
\n
azionisti del 23 maggio 2024 riunita in unica convocazione.
\n
Il presente Bilancio non tiene conto degli effetti della di-
\n
stribuzione ai soci del dividendo dell\u2019esercizio 2023, se
\n
non per il debito verso gli Azionisti per l\u2019acconto sul divi-
\n
dendo 2023, deliberato dal Consiglio di Amministrazione
\n
del 7 novembre 2023 per un importo massimo potenziale
\n
di 2.186 milioni di euro, e messo in pagamento a decorrere
\n
dal 24 gennaio 2024 al netto della quota spettante alle n.
\n
10.085.106 azioni proprie risultate in portafoglio alla \u201cre-
\n
cord date\u201d del 23 gennaio 2024.
\n
Nel corso del 2023 il Gruppo ha inoltre pagato ai deten-
\n
tori di obbligazioni ibride perpetue coupon per un valore
\n
complessivo di 182 milioni di euro.
\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 2023.
\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 2023 e 2022 \u00e8 sintetizzata
\n
nella seguente tabella.
\n

\n

\n\n\n\n\n\n\n\n
Milioni di euro
\n
al 31.12.2023 al 31.12.2022 2023-2022
\n
Posizione finanziaria non corrente 61.093 68.191 (7.098)
\n
Posizione finanziaria corrente netta 2.907 (3.315) 6.222
\n
Crediti finanziari non correnti e titoli a lungo termine (3.837) (4.213) 376
\n
Indebitamento finanziario netto
\n
(1)
\n
60.163 60.663 (500)
\n
Patrimonio netto di Gruppo 31.755 28.655 3.100
\n
Interessenze di terzi 13.354 13.425 (71)
\n
Patrimonio netto
\n
(2)
\n
45.109 42.080 3.029
\n
Indice debt/equity 1,33 1,44 (0,11)
\n
(1) Al fine di facilitare l\u2019analisi dell\u2019andamento dell\u2019indebitamento finanziario netto del Gruppo, assicurando una migliore comparabilit\u00e0 dell\u2019indicatore nel tempo,
\n
il management ha ritenuto di escludere dalla relativa determinazione il fair value degli strumenti derivati di cash flow hedge e fair value hedge utilizzati
\n
a copertura del rischio di cambio sui finanziamenti. Conseguentemente, ai fini di una migliore comparabilit\u00e0 dei dati, si \u00e8 reso necessario rideterminare
\n
l\u2019indebitamento finanziario netto al 31 dicembre 2022.
\n
(2) I dati relativi al 2022 sono stati rideterminati per tenere conto degli effetti dell\u2019Amendment allo IAS 12, in vigore successivamente al 1\u00b0 gennaio 2023. Per
\n
maggiori dettagli si rimanda alla nota 8 \u201cRideterminazione dei dati comparativi\u201d.
\n
Il decremento del rapporto debt/equity, che misura la leva
\n
finanziaria, \u00e8 ascrivibile sostanzialmente all\u2019incremento del
\n
patrimonio netto per effetto del risultato di esercizio, della
\n
variazione positiva delle riserve da valutazione strumenti
\n
finanziari derivati di cash flow hedge e della variazione di
\n
perimetro della riserva conversione bilanci in valuta estera,
\n
solo in parte compensati dalla distribuzione dei dividendi.
\n
La riduzione dell\u2019indebitamento finanziario netto contribu-
\n
isce ulteriormente al suddetto decremento.
\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\n\n\n\n\n\n

\n\n

\n\n
37.3 Interessenze di terzi \u2013 Euro 13.354 milioni
\n
Nella tabella seguente viene rappresentata la composizione
\n
delle interessenze di terzi suddivisa per area geografica.
\n
Milioni di euro Patrimonio netto di terzi Risultato del periodo di terzi
\n
al 31.12.2023 al 31.12.2022 al 31.12.2023 al 31.12.2022
\n
Italia - 1 - -
\n
Iberia 5.470 5.321 192 713
\n
America Latina 7.665 7.4 22 666 857
\n
Europa - 328 3 (342)
\n
Nord America 151 218 (39) 10
\n
Africa, Asia e Oceania 68 135 7 -
\n
Totale 13.354 13.425 829 1.238
\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\n\n

\n\n

\n\n

\n\n
La variazione delle interessenze di terzi si riferisce princi-
\n
palmente all\u2019effetto dei dividendi distribuiti e della cessione
\n
delle partecipazioni detenute in Romania. Tali effetti sono
\n
stati compensati dai risultati conseguiti, dall\u2019impatto dell\u2019i-
\n
perinflazione e dall\u2019adeguamento di valore degli strumenti
\n
di copertura di cash flow hedge.
\n
Si riporta di seguito l\u2019informativa economico-finanziaria ri-
\n
chiesta dall\u2019IFRS 12 per le societ\u00e0 controllate con interes-
\n
senze di terzi rilevanti.
\n
I dati relativi al 2022 sono stati rideterminati per tenere con-
\n
to degli effetti dell\u2019Amendment allo IAS 12, in vigore suc-
\n
cessivamente al 1\u00b0 gennaio 2023. Per maggiori dettagli si
\n
rimanda alla nota 8 \u201cRideterminazione dei dati comparativi\u201d.
\n
Milioni di euro Attivit\u00e0 non correnti Attivit\u00e0 correnti Totale attivo
\n
al 31.12.2023 al 31.12.2022 al 31.12.2023 al 31.12.2022 al 31.12.2023 al 31.12.2022
\n
Societ\u00e0 controllate
\n
Enel Am\u00e9ricas 27.578 29.635 8.459 5.430 36.037 35.065
\n
Enel Chile 10.810 11.094 1.722 1.541 12.532 12.635
\n
Endesa 43.701 45.125 4.033 11.166 47.7 34 56.291
\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
\n
di terzi
\n
al
\n
31.12.2023
\n
al
\n
31.12.2022
\n
al
\n
31.12.2023
\n
al
\n
31.12.2022
\n
al
\n
31.12.2023
\n
al
\n
31.12.2022
\n
al
\n
31.12.2023
\n
al
\n
31.12.2022
\n
al
\n
31.12.2023
\n
al
\n
31.12.2022
\n
al
\n
31.12.2023
\n
al
\n
31.12.2022
\n
Societ\u00e0
\n
controllate
\n
Enel
\n
Am\u00e9ricas
\n
10.466 11.569 7.314 6.208 17.78 0 17.777 18.257 17. 28 8 12.936 12.136 5.321 5.152
\n
Enel Chile 3.706 4.222 2.730 2.460 6.436 6.682 6.096 5.953 3.753 3.683 2.343 2.270
\n
Endesa 16.018 18.523 10.045 17.372 26.063 35.895 21.671 20.396 16.202 15.081 5.469 5.315
\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
2023 2022 2023 2022 2023 2022 2023 2022 2023 2022
\n
Societ\u00e0
\n
controllate
\n
Enel
\n
Am\u00e9ricas
\n
13.400 14.696 1.639 1.015 877 221 504 (90) 373 311
\n
Enel Chile
\n
4.678 6.450 996 1.971 748 1.458 456 913 292 545
\n
Endesa
\n
25.423 32.714 839 3.055 595 2.244 402 1.534 193 710
\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\n", "dimensions": { "concept": "ifrs-full:DisclosureOfShareCapitalReservesAndOtherEquityInterestExplanatory", "language": "it", "entity": "scheme:WOCMU6HCI0OJWNPRZS33", "period": "2023-01-01T00:00:00/2024-01-01T00:00:00" } }, "Tag203": { "value": "\n
Capitale sociale \u2013 Euro 10.167 milioni
\n
Al 31 dicembre 2023 il capitale sociale di Enel SpA, in-
\n
teramente sottoscritto e versato, risulta pari a Euro
\n
10.166.679.946, rappresentato da altrettante azioni ordina-
\n
rie del valore nominale di 1 euro ciascuna. L\u2019indicato impor-
\n
to del capitale di Enel SpA risulta quindi invariato rispetto a
\n
quello registrato al 31 dicembre 2022.
\n
Al 31 dicembre 2023, in base alle risultanze del libro dei Soci
\n
e tenuto conto delle comunicazioni inviate alla CONSOB e
\n
pervenute alla Societ\u00e0 ai sensi dell\u2019art. 120 del decreto legi-
\n
slativo 24 febbraio 1998, n. 58, nonch\u00e9 delle altre informa-
\n
zioni a disposizione, gli azionisti in possesso di una parteci-
\n
pazione superiore al 3% del capitale della Societ\u00e0 risultava-
\n
no il Ministero dell\u2019Economia e delle Finanze (con il 23,585%
\n
del capitale sociale) e BlackRock Inc. (con il 5,023% del ca-
\n
pitale sociale, posseduto a titolo di gestione del risparmio).
\n

\n\n\n\n\n\n", "dimensions": { "concept": "ifrs-full:DisclosureOfIssuedCapitalExplanatory", "language": "it", "entity": "scheme:WOCMU6HCI0OJWNPRZS33", "period": "2023-01-01T00:00:00/2024-01-01T00:00:00" } }, "Tag204": { "value": "\n
Riserva azioni proprie \u2013 Euro (59) milioni
\n
Alla data del 31 dicembre 2023, le azioni proprie sono rap-
\n
presentate da n. 9.262.330 azioni ordinarie di Enel SpA
\n
del valore nominale di 1 euro (n. 7.153.795 al 31 dicembre
\n
2022), acquistate tramite un intermediario abilitato per un
\n
valore complessivo di 59 milioni di euro.
\n

\n\n\n\n\n\n", "dimensions": { "concept": "ifrs-full:DisclosureOfTreasurySharesExplanatory", "language": "it", "entity": "scheme:WOCMU6HCI0OJWNPRZS33", "period": "2023-01-01T00:00:00/2024-01-01T00:00:00" } }, "Tag205": { "value": "\n
Altre riserve \u2013 Euro 6.551 milioni
\n
Riserva da sovrapprezzo azioni \u2013 Euro 7.496 milioni
\n
La riserva sovrapprezzo azioni ai sensi dell\u2019art. 2431 del
\n
codice civile accoglie, nel caso di emissione di azioni so-
\n
pra 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 \u2013 Euro 6.553 milioni
\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
La variazione della riserva per 986 milioni di euro \u00e8 conse-
\n
guente all\u2019emissione di nuovi prestiti per circa 1.738 milioni
\n
di euro, al netto di costi di transazione, in parte compensa-
\n
ta dal riacquisto e successiva cancellazione di precedenti
\n
prestiti obbligazionari per circa 752 milioni di euro, inclusi
\n
costi di transazione.
\n

\n\n\n\n\n\n\n
Nel corso del 2023 il Gruppo ha pagato coupon a titolari di
\n
obbligazioni ibride perpetue per 182 milioni di euro.
\n
Riserva legale \u2013 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
\n
essere distribuita a titolo di dividendo.
\n
Altre riserve \u2013 Euro 2.341 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 \u2013 Euro
\n
(5.289) milioni
\n
La variazione positiva dell\u2019esercizio, pari a 623 milioni di
\n
euro, \u00e8 dovuta principalmente agli effetti della variazione di
\n
perimetro relativa alle cessioni delle partecipazioni dete-
\n
nute in Romania, di Inversora Dock Sud e Central Dock Sud
\n
e di Enel Generaci\u00f3n Costanera e al deprezzamento net-
\n
to delle valute funzionali utilizzate dalle controllate estere,
\n
soprattutto in Cile e Stati Uniti, rispetto all\u2019euro (valuta di
\n
presentazione della Capogruppo).
\n
Riserve da valutazione strumenti finanziari di cash flow
\n
hedge \u2013 Euro (1.393) 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 \u2013 Euro (38) 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 \u2013 Euro
\n
10 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 \u2013 Euro (375) 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 2023 \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 (1.185) 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 \u2013 Euro (2.390) milioni
\n
Tale riserva accoglie principalmente:
\n
\u2022
\n
la plusvalenza realizzata a seguito dell\u2019Offerta Pubblica
\n
di Vendita delle azioni di Enel Green Power, al netto de-
\n
gli oneri connessi a tale cessione e del relativo effetto
\n
fiscale;
\n
\u2022
\n
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
\n
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
\n
la cessione a terzi di quote di minoranza di Enel Green
\n
Power North America Renewable Energy Partners;
\n
\u2022
\n
gli effetti della fusione in Enel Am\u00e9ricas di Endesa
\n
Am\u00e9ricas e Chilectra Am\u00e9ricas;
\n
\u2022
\n
gli effetti della cessione del 49% della partecipazione
\n
detenuta da Enel Green Power Canada nelle societ\u00e0
\n
Pincher Creek LP e Riverview LP.
\n
Riserva da acquisizioni su non-controlling interest \u2013 Euro
\n
(1.213) milioni
\n
Tale riserva accoglie principalmente l\u2019eccedenza dei prezzi
\n
di acquisizione rispetto ai patrimoni netti contabili acqui-
\n
siti a seguito dell\u2019acquisto da terzi di ulteriori interessenze
\n
in imprese gi\u00e0 controllate in America Latina.
\n
La variazione del periodo, negativa per 21 milioni di euro,
\n
si riferisce principalmente agli effetti della fusione per in-
\n
corporazione tra le societ\u00e0 Enel Generaci\u00f3n Per\u00fa (incor-
\n
porante) ed Enel Green Power Per\u00fa, Energ\u00e9tica Monz\u00f3n ed
\n
Empresa de Generaci\u00f3n El\u00e9ctrica Los Pinos (incorporate)
\n
che ha comportato un modifica della percentuale di inte-
\n
ressenza del Gruppo in tali societ\u00e0.
\n

\n

\n\n\n\n\n\n", "dimensions": { "concept": "ifrs-full:DisclosureOfReservesAndOtherEquityInterestExplanatory", "language": "it", "entity": "scheme:WOCMU6HCI0OJWNPRZS33", "period": "2023-01-01T00:00:00/2024-01-01T00:00:00" } }, "Tag206": { "value": "\n
37.2 Dividendi
\n
Ammontare distribuito
\n
(milioni di euro) Dividendo per azione (euro)
\n
Dividendi distribuiti nel 2022
\n
Dividendi relativi al 2021 3.861 0,38
\n
Acconto sul dividendo 2022
\n
(1)
\n
- -
\n
Dividendi straordinari - -
\n
Totale dividendi distribuiti nel 2022 3.861 0,38
\n
Dividendi distribuiti nel 2023
\n
Dividendi relativi al 2022 4.064 0,40
\n
Acconto sul dividendo 2023
\n
(2)
\n
- -
\n
Dividendi straordinari - -
\n
Totale dividendi distribuiti nel 2023 4.064 0,40
\n
(1) 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
(2) Deliberato dal Consiglio di Amministrazione del 7 novembre 2023 e messo in pagamento a decorrere dal 24 gennaio 2024 (acconto dividendo per azione
\n
0,215 euro per complessivi 2.186 milioni di euro).
\n
I dividendi distribuiti sono esposti al netto delle quote spet-
\n
tanti alle azioni proprie risultate in portafoglio alle rispetti-
\n
ve \u201crecord date\u201d. Tali quote sono state oggetto di rinuncia
\n
all\u2019incasso da parte della Societ\u00e0 e destinate alla riserva de-
\n
nominata \u201cutili accumulati\u201d.
\n
Il dividendo dell\u2019esercizio 2023, pari a euro 0,43 per azione,
\n
per un ammontare complessivo di 4.372 milioni di euro (di
\n
cui 0,215 euro per azione per complessivi 2.186 milioni di
\n

\n\n\n\n\n\n\n

\n

\n
euro a titolo di acconto), verr\u00e0 proposto all\u2019Assemblea degli
\n
azionisti del 23 maggio 2024 riunita in unica convocazione.
\n
Il presente Bilancio non tiene conto degli effetti della di-
\n
stribuzione ai soci del dividendo dell\u2019esercizio 2023, se
\n
non per il debito verso gli Azionisti per l\u2019acconto sul divi-
\n
dendo 2023, deliberato dal Consiglio di Amministrazione
\n
del 7 novembre 2023 per un importo massimo potenziale
\n
di 2.186 milioni di euro, e messo in pagamento a decorrere
\n
dal 24 gennaio 2024 al netto della quota spettante alle n.
\n
10.085.106 azioni proprie risultate in portafoglio alla \u201cre-
\n
cord date\u201d del 23 gennaio 2024.
\n
Nel corso del 2023 il Gruppo ha inoltre pagato ai deten-
\n
tori di obbligazioni ibride perpetue coupon per un valore
\n
complessivo di 182 milioni di euro.
\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 2023.
\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 2023 e 2022 \u00e8 sintetizzata
\n
nella seguente tabella.
\n

\n

\n\n\n\n\n\n\n\n
Milioni di euro
\n
al 31.12.2023 al 31.12.2022 2023-2022
\n
Posizione finanziaria non corrente 61.093 68.191 (7.098)
\n
Posizione finanziaria corrente netta 2.907 (3.315) 6.222
\n
Crediti finanziari non correnti e titoli a lungo termine (3.837) (4.213) 376
\n
Indebitamento finanziario netto
\n
(1)
\n
60.163 60.663 (500)
\n
Patrimonio netto di Gruppo 31.755 28.655 3.100
\n
Interessenze di terzi 13.354 13.425 (71)
\n
Patrimonio netto
\n
(2)
\n
45.109 42.080 3.029
\n
Indice debt/equity 1,33 1,44 (0,11)
\n
(1) Al fine di facilitare l\u2019analisi dell\u2019andamento dell\u2019indebitamento finanziario netto del Gruppo, assicurando una migliore comparabilit\u00e0 dell\u2019indicatore nel tempo,
\n
il management ha ritenuto di escludere dalla relativa determinazione il fair value degli strumenti derivati di cash flow hedge e fair value hedge utilizzati
\n
a copertura del rischio di cambio sui finanziamenti. Conseguentemente, ai fini di una migliore comparabilit\u00e0 dei dati, si \u00e8 reso necessario rideterminare
\n
l\u2019indebitamento finanziario netto al 31 dicembre 2022.
\n
(2) I dati relativi al 2022 sono stati rideterminati per tenere conto degli effetti dell\u2019Amendment allo IAS 12, in vigore successivamente al 1\u00b0 gennaio 2023. Per
\n
maggiori dettagli si rimanda alla nota 8 \u201cRideterminazione dei dati comparativi\u201d.
\n
Il decremento del rapporto debt/equity, che misura la leva
\n
finanziaria, \u00e8 ascrivibile sostanzialmente all\u2019incremento del
\n
patrimonio netto per effetto del risultato di esercizio, della
\n
variazione positiva delle riserve da valutazione strumenti
\n
finanziari derivati di cash flow hedge e della variazione di
\n
perimetro della riserva conversione bilanci in valuta estera,
\n
solo in parte compensati dalla distribuzione dei dividendi.
\n
La riduzione dell\u2019indebitamento finanziario netto contribu-
\n
isce ulteriormente al suddetto decremento.
\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\n\n\n\n", "dimensions": { "concept": "ifrs-full:DisclosureOfDividendsExplanatory", "language": "it", "entity": "scheme:WOCMU6HCI0OJWNPRZS33", "period": "2023-01-01T00:00:00/2024-01-01T00:00:00" } }, "Tag207": { "value": "0.4", "decimals": 2, "dimensions": { "concept": "ifrs-full:DividendsRecognisedAsDistributionsToOwnersPerShare", "entity": "scheme:WOCMU6HCI0OJWNPRZS33", "period": "2023-01-01T00:00:00/2024-01-01T00:00:00", "unit": "iso4217:EUR/xbrli:shares" } }, "Tag208": { "value": "0.43", "decimals": 2, "dimensions": { "concept": "ifrs-full:DividendsProposedOrDeclaredBeforeFinancialStatementsAuthorisedForIssueButNotRecognisedAsDistributionToOwnersPerShare", "entity": "scheme:WOCMU6HCI0OJWNPRZS33", "period": "2023-01-01T00:00:00/2024-01-01T00:00:00", "unit": "iso4217:EUR/xbrli:shares" } }, "Tag209": { "value": "4372000000", "decimals": -6, "dimensions": { "concept": "ifrs-full:DividendsProposedOrDeclaredBeforeFinancialStatementsAuthorisedForIssueButNotRecognisedAsDistributionToOwners", "entity": "scheme:WOCMU6HCI0OJWNPRZS33", "period": "2023-01-01T00:00:00/2024-01-01T00:00:00", "unit": "iso4217:EUR" } }, "Tag214": { "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 2023.
\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 2023 e 2022 \u00e8 sintetizzata
\n
nella seguente tabella.
\n

\n

\n\n\n\n\n\n\n
Milioni di euro
\n
al 31.12.2023 al 31.12.2022 2023-2022
\n
Posizione finanziaria non corrente 61.093 68.191 (7.098)
\n
Posizione finanziaria corrente netta 2.907 (3.315) 6.222
\n
Crediti finanziari non correnti e titoli a lungo termine (3.837) (4.213) 376
\n
Indebitamento finanziario netto
\n
(1)
\n
60.163 60.663 (500)
\n
Patrimonio netto di Gruppo 31.755 28.655 3.100
\n
Interessenze di terzi 13.354 13.425 (71)
\n
Patrimonio netto
\n
(2)
\n
45.109 42.080 3.029
\n
Indice debt/equity 1,33 1,44 (0,11)
\n
(1) Al fine di facilitare l\u2019analisi dell\u2019andamento dell\u2019indebitamento finanziario netto del Gruppo, assicurando una migliore comparabilit\u00e0 dell\u2019indicatore nel tempo,
\n
il management ha ritenuto di escludere dalla relativa determinazione il fair value degli strumenti derivati di cash flow hedge e fair value hedge utilizzati
\n
a copertura del rischio di cambio sui finanziamenti. Conseguentemente, ai fini di una migliore comparabilit\u00e0 dei dati, si \u00e8 reso necessario rideterminare
\n
l\u2019indebitamento finanziario netto al 31 dicembre 2022.
\n
(2) I dati relativi al 2022 sono stati rideterminati per tenere conto degli effetti dell\u2019Amendment allo IAS 12, in vigore successivamente al 1\u00b0 gennaio 2023. Per
\n
maggiori dettagli si rimanda alla nota 8 \u201cRideterminazione dei dati comparativi\u201d.
\n
Il decremento del rapporto debt/equity, che misura la leva
\n
finanziaria, \u00e8 ascrivibile sostanzialmente all\u2019incremento del
\n
patrimonio netto per effetto del risultato di esercizio, della
\n
variazione positiva delle riserve da valutazione strumenti
\n
finanziari derivati di cash flow hedge e della variazione di
\n
perimetro della riserva conversione bilanci in valuta estera,
\n
solo in parte compensati dalla distribuzione dei dividendi.
\n
La riduzione dell\u2019indebitamento finanziario netto contribu-
\n
isce ulteriormente al suddetto decremento.
\n
Si rinvia alla nota 47 per la composizione delle singole voci
\n
riportate in tabella.
\n

\n\n\n\n\n\n", "dimensions": { "concept": "ifrs-full:DisclosureOfObjectivesPoliciesAndProcessesForManagingCapitalExplanatory", "language": "it", "entity": "scheme:WOCMU6HCI0OJWNPRZS33", "period": "2023-01-01T00:00:00/2024-01-01T00:00:00" } }, "Tag210": { "value": "\n

\n\n

\n\n
37.3 Interessenze di terzi \u2013 Euro 13.354 milioni
\n
Nella tabella seguente viene rappresentata la composizione
\n
delle interessenze di terzi suddivisa per area geografica.
\n
Milioni di euro Patrimonio netto di terzi Risultato del periodo di terzi
\n
al 31.12.2023 al 31.12.2022 al 31.12.2023 al 31.12.2022
\n
Italia - 1 - -
\n
Iberia 5.470 5.321 192 713
\n
America Latina 7.665 7.4 22 666 857
\n
Europa - 328 3 (342)
\n
Nord America 151 218 (39) 10
\n
Africa, Asia e Oceania 68 135 7 -
\n
Totale 13.354 13.425 829 1.238
\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
La variazione delle interessenze di terzi si riferisce princi-
\n
palmente all\u2019effetto dei dividendi distribuiti e della cessione
\n
delle partecipazioni detenute in Romania. Tali effetti sono
\n
stati compensati dai risultati conseguiti, dall\u2019impatto dell\u2019i-
\n
perinflazione e dall\u2019adeguamento di valore degli strumenti
\n
di copertura di cash flow hedge.
\n
Si riporta di seguito l\u2019informativa economico-finanziaria ri-
\n
chiesta dall\u2019IFRS 12 per le societ\u00e0 controllate con interes-
\n
senze di terzi rilevanti.
\n
I dati relativi al 2022 sono stati rideterminati per tenere con-
\n
to degli effetti dell\u2019Amendment allo IAS 12, in vigore suc-
\n
cessivamente al 1\u00b0 gennaio 2023. Per maggiori dettagli si
\n
rimanda alla nota 8 \u201cRideterminazione dei dati comparativi\u201d.
\n
Milioni di euro Attivit\u00e0 non correnti Attivit\u00e0 correnti Totale attivo
\n
al 31.12.2023 al 31.12.2022 al 31.12.2023 al 31.12.2022 al 31.12.2023 al 31.12.2022
\n
Societ\u00e0 controllate
\n
Enel Am\u00e9ricas 27.578 29.635 8.459 5.430 36.037 35.065
\n
Enel Chile 10.810 11.094 1.722 1.541 12.532 12.635
\n
Endesa 43.701 45.125 4.033 11.166 47.7 34 56.291
\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
\n
di terzi
\n
al
\n
31.12.2023
\n
al
\n
31.12.2022
\n
al
\n
31.12.2023
\n
al
\n
31.12.2022
\n
al
\n
31.12.2023
\n
al
\n
31.12.2022
\n
al
\n
31.12.2023
\n
al
\n
31.12.2022
\n
al
\n
31.12.2023
\n
al
\n
31.12.2022
\n
al
\n
31.12.2023
\n
al
\n
31.12.2022
\n
Societ\u00e0
\n
controllate
\n
Enel
\n
Am\u00e9ricas
\n
10.466 11.569 7.314 6.208 17.78 0 17.777 18.257 17. 28 8 12.936 12.136 5.321 5.152
\n
Enel Chile 3.706 4.222 2.730 2.460 6.436 6.682 6.096 5.953 3.753 3.683 2.343 2.270
\n
Endesa 16.018 18.523 10.045 17.372 26.063 35.895 21.671 20.396 16.202 15.081 5.469 5.315
\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
2023 2022 2023 2022 2023 2022 2023 2022 2023 2022
\n
Societ\u00e0
\n
controllate
\n
Enel
\n
Am\u00e9ricas
\n
13.400 14.696 1.639 1.015 877 221 504 (90) 373 311
\n
Enel Chile
\n
4.678 6.450 996 1.971 748 1.458 456 913 292 545
\n
Endesa
\n
25.423 32.714 839 3.055 595 2.244 402 1.534 193 710
\n

\n\n\n\n\n\n\n

\n\n\n\n\n\n\n

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\n\n
37.3 Interessenze di terzi \u2013 Euro 13.354 milioni
\n
Nella tabella seguente viene rappresentata la composizione
\n
delle interessenze di terzi suddivisa per area geografica.
\n
Milioni di euro Patrimonio netto di terzi Risultato del periodo di terzi
\n
al 31.12.2023 al 31.12.2022 al 31.12.2023 al 31.12.2022
\n
Italia - 1 - -
\n
Iberia 5.470 5.321 192 713
\n
America Latina 7.665 7.4 22 666 857
\n
Europa - 328 3 (342)
\n
Nord America 151 218 (39) 10
\n
Africa, Asia e Oceania 68 135 7 -
\n
Totale 13.354 13.425 829 1.238
\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 princi-
\n
palmente all\u2019effetto dei dividendi distribuiti e della cessione
\n
delle partecipazioni detenute in Romania. Tali effetti sono
\n
stati compensati dai risultati conseguiti, dall\u2019impatto dell\u2019i-
\n
perinflazione e dall\u2019adeguamento di valore degli strumenti
\n
di copertura di cash flow hedge.
\n
Si riporta di seguito l\u2019informativa economico-finanziaria ri-
\n
chiesta dall\u2019IFRS 12 per le societ\u00e0 controllate con interes-
\n
senze di terzi rilevanti.
\n
I dati relativi al 2022 sono stati rideterminati per tenere con-
\n
to degli effetti dell\u2019Amendment allo IAS 12, in vigore suc-
\n
cessivamente al 1\u00b0 gennaio 2023. Per maggiori dettagli si
\n
rimanda alla nota 8 \u201cRideterminazione dei dati comparativi\u201d.
\n
Milioni di euro Attivit\u00e0 non correnti Attivit\u00e0 correnti Totale attivo
\n
al 31.12.2023 al 31.12.2022 al 31.12.2023 al 31.12.2022 al 31.12.2023 al 31.12.2022
\n
Societ\u00e0 controllate
\n
Enel Am\u00e9ricas 27.578 29.635 8.459 5.430 36.037 35.065
\n
Enel Chile 10.810 11.094 1.722 1.541 12.532 12.635
\n
Endesa 43.701 45.125 4.033 11.166 47.7 34 56.291
\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
\n
di terzi
\n
al
\n
31.12.2023
\n
al
\n
31.12.2022
\n
al
\n
31.12.2023
\n
al
\n
31.12.2022
\n
al
\n
31.12.2023
\n
al
\n
31.12.2022
\n
al
\n
31.12.2023
\n
al
\n
31.12.2022
\n
al
\n
31.12.2023
\n
al
\n
31.12.2022
\n
al
\n
31.12.2023
\n
al
\n
31.12.2022
\n
Societ\u00e0
\n
controllate
\n
Enel
\n
Am\u00e9ricas
\n
10.466 11.569 7.314 6.208 17.78 0 17.777 18.257 17. 28 8 12.936 12.136 5.321 5.152
\n
Enel Chile 3.706 4.222 2.730 2.460 6.436 6.682 6.096 5.953 3.753 3.683 2.343 2.270
\n
Endesa 16.018 18.523 10.045 17.372 26.063 35.895 21.671 20.396 16.202 15.081 5.469 5.315
\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
2023 2022 2023 2022 2023 2022 2023 2022 2023 2022
\n
Societ\u00e0
\n
controllate
\n
Enel
\n
Am\u00e9ricas
\n
13.400 14.696 1.639 1.015 877 221 504 (90) 373 311
\n
Enel Chile
\n
4.678 6.450 996 1.971 748 1.458 456 913 292 545
\n
Endesa
\n
25.423 32.714 839 3.055 595 2.244 402 1.534 193 710
\n

\n\n\n\n\n\n\n

\n\n\n\n\n\n", "dimensions": { "concept": "ifrs-full:DisclosureOfInterestsInOtherEntitiesExplanatory", "language": "it", "entity": "scheme:WOCMU6HCI0OJWNPRZS33", "period": "2023-01-01T00:00:00/2024-01-01T00:00:00" } }, "Tag212": { "value": "\n
37.3 Interessenze di terzi \u2013 Euro 13.354 milioni
\n
Nella tabella seguente viene rappresentata la composizione
\n
delle interessenze di terzi suddivisa per area geografica.
\n
Milioni di euro Patrimonio netto di terzi Risultato del periodo di terzi
\n
al 31.12.2023 al 31.12.2022 al 31.12.2023 al 31.12.2022
\n
Italia - 1 - -
\n
Iberia 5.470 5.321 192 713
\n
America Latina 7.665 7.4 22 666 857
\n
Europa - 328 3 (342)
\n
Nord America 151 218 (39) 10
\n
Africa, Asia e Oceania 68 135 7 -
\n
Totale 13.354 13.425 829 1.238
\n

\n\n\n\n\n\n\n
La variazione delle interessenze di terzi si riferisce princi-
\n
palmente all\u2019effetto dei dividendi distribuiti e della cessione
\n
delle partecipazioni detenute in Romania. Tali effetti sono
\n
stati compensati dai risultati conseguiti, dall\u2019impatto dell\u2019i-
\n
perinflazione e dall\u2019adeguamento di valore degli strumenti
\n
di copertura di cash flow hedge.
\n
Si riporta di seguito l\u2019informativa economico-finanziaria ri-
\n
chiesta dall\u2019IFRS 12 per le societ\u00e0 controllate con interes-
\n
senze di terzi rilevanti.
\n
I dati relativi al 2022 sono stati rideterminati per tenere con-
\n
to degli effetti dell\u2019Amendment allo IAS 12, in vigore suc-
\n
cessivamente al 1\u00b0 gennaio 2023. Per maggiori dettagli si
\n
rimanda alla nota 8 \u201cRideterminazione dei dati comparativi\u201d.
\n
Milioni di euro Attivit\u00e0 non correnti Attivit\u00e0 correnti Totale attivo
\n
al 31.12.2023 al 31.12.2022 al 31.12.2023 al 31.12.2022 al 31.12.2023 al 31.12.2022
\n
Societ\u00e0 controllate
\n
Enel Am\u00e9ricas 27.578 29.635 8.459 5.430 36.037 35.065
\n
Enel Chile 10.810 11.094 1.722 1.541 12.532 12.635
\n
Endesa 43.701 45.125 4.033 11.166 47.7 34 56.291
\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
\n
di terzi
\n
al
\n
31.12.2023
\n
al
\n
31.12.2022
\n
al
\n
31.12.2023
\n
al
\n
31.12.2022
\n
al
\n
31.12.2023
\n
al
\n
31.12.2022
\n
al
\n
31.12.2023
\n
al
\n
31.12.2022
\n
al
\n
31.12.2023
\n
al
\n
31.12.2022
\n
al
\n
31.12.2023
\n
al
\n
31.12.2022
\n
Societ\u00e0
\n
controllate
\n
Enel
\n
Am\u00e9ricas
\n
10.466 11.569 7.314 6.208 17.78 0 17.777 18.257 17. 28 8 12.936 12.136 5.321 5.152
\n
Enel Chile 3.706 4.222 2.730 2.460 6.436 6.682 6.096 5.953 3.753 3.683 2.343 2.270
\n
Endesa 16.018 18.523 10.045 17.372 26.063 35.895 21.671 20.396 16.202 15.081 5.469 5.315
\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
2023 2022 2023 2022 2023 2022 2023 2022 2023 2022
\n
Societ\u00e0
\n
controllate
\n
Enel
\n
Am\u00e9ricas
\n
13.400 14.696 1.639 1.015 877 221 504 (90) 373 311
\n
Enel Chile
\n
4.678 6.450 996 1.971 748 1.458 456 913 292 545
\n
Endesa
\n
25.423 32.714 839 3.055 595 2.244 402 1.534 193 710
\n

\n\n\n\n\n\n", "dimensions": { "concept": "ifrs-full:DisclosureOfSignificantInvestmentsInSubsidiariesExplanatory", "language": "it", "entity": "scheme:WOCMU6HCI0OJWNPRZS33", "period": "2023-01-01T00:00:00/2024-01-01T00:00:00" } }, "Tag213": { "value": "\n
38. Finanziamenti
\n
Milioni di euro Non corrente Corrente
\n
al 31.12.2023 al 31.12.2022 al 31.12.2023 al 31.12.2022
\n
Finanziamenti a lungo termine 61.085 68.191 9.086 2.835
\n
Finanziamenti a breve termine - - 4.769 18.392
\n
Totale 61.085 68.191 13.855 21.227
\n
Per maggiori dettagli sulla natura dei finanziamenti si ri-
\n
manda alla nota 48.2 \u201cPassivit\u00e0 finanziarie per categoria\u201d.
\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) \u2013 Euro 70.171 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
Milioni di euro
\n
Valore
\n
nominale
\n
Saldo
\n
contabile
\n
Quota
\n
corrente
\n
Quota con
\n
scadenza
\n
oltre
\n
i 12 mesi Fair value
\n
Valore
\n
nominale
\n
Saldo
\n
contabile
\n
Quota
\n
corrente
\n
Quota con
\n
scadenza
\n
oltre
\n
i 12 mesi Fair value
\n
Variazione
\n
saldo
\n
contabile
\n
al 31.12.2023 al 31.12.2022
\n
Obbligazioni:
\n
- tasso fisso quotate
\n
29.539 29.163 4.686 24.477 27.885 30.355 29.892 978 28.914 27.468 (729)
\n
- tasso variabile quotate
\n
2.643 2.622 623 1.999 2.641 2.569 2.547 537 2.010 2.473 75
\n
- tasso fisso non quotate
\n
18.336 18.129 1.357 16.772 17.8 42 18.959 18.727 - 18.727 17. 249 (598)
\n
- tasso variabile non
\n
quotate
\n
428 428 97 331 456 525 525 97 428 600 (97)
\n
Totale obbligazioni
\n
50.946 50.342 6.763 43.579 48.824 52.408 51.691 1.612 50.079 47.79 0 (1.349)
\n
Finanziamenti bancari:
\n
- tasso fisso
\n
3.874 3.822 853 2.969 3.746 3.367 3.273 211 3.062 3.021 549
\n
- tasso variabile
\n
12.664 12.629 1.139 11.490 12.892 12.884 12.848 677 12.171 12.570 (219)
\n
- uso linee di credito
\n
revolving
\n
41 41 - 41 41 30 30 2 28 26 11
\n
Totale finanziamenti
\n
bancari
\n
16.579 16.492 1.992 14.500 16.679 16.281 16.151 890 15.261 15.617 341
\n
Leasing:
\n
- tasso fisso
\n
2.852 2.852 256 2.596 2.852 2.630 2.630 251 2.379 2.630 222
\n
- tasso variabile
\n
53 53 12 41 53 42 42 10 32 42 11
\n
Totale leasing
\n
2.905 2.905 268 2.637 2.905 2.672 2.672 261 2.411 2.672 233
\n
Altri finanziamenti non
\n
bancari
\n
(1)
\n
:
\n
- tasso fisso
\n
426 426 63 363 426 504 504 70 434 504 (78)
\n
- tasso variabile
\n
6 6 - 6 6 8 8 2 6 12 (2)
\n
Totale altri finanziamenti
\n
non bancari
\n
432 432 63 369 432 512 512 72 440 516 (80)
\n
Totale finanziamenti a
\n
tasso fisso
\n
55.027 54.392 7. 215 47. 177 52.751 55.815 55.026 1.510 53.516 50.872 (634)
\n
Totale finanziamenti a
\n
tasso variabile
\n
15.835 15.779 1.871 13.908 16.089 16.058 16.000 1.325 14.675 15.723 (221)
\n
TOTALE
\n
70.862 70.171 9.086 61.085 68.840 71.873 71.026 2.835 68.191 66.595 (855)
\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
Finanziamenti a lungo termine (incluse le quote in scadenza nei 12 mesi successivi) per valuta e tasso di interesse
\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 31.12.2023 al 31.12.2022 al 31.12.2023 al 31.12.2022
\n
Euro 35.865 36.166 34.993 35.383 2,5% 2,8% 1,9% 2,1%
\n
Dollaro statunitense 24.601 24.847 26.930 27.209 4,9% 5,2% 4,8% 5,1%
\n
Sterlina inglese 4.612 4.720 4.470 4.610 4,6% 4,8% 4,6% 4,8%
\n
Peso colombiano 1.884 1.888 1.310 1.310 13,5% 13,5% 10,3% 10,3%
\n
Real brasiliano 2.229 2.255 1.899 1.926 10,5% 10,6% 10,0% 10,2%
\n
Franco svizzero 382 382 359 360 1,8% 1,8% 1,8% 1,8%
\n
Peso cileno/UF 510 514 526 531 5,1% 5,2% 5,1% 5,2%
\n
Sol peruviano - - 429 429 5,3% 5,3%
\n
Altre valute 88 90 110 115
\n
Totale valute non euro 34.306 34.696 36.033 36.490
\n
TOTALE 70.171 70.862 71.026 71.873
\n
L\u2019indebitamento finanziario a lungo termine espresso in
\n
divise diverse dall\u2019euro ha sub\u00ecto un decremento di 1.727
\n
milioni di euro, attribuibile principalmente alle movimenta-
\n
zioni del debito in dollari statunitensi.
\n
Movimentazione del valore nozionale dei finanziamenti a lungo termine (incluse le quote in scadenza nei 12 mesi successivi)
\n
Milioni di euro
\n
Valore
\n
nominale Rimborsi
\n
Variaz.
\n
perimetro di
\n
consolid.
\n
Nuove
\n
emissioni Diff. di cambio
\n
Valore
\n
nominale
\n
al 31.12.2022 al 31.12.2023
\n
Obbligazioni 52.408 (2.798) (293) 1.900 (271) 50.946
\n
Finanziamenti 19.465 (3.208) (482) 4.193 (52) 19.916
\n
- di cui leasing 2.672 (406) (36) 677 (2) 2.905
\n
Totale indebitamento finanziario 71.873 (6.006) (775) 6.093 (323) 70.862
\n
Il valore nozionale dell\u2019indebitamento a lungo termine, pari
\n
a 70.862 milioni di euro al 31 dicembre 2023, registra un
\n
decremento di 1.011 milioni di euro rispetto al 31 dicembre
\n
2022; tale diminuzione \u00e8 stata determinata da rimborsi pari
\n
a 6.006 milioni di euro, da variazioni del perimetro di conso-
\n
lidamento per 775 milioni di euro e da variazioni positive dei
\n
cambi pari a 323 milioni di euro, solo parzialmente compen-
\n
sate da nuove emissioni pari a 6.093 milioni di euro.
\n
I rimborsi effettuati nel corso del 2023 sono relativi a pre-
\n
stiti obbligazionari per un importo pari a 2.798 milioni di
\n
euro e a finanziamenti per un importo pari a 3.208 milioni
\n
di euro.
\n
Nello specifico, tra i rimborsi di obbligazioni effettuati nel
\n
corso del 2023 si segnalano:
\n
\u2022
\n
1.250 milioni di dollari statunitensi (equivalenti a 1.132
\n
milioni di euro al 31 dicembre 2023), relativi a un pre-
\n
stito obbligazionario ibrido di Enel SpA oggetto di ten-
\n
der offer parziale nei primi mesi del 2023 e rimborsato
\n
completamente nel mese di settembre 2023;
\n
\u2022
\n
100 milioni di euro relativi a un prestito obbligazionario
\n
a tasso variabile emesso da Enel Finance International,
\n
scaduto a febbraio 2023;
\n
\u2022
\n
290.130 milioni di pesos colombiani (equivalenti a 68
\n
milioni di euro al 31 dicembre 2023) relativi a un pre-
\n
stito obbligazionario a tasso variabile emesso da Enel
\n
Colombia, scaduto a febbraio 2023;
\n
\u2022
\n
280.000 milioni di pesos colombiani (equivalenti a 65
\n
milioni di euro al 31 dicembre 2023) relativi a un prestito
\n
obbligazionario a tasso fisso emesso da Enel Colombia,
\n
scaduto a marzo 2023;
\n
\u2022
\n
50 milioni di euro relativi a un prestito obbligazionario
\n
a tasso variabile emesso da Enel Finance International,
\n
scaduto a marzo 2023;
\n
\u2022
\n
585 milioni di euro relativi a un prestito obbligazionario
\n
a tasso fisso emesso da Enel Finance International, sca-
\n
duto ad aprile 2023;
\n
\u2022
\n
305 milioni di real brasiliani (equivalenti a 57 milioni di
\n
euro al 31 dicembre 2023) relativi a un prestito obbliga-
\n
\n\n
\n\n

\n\n
zionario a tasso variabile emesso da Enel Distribui\u00e7\u00e3o
\n
S\u00e3o Paulo, scaduto ad aprile 2023;
\n
\u2022
\n
300 milioni di euro relativi a un prestito obbligazionario
\n
a tasso fisso emesso da Enel Finance International, sca-
\n
duto a settembre 2023;
\n
\u2022
\n
698 milioni di real brasiliani (equivalenti a 130 milioni di
\n
euro al 31 dicembre 2023) relativi a un prestito obbli-
\n
gazionario amortizing a tasso variabile emesso da Enel
\n
Distribui\u00e7\u00e3o S\u00e3o Paulo, scaduto a settembre 2023.
\n
Tra i principali rimborsi dei finanziamenti effettuati nell\u2019e-
\n
sercizio si evidenziano:
\n
\u2022
\n
200 milioni di euro relativi a linee di credito revolving a
\n
tasso variabile di Enel SpA;
\n
\u2022
\n
367 milioni di euro relativi a finanziamenti sostenibili da
\n
parte delle societ\u00e0 italiane del Gruppo;
\n
\u2022
\n
1.493 milioni di euro relativi a finanziamenti di Endesa,
\n
di cui 452 milioni di euro relativi a finanziamenti soste-
\n
nibili;
\n
\u2022
\n
un controvalore di 322 milioni di euro relativo a societ\u00e0
\n
sudamericane.
\n
Le emissioni effettuate nel corso del 2023 sono relative a
\n
prestiti obbligazionari per un importo di 1.900 milioni di
\n
euro e a finanziamenti per 4.193 milioni di euro.
\n
Di seguito le caratteristiche principali delle operazioni fi-
\n
nanziarie effettuate nel corso del 2023 e convertite in euro
\n
al cambio del 29 dicembre 2023.
\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 20.02.2023 750 EUR 4,00% Tasso fisso 20.02.2031
\n
Enel Finance International 20.02.2023 750 EUR 4,50% Tasso fisso 20.02.2043
\n
Enel Distribui\u00e7\u00e3o Cear\u00e1 11.01.2023 177 BRL CDI + 1,48% Tasso variabile 11.01.2026
\n
Enel Distribui\u00e7\u00e3o Cear\u00e1 11.05.2023 93 BRL CDI + 1,65% Tasso variabile 15.05.2024
\n
Enel Distribui\u00e7\u00e3o Cear\u00e1 26.06.2023 121 BRL CDI + 1,65% Tasso variabile 28.06.2024
\n
Totale obbligazioni 1.891
\n
Finanziamenti bancari
\n
Enel SpA 24.07.2023 200 EUR Euribor 3M + 0,35% Tasso variabile 03.05.2024
\n
e-distribuzione 20.10.2023 500 EUR Euribor 6M + 0,55% Tasso variabile 20.10.2038
\n
Enel X Way Italia 07.08.2023 70 EUR Euribor 6M + 0,56% Tasso variabile 09.08.2038
\n
Enel Italia 15.06.2023 60 EUR Euribor 6M + 0,56% Tasso variabile 15.06.2038
\n
Enel Finance America 04.04.2023 335 USD SOFR 6M CPM + 1,22% Tasso variabile 15.05.2034
\n
Endesa 30.04.2023 50 EUR 0,26% Tasso fisso 31.07.2028
\n
Endesa 03.05.2023 425 EUR 4,18% Tasso fisso 03.05.2028
\n
Endesa 04.05.2023 75 EUR 3,98% Tasso fisso 04.05.2028
\n
Endesa 05.05.2023 125 EUR 4,63% Tasso fisso 05.05.2028
\n
Endesa 03.07.2023 300 EUR Euribor 6M + 0,80% Tasso variabile 28.06.2035
\n
Endesa 21.12.2023 400 EUR Euribor 6M + 0,72% Tasso variabile 21.12.2028
\n
Enel Chile 13.04.2023 68 USD SOFR 1M + 1,33% Tasso variabile 26.06.2024
\n
Enel Chile 21.07.2023 72 USD 5,46% Tasso fisso 21.07.2038
\n
Enel Chile 20.12.2023 74 USD 5,62% Tasso fisso 21.12.2038
\n
Enel Distribui\u00e7\u00e3o S\u00e3o
\n
Paulo
\n
20.04.2023 50 USD 4,38% Tasso fisso 20.04.2038
\n
Enel Colombia 12.04.2023 160 COP IBR O/N 3M + 3,7% Tasso variabile 12.04.2028
\n
Enel Colombia 30.11.2023 283 COP IBR O/N 3M + 3,1% Tasso variabile 15.10.2031
\n
Enel Colombia 21.12.2023 70 COP IBR 3M + 3,85% Tasso variabile 21.12.2027
\n
Totale finanziamenti bancari 3.317
\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 31.12.2023 al 31.12.2022
\n
Struttura iniziale
\n
del debito
\n
Impatto
\n
copertura
\n
del debito
\n
Struttura del debito
\n
dopo la copertura
\n
Struttura iniziale
\n
del debito
\n
Impatto
\n
copertura
\n
del debito
\n
Struttura del debito
\n
dopo la copertura
\n
Saldo
\n
contabile
\n
Valore
\n
nominale %
\n
Saldo
\n
contabile
\n
Valore
\n
nominale %
\n
Euro 35.865 36.166 51,0% 21.862 58.028 81,9% 34.993 35.383 49,2% 23.473 58.856 81,9%
\n
Dollaro statunitense 24.601 24.847 35,1% (17.850) 6.997 9,9% 26.930 27.209 37,9% (19.759) 7.45 0 10,4%
\n
Sterlina inglese 4.612 4.720 6,7% (4.720) - - 4.470 4.610 6,4% (4.610) - -
\n
Peso colombiano 1.884 1.888 2,7% - 1.888 2,7% 1.310 1.310 1,8% - 1.310 1,8%
\n
Real brasiliano 2.229 2.255 3,2% 1.047 3.302 4,7% 1.899 1.926 2,7% 1.205 3.131 4,4%
\n
Franco svizzero 382 382 0,5% (382) - - 359 360 0,5% (360) - -
\n
Peso cileno/UF 510 514 0,7% - 514 0,7% 526 531 0,7% - 531 0,7%
\n
Sol peruviano - - - - - - 429 429 0,6% - 429 0,6%
\n
Altre valute 88 90 0,1% 43 133 0,2% 110 115 0,2% 51 166 0,2%
\n
Totale valute non
\n
euro
\n
34.306 34.696 49,0% (21.862) 12.834 18,1% 36.033 36.490 50,8% (23.473) 13.017 18,1%
\n
TOTALE 70.171 70.862 100,0% - 70.862 100,0% 71.026 71.873 100,0% - 71.873 100,0%
\n
L\u2019ammontare dell\u2019indebitamento a tasso variabile che non
\n
\u00e8 oggetto di copertura del rischio di tasso di interesse
\n
rappresenta il principale elemento di rischio a causa del
\n
potenziale impatto negativo sul Conto economico, in ter-
\n
mini di maggiori oneri finanziari, nel caso di un eventuale
\n
aumento del livello dei tassi di interesse di mercato.
\n
Milioni di euro 2023 2022
\n
Valore nominale
\n
ante copertura %
\n
Valore nominale
\n
post-copertura %
\n
Valore nominale
\n
ante copertura %
\n
Valore nominale
\n
post-copertura %
\n
Tasso variabile 20.604 27, 2% 17. 241 22,8% 34.450 38,2% 31.353 34,7%
\n
Tasso fisso 55.027 72,8% 58.389 77,2% 55.815 61,8% 58.912 65,3%
\n
Totale 75.631 75.630 90.265 90.265
\n
Al 31 dicembre 2023 il 27,2% del valore nominale di finan-
\n
ziamenti a lungo e a breve termine \u00e8 espresso a tassi va-
\n
riabili (38,2% al 31 dicembre 2022). Tenuto conto delle ope-
\n
razioni di copertura dal rischio tasso di interesse in hedge
\n
accounting, risultate efficaci in base a quanto previsto da-
\n
gli IFRS-EU, l\u2019esposizione al rischio tasso di interesse al 31
\n
dicembre 2023 risulta pari al 22,8% del valore nominale di
\n
finanziamenti a lungo e a breve termine (34,7% al 31 dicem-
\n
bre 2022). Tali risultati sono in linea con i limiti stabiliti nelle
\n
policy di risk management.
\n
Indebitamento finanziario a lungo termine - Principali
\n
covenant
\n
I principali debiti finanziari a lungo termine del Gruppo con-
\n
tengono i covenant tipici della prassi internazionale. Tali in-
\n
debitamenti sono rappresentati, in particolare, dalle emis-
\n
sioni obbligazionarie effettuate nell\u2019ambito dei programmi
\n
di Global/Euro Medium Term Notes, dalle emissioni di stru-
\n
menti obbligazionari non convertibili, subordinati ibridi (i c.d.
\n
\u201cBond Ibridi\u201d) e dai finanziamenti concessi dalle banche e da
\n
altri istituti finanziari (tra cui la Banca Europea per gli Investi-
\n
menti 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
\n
NV, garantiti da Enel SpA, utilizzati per finanziare i c.d. \u201celi-
\n
gible 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
\n
clausole di \u201cnegative pledge\u201d, in base alle quali l\u2019emittente
\n
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

\n\n\n\n

\n\n\n\n

\n\n
\n
nanziari, a meno che gli stessi vincoli non siano estesi
\n
pariteticamente o pro quota ai prestiti obbligazionari in
\n
questione;
\n
\u2022
\n
clausole di \u201cpari passu\u201d, in base alle quali i titoli obbliga-
\n
zionari e le relative garanzie costituiscono diretto, incon-
\n
dizionato 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
\n
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 rimbor-
\n
so solo in caso di scioglimento o liquidazione della Societ\u00e0,
\n
possono essere riassunti come segue:
\n
\u2022
\n
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 strumenti
\n
di \u201cequity\u201d;
\n
\u2022
\n
divieto di fusione con un\u2019altra societ\u00e0 e divieto di vendita
\n
o locazione di tutti o di una parte sostanziale dei propri
\n
asset a un\u2019altra societ\u00e0, a meno che quest\u2019ultima non su-
\n
bentri in tutte le obbligazioni in essere dell\u2019emittente.
\n
I principali covenant previsti nei contratti di finanziamento
\n
di Enel SpA ed Enel Finance International NV e delle altre
\n
societ\u00e0 del Gruppo, inclusi i \u201cSustainability-Linked Loan\u201d
\n
facility agreement sottoscritti da Enel SpA, possono essere
\n
riassunti come segue
\n
(52)
\n
:
\n
\u2022
\n
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
\n
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
\n
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
\n
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
\n
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
\n
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
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 in
\n
considerazione prevedono gli \u201cevents of default\u201d tipici della
\n
prassi internazionale, quali, per esempio, insolvenza, proce-
\n
dure concorsuali e cessazione dell\u2019attivit\u00e0 d\u2019impresa.
\n
Inoltre, si precisa che le garanzie rilasciate da Enel nell\u2019inte-
\n
resse di e-distribuzione SpA, in relazione ad alcuni contratti
\n
di finanziamento stipulati tra la stessa e-distribuzione SpA
\n
e Cassa Depositi e Prestiti SpA, prevedono che, al termine
\n
di ogni periodo semestrale di misurazione, l\u2019indebitamento
\n
finanziario netto consolidato di Enel non ecceda 4,5 volte
\n
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 Genera-
\n
ci\u00f3n Chile SA) contiene i covenant e gli \u201cevents of default\u201d
\n
tipici della prassi internazionale.
\n
(52) Si fa presente che il finanziamento sustainability-linked sottoscritto il 30 settembre 2022 da Enel Finance America LLC in qualit\u00e0 di prenditore e da Enel SpA
\n
(in qualit\u00e0 di garante) con EKF Denmark\u2019s Export Credit Agency e Citi prevede alcuni impegni aggiuntivi, quali:
\n
\u2022 una clausola di \u201cdanno reputazionale\u201d, in base alla quale la banca finanziatrice pu\u00f2 richiedere la cancellazione dell\u2019impegno finanziario da essa assunto e il
\n
pagamento anticipato delle somme erogate, qualora si verifichi un danno accertato alla reputazione propria o di altri soggetti in conseguenza di sostanziali
\n
violazioni di talune normative;
\n
\u2022 l\u2019impegno, anche del garante, ad assicurare il rispetto di determinate normative e standard ambientali e sociali.
\n

\n\n\n\n

\n\n\n\n

\n\n
\n
48.3.2 Finanziamenti a breve termine \u2013 Euro 4.769
\n
milioni
\n
Al 31 dicembre 2023 i finanziamenti a breve termine am-
\n
montano complessivamente a 4.769 milioni di euro, regi-
\n
strando un decremento di 13.623 milioni di euro rispetto
\n
al 31 dicembre 2022, e sono dettagliati nella tabella che
\n
segue:
\n
Milioni di euro
\n
al 31.12.2023 al 31.12.2022 2023-2022
\n
Debiti verso banche a breve termine 393 1.320 (927)
\n
Commercial paper 2.499 13.838 (11.339)
\n
Cash collateral e altri finanziamenti su derivati 1.383 1.513 (130)
\n
Altri finanziamenti a breve termine
\n
(1)
\n
494 1.721 (1.227)
\n
Totale finanziamenti a breve termine 4.769 18.392 (13.623)
\n
(1) Non include debiti finanziari correnti ricompresi nelle \u201cAltre passivit\u00e0 finanziarie correnti\u201d inclusi nell\u2019indebitamento finanziario a breve termine.
\n
I debiti rappresentati da commercial paper, pari a 2.499
\n
milioni di euro, si riferiscono alle emissioni in capo a Enel
\n
Finance International ed Enel Finance America.
\n
Tra i programmi di commercial paper si segnalano:
\n
\u2022
\n
8.000 milioni di euro di Enel Finance International;
\n
\u2022
\n
5.000 milioni di euro di Endesa;
\n
\u2022
\n
5.000 milioni di dollari statunitensi, equivalenti a 4.526 mi-
\n
lioni di euro al 31 dicembre 2023, di Enel Finance America.
\n
Al 31 dicembre 2023 l\u2019intero ammontare delle commercial
\n
paper, pari a 2.499 milioni di euro, \u00e8 legato a obiettivi di so-
\n
stenibilit\u00e0.
\n
La finanza sustainability-linked secondo Enel
\n
Le nuove emissioni obbligazionarie sustainability-linked,
\n
unitamente a tutte le operazioni di finanza sostenibile
\n
strutturate dell'ultimo anno, hanno consentito di raggiun-
\n
gere a fine 2023 un rapporto tra fonti di finanziamento
\n
sostenibili e debito lordo complessivo del Gruppo pari al
\n
64%, con l\u2019obiettivo di raggiungere circa il 70% nel 2026.
\n
Di seguito si riportano i KPI e i target inclusi nell\u2019ultimo
\n
aggiornamento del \u201cSustainability-Linked Financing Fra-
\n
mework\u201d di Enel, pubblicato a gennaio 2024.
\n
KPI
\n
Valore
\n
consuntivato Sustainability Performance Targets (SPT)
\n
2023 2023 2024 2025 2026 2030 2040
\n
Intensit\u00e0 delle emissioni di GHG Scope 1 relative alla produzione di
\n
energia elettrica (gCO
\n
2eq
\n
/kWh)
\n
160 148 140 130 125 72 0
\n
Intensit\u00e0 delle emissioni di GHG Scope 1 e 3 relative all\u2019Integrated
\n
Power (gCO
\n
2eq
\n
/kWh)
\n
168 135 135 73 0
\n
Emissioni assolute di GHG Scope 3 relative al Gas Retail (MtCO
\n
2eq
\n
) 16,8 20,9 20,0 11,4 0
\n
Percentuale di capacit\u00e0 installata rinnovabile (%) 68,2 65 69 73 74 80 100
\n
Percentuale di Capex allineata alla tassonomia dell\u2019UE (%) 84,8
\n
>80%
\n
(2023-
\n
2025)
\n
(53)
\n
>80%
\n
(2024-
\n
2026)
\n
(54)
\n
L\u2019andamento degli indicatori riportati in tabella \u00e8 periodi-
\n
camente riscontrato da un verificatore esterno.
\n
La guerra in Ucraina e le conseguenti restrizioni alle im-
\n
portazioni di gas dalla Russia nell\u2019UE, che hanno causato
\n
una diminuzione della disponibilit\u00e0 di gas accompagnata
\n
da un\u2019impennata dei prezzi all'ingrosso dell\u2019elettricit\u00e0 e del
\n
gas con gravi effetti per le famiglie e le imprese, hanno
\n
indotto i Governi dell'UE ad attuare una serie di risposte
\n
politiche per mitigare l\u2019impatto dell\u2019aumento dei costi e
\n
garantire la stabilit\u00e0 del sistema energetico.
\n
Nonostante tali misure regolatorie, il Gruppo \u00e8 riuscito a
\n
ridurre le emissioni dirette e indirette di gas serra lungo
\n
l\u2019intera catena del valore del 26,3% complessivamente,
\n
rispetto all\u2019anno precedente. Inoltre, il Gruppo ha anche
\n
ridotto l\u2019intensit\u00e0 delle emissioni GHG di Scope 1 relative
\n
alla produzione di energia elettrica di oltre il 30,6%, pas-
\n
sando da 229 gCO
\n
2eq
\n
/kWh nel 2022 a 160 gCO
\n
2eq
\n
/kWh nel
\n
2023. Tale riduzione \u00e8 il risultato di un aumento del 12,9%
\n
(53) SPT con periodo di osservazione cumulato 2023-2025.
\n
(54) SPT con periodo di osservazione cumulato 2024-2026.
\n

\n\n\n\n

\n\n\n\n

\n\n
della produzione consolidata da fonti rinnovabili e di una
\n
riduzione del 37,5% della produzione consolidata da fonte
\n
termoelettrica, rispetto al 2022, come conseguenza della
\n
strategia del Gruppo di spostare il proprio portafoglio di
\n
mix energetico verso le fonti rinnovabili e di avanzare nel
\n
processo di decarbonizzazione.
\n
Si segnala, per\u00f2, che a causa della crisi senza precedenti
\n
che il sistema energetico europeo ha affrontato nel 2022 e
\n
nel 2023, la riduzione delle emissioni del Gruppo effettuata
\n
nel 2023 non \u00e8 stata sufficiente a raggiungere il target di
\n
intensit\u00e0 delle emissioni GHG di Scope 1 relative alla gene-
\n
razione di energia elettrica fissato per il 2023 e annunciato
\n
in occasione del Capital Markets Day tenutosi a novembre
\n
2020 per il lancio del Piano Strategico 2021-2023. A causa
\n
della crisi energetica, l\u2019intensit\u00e0 si \u00e8 attestata su un valore
\n
leggermente superiore al target di 148 gCO2eq/kWh. In
\n
assenza del suddetto effetto, Enel sarebbe stata in grado
\n
di raggiungere un livello di intensit\u00e0 di emissioni ben al di
\n
sotto del target di 148 gCO
\n
2eq
\n
/kWh.
\n
Di conseguenza, gli strumenti sustainability-linked del
\n
Gruppo che fissano il target Scope 1 di intensit\u00e0 di gene-
\n
razione di energia elettrica a 148 gCO
\n
2eq
\n
/kWh per il 2023
\n
saranno soggetti a un aumento del relativo margine.
\n

\n\n\n\n

\n\n\n", "dimensions": { "concept": "ifrs-full:DisclosureOfBorrowingsExplanatory", "language": "it", "entity": "scheme:WOCMU6HCI0OJWNPRZS33", "period": "2023-01-01T00:00:00/2024-01-01T00:00:00" } }, "Tag201": { "value": "\n
39. Benef\u00edci ai dipendenti \u2013 Euro 2.320 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
\n
la voce \u201cBenef\u00edci pensionistici\u201d accoglie, per quanto ri-
\n
guarda l\u2019Italia, la stima degli accantonamenti destinati
\n
a coprire i benef\u00edci relativi al trattamento di previden-
\n
za integrativa dei dirigenti in quiescenza e le indennit\u00e0
\n
spettanti al personale, in forza di legge o di contratto,
\n
al momento della cessazione del rapporto di lavoro.
\n
Per quanto riguarda le societ\u00e0 estere tale voce si ri-
\n
ferisce invece ai benef\u00edci dovuti successivamente alla
\n
conclusione del rapporto di lavoro, tra cui si segnala-
\n
no per significativit\u00e0 i piani per benef\u00edci pensionistici di
\n
Endesa, in Spagna, che si distinguono in tre tipologie
\n
diverse a seconda dell\u2019anzianit\u00e0 del dipendente e del-
\n
la sua provenienza. In generale, a seguito dell\u2019accordo
\n
quadro del 25 ottobre 2000, i dipendenti partecipano a
\n
un piano dedicato a contribuzione definita per le pre-
\n
stazioni pensionistiche e a un piano a benef\u00edci defini-
\n
ti per quanto riguarda i casi di invalidit\u00e0 e di morte di
\n
dipendenti in servizio, per la copertura dei quali sono
\n
operanti idonee polizze assicurative. Si aggiungono,
\n
poi, due piani diversi e a numero chiuso (i) per i dipen-
\n
denti Endesa, in servizio e non, per i quali si applicava
\n
il contratto collettivo dei lavoratori del settore elettrico
\n
ante\u00a0modifica dell\u2019accordo quadro sopra citato e (ii) per
\n
i dipendenti provenienti dalle societ\u00e0 catalane incorpo-
\n
rate in passato (Fecsa/Enher/HidroEmpord\u00e0). Entrambi
\n
i piani sono a benef\u00edci definiti e le prestazioni previste
\n
sono integralmente assicurate, eccezion fatta nel primo
\n
per le prestazioni in caso di morte di personale gi\u00e0 in
\n
pensione. Infine, sono presenti alcuni piani pensionistici
\n
a benef\u00edci definiti in vigore presso le societ\u00e0 che ope-
\n
rano in Brasile;
\n
\u2022
\n
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
\n
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
\n
la voce \u201cAltri benef\u00edci\u201d accoglie principalmente premi
\n
fedelt\u00e0, diffusi in vari Paesi e che per quanto riguarda l\u2019I-
\n
talia sono relativi alla stima degli oneri destinati alla co-
\n
pertura del beneficio che spetta al personale cui viene
\n
applicato il CCNL elettrico, al raggiungimento di deter-
\n
minati requisiti di anzianit\u00e0 in azienda (25\u00b0 e 35\u00b0 anno di
\n
servizio), nonch\u00e9 altri piani di incentivazione che preve-
\n
dono l\u2019assegnazione, in favore di alcuni dirigenti della
\n
Societ\u00e0, del diritto a un controvalore monetario, a titolo
\n
di premio, 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 2023 e al 31 dicembre 2022
\n
nonch\u00e9 la riconciliazione di tale passivit\u00e0 con la passivit\u00e0
\n
attuariale.
\n
\n\n
Milioni di euro\u00a02023\u00a02022
\n
Benef\u00edci
\n
pensionistici
\n
Sconto
\n
energia
\n
Piani
\n
medici
\n
Altri
\n
benef\u00edci\u00a0Totale
\n
Benef\u00edci
\n
pensionistici
\n
Sconto
\n
energia
\n
Piani
\n
medici
\n
Altri
\n
benef\u00edci\u00a0Totale
\n
VARIAZIONI NELLA PASSIVIT\u00c0
\n
ATTUARIALE
\n
Variazione passivit\u00e0 attuariale
\n
esercizio precedente
\n
Passivit\u00e0 attuariale a inizio\u00a0
\n
esercizio
\n
3.765\u00a0224\u00a0162\u00a0118\u00a04.269\u00a04.240\u00a0410\u00a0206\u00a0190\u00a05.046
\n
Costo normale\u00a09\u00a01\u00a03\u00a0(1)\u00a012\u00a013\u00a01\u00a05\u00a013\u00a032
\n
Oneri finanziari\u00a0336\u00a08\u00a09\u00a04\u00a0357\u00a0320\u00a07\u00a08\u00a05\u00a0340
\n
(Utili)/Perdite da cambiamenti
\n
nelle assunzioni demografiche
\n
-\u00a0-\u00a0-\u00a02\u00a02\u00a0-\u00a0-\u00a0-\u00a0-\u00a0-
\n
(Utili)/Perdite da cambiamenti
\n
nelle assunzioni finanziarie
\n
224\u00a08\u00a06\u00a03\u00a0241\u00a0(533)\u00a0(93)\u00a0(38)\u00a0(18)\u00a0(682)
\n
(Utili)/Perdite derivanti
\n
dall\u2019esperienza
\n
(43)\u00a0(12)\u00a06\u00a01\u00a0(48)\u00a0119\u00a0(80)\u00a08\u00a01\u00a048
\n
Costo relativo a prestazioni di
\n
lavoro passate
\n
-\u00a0-\u00a0-\u00a0-\u00a0-\u00a0(3)\u00a0-\u00a0-\u00a0-\u00a0(3)
\n
(Utili)/Perdite derivanti da
\n
settlement
\n
-\u00a0-\u00a0-\u00a0-\u00a0-\u00a0(163)\u00a0-\u00a0-\u00a0-\u00a0(163)
\n
(Utili)/Perdite su cambi\u00a0145\u00a01\u00a04\u00a0(4)\u00a0146\u00a0335\u00a0-\u00a06\u00a0(1)\u00a0340
\n
Contributi versati dalla Societ\u00e0\u00a0-\u00a0-\u00a0-\u00a0-\u00a0-\u00a0-\u00a0-\u00a0-\u00a0-\u00a0-
\n
Contributi versati dal
\n
dipendente
\n
-\u00a0-\u00a0-\u00a0-\u00a0-\u00a0-\u00a0-\u00a0-\u00a0-\u00a0-
\n
Erogazioni\u00a0(393)\u00a0(14)\u00a0(14)\u00a0(17)\u00a0(438)\u00a0(470)\u00a0(15)\u00a0(13)\u00a0(44)\u00a0(542)
\n
Altri movimenti\u00a0-\u00a0-\u00a0-\u00a0-\u00a0-\u00a0-\u00a0-\u00a0-\u00a0(6)\u00a0(6)
\n
Riclassifica nell\u2019attivo di bilancio\u00a041\u00a0-\u00a0-\u00a0-\u00a041\u00a08\u00a0-\u00a0-\u00a0-\u00a08
\n
Variazioni nell\u2019area di
\n
consolidamento/passivit\u00e0
\n
classificata per la vendita
\n
1\u00a0-\u00a0-\u00a0(4)\u00a0(3)\u00a0(101)\u00a0(6)\u00a0(20)\u00a0(22)\u00a0(149)
\n
Passivit\u00e0 attuariale a fine\u00a0
\n
esercizio (A)
\n
4.085\u00a0216\u00a0176\u00a0102\u00a04.579\u00a03.765\u00a0224\u00a0162\u00a0118\u00a04.269
\n
VARIAZIONI NELLE ATTIVIT\u00c0
\n
AL SERVIZIO DEI PIANI
\n
Fair value dei plan asset a inizio
\n
esercizio
\n
2.124\u00a0-\u00a0-\u00a0-\u00a02.124\u00a02.348\u00a0-\u00a0-\u00a0-\u00a02.348
\n
Proventi finanziari\u00a0200\u00a0-\u00a0-\u00a0-\u00a0200\u00a0193\u00a0-\u00a0-\u00a0-\u00a0193
\n
Rendimento atteso delle attivit\u00e0
\n
a servizio dei piani escluso
\n
quanto riportato nei proventi
\n
finanziari
\n
(52)\u00a0-\u00a0-\u00a0-\u00a0(52)\u00a0(184)\u00a0-\u00a0-\u00a0-\u00a0(184)
\n
(Utili)/Perdite su cambi\u00a089\u00a0-\u00a0-\u00a0-\u00a089\u00a0213\u00a0-\u00a0-\u00a0-\u00a0213
\n
Contributi versati dalla Societ\u00e0\u00a0331\u00a014\u00a014\u00a011\u00a0370\u00a0286\u00a015\u00a013\u00a022\u00a0336
\n
Contributi versati dal
\n
dipendente
\n
-\u00a0-\u00a0-\u00a0-\u00a0-\u00a0-\u00a0-\u00a0-\u00a0-\u00a0-
\n
Erogazioni\u00a0(393)\u00a0(14)\u00a0(14)\u00a0(11)\u00a0(432)\u00a0(470)\u00a0(15)\u00a0(13)\u00a0(22)\u00a0(520)
\n
Altri pagamenti\u00a0-\u00a0-\u00a0-\u00a0-\u00a0-\u00a0(163)\u00a0-\u00a0-\u00a0-\u00a0(163)
\n
Variazioni nell\u2019area di
\n
consolidamento
\n
-\u00a0-\u00a0-\u00a0-\u00a0-\u00a0(99)\u00a0-\u00a0-\u00a0-\u00a0(99)
\n
Fair value dei plan asset a fine
\n
esercizio (B)
\n
2.299\u00a0-\u00a0-\u00a0-\u00a02.299\u00a02.124\u00a0-\u00a0-\u00a0-\u00a02.124
\n
EFFETTO DELL\u2019ASSET CEILING
\n
Asset ceiling a inizio esercizio\u00a057\u00a0-\u00a0-\u00a0-\u00a057\u00a026\u00a0-\u00a0-\u00a0-\u00a026
\n
Proventi finanziari\u00a06\u00a0-\u00a0-\u00a0-\u00a06\u00a02\u00a0-\u00a0-\u00a0-\u00a02
\n
Cambi nell\u2019asset ceiling\u00a0(26)\u00a0-\u00a0-\u00a0-\u00a0(26)\u00a027\u00a0-\u00a0-\u00a0-\u00a027
\n
(Utili)/Perdite su cambi\u00a03\u00a0-\u00a0-\u00a0-\u00a03\u00a02\u00a0-\u00a0-\u00a0-\u00a02
\n
Variazioni nell\u2019area di
\n
consolidamento
\n
-\u00a0-\u00a0-\u00a0-\u00a0-\u00a0-\u00a0-\u00a0-\u00a0-\u00a0-
\n
Asset ceiling a fine esercizio (C)\u00a040\u00a0-\u00a0-\u00a0-\u00a040\u00a057\u00a0-\u00a0-\u00a0-\u00a057
\n
Passivit\u00e0 riconosciuta in
\n
bilancio (A-B+C)
\n
1.826\u00a0216\u00a0176\u00a0102\u00a02.320\u00a01.698\u00a0224\u00a0162\u00a0118\u00a02.202
\n
\n\n
La passivit\u00e0 riconosciuta in bilancio si attesta, per il 2023, a
\n
2.320 milioni di euro, un aumento di 118 milioni di euro ri-
\n
spetto al 2022 che risente in particolare degli adeguamenti
\n
di valore connessi ai cambiamenti di assunzioni finanziarie
\n
a seguito del generale andamento al ribasso dei tassi di
\n
interesse (tassi di attualizzazione e di inflazione). Oltre alla
\n
normale movimentazione annuale, si registra nel 2023 la
\n
riclassifica a possedute per la vendita delle passivit\u00e0 at-
\n
tuariali di Enel Generaci\u00f3n Per\u00fa SAA e di Enel Distribuci\u00f3n
\n
Per\u00fa SAA in Per\u00f9. Inoltre, in Spagna, la valutazione attua-
\n
riale di un piano di Asociaci\u00f3n Nuclear Asc\u00f3-Vandell\u00f3s II
\n
AIE, \u00e8 risultata in attivo rispetto alla obbligazione assunta
\n
dalla societ\u00e0 e per questo motivo \u00e8 stata riclassificata in
\n
una apposita voce dell\u2019attivo dello Stato patrimoniale.
\n
Milioni di euro
\n
2023\u00a02022
\n
(Utili)/Perdite a Conto economico
\n
Costo normale e costo relativo a prestazioni di lavoro passate\u00a017\u00a022
\n
Oneri finanziari netti\u00a0163\u00a0149
\n
(Utili)/Perdite derivanti da settlement\u00a0-\u00a0-
\n
(Utili)/Perdite derivanti da altri benef\u00edci a lungo termine\u00a0(5)\u00a07
\n
Altri movimenti\u00a05\u00a0(20)
\n
Totale\u00a0180\u00a0158
\n
Milioni di euro
\n
2023\u00a02022
\n
Variazione negli (utili)/perdite in OCI
\n
Rendimento atteso delle attivit\u00e0 a servizio dei piani escluso quanto riportato
\n
nei proventi finanziari
\n
52\u00a0184
\n
(Utili)/Perdite su piani a benef\u00edci definiti\u00a0190\u00a0(614)
\n
Variazioni nell\u2019asset ceiling escluso quanto riportato nei proventi finanziari\u00a0(26)\u00a027
\n
Altri movimenti\u00a01\u00a0-
\n
Totale\u00a0217\u00a0(403)
\n
La variazione nel costo rilevato a Conto economico \u00e8 pari
\n
a 22 milioni di euro. L\u2019impatto a Conto economico risulta
\n
quindi in aumento ma sostanzialmente in linea con quanto
\n
registrato nel 2022.
\n
La passivit\u00e0 riconosciuta in bilancio a fine esercizio \u00e8
\n
esposta al netto del fair value delle attivit\u00e0 a servizio dei
\n
piani, pari a 2.299 milioni di euro al 31 dicembre 2023. La
\n
voce \u201c(Utili)/Perdite su piani a benef\u00edci definiti\u201d risulta in
\n
aumento rispetto lo scorso anno, a seguito, come detto,
\n
della diminuzione dei tassi di interesse, rispetto al loro for-
\n
te aumento registrato nel 2022.
\n
La composizione di tali attivit\u00e0, totalmente concentrata in
\n
Spagna e Brasile, \u00e8 sintetizzabile come di seguito riportato.
\n
%\u00a02023\u00a02022
\n
Investimenti quotati in mercati attivi
\n
Azioni\u00a04\u00a010
\n
Titoli a reddito fisso\u00a073\u00a066
\n
Investimenti immobiliari\u00a03\u00a03
\n
Altro\u00a020\u00a021
\n
Investimenti non quotati
\n
Asset detenuti da compagnie assicurative\u00a0-\u00a0-
\n
Altro\u00a0-\u00a0-
\n
Totale\u00a0100\u00a0100
\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\u00a0Iberia
\n
America
\n
Latina\u00a0Altri Paesi\u00a0Italia\u00a0Iberia
\n
America
\n
Latina\u00a0Altri Paesi
\n
2023\u00a02022
\n
Tasso di attualizzazione\u00a03,30%-3,40%\u00a03,14%-3,47%\u00a05,31%-10,09%\u00a07,20%\u00a03,60%-3,70%\u00a03,57%-3,77%\u00a05,40%-10,40%\u00a03,75%-7,65%
\n
Tasso di inflazione\u00a02,30%\u00a02,57%\u00a03,00%-7,58%\u00a02,30%\u00a02,78%\u00a03,00%-8,00%\u00a02,40%-3,50%
\n
Tasso di incremento delle
\n
retribuzioni
\n
2,30%-4,30%\u00a02,57%\u00a04,55%-10,00%\u00a010,00%\u00a02,30%-4,30%\u00a02,78%\u00a03,80%-8,49%\u00a0\u00a03,00%-10,00%
\n
Tasso di incremento costo
\n
spese sanitarie
\n
3,30%\u00a04,77%\u00a07,63%-10,00%\u00a03,30%\u00a04,98%\u00a07,12%-10,00%\u00a0-
\n
Tasso di rendimento atteso
\n
delle attivit\u00e0 al servizio del
\n
piano
\n
-\u00a03,22%-3,31%\u00a09,99%-10,09%\u00a0-\u00a03,76%-3,77%\u00a010,40%\u00a07,40%
\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\u2019e-
\n
sercizio, di ciascuna singola ipotesi attuariale rilevante
\n
adottata nella stima della gi\u00e0 menzionata 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\u00a0Piani medici
\n
Altri
\n
benef\u00edci
\n
al 31.12.2023\u00a0al 31.12.2022
\n
Decremento 0,5% tasso di
\n
attualizzazione
\n
147\u00a08\u00a05\u00a0(6)\u00a0185\u00a02\u00a06\u00a0(17)
\n
Incremento 0,5% tasso di
\n
attualizzazione
\n
(188)\u00a0(14)\u00a0(9)\u00a0(12)\u00a0(118)\u00a0(22)\u00a0(9)\u00a0(23)
\n
Incremento 0,5% tasso di
\n
inflazione
\n
(49)\u00a0(4)\u00a0(9)\u00a0(12)\u00a016\u00a0(11)\u00a0(8)\u00a0(21)
\n
Decremento 0,5% tasso di
\n
inflazione
\n
(30)\u00a0(4)\u00a05\u00a0(6)\u00a037\u00a0(10)\u00a06\u00a0(16)
\n
Incremento 0,5% delle
\n
retribuzioni
\n
(28)\u00a0(4)\u00a0(19)\u00a018\u00a029\u00a0(10)\u00a0(2)\u00a0(17)
\n
Incremento 0,5% delle
\n
pensioni in corso di
\n
erogazione
\n
(28)\u00a0(4)\u00a0(19)\u00a011\u00a028\u00a0(10)\u00a0(2)\u00a0(20)
\n
Incremento 1% costi
\n
assistenza sanitaria
\n
-\u00a0-\u00a0(164)\u00a0-\u00a0-\u00a0-\u00a0(147)\u00a0-
\n
Incremento di 1 anno
\n
dell\u2019aspettativa di vita
\n
dipendenti in forza e
\n
pensionati
\n
16\u00a02\u00a0(15)\u00a012\u00a055\u00a0(9)\u00a05\u00a0(17)
\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 rela-
\n
tivamente ai piani a benef\u00edci definiti nell\u2019esercizio succes-
\n
sivo ammonta a 243 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 31.12.2023\u00a0al 31.12.2022
\n
Entro 1 anno\u00a0447\u00a0427
\n
Tra 1 e 2 anni\u00a0407\u00a0397
\n
Tra 2 e 5 anni\u00a01.120\u00a01.124
\n
Oltre 5 anni\u00a01.739\u00a01.826
\n
\n", "dimensions": { "concept": "ifrs-full:DisclosureOfEmployeeBenefitsExplanatory", "language": "it", "entity": "scheme:WOCMU6HCI0OJWNPRZS33", "period": "2023-01-01T00:00:00/2024-01-01T00:00:00" } }, "Tag1083": { "value": "\n
40. Fondi rischi e oneri \u2013 Euro 7.312 milioni
\n
Milioni di euro
\n
al 31.12.2023 al 31.12.2022
\n
Non corrente Corrente Totale Non corrente Corrente Totale
\n
Fondo contenzioso, rischi e oneri diversi:
\n
- decommissioning nucleare 571 - 571 581 - 581
\n
- smantellamento, rimozione e bonifica del sito 2.517 160 2.677 2.686 247 2.933
\n
- contenzioso legale 663 39 702 652 51 703
\n
- oneri per certificati ambientali - 250 250 - 292 292
\n
- oneri su imposte e tasse 295 19 314 313 26 339
\n
- altri 1.053 425 1.478 803 316 1.119
\n
Totale 5.099 893 5.992 5.035 932 5.967
\n
Fondo oneri per incentivi all\u2019esodo e altri piani di
\n
ristrutturazione
\n
154 128 282 231 192 423
\n
Fondo per programmi di ristrutturazione legati alla
\n
transizione energetica
\n
765 273 1.038 789 201 990
\n
TOTALE 6.018 1.294 7.312 6.055 1.325 7.380
\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
\n
di consoli-
\n
damento
\n
Differenze
\n
cambio
\n
Altri mo-
\n
vimenti
\n
Riclassifica
\n
\u201cPassivit\u00e0
\n
possedute
\n
per la
\n
vendita\u201d
\n
al
\n
31.12.2022
\n
al
\n
31.12.2023
\n
Fondo contenzioso,
\n
rischi e oneri diversi:
\n
- decommissioning
\n
nucleare
\n
581 - - - 17 (27) - - - - 571
\n
- smantellamento,
\n
rimozione e bonifica
\n
del sito
\n
2.933 47 (47) (161) - (15) - (10) (37) (33) 2.677
\n
- contenzioso legale 703 188 (105) (118) 36 - - 6 - (8) 702
\n
- oneri per certificati
\n
ambientali
\n
292 241 - (313) - - - - 30 - 250
\n
- oneri su imposte e tasse 339 18 (19) (40) 6 - - 2 9 (1) 314
\n
- altri 1.119 519 (24) (151) 1 5 - (8) 18 (1) 1.478
\n
Totale 5.967 1.013 (195) (783) 60 (37) - (10) 20 (43) 5.992
\n
Fondo oneri per incentivi
\n
all\u2019esodo e altri piani di
\n
ristrutturazione
\n
423 28 (11) (174) 18 - - - (2) - 282
\n
Fondo per programmi di
\n
ristrutturazione legati alla
\n
transizione energetica
\n
990 209 (6) (184) 35 - - - (6) - 1.038
\n
TOTALE 7.380 1.250 (212) (1.141) 113 (37) - (10) 12 (43) 7.312
\n
Fondo per decommissioning nucleare
\n
Al 31 dicembre 2023 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 De-
\n
creto 1349/2003 e della Legge n. 24/2005. La quantifica-
\n
zione degli oneri si basa su quanto riportato nel Contratto
\n
tipo tra Enresa e le societ\u00e0 elettriche, approvato dal Mini-
\n
stero dell\u2019Economia, che regola l\u2019iter di smantellamento e
\n
chiusura degli impianti di generazione nucleari. L\u2019orizzonte
\n
temporale coperto corrisponde al periodo compreso (tre
\n
anni) tra l\u2019interruzione della produzione e il passaggio a
\n
Enresa della gestione dell\u2019impianto (c.d. \u201cpost-operatio-
\n
nal costs\u201d) e tiene conto, tra le varie assunzioni utilizzate
\n
per stimarne l\u2019ammontare, del quantitativo di combustibile
\n
nucleare non consumato previsto alla data di chiusura di
\n
ciascuna delle centrali nucleari spagnole in base a quanto
\n
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 2023 \u00e8 legata
\n

\n\n\n\n

\n
prevalentemente agli utilizzi e rilasci di fondi accantonati
\n
negli anni precedenti per far fronte al processo di decar-
\n
bonizzazione soprattutto in Italia, Spagna e Cile.
\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) Valore attualizzato
\n
Entro 1 anno 276 258
\n
Oltre 1 anno ed entro i 5 anni 1.147 1.045
\n
Oltre i 5 anni 2.636 1 .374
\n
Totale 4.059 2.677
\n
Fondo contenzioso legale
\n
Il fondo \u201ccontenzioso legale\u201d \u00e8 destinato a coprire le passi-
\n
vit\u00e0 che potrebbero derivare da vertenze giudiziali e da altro
\n
contenzioso e include la stima dell\u2019onere a fronte dei con-
\n
tenziosi sorti nell\u2019esercizio, oltre all\u2019aggiornamento delle sti-
\n
me sulle posizioni sorte negli esercizi precedenti, in base alle
\n
indicazioni dei legali interni ed esterni. Il saldo dei conten-
\n
ziosi legali \u00e8 prevalentemente riconducibile alle societ\u00e0 del
\n
Gruppo localizzate in America Latina (396 milioni di euro),
\n
in Spagna (158 milioni di euro) e in Italia (116 milioni di euro).
\n
L\u2019ammontare del fondo \u00e8 rimasto sostanzialmente immuta-
\n
to rispetto al precedente esercizio in quanto la movimenta-
\n
zione negativa per maggiori utilizzi e rilasci in Brasile \u00e8 stata
\n
compensata da nuovi accantonamenti.
\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\u2019accan-
\n
tonamento relativo al contenzioso esistente e a quello po-
\n
tenziale in materia di Imposta Comunale sugli Immobili (ICI)
\n
e di Imposta Municipale Unica (IMU). In Italia, il Gruppo ha
\n
tenuto conto dell\u2019evoluzione normativa in materia catastale
\n
(che, con decorrenza 1\u00b0 gennaio 2016, ha previsto l\u2019esclu-
\n
sione di macchinari, congegni, attrezzature e altri impian-
\n
ti funzionali allo specifico processo produttivo dal calcolo
\n
della rendita attribuibile agli immobili censiti nel gruppo
\n
catastale D, fra i quali rientrano le centrali di produzione di
\n
energia elettrica) nella stima delle passivit\u00e0 iscritte in bilan-
\n
cio a fronte di tale fattispecie, sia ai fini della quantificazione
\n
del rischio probabile sui contenziosi gi\u00e0 incardinati, sia ai
\n
fini di una ragionevole valutazione di probabili oneri futuri
\n
su posizioni non ancora oggetto di rilievi da parte degli Uffici
\n
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 positiva dell\u2019esercizio, pari a 342 milioni di
\n
euro, \u00e8 prevalentemente riconducibile agli accantonamen-
\n
ti ai fondi per indennizzi assicurativi (217 milioni di euro) di
\n
Enel Reinsurance nonch\u00e9 agli accantonamenti effettuati
\n
per provvedimenti regolatori, eventi atmosferici e guasti.
\n

\n\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\u2019anno
\n
pari a 141 milioni di euro risente prevalentemente degli uti-
\n
lizzi riferiti ai fondi di incentivazione istituiti negli esercizi
\n
precedenti in Spagna e in Italia per far fronte alla risoluzione
\n
anticipata del rapporto 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 decarbonizzazione
\n
e la crescita delle rinnovabili nel mondo.
\n
In tale contesto, Enel ha avviato la ristrutturazione delle at-
\n
tivit\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
\n
di ruoli e competenze dei dipendenti che il Gruppo intende
\n
attuare con piani altamente sostenibili basati su programmi
\n
di redeployment, con importanti piani di upskilling e reskil-
\n
ling e con il raggiungimento di accordi volontari individuali
\n
di prepensionamento. La transizione energetica si basa
\n
inoltre su un progressivo e significativo sviluppo di stru-
\n
menti digitali in quanto la digitalizzazione \u00e8 fondamentale
\n
per fornire risposte alle molteplici forze esterne e assumere
\n
decisioni consapevoli e ben ponderate a ogni livello nell\u2019am-
\n
bito dell\u2019organizzazione del Gruppo.
\n

\n\n\n\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 2023 ammonta a 1.038 milioni di euro, riconduci-
\n
bile prevalentemente a Spagna e Italia, e accoglie la stima
\n
dei costi che il Gruppo sosterr\u00e0, a seguito dell\u2019accelerazione
\n
della transizione energetica, per tutte le attivit\u00e0, dirette e in-
\n
dirette, legate alla revisione dei processi e dei modelli ope-
\n
rativi oltrech\u00e9 dei ruoli e delle competenze dei dipendenti.
\n
Nel corso del 2023 sono stati effettuati nuovi accantona-
\n
menti principalmente in Spagna a seguito dell\u2019adeguamen-
\n
to, per 177 milioni di euro, del fondo relativo al piano AVS
\n
(Acuerdo Voluntario de Salida).
\n

\n\n\n", "dimensions": { "concept": "ifrs-full:DisclosureOfProvisionsExplanatory", "language": "it", "entity": "scheme:WOCMU6HCI0OJWNPRZS33", "period": "2023-01-01T00:00:00/2024-01-01T00:00:00" } }, "Tag1084": { "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 positiva dell\u2019esercizio, pari a 342 milioni di
\n
euro, \u00e8 prevalentemente riconducibile agli accantonamen-
\n
ti ai fondi per indennizzi assicurativi (217 milioni di euro) di
\n
Enel Reinsurance nonch\u00e9 agli accantonamenti effettuati
\n
per provvedimenti regolatori, eventi atmosferici e guasti.
\n

\n\n\n", "dimensions": { "concept": "ifrs-full:DisclosureOfOtherProvisionsContingentLiabilitiesAndContingentAssetsExplanatory", "language": "it", "entity": "scheme:WOCMU6HCI0OJWNPRZS33", "period": "2023-01-01T00:00:00/2024-01-01T00:00:00" } }, "Tag1085": { "value": "\n
41. Altre passivit\u00e0 finanziarie non correnti \u2013 Euro 8 milioni
\n
Milioni di euro
\n
al 31.12.2023 al 31.12.2022 2023-2022
\n
Altre passivit\u00e0 finanziarie non correnti 8 - 8 -
\n
Totale 8 - 8 -
\n
La variazione delle \u201cAltre passivit\u00e0 finanziarie non correnti\u201d
\n
pari a 8 milioni di euro \u00e8 relativa alla rilevazione dei debiti
\n
finanziari non correnti relativi al deficit del sistema elettri-
\n
co spagnolo inclusi nell\u2019indebitamento finanziario netto.
\n

\n\n\n\n
45. Altre passivit\u00e0 finanziarie correnti \u2013 Euro 909 milioni
\n
Milioni di euro
\n
al 31.12.2023 al 31.12.2022 2023-2022
\n
Ratei e risconti finanziari passivi 734 710 24 3,4%
\n
Altri debiti finanziari correnti inclusi nell\u2019indebitamento finanziario netto 1 - 1 -
\n
Altri debiti 174 143 31 21,7%
\n
Totale 909 853 56 6,6%
\n
L\u2019incremento delle altre passivit\u00e0 finanziarie correnti \u00e8 ri-
\n
conducibile essenzialmente all\u2019incremento dei ratei finan-
\n
ziari passivi.
\n
La voce contiene anche i debiti finanziari correnti relativi al
\n
deficit del sistema elettrico spagnolo per 1 milione di euro
\n
inclusi nell\u2019indebitamento finanziario netto.
\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 al 31.12.2023 al 31.12.2022 al 31.12.2023 al 31.12.2022
\n
Passivit\u00e0 finanziarie valutate al costo ammortizzato 48.2.1 61.734 68.432 39.784 45.697
\n
Passivit\u00e0 finanziarie al fair value rilevato a Conto economico
\n
Derivati passivi al FVTPL 48.4 204 588 4.485 11.642
\n
Totale passivit\u00e0 finanziarie al fair value rilevato a Conto economico 204 588 4.485 11.642
\n
Derivati passivi designati come strumenti di copertura
\n
Derivati di fair value hedge 48.4 105 191 17 -
\n
Derivati di cash flow hedge 48.4 3.064 5.116 1.959 4.499
\n
Totale derivati passivi designati come strumenti di copertura 3.169 5.307 1.976 4.499
\n
TOTALE 65.107 74.327 46.245 61.838
\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
48.2.1 Passivit\u00e0 finanziarie valutate al costo
\n
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 al 31.12.2023 al 31.12.2022 Note al 31.12.2023 al 31.12.2022
\n
Finanziamenti a lungo termine 48.3 61.085 68.191 48.3 9.086 2.835
\n
Finanziamenti a breve termine - - 48.3 4.769 18.392
\n
Debiti commerciali 44 334 36 44 15.487 17.605
\n
Altri debiti finanziari 315 205 10.442 6.865
\n
Totale 61.734 68.432 39.784 45.697
\n
\n", "dimensions": { "concept": "ifrs-full:DisclosureOfFinancialLiabilitiesExplanatory", "language": "it", "entity": "scheme:WOCMU6HCI0OJWNPRZS33", "period": "2023-01-01T00:00:00/2024-01-01T00:00:00" } }, "Tag1087": { "value": "\n
\n\n
\n\n
\n\n
42. Altre passivit\u00e0 non correnti \u2013 Euro 4.236 milioni
\n
Milioni di euro
\n
al 31.12.2023 al 31.12.2022 2023-2022
\n
Ratei e risconti passivi operativi 464 347 117 33,7%
\n
Debiti verso casse conguaglio - gestori di mercato e di servizi energetici 307 205 102 49,8%
\n
Debiti per tax partnership >12 mesi 1.262 1.322 (60) -4,5%
\n
Acconti diversi non correnti 348 - 348 -
\n
Altre partite 1.855 2.372 (517) -21,8%
\n
Totale 4.236 4.246 (10) -0,2%
\n
\n\n
La variazione delle \u201cAltre partite\u201d risente della diminuzione
\n
degli \u201cAltri debiti diversi\u201d principalmente in Brasile e relativi
\n
all\u2019esito del contenzioso PIS/COFINS nel Paese (gi\u00e0 dettaglia-
\n
to nelle \u201cAltre attivit\u00e0 non correnti\u201d) per 401 milioni di euro.
\n
La voce \u201cAcconti diversi non correnti\u201d accoglie l\u2019incasso re-
\n
gistrato da e-distribuzione, pari a 348 milioni di euro, relativo
\n
dell\u2019anticipo del 10% del contributo concesso sui 24 progetti
\n
ammessi alle agevolazioni del PNRR.
\n
\n\n
\n\n
\n", "dimensions": { "concept": "ifrs-full:DisclosureOfOtherNoncurrentLiabilitiesExplanatory", "language": "it", "entity": "scheme:WOCMU6HCI0OJWNPRZS33", "period": "2023-01-01T00:00:00/2024-01-01T00:00:00" } }, "Tag1088": { "value": "\n
\n\n
\n\n
42. Altre passivit\u00e0 non correnti \u2013 Euro 4.236 milioni
\n
Milioni di euro
\n
al 31.12.2023 al 31.12.2022 2023-2022
\n
Ratei e risconti passivi operativi 464 347 117 33,7%
\n
Debiti verso casse conguaglio - gestori di mercato e di servizi energetici 307 205 102 49,8%
\n
Debiti per tax partnership >12 mesi 1.262 1.322 (60) -4,5%
\n
Acconti diversi non correnti 348 - 348 -
\n
Altre partite 1.855 2.372 (517) -21,8%
\n
Totale 4.236 4.246 (10) -0,2%
\n
\n\n
La variazione delle \u201cAltre partite\u201d risente della diminuzione
\n
degli \u201cAltri debiti diversi\u201d principalmente in Brasile e relativi
\n
all\u2019esito del contenzioso PIS/COFINS nel Paese (gi\u00e0 dettaglia-
\n
to nelle \u201cAltre attivit\u00e0 non correnti\u201d) per 401 milioni di euro.
\n
La voce \u201cAcconti diversi non correnti\u201d accoglie l\u2019incasso re-
\n
gistrato da e-distribuzione, pari a 348 milioni di euro, relativo
\n
dell\u2019anticipo del 10% del contributo concesso sui 24 progetti
\n
ammessi alle agevolazioni del PNRR.
\n
\n\n
\n\n
\n\n
\n
43. Altre passivit\u00e0 correnti \u2013 Euro 14.760 milioni
\n

\n

\n\n
\n\n
\n\n
Milioni di euro
\n
al 31.12.2023 al 31.12.2022 2023-2022
\n
Debiti diversi verso clienti 1.882 2.094 (212) -10,1%
\n
Debiti verso operatori istituzionali di mercato 5.479 2.115 3.364 -
\n
Debiti verso il personale 503 519 (16) -3,1%
\n
Debiti tributari diversi 1.034 1.046 (12) -1,1%
\n
Debiti verso istituti di previdenza 235 215 20 9,3%
\n
Ratei e risconti passivi correnti 314 441 (127) -28,8%
\n
Debiti per derivati chiusi su commodity energetiche 437 285 152 53,3%
\n
Debiti per dividendi 2.470 2.228 242 10,9%
\n
Debiti per tax partnership <12 mesi 271 241 30 12,4%
\n
Acconti diversi correnti 144 201 (57) -28,4%
\n
Altri debiti 1.991 2.328 (337) -14,5%
\n
Totale 14.760 11.713 3.047 26,0%
\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
\n
alla riduzione dei \u201cDebiti verso clienti\u201d che accoglie
\n
principalmente la variazione in Italia dei depositi cau-
\n
zionali da clienti in linea con il decremento del numero
\n
di clienti serviti dalle societ\u00e0 del mercato e compensa-
\n
ta dall\u2019incremento dei crediti commerciali in seguito al
\n
ripristino degli oneri di sistema della distribuzione. La
\n
voce comprende altres\u00ec, sempre con riferimento all\u2019Ita-
\n
lia, la variazione negativa dei debiti diversi verso clienti
\n
principalmente per gli importi relativi al recupero IVA su
\n
crediti non riscossi, gli importi a disposizione dei clien-
\n
ti e i rimborsi da effettuare, per conto delle societ\u00e0 di
\n
distribuzione, ai clienti passati dal mercato vincolato al
\n
mercato libero per il superamento dei vincoli tariffari
\n
degli esercizi precedenti; tale decremento \u00e8 compen-
\n
sato dall\u2019incremento nella distribuzione degli incassi
\n
pervenuti e in corso di lavorazione e dei debiti per in-
\n
dennizzi;
\n
\u2022
\n
all\u2019incremento dei \u201cDebiti verso operatori istituzionali di
\n
mercato\u201d riferiti principalmente all\u2019Italia e in particolar
\n
modo a e-distribuzione SpA per il progressivo ripristi-
\n
no, nel corso del 2023, degli oneri relativi al sostegno
\n
delle energie rinnovabili e alla cogenerazione, e di altri
\n
oneri (componenti Asos e Arim) definiti dalle delibe-
\n
re ARERA n. 735/2022, n. 134/2023, n. 297/2023 e n.
\n
419/2023, e alla Spagna, in particolare a Edistribuci\u00f3n
\n
Redes Digitales, per maggiori debiti verso il regolatore
\n
locale Comisi\u00f3n Nacional de los Mercados y la Compe-
\n
tencia (CNMC);
\n
\u2022
\n
all\u2019incremento dei \u201cDebiti per dividendi\u201d relativo ai debiti
\n
per i dividendi da corrispondere agli azionisti ricondu-
\n
cibile essenzialmente alla Capogruppo Enel SpA e alla
\n
controllata spagnola Endesa SA;
\n
\u2022
\n
all\u2019incremento dei debiti per derivati da liquidare su
\n
commodity energetiche in Italia;
\n
\u2022
\n
alla riduzione degli \u201cAltri\u201d debiti riconducibile essenzial-
\n
mente a minori debiti in Spagna e in Brasile.
\n

\n\n\n\n

\n\n\n", "dimensions": { "concept": "ifrs-full:DisclosureOfOtherLiabilitiesExplanatory", "language": "it", "entity": "scheme:WOCMU6HCI0OJWNPRZS33", "period": "2023-01-01T00:00:00/2024-01-01T00:00:00" } }, "Tag1089": { "value": "\n
\n\n
42. Altre passivit\u00e0 non correnti \u2013 Euro 4.236 milioni
\n
Milioni di euro
\n
al 31.12.2023 al 31.12.2022 2023-2022
\n
Ratei e risconti passivi operativi 464 347 117 33,7%
\n
Debiti verso casse conguaglio - gestori di mercato e di servizi energetici 307 205 102 49,8%
\n
Debiti per tax partnership >12 mesi 1.262 1.322 (60) -4,5%
\n
Acconti diversi non correnti 348 - 348 -
\n
Altre partite 1.855 2.372 (517) -21,8%
\n
Totale 4.236 4.246 (10) -0,2%
\n
\n\n
La variazione delle \u201cAltre partite\u201d risente della diminuzione
\n
degli \u201cAltri debiti diversi\u201d principalmente in Brasile e relativi
\n
all\u2019esito del contenzioso PIS/COFINS nel Paese (gi\u00e0 dettaglia-
\n
to nelle \u201cAltre attivit\u00e0 non correnti\u201d) per 401 milioni di euro.
\n
La voce \u201cAcconti diversi non correnti\u201d accoglie l\u2019incasso re-
\n
gistrato da e-distribuzione, pari a 348 milioni di euro, relativo
\n
dell\u2019anticipo del 10% del contributo concesso sui 24 progetti
\n
ammessi alle agevolazioni del PNRR.
\n
\n\n
\n
43. Altre passivit\u00e0 correnti \u2013 Euro 14.760 milioni
\n

\n

\n\n
\n\n
\n\n
Milioni di euro
\n
al 31.12.2023 al 31.12.2022 2023-2022
\n
Debiti diversi verso clienti 1.882 2.094 (212) -10,1%
\n
Debiti verso operatori istituzionali di mercato 5.479 2.115 3.364 -
\n
Debiti verso il personale 503 519 (16) -3,1%
\n
Debiti tributari diversi 1.034 1.046 (12) -1,1%
\n
Debiti verso istituti di previdenza 235 215 20 9,3%
\n
Ratei e risconti passivi correnti 314 441 (127) -28,8%
\n
Debiti per derivati chiusi su commodity energetiche 437 285 152 53,3%
\n
Debiti per dividendi 2.470 2.228 242 10,9%
\n
Debiti per tax partnership <12 mesi 271 241 30 12,4%
\n
Acconti diversi correnti 144 201 (57) -28,4%
\n
Altri debiti 1.991 2.328 (337) -14,5%
\n
Totale 14.760 11.713 3.047 26,0%
\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
\n
alla riduzione dei \u201cDebiti verso clienti\u201d che accoglie
\n
principalmente la variazione in Italia dei depositi cau-
\n
zionali da clienti in linea con il decremento del numero
\n
di clienti serviti dalle societ\u00e0 del mercato e compensa-
\n
ta dall\u2019incremento dei crediti commerciali in seguito al
\n
ripristino degli oneri di sistema della distribuzione. La
\n
voce comprende altres\u00ec, sempre con riferimento all\u2019Ita-
\n
lia, la variazione negativa dei debiti diversi verso clienti
\n
principalmente per gli importi relativi al recupero IVA su
\n
crediti non riscossi, gli importi a disposizione dei clien-
\n
ti e i rimborsi da effettuare, per conto delle societ\u00e0 di
\n
distribuzione, ai clienti passati dal mercato vincolato al
\n
mercato libero per il superamento dei vincoli tariffari
\n
degli esercizi precedenti; tale decremento \u00e8 compen-
\n
sato dall\u2019incremento nella distribuzione degli incassi
\n
pervenuti e in corso di lavorazione e dei debiti per in-
\n
dennizzi;
\n
\u2022
\n
all\u2019incremento dei \u201cDebiti verso operatori istituzionali di
\n
mercato\u201d riferiti principalmente all\u2019Italia e in particolar
\n
modo a e-distribuzione SpA per il progressivo ripristi-
\n
no, nel corso del 2023, degli oneri relativi al sostegno
\n
delle energie rinnovabili e alla cogenerazione, e di altri
\n
oneri (componenti Asos e Arim) definiti dalle delibe-
\n
re ARERA n. 735/2022, n. 134/2023, n. 297/2023 e n.
\n
419/2023, e alla Spagna, in particolare a Edistribuci\u00f3n
\n
Redes Digitales, per maggiori debiti verso il regolatore
\n
locale Comisi\u00f3n Nacional de los Mercados y la Compe-
\n
tencia (CNMC);
\n
\u2022
\n
all\u2019incremento dei \u201cDebiti per dividendi\u201d relativo ai debiti
\n
per i dividendi da corrispondere agli azionisti ricondu-
\n
cibile essenzialmente alla Capogruppo Enel SpA e alla
\n
controllata spagnola Endesa SA;
\n
\u2022
\n
all\u2019incremento dei debiti per derivati da liquidare su
\n
commodity energetiche in Italia;
\n
\u2022
\n
alla riduzione degli \u201cAltri\u201d debiti riconducibile essenzial-
\n
mente a minori debiti in Spagna e in Brasile.
\n

\n\n\n\n

\n\n\n\n

\n\n\n", "dimensions": { "concept": "ifrs-full:DisclosureOfAccruedExpensesAndOtherLiabilitiesExplanatory", "language": "it", "entity": "scheme:WOCMU6HCI0OJWNPRZS33", "period": "2023-01-01T00:00:00/2024-01-01T00:00:00" } }, "Tag1090": { "value": "\n
42. Altre passivit\u00e0 non correnti \u2013 Euro 4.236 milioni
\n
Milioni di euro
\n
al 31.12.2023 al 31.12.2022 2023-2022
\n
Ratei e risconti passivi operativi 464 347 117 33,7%
\n
Debiti verso casse conguaglio - gestori di mercato e di servizi energetici 307 205 102 49,8%
\n
Debiti per tax partnership >12 mesi 1.262 1.322 (60) -4,5%
\n
Acconti diversi non correnti 348 - 348 -
\n
Altre partite 1.855 2.372 (517) -21,8%
\n
Totale 4.236 4.246 (10) -0,2%
\n
\n\n
\n\n
Milioni di euro
\n
al 31.12.2023 al 31.12.2022 2023-2022
\n
Debiti diversi verso clienti 1.882 2.094 (212) -10,1%
\n
Debiti verso operatori istituzionali di mercato 5.479 2.115 3.364 -
\n
Debiti verso il personale 503 519 (16) -3,1%
\n
Debiti tributari diversi 1.034 1.046 (12) -1,1%
\n
Debiti verso istituti di previdenza 235 215 20 9,3%
\n
Ratei e risconti passivi correnti 314 441 (127) -28,8%
\n
Debiti per derivati chiusi su commodity energetiche 437 285 152 53,3%
\n
Debiti per dividendi 2.470 2.228 242 10,9%
\n
Debiti per tax partnership <12 mesi 271 241 30 12,4%
\n
Acconti diversi correnti 144 201 (57) -28,4%
\n
Altri debiti 1.991 2.328 (337) -14,5%
\n
Totale 14.760 11.713 3.047 26,0%
\n
\n\n
\n", "dimensions": { "concept": "ifrs-full:DisclosureOfDeferredIncomeExplanatory", "language": "it", "entity": "scheme:WOCMU6HCI0OJWNPRZS33", "period": "2023-01-01T00:00:00/2024-01-01T00:00:00" } }, "Tag1091": { "value": "\n
\n\n
\n\n
\n
43. Altre passivit\u00e0 correnti \u2013 Euro 14.760 milioni
\n

\n

\n\n
\n\n
\n\n
Milioni di euro
\n
al 31.12.2023 al 31.12.2022 2023-2022
\n
Debiti diversi verso clienti 1.882 2.094 (212) -10,1%
\n
Debiti verso operatori istituzionali di mercato 5.479 2.115 3.364 -
\n
Debiti verso il personale 503 519 (16) -3,1%
\n
Debiti tributari diversi 1.034 1.046 (12) -1,1%
\n
Debiti verso istituti di previdenza 235 215 20 9,3%
\n
Ratei e risconti passivi correnti 314 441 (127) -28,8%
\n
Debiti per derivati chiusi su commodity energetiche 437 285 152 53,3%
\n
Debiti per dividendi 2.470 2.228 242 10,9%
\n
Debiti per tax partnership <12 mesi 271 241 30 12,4%
\n
Acconti diversi correnti 144 201 (57) -28,4%
\n
Altri debiti 1.991 2.328 (337) -14,5%
\n
Totale 14.760 11.713 3.047 26,0%
\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
\n
alla riduzione dei \u201cDebiti verso clienti\u201d che accoglie
\n
principalmente la variazione in Italia dei depositi cau-
\n
zionali da clienti in linea con il decremento del numero
\n
di clienti serviti dalle societ\u00e0 del mercato e compensa-
\n
ta dall\u2019incremento dei crediti commerciali in seguito al
\n
ripristino degli oneri di sistema della distribuzione. La
\n
voce comprende altres\u00ec, sempre con riferimento all\u2019Ita-
\n
lia, la variazione negativa dei debiti diversi verso clienti
\n
principalmente per gli importi relativi al recupero IVA su
\n
crediti non riscossi, gli importi a disposizione dei clien-
\n
ti e i rimborsi da effettuare, per conto delle societ\u00e0 di
\n
distribuzione, ai clienti passati dal mercato vincolato al
\n
mercato libero per il superamento dei vincoli tariffari
\n
degli esercizi precedenti; tale decremento \u00e8 compen-
\n
sato dall\u2019incremento nella distribuzione degli incassi
\n
pervenuti e in corso di lavorazione e dei debiti per in-
\n
dennizzi;
\n
\u2022
\n
all\u2019incremento dei \u201cDebiti verso operatori istituzionali di
\n
mercato\u201d riferiti principalmente all\u2019Italia e in particolar
\n
modo a e-distribuzione SpA per il progressivo ripristi-
\n
no, nel corso del 2023, degli oneri relativi al sostegno
\n
delle energie rinnovabili e alla cogenerazione, e di altri
\n
oneri (componenti Asos e Arim) definiti dalle delibe-
\n
re ARERA n. 735/2022, n. 134/2023, n. 297/2023 e n.
\n
419/2023, e alla Spagna, in particolare a Edistribuci\u00f3n
\n
Redes Digitales, per maggiori debiti verso il regolatore
\n
locale Comisi\u00f3n Nacional de los Mercados y la Compe-
\n
tencia (CNMC);
\n
\u2022
\n
all\u2019incremento dei \u201cDebiti per dividendi\u201d relativo ai debiti
\n
per i dividendi da corrispondere agli azionisti ricondu-
\n
cibile essenzialmente alla Capogruppo Enel SpA e alla
\n
controllata spagnola Endesa SA;
\n
\u2022
\n
all\u2019incremento dei debiti per derivati da liquidare su
\n
commodity energetiche in Italia;
\n
\u2022
\n
alla riduzione degli \u201cAltri\u201d debiti riconducibile essenzial-
\n
mente a minori debiti in Spagna e in Brasile.
\n

\n\n\n", "dimensions": { "concept": "ifrs-full:DisclosureOfOtherCurrentLiabilitiesExplanatory", "language": "it", "entity": "scheme:WOCMU6HCI0OJWNPRZS33", "period": "2023-01-01T00:00:00/2024-01-01T00:00:00" } }, "Tag1092": { "value": "\n
\n\n
\n\n
Milioni di euro
\n
al 31.12.2023 al 31.12.2022 2023-2022
\n
Debiti diversi verso clienti 1.882 2.094 (212) -10,1%
\n
Debiti verso operatori istituzionali di mercato 5.479 2.115 3.364 -
\n
Debiti verso il personale 503 519 (16) -3,1%
\n
Debiti tributari diversi 1.034 1.046 (12) -1,1%
\n
Debiti verso istituti di previdenza 235 215 20 9,3%
\n
Ratei e risconti passivi correnti 314 441 (127) -28,8%
\n
Debiti per derivati chiusi su commodity energetiche 437 285 152 53,3%
\n
Debiti per dividendi 2.470 2.228 242 10,9%
\n
Debiti per tax partnership <12 mesi 271 241 30 12,4%
\n
Acconti diversi correnti 144 201 (57) -28,4%
\n
Altri debiti 1.991 2.328 (337) -14,5%
\n
Totale 14.760 11.713 3.047 26,0%
\n
\n\n
\n\n
\n", "dimensions": { "concept": "ifrs-full:DisclosureOfDepositsFromCustomersExplanatory", "language": "it", "entity": "scheme:WOCMU6HCI0OJWNPRZS33", "period": "2023-01-01T00:00:00/2024-01-01T00:00:00" } }, "Tag1086": { "value": "\n
44. Debiti commerciali \u2013 Euro 15.821 milioni
\n
La voce, pari a 15.821 milioni di euro (17.641 milioni di euro
\n
al 31 dicembre 2022), accoglie i debiti per forniture di
\n
energia, combustibili, materiali, apparecchi relativi ad ap-
\n
palti e prestazioni diverse.
\n
Nello specifico, i debiti commerciali con scadenza inferio-
\n
re a 12 mesi ammontano a 15.487 milioni di euro (17.605
\n
milioni di euro al 31 dicembre 2022) mentre quelli con sca-
\n
denza superiore a 12 mesi sono pari a 334 milioni di euro
\n
(36 milioni di euro al 31 dicembre 2022).
\n

\n\n\n", "dimensions": { "concept": "ifrs-full:DisclosureOfTradeAndOtherPayablesExplanatory", "language": "it", "entity": "scheme:WOCMU6HCI0OJWNPRZS33", "period": "2023-01-01T00:00:00/2024-01-01T00:00:00" } }, "Tag185": { "value": "\n
46. Flussi finanziari
\n
Milioni di euro
\n
2023 2022 2023-2022
\n
Disponibilit\u00e0 e mezzi equivalenti all\u2019inizio dell\u2019esercizio
\n
(1)
\n
11.543 8.990 2.553
\n
Cash flow da attivit\u00e0 operativa
\n
(2)
\n
14.620 8.649 5.971
\n
di cui discontinued operation 132 (391)
\n
Cash flow da attivit\u00e0 di investimento/disinvestimento (10.610) (13.626) 3.016
\n
di cui discontinued operation (442) (351)
\n
Cash flow da attivit\u00e0 di finanziamento
\n
(2)
\n
(8.361) 7.39 4 (15.755)
\n
di cui discontinued operation (16) 656
\n
Effetto variazione cambi su disponibilit\u00e0 liquide e mezzi equivalenti (49) 136 (185)
\n
Disponibilit\u00e0 e mezzi equivalenti alla fine dell\u2019esercizio
\n
(3)
\n
7. 143 11.543 (4.400)
\n
(1) Di cui \u201cDisponibilit\u00e0 liquide e mezzi equivalenti\u201d per 11.041 milioni di euro al 1\u00b0 gennaio 2023 (8.315 milioni di euro al 1\u00b0 gennaio 2022), \u201cTitoli a breve\u201d pari a
\n
78 milioni di euro al 1\u00b0 gennaio 2023 (88 milioni di euro al 1\u00b0 gennaio 2022), \u201cDisponibilit\u00e0 liquide e mezzi equivalenti\u201d delle \u201cAttivit\u00e0 possedute per la vendita\u201d
\n
pari a 98 milioni di euro al 1\u00b0 gennaio 2023 (44 milioni di euro al 1\u00b0 gennaio 2022) e \u201cDisponibilit\u00e0 liquide e mezzi equivalenti\u201d delle \u201cDiscontinued operation\u201d
\n
pari a 326 milioni di euro al 1\u00b0 gennaio 2023 (543 milioni di euro al 1\u00b0 gennaio 2022).
\n
(2) Per una migliore rappresentazione, ai soli fini comparativi, sono stati riclassificati i proventi e oneri finanziari realizzati riferiti ai soli finanziamenti dalla voce
\n
\u201cIncassi/(Pagamenti) legati a derivati connessi a finanziamenti\u201d, inclusa nella sezione del cash flow da attivit\u00e0 di finanziamento, alle voci \u201cInteressi attivi e altri
\n
proventi finanziari incassati\u201d e \u201cInteressi passivi e altri finanziari oneri pagati\u201d incluse nel cash flow da attivit\u00e0 operativa.
\n
(3) Di cui \u201cDisponibilit\u00e0 liquide e mezzi equivalenti\u201d per 6.801 milioni di euro al 31 dicembre 2023 (11.041 milioni di euro al 31 dicembre 2022), \u201cTitoli a breve\u201d
\n
pari a 81 milioni di euro al 31 dicembre 2023 (78 milioni di euro al 31 dicembre 2022), \u201cDisponibilit\u00e0 liquide e mezzi equivalenti\u201d delle \u201cAttivit\u00e0 possedute per
\n
la vendita\u201d pari a 261 milioni di euro al 31 dicembre 2023 (98 milioni di euro al 31 dicembre 2022) e \u201cDisponibilit\u00e0 liquide e mezzi equivalenti\u201d delle \u201cDiscon-
\n
tinued operation\u201d pari a 326 milioni di euro al 31 dicembre 2022.
\n
Il cash flow da attivit\u00e0 operativa nell\u2019esercizio 2023 \u00e8 posi-
\n
tivo per 14.620 milioni di euro, in aumento di 5.971 milioni
\n
di euro rispetto al valore dell\u2019esercizio precedente, preva-
\n
lentemente per effetto del minor fabbisogno connesso
\n
alla variazione del capitale circolante netto.
\n
Il cash flow da attivit\u00e0 di investimento nell\u2019esercizio 2023
\n
ha assorbito liquidit\u00e0 per 10.610 milioni di euro, nel 2022 ne
\n
aveva assorbita per 13.626 milioni di euro.
\n
In particolare, gli investimenti in attivit\u00e0 materiali, immate-
\n
riali, investimenti immobiliari e attivit\u00e0 derivanti da contrat-
\n
ti con i clienti, pari a 13.563 milioni di euro (inclusivi di 849
\n
milioni di euro riclassificati come disponibili per la vendita),
\n
si sono ridotti rispetto al corrispondente periodo dell\u2019eser-
\n
cizio 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 17 milioni di euro mentre nell\u2019esercizio
\n
precedente ammontavano a 1.275 milioni di euro e si ri-
\n
ferivano prevalentemente all\u2019acquisizione da parte di Enel
\n
Produzione SpA del 100% della societ\u00e0 ERG Hydro Srl (ora
\n
Enel Hydro Appennino Centrale Srl), per un corrispettivo
\n
pagato di 1.196 milioni di euro al netto della cassa acquisi-
\n
ta di 69 milioni 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 2.083 milioni di euro e si riferiscono prevalen-
\n
temente:
\n
\u2022
\n
alla cessione da parte di Enel Argentina dell\u2019intera quota
\n
detenuta nella societ\u00e0 Enel Generaci\u00f3n Costanera per
\n
un corrispettivo di 28 milioni di euro al netto della cassa
\n
ceduta di 14 milioni di euro;
\n
\u2022
\n
alla cessione da parte di Enel Green Power India Priva-
\n
te Limited dell\u2019intera partecipazione detenuta nella so-
\n
ciet\u00e0 Khidrat Renewable Energy Private Limited per un
\n
corrispettivo di 4 milioni di euro;
\n
\u2022
\n
alla cessione a YPF e a Pan American Sur SA delle azioni
\n
detenute in Inversora Dock Sud SA e Central Dock Sud
\n
SA, per un corrispettivo complessivo di circa 29 milioni
\n
di euro al netto della cassa ceduta di 19 milioni di euro;
\n
\u2022
\n
alla cessione dell\u201980% della partecipazione detenuta
\n
nella societ\u00e0 di bus colombiana Colombia ZE SAS per
\n
un corrispettivo di circa 6 milioni di euro;
\n
\u2022
\n
alla cessione del 50% delle due societ\u00e0 che possiedo-
\n
no tutte le attivit\u00e0 dedicate alle rinnovabili del Gruppo in
\n
Australia, nello specifico Enel Green Power Australia (Pty)
\n
Ltd ed Enel Green Power Australia Trust, a INPEX Corpo-
\n
ration, per un corrispettivo complessivo di 121 milioni di
\n
euro al netto della cassa ceduta di 21 milioni di euro;
\n
\u2022
\n
alla cessione delle partecipazioni detenute in Romania
\n
per un corrispettivo complessivo di 1.013 milioni di euro
\n
al netto della cassa ceduta di 228 milioni di euro;
\n
\u2022
\n
alla cessione della partecipazione detenuta in Transmi-
\n
sora de Energ\u00eda Renovable, in Guatemala, per un corri-
\n
spettivo complessivo di 22 milioni di euro al netto della
\n
cassa ceduta di 11 milioni di euro;
\n
\u2022
\n
alla cessione della partecipazione detenuta da Enel Chi-
\n
le in Arcadia Generaci\u00f3n Solar SA a Sonnedix, per un
\n
\n\n
corrispettivo complessivo di 533 milioni di euro al netto
\n
della cassa ceduta di 2 milioni di euro;
\n
\u2022
\n
alla vendita del 50% di Enel Green Power Hellas, con-
\n
trollata al 100% da Enel Green Power per le rinnovabili
\n
in Grecia, a Macquarie Asset Management, per un cor-
\n
rispettivo totale pari a 322 milioni di euro al netto della
\n
cassa ceduta di 29 milioni di euro.
\n
La liquidit\u00e0 generata dalle altre attivit\u00e0 di investimento/
\n
disinvestimento del 2023 \u00e8 pari a 474 milioni di euro e si
\n
riferisce principalmente:
\n
\u2022
\n
alla cessione dell\u2019intera partecipazione detenuta in Tec-
\n
natom, SA, per un corrispettivo complessivo di 26 mi-
\n
lioni di euro. L\u2019operazione non ha comportato impatti a
\n
Conto economico;
\n
\u2022
\n
alla cessione della partecipazione detenuta nella so-
\n
ciet\u00e0 Rusenergosbyt LLC per un corrispettivo di 83 mi-
\n
lioni di euro;
\n
\u2022
\n
a disinvestimenti minori prevalentemente in Italia, Ibe-
\n
ria, Nord America e America Latina.
\n
Il cash flow da attivit\u00e0 di finanziamento ha assorbito liqui-
\n
dit\u00e0 per complessivi 8.361 milioni di euro, mentre nell\u2019e-
\n
sercizio 2022 ne aveva generata per 7.394 milioni di euro. Il
\n
flusso dell\u2019esercizio 2023 \u00e8 sostanzialmente relativo:
\n
\u2022
\n
alla variazione dell\u2019indebitamento finanziario netto
\n
(quale saldo tra rimborsi, nuove accensioni e altri mo-
\n
vimenti) per 3.985 milioni di euro;
\n
\u2022
\n
al pagamento dei dividendi per 5.135 milioni di euro, cui
\n
si aggiungono 182 milioni di euro pagati a titolari di ob-
\n
bligazioni ibride perpetue;
\n
\u2022
\n
all\u2019emissioni di obbligazioni ibride per 986 milioni di
\n
euro;
\n
\u2022
\n
agli aumenti di capitale effettuati in societ\u00e0 senza mo-
\n
difica del controllo per 25 milioni di euro in particolare
\n
in Australia.
\n
Nel 2023 il cash flow da attivit\u00e0 di investimento pari a
\n
10.610 milioni di euro e di attivit\u00e0 di finanziamento pari a
\n
8.361 milioni di euro hanno interamente assorbito il cash
\n
flow generato dall\u2019attivit\u00e0 operativa per 14.620 milioni di
\n
euro. La differenza trova riscontro nel decremento delle
\n
disponibilit\u00e0 liquide e mezzi equivalenti che al 31 dicembre
\n
2023 risultano pari a 7.143 milioni di euro a fronte di 11.543
\n
milioni di euro a fine 2022. Tale variazione risente anche
\n
degli effetti connessi all\u2019andamento negativo dei cambi
\n
delle diverse valute locali rispetto all\u2019euro per 49 milioni di
\n
euro.
\n
\n", "dimensions": { "concept": "ifrs-full:DisclosureOfCashFlowStatementExplanatory", "language": "it", "entity": "scheme:WOCMU6HCI0OJWNPRZS33", "period": "2023-01-01T00:00:00/2024-01-01T00:00:00" } }, "Tag186": { "value": "\n
47. Posizione finanziaria netta e crediti finanziari e titoli a lungo termine \u2013 Euro 60.163 milioni
\n
La tabella seguente mostra la ricostruzione della \u201cPosi-
\n
zione finanziaria netta e crediti finanziari e titoli a lungo
\n
termine\u201d a partire dalle voci presenti nello schema di Stato
\n
patrimoniale consolidato.
\n
Milioni di euro
\n
Note al 31.12.2023 al 31.12.2022 2023-2022
\n
Finanziamenti a lungo termine 38 61.085 68.191 (7.106) -10,4%
\n
Altri debiti finanziari non correnti
\n
(1)
\n
41 8 - 8 -
\n
Finanziamenti a breve termine 38 4.769 18.392 (13.623) -74,1 %
\n
Altri debiti finanziari correnti
\n
(2)
\n
1 - 1 -
\n
Quote correnti dei finanziamenti a lungo termine 38 9.086 2.835 6.251 -
\n
Altre attivit\u00e0 finanziarie non correnti incluse nell\u2019indebitamento 29.1 (3.837) (4.213) 376 8,9%
\n
Altre attivit\u00e0 finanziarie correnti incluse nell\u2019indebitamento 30.1 (4.148) (13.501) 9.353 69,3%
\n
Disponibilit\u00e0 liquide e mezzi equivalenti 35 (6.801) (11.041) 4.240 38,4%
\n
Totale
\n
(3)
\n
60.163 60.663 (500) -0,8%
\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 2022 secondo la nuova
\n
modalit\u00e0 di rappresentazione dell\u2019indebitamento finanziario netto del Gruppo Enel.
\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,
\n
rispettivamente al 31 dicembre 2023 e al 31 dicembre
\n
2022, riconciliata con l\u2019indebitamento finanziario netto
\n
predisposto secondo le modalit\u00e0 di rappresentazione del
\n
Gruppo Enel.
\n
\n\n
Milioni di euro
\n
al 31.12.2023 al 31.12.2022 2023-2022
\n
Liquidit\u00e0
\n
Denaro e valori in cassa 23 35 (12) -34,3%
\n
Depositi bancari e postali 4.664 8.968 (4.304) -48,0%
\n
Disponibilit\u00e0 liquide 4.687 9.003 (4.316) -47,9%
\n
Mezzi equivalenti a disponibilit\u00e0 liquide 2.114 2.038 76 3,7%
\n
Titoli 81 78 3 3,8%
\n
Crediti finanziari a breve termine 3.060 10.585 (7.525) -71,1%
\n
Quota corrente crediti finanziari a lungo termine 1.007 2.838 (1.831) -64,5%
\n
Altre attivit\u00e0 finanziarie correnti 4.148 13.501 (9.353) -69,3%
\n
Liquidit\u00e0 10.949 24.542 (13.593) -55,4%
\n
Indebitamento finanziario corrente
\n
Debiti verso banche (393) (1.320) 927 70,2%
\n
Commercial paper (2.499) (13.838) 11.339 81,9%
\n
Altri debiti finanziari correnti
\n
(1)
\n
(1.878) (3.234) 1.356 41,9%
\n
Debito finanziario corrente (inclusi gli strumenti di debito) (4.770) (18.392) 13.622 74,1%
\n
Quota corrente di finanziamenti bancari (1.992) (890) (1.102) -
\n
Quota corrente debiti per obbligazioni emesse (6.763) (1.612) (5.151) -
\n
Quota corrente debiti verso altri finanziatori (331) (333) 2 0,6%
\n
Quota corrente del debito finanziario non corrente (9.086) (2.835) (6.251) -
\n
Indebitamento finanziario corrente (13.856) (21.227) 7.37 1 34,7%
\n
Indebitamento finanziario corrente netto (2.907) 3.315 (6.222) -
\n
Indebitamento finanziario non corrente
\n
Debiti verso banche e istituti finanziatori (14.500) (15.261) 761 5,0%
\n
Debiti verso altri finanziatori
\n
(2)
\n
(3.014) (2.851) (163) -5,7%
\n
Debito finanziario non corrente (esclusi la parte corrente e gli strumenti
\n
di debito)
\n
(17.514) (18.112) 598 3,3%
\n
Obbligazioni (43.579) (50.079) 6.500 13,0%
\n
Debiti commerciali e altri debiti non correnti non remunerati che
\n
presentano una significativa componente di finanziamento
\n
- - - -
\n
Indebitamento finanziario non corrente (61.093) (68.191) 7.098 10,4%
\n
Attivit\u00e0 finanziarie inerenti alle \u201cAttivit\u00e0 classificate come possedute
\n
per la vendita\u201d
\n
262 543 (281) -51,7%
\n
Passivit\u00e0 finanziarie inerenti alle \u201cPassivit\u00e0 incluse in gruppi in dismissione
\n
classificate come possedute per la vendita\u201d
\n
(1.150) (1.435) 285 19,9%
\n
Totale indebitamento finanziario come da Comunicazione CONSOB (64.888) (65.768) 880 1,3%
\n
Crediti finanziari non correnti e titoli a lungo termine 3.837 4.213 (376) -8,9%
\n
( - ) Attivit\u00e0 finanziarie inerenti alle \u201cAttivit\u00e0 classificate come possedute
\n
per la vendita\u201d
\n
(262) (543) 281 51,7%
\n
( - ) Passivit\u00e0 finanziarie inerenti alle \u201cPassivit\u00e0 incluse in gruppi in
\n
dismissione classificate come possedute per la vendita\u201d
\n
1.150 1.435 (285) -19,9%
\n
INDEBITAMENTO FINANZIARIO NETTO
\n
(3)
\n
(60.163) (60.663) 500 0,8%
\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 2022 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, negoziati con finalit\u00e0 di copertura gestio-
\n
nale.
\n
Al 31 dicembre 2023 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 corren-
\n
ti\u201d per 2.383 milioni di euro (3.970 milioni di euro al 31 di-
\n
cembre 2022), \u201cDerivati finanziari attivi correnti\u201d per 6.407
\n
milioni di euro (14.830 milioni di euro al 31 dicembre 2022),
\n
\u201cDerivati finanziari passivi non correnti\u201d per 3.373 milioni di
\n
euro (5.895 milioni di euro al 31 dicembre 2022) e \u201cDerivati
\n
finanziari passivi correnti\u201d per 6.461
\n
milioni di euro (16.141
\n
milioni di euro al 31 dicembre 2022).
\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 at-
\n
tivit\u00e0 finanziarie correnti e non correnti.
\n
Milioni di euro Non correnti Correnti
\n
Note al 31.12.2023 al 31.12.2022 Note al 31.12.2023 al 31.12.2022
\n
Partecipazioni altre imprese al FVOCI 29 338 360 - -
\n
Titoli 29.1 505 447 30.1 81 78
\n
Crediti e altre attivit\u00e0 finanziarie valutate al FVOCI 39 94 - 201
\n
Totale 882 901 81 279
\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 01.01.2023 360 -
\n
Acquisizioni - -
\n
Vendite (7) -
\n
Variazioni del fair value con impatti a patrimonio netto (15) -
\n
Altre variazioni - -
\n
Saldo di chiusura al 31.12.2023 338 -
\n
Titoli e altri crediti al FVOCI
\n
Milioni di euro Non correnti Correnti
\n
Saldo di apertura al 01.01.2023 447 78
\n
Acquisizioni 160 -
\n
Vendite (14) (15)
\n
Variazioni del fair value con impatti a patrimonio netto 17 -
\n
Riclassifiche (105) 105
\n
Altre variazioni - (87)
\n
Saldo di chiusura al 31.12.2023 505 81
\n
\n", "dimensions": { "concept": "ifrs-full:DisclosureOfDebtSecuritiesExplanatory", "language": "it", "entity": "scheme:WOCMU6HCI0OJWNPRZS33", "period": "2023-01-01T00:00:00/2024-01-01T00:00:00" } }, "Tag187": { "value": "\n
\n
48. Strumenti finanziari per categoria
\n
Nella presente nota si forniscono le disclosure necessa-
\n
rie per la valutazione della significativit\u00e0 degli strumenti
\n
finanziari per la posizione finanziaria e la performance del
\n
Gruppo.
\n\n
\n
48.1 Attivit\u00e0 finanziarie per categoria
\n
La tabella seguente indica il valore contabile di ciascu-
\n
na categoria delle attivit\u00e0 finanziarie previste dall\u2019IFRS
\n
9, distinte tra attivit\u00e0 finanziarie correnti e non correnti,
\n
esponendo separatamente i derivati di copertura e i de-
\n
rivati misurati al fair value rilevato a Conto economico.
\n
Milioni di euro Non correnti Correnti
\n
Note al 31.12.2023 al 31.12.2022 al 31.12.2023 al 31.12.2022
\n
Attivit\u00e0 finanziarie al costo ammortizzato 48.1.1 5.709 5.732 28.495 40.176
\n
Attivit\u00e0 finanziarie al FVOCI 48.1.2 882 901 81 279
\n
Attivit\u00e0 finanziarie al fair value rilevato a Conto economico
\n
Derivati attivi al FVTPL 48.1.3 206 473 4.443 12.075
\n
Altre attivit\u00e0 finanziarie al FVTPL 48.1.3 4.341 3.442 219 1.048
\n
Totale attivit\u00e0 finanziarie al fair value rilevato a Conto economico 4.547 3.915 4.662 13.123
\n
Derivati attivi designati come strumenti di copertura
\n
Derivati di fair value hedge 48.1.4 113 37 - -
\n
Derivati di cash flow hedge 48.1.4 2.064 3.460 1.964 2.755
\n
Totale derivati attivi designati come strumenti di copertura 2.177 3.497 1.964 2.755
\n
TOTALE 13.315 14.045 35.202 56.333
\n
Per maggiori informazioni sulla rilevazione e classificazio-
\n
ne dei derivati attivi correnti e non correnti si prega di far
\n
riferimento 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
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 al 31.12.2023 al 31.12.2022 Note al 31.12.2023 al 31.12.2022
\n
Disponibilit\u00e0 liquide e mezzi equivalenti - - 35 6.772 10.169
\n
Crediti commerciali 34 1.726 1.388 34 16.047 15.217
\n
Quota corrente di crediti finanziari a lungo termine - - 30.1 1.007 2.838
\n
Cash collateral - - 30.1 2.899 8.319
\n
Altri crediti finanziari 29.1 3.332 3.767 30.1 30 2.090
\n
Attivit\u00e0 finanziarie da accordi per servizi in concessione al costo
\n
ammortizzato
\n
29 310 295 29 14 12
\n
Altre attivit\u00e0 finanziarie al costo ammortizzato 341 282 1.726 1.531
\n
Totale 5.709 5.732 28.495 40.176
\n
\n\n
\n\n
\n\n
\n\n
\n\n
\n\n
Per misurare le perdite attese, il Gruppo valuta i crediti com-
\n
merciali e le attivit\u00e0 derivanti da contratti con i clienti basan-
\n
dosi sull\u2019approccio semplificato, su base sia individuale (per
\n
esempio pubbliche amministrazioni, autorit\u00e0, controparti fi-
\n
nanziarie, venditori all\u2019ingrosso, trader e grandi societ\u00e0 ecc.)
\n
sia collettiva (per esempio clienti al dettaglio).
\n
In caso di valutazioni individuali, la PD \u00e8 ottenuta prevalente-
\n
mente da provider esterni.
\n
Diversamente, in caso di valutazioni su base collettiva, i crediti
\n
commerciali sono raggruppati in base alle caratteristiche di
\n
rischio di credito condivise e informazioni sullo scaduto, con-
\n
siderando una specifica definizione di default.
\n
In base a ciascun business e framework regolatorio locale,
\n
nonch\u00e9 alle differenze fra i portafogli di clienti, anche in ter-
\n
mini di tassi di default e recupero (comprese le aspettative di
\n
recupero oltre 90 giorni):
\n
\u2022
\n
il Gruppo applica principalmente una definizione di default
\n
basata su uno scaduto di 180 giorni e pertanto, oltre tale
\n
termine, si presume che i crediti commerciali siano dete-
\n
riorati (ovvero credit-impaired); e
\n
\u2022
\n
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 col-
\n
lettiva nonch\u00e9 per le attivit\u00e0 derivanti da contratti con i clienti,
\n
il Gruppo considera le seguenti assunzioni riguardo ai para-
\n
metri di ECL:
\n
\u2022
\n
la PD, ipotizzata pari al tasso medio di default, \u00e8 calcolata
\n
per cluster e considerando dati storici di almeno 24 mesi;
\n
\u2022
\n
la LGD \u00e8 funzione dei tassi di recupero di ciascun cluster,
\n
attualizzata in base al tasso di interesse effettivo; e
\n
\u2022
\n
l\u2019EAD \u00e8 stimata pari al valore contabile alla data di riferi-
\n
mento del bilancio al netto dei depositi di cassa, comprese
\n
le fatture emesse ma non scadute e le fatture da emettere.
\n
La tabella seguente indica la movimentazione del fondo per-
\n
dite attese su crediti finanziari (in base all\u2019approccio generale).
\n
Milioni di euro Fondo perdite attese 12 mesi Fondo perdite attese Lifetime
\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
Saldo di apertura al 01.01.2023 29 219
\n
Accantonamenti - 36
\n
Utilizzi - 11
\n
Rilasci a Conto economico (32) (6)
\n
Altre variazioni 45 9
\n
Saldo di chiusura al 31.12.2023 42 269
\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 01.01.2022 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
Saldo di apertura al 01.01.2023 3.783
\n
Accantonamenti 1.384
\n
Utilizzi (1.136)
\n
Rilasci a Conto economico (210)
\n
Altre variazioni (46)
\n
Saldo di chiusura al 31.12.2023 3.775
\n
\n\n
\n\n
\n\n
\n\n
\n
\n\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 01.01.2022 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
Saldo di apertura al 01.01.2023 56
\n
Accantonamenti 149
\n
Utilizzi -
\n
Rilasci a Conto economico (1)
\n
Altre variazioni (192)
\n
Saldo di chiusura al 31.12.2023 12
\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 at-
\n
tivit\u00e0 finanziarie correnti e non correnti.
\n
Milioni di euro Non correnti Correnti
\n
Note al 31.12.2023 al 31.12.2022 Note al 31.12.2023 al 31.12.2022
\n
Partecipazioni altre imprese al FVOCI 29 338 360 - -
\n
Titoli 29.1 505 447 30.1 81 78
\n
Crediti e altre attivit\u00e0 finanziarie valutate al FVOCI 39 94 - 201
\n
Totale 882 901 81 279
\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 01.01.2023 360 -
\n
Acquisizioni - -
\n
Vendite (7) -
\n
Variazioni del fair value con impatti a patrimonio netto (15) -
\n
Altre variazioni - -
\n
Saldo di chiusura al 31.12.2023 338 -
\n
Titoli e altri crediti al FVOCI
\n
Milioni di euro Non correnti Correnti
\n
Saldo di apertura al 01.01.2023 447 78
\n
Acquisizioni 160 -
\n
Vendite (14) (15)
\n
Variazioni del fair value con impatti a patrimonio netto 17 -
\n
Riclassifiche (105) 105
\n
Altre variazioni - (87)
\n
Saldo di chiusura al 31.12.2023 505 81
\n
\n\n
\n\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 a Conto
\n
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 al 31.12.2023 al 31.12.2022 Note al 31.12.2023 al 31.12.2022
\n
Derivati al FVTPL 51 206 473 51 4.443 12.075
\n
Investimenti in attivit\u00e0 liquide - - 35 29 872
\n
Titoli - - 30.1 - -
\n
Partecipazioni in altre imprese al FVTPL 29 8 6 - -
\n
Attivit\u00e0 finanziarie da accordi per servizi in concessione al FVTPL 29 4.080 3.436 - -
\n
Crediti finanziari da contratti Joint Development Agreement (JDA) al
\n
FVTPL
\n
123 - - -
\n
Altre attivit\u00e0 finanziarie al FVTPL 130 - 30, 30.1 190 176
\n
Totale 4.547 3.915 4.662 13.123
\n
\n\n
\n\n
\n\n
\n\n
\n\n
48.1.4 Derivati attivi designati come strumenti di
\n
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
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 al 31.12.2023 al 31.12.2022 al 31.12.2023 al 31.12.2022
\n
Passivit\u00e0 finanziarie valutate al costo ammortizzato 48.2.1 61.734 68.432 39.784 45.697
\n
Passivit\u00e0 finanziarie al fair value rilevato a Conto economico
\n
Derivati passivi al FVTPL 48.4 204 588 4.485 11.642
\n
Totale passivit\u00e0 finanziarie al fair value rilevato a Conto economico 204 588 4.485 11.642
\n
Derivati passivi designati come strumenti di copertura
\n
Derivati di fair value hedge 48.4 105 191 17 -
\n
Derivati di cash flow hedge 48.4 3.064 5.116 1.959 4.499
\n
Totale derivati passivi designati come strumenti di copertura 3.169 5.307 1.976 4.499
\n
TOTALE 65.107 74.327 46.245 61.838
\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
48.2.1 Passivit\u00e0 finanziarie valutate al costo
\n
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 al 31.12.2023 al 31.12.2022 Note al 31.12.2023 al 31.12.2022
\n
Finanziamenti a lungo termine 48.3 61.085 68.191 48.3 9.086 2.835
\n
Finanziamenti a breve termine - - 48.3 4.769 18.392
\n
Debiti commerciali 44 334 36 44 15.487 17.605
\n
Altri debiti finanziari 315 205 10.442 6.865
\n
Totale 61.734 68.432 39.784 45.697
\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) \u2013 Euro 70.171 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
Milioni di euro
\n
Valore
\n
nominale
\n
Saldo
\n
contabile
\n
Quota
\n
corrente
\n
Quota con
\n
scadenza
\n
oltre
\n
i 12 mesi Fair value
\n
Valore
\n
nominale
\n
Saldo
\n
contabile
\n
Quota
\n
corrente
\n
Quota con
\n
scadenza
\n
oltre
\n
i 12 mesi Fair value
\n
Variazione
\n
saldo
\n
contabile
\n
al 31.12.2023 al 31.12.2022
\n
Obbligazioni:
\n
- tasso fisso quotate
\n
29.539 29.163 4.686 24.477 27.885 30.355 29.892 978 28.914 27.468 (729)
\n
- tasso variabile quotate
\n
2.643 2.622 623 1.999 2.641 2.569 2.547 537 2.010 2.473 75
\n
- tasso fisso non quotate
\n
18.336 18.129 1.357 16.772 17.8 42 18.959 18.727 - 18.727 17. 249 (598)
\n
- tasso variabile non
\n
quotate
\n
428 428 97 331 456 525 525 97 428 600 (97)
\n
Totale obbligazioni
\n
50.946 50.342 6.763 43.579 48.824 52.408 51.691 1.612 50.079 47.79 0 (1.349)
\n
Finanziamenti bancari:
\n
- tasso fisso
\n
3.874 3.822 853 2.969 3.746 3.367 3.273 211 3.062 3.021 549
\n
- tasso variabile
\n
12.664 12.629 1.139 11.490 12.892 12.884 12.848 677 12.171 12.570 (219)
\n
- uso linee di credito
\n
revolving
\n
41 41 - 41 41 30 30 2 28 26 11
\n
Totale finanziamenti
\n
bancari
\n
16.579 16.492 1.992 14.500 16.679 16.281 16.151 890 15.261 15.617 341
\n
Leasing:
\n
- tasso fisso
\n
2.852 2.852 256 2.596 2.852 2.630 2.630 251 2.379 2.630 222
\n
- tasso variabile
\n
53 53 12 41 53 42 42 10 32 42 11
\n
Totale leasing
\n
2.905 2.905 268 2.637 2.905 2.672 2.672 261 2.411 2.672 233
\n
Altri finanziamenti non
\n
bancari
\n
(1)
\n
:
\n
- tasso fisso
\n
426 426 63 363 426 504 504 70 434 504 (78)
\n
- tasso variabile
\n
6 6 - 6 6 8 8 2 6 12 (2)
\n
Totale altri finanziamenti
\n
non bancari
\n
432 432 63 369 432 512 512 72 440 516 (80)
\n
Totale finanziamenti a
\n
tasso fisso
\n
55.027 54.392 7. 215 47. 177 52.751 55.815 55.026 1.510 53.516 50.872 (634)
\n
Totale finanziamenti a
\n
tasso variabile
\n
15.835 15.779 1.871 13.908 16.089 16.058 16.000 1.325 14.675 15.723 (221)
\n
TOTALE
\n
70.862 70.171 9.086 61.085 68.840 71.873 71.026 2.835 68.191 66.595 (855)
\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
Finanziamenti a lungo termine (incluse le quote in scadenza nei 12 mesi successivi) per valuta e tasso di interesse
\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 31.12.2023 al 31.12.2022 al 31.12.2023 al 31.12.2022
\n
Euro 35.865 36.166 34.993 35.383 2,5% 2,8% 1,9% 2,1%
\n
Dollaro statunitense 24.601 24.847 26.930 27.209 4,9% 5,2% 4,8% 5,1%
\n
Sterlina inglese 4.612 4.720 4.470 4.610 4,6% 4,8% 4,6% 4,8%
\n
Peso colombiano 1.884 1.888 1.310 1.310 13,5% 13,5% 10,3% 10,3%
\n
Real brasiliano 2.229 2.255 1.899 1.926 10,5% 10,6% 10,0% 10,2%
\n
Franco svizzero 382 382 359 360 1,8% 1,8% 1,8% 1,8%
\n
Peso cileno/UF 510 514 526 531 5,1% 5,2% 5,1% 5,2%
\n
Sol peruviano - - 429 429 5,3% 5,3%
\n
Altre valute 88 90 110 115
\n
Totale valute non euro 34.306 34.696 36.033 36.490
\n
TOTALE 70.171 70.862 71.026 71.873
\n
L\u2019indebitamento finanziario a lungo termine espresso in
\n
divise diverse dall\u2019euro ha sub\u00ecto un decremento di 1.727
\n
milioni di euro, attribuibile principalmente alle movimenta-
\n
zioni del debito in dollari statunitensi.
\n
Movimentazione del valore nozionale dei finanziamenti a lungo termine (incluse le quote in scadenza nei 12 mesi successivi)
\n
Milioni di euro
\n
Valore
\n
nominale Rimborsi
\n
Variaz.
\n
perimetro di
\n
consolid.
\n
Nuove
\n
emissioni Diff. di cambio
\n
Valore
\n
nominale
\n
al 31.12.2022 al 31.12.2023
\n
Obbligazioni 52.408 (2.798) (293) 1.900 (271) 50.946
\n
Finanziamenti 19.465 (3.208) (482) 4.193 (52) 19.916
\n
- di cui leasing 2.672 (406) (36) 677 (2) 2.905
\n
Totale indebitamento finanziario 71.873 (6.006) (775) 6.093 (323) 70.862
\n
Il valore nozionale dell\u2019indebitamento a lungo termine, pari
\n
a 70.862 milioni di euro al 31 dicembre 2023, registra un
\n
decremento di 1.011 milioni di euro rispetto al 31 dicembre
\n
2022; tale diminuzione \u00e8 stata determinata da rimborsi pari
\n
a 6.006 milioni di euro, da variazioni del perimetro di conso-
\n
lidamento per 775 milioni di euro e da variazioni positive dei
\n
cambi pari a 323 milioni di euro, solo parzialmente compen-
\n
sate da nuove emissioni pari a 6.093 milioni di euro.
\n
I rimborsi effettuati nel corso del 2023 sono relativi a pre-
\n
stiti obbligazionari per un importo pari a 2.798 milioni di
\n
euro e a finanziamenti per un importo pari a 3.208 milioni
\n
di euro.
\n
Nello specifico, tra i rimborsi di obbligazioni effettuati nel
\n
corso del 2023 si segnalano:
\n
\u2022
\n
1.250 milioni di dollari statunitensi (equivalenti a 1.132
\n
milioni di euro al 31 dicembre 2023), relativi a un pre-
\n
stito obbligazionario ibrido di Enel SpA oggetto di ten-
\n
der offer parziale nei primi mesi del 2023 e rimborsato
\n
completamente nel mese di settembre 2023;
\n
\u2022
\n
100 milioni di euro relativi a un prestito obbligazionario
\n
a tasso variabile emesso da Enel Finance International,
\n
scaduto a febbraio 2023;
\n
\u2022
\n
290.130 milioni di pesos colombiani (equivalenti a 68
\n
milioni di euro al 31 dicembre 2023) relativi a un pre-
\n
stito obbligazionario a tasso variabile emesso da Enel
\n
Colombia, scaduto a febbraio 2023;
\n
\u2022
\n
280.000 milioni di pesos colombiani (equivalenti a 65
\n
milioni di euro al 31 dicembre 2023) relativi a un prestito
\n
obbligazionario a tasso fisso emesso da Enel Colombia,
\n
scaduto a marzo 2023;
\n
\u2022
\n
50 milioni di euro relativi a un prestito obbligazionario
\n
a tasso variabile emesso da Enel Finance International,
\n
scaduto a marzo 2023;
\n
\u2022
\n
585 milioni di euro relativi a un prestito obbligazionario
\n
a tasso fisso emesso da Enel Finance International, sca-
\n
duto ad aprile 2023;
\n
\u2022
\n
305 milioni di real brasiliani (equivalenti a 57 milioni di
\n
euro al 31 dicembre 2023) relativi a un prestito obbliga-
\n
\n\n
\n\n
\n\n

\n\n

\n\n
zionario a tasso variabile emesso da Enel Distribui\u00e7\u00e3o
\n
S\u00e3o Paulo, scaduto ad aprile 2023;
\n
\u2022
\n
300 milioni di euro relativi a un prestito obbligazionario
\n
a tasso fisso emesso da Enel Finance International, sca-
\n
duto a settembre 2023;
\n
\u2022
\n
698 milioni di real brasiliani (equivalenti a 130 milioni di
\n
euro al 31 dicembre 2023) relativi a un prestito obbli-
\n
gazionario amortizing a tasso variabile emesso da Enel
\n
Distribui\u00e7\u00e3o S\u00e3o Paulo, scaduto a settembre 2023.
\n
Tra i principali rimborsi dei finanziamenti effettuati nell\u2019e-
\n
sercizio si evidenziano:
\n
\u2022
\n
200 milioni di euro relativi a linee di credito revolving a
\n
tasso variabile di Enel SpA;
\n
\u2022
\n
367 milioni di euro relativi a finanziamenti sostenibili da
\n
parte delle societ\u00e0 italiane del Gruppo;
\n
\u2022
\n
1.493 milioni di euro relativi a finanziamenti di Endesa,
\n
di cui 452 milioni di euro relativi a finanziamenti soste-
\n
nibili;
\n
\u2022
\n
un controvalore di 322 milioni di euro relativo a societ\u00e0
\n
sudamericane.
\n
Le emissioni effettuate nel corso del 2023 sono relative a
\n
prestiti obbligazionari per un importo di 1.900 milioni di
\n
euro e a finanziamenti per 4.193 milioni di euro.
\n
Di seguito le caratteristiche principali delle operazioni fi-
\n
nanziarie effettuate nel corso del 2023 e convertite in euro
\n
al cambio del 29 dicembre 2023.
\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 20.02.2023 750 EUR 4,00% Tasso fisso 20.02.2031
\n
Enel Finance International 20.02.2023 750 EUR 4,50% Tasso fisso 20.02.2043
\n
Enel Distribui\u00e7\u00e3o Cear\u00e1 11.01.2023 177 BRL CDI + 1,48% Tasso variabile 11.01.2026
\n
Enel Distribui\u00e7\u00e3o Cear\u00e1 11.05.2023 93 BRL CDI + 1,65% Tasso variabile 15.05.2024
\n
Enel Distribui\u00e7\u00e3o Cear\u00e1 26.06.2023 121 BRL CDI + 1,65% Tasso variabile 28.06.2024
\n
Totale obbligazioni 1.891
\n
Finanziamenti bancari
\n
Enel SpA 24.07.2023 200 EUR Euribor 3M + 0,35% Tasso variabile 03.05.2024
\n
e-distribuzione 20.10.2023 500 EUR Euribor 6M + 0,55% Tasso variabile 20.10.2038
\n
Enel X Way Italia 07.08.2023 70 EUR Euribor 6M + 0,56% Tasso variabile 09.08.2038
\n
Enel Italia 15.06.2023 60 EUR Euribor 6M + 0,56% Tasso variabile 15.06.2038
\n
Enel Finance America 04.04.2023 335 USD SOFR 6M CPM + 1,22% Tasso variabile 15.05.2034
\n
Endesa 30.04.2023 50 EUR 0,26% Tasso fisso 31.07.2028
\n
Endesa 03.05.2023 425 EUR 4,18% Tasso fisso 03.05.2028
\n
Endesa 04.05.2023 75 EUR 3,98% Tasso fisso 04.05.2028
\n
Endesa 05.05.2023 125 EUR 4,63% Tasso fisso 05.05.2028
\n
Endesa 03.07.2023 300 EUR Euribor 6M + 0,80% Tasso variabile 28.06.2035
\n
Endesa 21.12.2023 400 EUR Euribor 6M + 0,72% Tasso variabile 21.12.2028
\n
Enel Chile 13.04.2023 68 USD SOFR 1M + 1,33% Tasso variabile 26.06.2024
\n
Enel Chile 21.07.2023 72 USD 5,46% Tasso fisso 21.07.2038
\n
Enel Chile 20.12.2023 74 USD 5,62% Tasso fisso 21.12.2038
\n
Enel Distribui\u00e7\u00e3o S\u00e3o
\n
Paulo
\n
20.04.2023 50 USD 4,38% Tasso fisso 20.04.2038
\n
Enel Colombia 12.04.2023 160 COP IBR O/N 3M + 3,7% Tasso variabile 12.04.2028
\n
Enel Colombia 30.11.2023 283 COP IBR O/N 3M + 3,1% Tasso variabile 15.10.2031
\n
Enel Colombia 21.12.2023 70 COP IBR 3M + 3,85% Tasso variabile 21.12.2027
\n
Totale finanziamenti bancari 3.317
\n

\n\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 31.12.2023 al 31.12.2022
\n
Struttura iniziale
\n
del debito
\n
Impatto
\n
copertura
\n
del debito
\n
Struttura del debito
\n
dopo la copertura
\n
Struttura iniziale
\n
del debito
\n
Impatto
\n
copertura
\n
del debito
\n
Struttura del debito
\n
dopo la copertura
\n
Saldo
\n
contabile
\n
Valore
\n
nominale %
\n
Saldo
\n
contabile
\n
Valore
\n
nominale %
\n
Euro 35.865 36.166 51,0% 21.862 58.028 81,9% 34.993 35.383 49,2% 23.473 58.856 81,9%
\n
Dollaro statunitense 24.601 24.847 35,1% (17.850) 6.997 9,9% 26.930 27.209 37,9% (19.759) 7.45 0 10,4%
\n
Sterlina inglese 4.612 4.720 6,7% (4.720) - - 4.470 4.610 6,4% (4.610) - -
\n
Peso colombiano 1.884 1.888 2,7% - 1.888 2,7% 1.310 1.310 1,8% - 1.310 1,8%
\n
Real brasiliano 2.229 2.255 3,2% 1.047 3.302 4,7% 1.899 1.926 2,7% 1.205 3.131 4,4%
\n
Franco svizzero 382 382 0,5% (382) - - 359 360 0,5% (360) - -
\n
Peso cileno/UF 510 514 0,7% - 514 0,7% 526 531 0,7% - 531 0,7%
\n
Sol peruviano - - - - - - 429 429 0,6% - 429 0,6%
\n
Altre valute 88 90 0,1% 43 133 0,2% 110 115 0,2% 51 166 0,2%
\n
Totale valute non
\n
euro
\n
34.306 34.696 49,0% (21.862) 12.834 18,1% 36.033 36.490 50,8% (23.473) 13.017 18,1%
\n
TOTALE 70.171 70.862 100,0% - 70.862 100,0% 71.026 71.873 100,0% - 71.873 100,0%
\n
L\u2019ammontare dell\u2019indebitamento a tasso variabile che non
\n
\u00e8 oggetto di copertura del rischio di tasso di interesse
\n
rappresenta il principale elemento di rischio a causa del
\n
potenziale impatto negativo sul Conto economico, in ter-
\n
mini di maggiori oneri finanziari, nel caso di un eventuale
\n
aumento del livello dei tassi di interesse di mercato.
\n
Milioni di euro 2023 2022
\n
Valore nominale
\n
ante copertura %
\n
Valore nominale
\n
post-copertura %
\n
Valore nominale
\n
ante copertura %
\n
Valore nominale
\n
post-copertura %
\n
Tasso variabile 20.604 27, 2% 17. 241 22,8% 34.450 38,2% 31.353 34,7%
\n
Tasso fisso 55.027 72,8% 58.389 77,2% 55.815 61,8% 58.912 65,3%
\n
Totale 75.631 75.630 90.265 90.265
\n
Al 31 dicembre 2023 il 27,2% del valore nominale di finan-
\n
ziamenti a lungo e a breve termine \u00e8 espresso a tassi va-
\n
riabili (38,2% al 31 dicembre 2022). Tenuto conto delle ope-
\n
razioni di copertura dal rischio tasso di interesse in hedge
\n
accounting, risultate efficaci in base a quanto previsto da-
\n
gli IFRS-EU, l\u2019esposizione al rischio tasso di interesse al 31
\n
dicembre 2023 risulta pari al 22,8% del valore nominale di
\n
finanziamenti a lungo e a breve termine (34,7% al 31 dicem-
\n
bre 2022). Tali risultati sono in linea con i limiti stabiliti nelle
\n
policy di risk management.
\n
Indebitamento finanziario a lungo termine - Principali
\n
covenant
\n
I principali debiti finanziari a lungo termine del Gruppo con-
\n
tengono i covenant tipici della prassi internazionale. Tali in-
\n
debitamenti sono rappresentati, in particolare, dalle emis-
\n
sioni obbligazionarie effettuate nell\u2019ambito dei programmi
\n
di Global/Euro Medium Term Notes, dalle emissioni di stru-
\n
menti obbligazionari non convertibili, subordinati ibridi (i c.d.
\n
\u201cBond Ibridi\u201d) e dai finanziamenti concessi dalle banche e da
\n
altri istituti finanziari (tra cui la Banca Europea per gli Investi-
\n
menti 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
\n
NV, garantiti da Enel SpA, utilizzati per finanziare i c.d. \u201celi-
\n
gible 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
\n
clausole di \u201cnegative pledge\u201d, in base alle quali l\u2019emittente
\n
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

\n\n\n\n

\n\n\n\n

\n\n\n\n

\n\n

\n\n
\n
nanziari, a meno che gli stessi vincoli non siano estesi
\n
pariteticamente o pro quota ai prestiti obbligazionari in
\n
questione;
\n
\u2022
\n
clausole di \u201cpari passu\u201d, in base alle quali i titoli obbliga-
\n
zionari e le relative garanzie costituiscono diretto, incon-
\n
dizionato 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
\n
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 rimbor-
\n
so solo in caso di scioglimento o liquidazione della Societ\u00e0,
\n
possono essere riassunti come segue:
\n
\u2022
\n
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 strumenti
\n
di \u201cequity\u201d;
\n
\u2022
\n
divieto di fusione con un\u2019altra societ\u00e0 e divieto di vendita
\n
o locazione di tutti o di una parte sostanziale dei propri
\n
asset a un\u2019altra societ\u00e0, a meno che quest\u2019ultima non su-
\n
bentri in tutte le obbligazioni in essere dell\u2019emittente.
\n
I principali covenant previsti nei contratti di finanziamento
\n
di Enel SpA ed Enel Finance International NV e delle altre
\n
societ\u00e0 del Gruppo, inclusi i \u201cSustainability-Linked Loan\u201d
\n
facility agreement sottoscritti da Enel SpA, possono essere
\n
riassunti come segue
\n
(52)
\n
:
\n
\u2022
\n
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
\n
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
\n
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
\n
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
\n
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
\n
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
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 in
\n
considerazione prevedono gli \u201cevents of default\u201d tipici della
\n
prassi internazionale, quali, per esempio, insolvenza, proce-
\n
dure concorsuali e cessazione dell\u2019attivit\u00e0 d\u2019impresa.
\n
Inoltre, si precisa che le garanzie rilasciate da Enel nell\u2019inte-
\n
resse di e-distribuzione SpA, in relazione ad alcuni contratti
\n
di finanziamento stipulati tra la stessa e-distribuzione SpA
\n
e Cassa Depositi e Prestiti SpA, prevedono che, al termine
\n
di ogni periodo semestrale di misurazione, l\u2019indebitamento
\n
finanziario netto consolidato di Enel non ecceda 4,5 volte
\n
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 Genera-
\n
ci\u00f3n Chile SA) contiene i covenant e gli \u201cevents of default\u201d
\n
tipici della prassi internazionale.
\n
(52) Si fa presente che il finanziamento sustainability-linked sottoscritto il 30 settembre 2022 da Enel Finance America LLC in qualit\u00e0 di prenditore e da Enel SpA
\n
(in qualit\u00e0 di garante) con EKF Denmark\u2019s Export Credit Agency e Citi prevede alcuni impegni aggiuntivi, quali:
\n
\u2022 una clausola di \u201cdanno reputazionale\u201d, in base alla quale la banca finanziatrice pu\u00f2 richiedere la cancellazione dell\u2019impegno finanziario da essa assunto e il
\n
pagamento anticipato delle somme erogate, qualora si verifichi un danno accertato alla reputazione propria o di altri soggetti in conseguenza di sostanziali
\n
violazioni di talune normative;
\n
\u2022 l\u2019impegno, anche del garante, ad assicurare il rispetto di determinate normative e standard ambientali e sociali.
\n

\n\n\n\n

\n\n\n\n

\n\n\n\n

\n\n

\n\n
\n
48.3.2 Finanziamenti a breve termine \u2013 Euro 4.769
\n
milioni
\n
Al 31 dicembre 2023 i finanziamenti a breve termine am-
\n
montano complessivamente a 4.769 milioni di euro, regi-
\n
strando un decremento di 13.623 milioni di euro rispetto
\n
al 31 dicembre 2022, e sono dettagliati nella tabella che
\n
segue:
\n
Milioni di euro
\n
al 31.12.2023 al 31.12.2022 2023-2022
\n
Debiti verso banche a breve termine 393 1.320 (927)
\n
Commercial paper 2.499 13.838 (11.339)
\n
Cash collateral e altri finanziamenti su derivati 1.383 1.513 (130)
\n
Altri finanziamenti a breve termine
\n
(1)
\n
494 1.721 (1.227)
\n
Totale finanziamenti a breve termine 4.769 18.392 (13.623)
\n
(1) Non include debiti finanziari correnti ricompresi nelle \u201cAltre passivit\u00e0 finanziarie correnti\u201d inclusi nell\u2019indebitamento finanziario a breve termine.
\n
I debiti rappresentati da commercial paper, pari a 2.499
\n
milioni di euro, si riferiscono alle emissioni in capo a Enel
\n
Finance International ed Enel Finance America.
\n
Tra i programmi di commercial paper si segnalano:
\n
\u2022
\n
8.000 milioni di euro di Enel Finance International;
\n
\u2022
\n
5.000 milioni di euro di Endesa;
\n
\u2022
\n
5.000 milioni di dollari statunitensi, equivalenti a 4.526 mi-
\n
lioni di euro al 31 dicembre 2023, di Enel Finance America.
\n
Al 31 dicembre 2023 l\u2019intero ammontare delle commercial
\n
paper, pari a 2.499 milioni di euro, \u00e8 legato a obiettivi di so-
\n
stenibilit\u00e0.
\n
La finanza sustainability-linked secondo Enel
\n
Le nuove emissioni obbligazionarie sustainability-linked,
\n
unitamente a tutte le operazioni di finanza sostenibile
\n
strutturate dell'ultimo anno, hanno consentito di raggiun-
\n
gere a fine 2023 un rapporto tra fonti di finanziamento
\n
sostenibili e debito lordo complessivo del Gruppo pari al
\n
64%, con l\u2019obiettivo di raggiungere circa il 70% nel 2026.
\n
Di seguito si riportano i KPI e i target inclusi nell\u2019ultimo
\n
aggiornamento del \u201cSustainability-Linked Financing Fra-
\n
mework\u201d di Enel, pubblicato a gennaio 2024.
\n
KPI
\n
Valore
\n
consuntivato Sustainability Performance Targets (SPT)
\n
2023 2023 2024 2025 2026 2030 2040
\n
Intensit\u00e0 delle emissioni di GHG Scope 1 relative alla produzione di
\n
energia elettrica (gCO
\n
2eq
\n
/kWh)
\n
160 148 140 130 125 72 0
\n
Intensit\u00e0 delle emissioni di GHG Scope 1 e 3 relative all\u2019Integrated
\n
Power (gCO
\n
2eq
\n
/kWh)
\n
168 135 135 73 0
\n
Emissioni assolute di GHG Scope 3 relative al Gas Retail (MtCO
\n
2eq
\n
) 16,8 20,9 20,0 11,4 0
\n
Percentuale di capacit\u00e0 installata rinnovabile (%) 68,2 65 69 73 74 80 100
\n
Percentuale di Capex allineata alla tassonomia dell\u2019UE (%) 84,8
\n
>80%
\n
(2023-
\n
2025)
\n
(53)
\n
>80%
\n
(2024-
\n
2026)
\n
(54)
\n
L\u2019andamento degli indicatori riportati in tabella \u00e8 periodi-
\n
camente riscontrato da un verificatore esterno.
\n
La guerra in Ucraina e le conseguenti restrizioni alle im-
\n
portazioni di gas dalla Russia nell\u2019UE, che hanno causato
\n
una diminuzione della disponibilit\u00e0 di gas accompagnata
\n
da un\u2019impennata dei prezzi all'ingrosso dell\u2019elettricit\u00e0 e del
\n
gas con gravi effetti per le famiglie e le imprese, hanno
\n
indotto i Governi dell'UE ad attuare una serie di risposte
\n
politiche per mitigare l\u2019impatto dell\u2019aumento dei costi e
\n
garantire la stabilit\u00e0 del sistema energetico.
\n
Nonostante tali misure regolatorie, il Gruppo \u00e8 riuscito a
\n
ridurre le emissioni dirette e indirette di gas serra lungo
\n
l\u2019intera catena del valore del 26,3% complessivamente,
\n
rispetto all\u2019anno precedente. Inoltre, il Gruppo ha anche
\n
ridotto l\u2019intensit\u00e0 delle emissioni GHG di Scope 1 relative
\n
alla produzione di energia elettrica di oltre il 30,6%, pas-
\n
sando da 229 gCO
\n
2eq
\n
/kWh nel 2022 a 160 gCO
\n
2eq
\n
/kWh nel
\n
2023. Tale riduzione \u00e8 il risultato di un aumento del 12,9%
\n
(53) SPT con periodo di osservazione cumulato 2023-2025.
\n
(54) SPT con periodo di osservazione cumulato 2024-2026.
\n

\n\n\n\n

\n\n\n\n

\n\n\n\n

\n\n

\n\n
della produzione consolidata da fonti rinnovabili e di una
\n
riduzione del 37,5% della produzione consolidata da fonte
\n
termoelettrica, rispetto al 2022, come conseguenza della
\n
strategia del Gruppo di spostare il proprio portafoglio di
\n
mix energetico verso le fonti rinnovabili e di avanzare nel
\n
processo di decarbonizzazione.
\n
Si segnala, per\u00f2, che a causa della crisi senza precedenti
\n
che il sistema energetico europeo ha affrontato nel 2022 e
\n
nel 2023, la riduzione delle emissioni del Gruppo effettuata
\n
nel 2023 non \u00e8 stata sufficiente a raggiungere il target di
\n
intensit\u00e0 delle emissioni GHG di Scope 1 relative alla gene-
\n
razione di energia elettrica fissato per il 2023 e annunciato
\n
in occasione del Capital Markets Day tenutosi a novembre
\n
2020 per il lancio del Piano Strategico 2021-2023. A causa
\n
della crisi energetica, l\u2019intensit\u00e0 si \u00e8 attestata su un valore
\n
leggermente superiore al target di 148 gCO2eq/kWh. In
\n
assenza del suddetto effetto, Enel sarebbe stata in grado
\n
di raggiungere un livello di intensit\u00e0 di emissioni ben al di
\n
sotto del target di 148 gCO
\n
2eq
\n
/kWh.
\n
Di conseguenza, gli strumenti sustainability-linked del
\n
Gruppo che fissano il target Scope 1 di intensit\u00e0 di gene-
\n
razione di energia elettrica a 148 gCO
\n
2eq
\n
/kWh per il 2023
\n
saranno soggetti a un aumento del relativo margine.
\n

\n\n\n\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
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 2023 2022
\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 (1.112) (1.320) (1.242) (1.305)
\n
Attivit\u00e0 finanziarie al FVOCI
\n
Partecipazioni al FVOCI - - - -
\n
Altre attivit\u00e0 finanziarie al FVOCI 15 - (4) -
\n
Totale attivit\u00e0 finanziarie al FVOCI 15 - (4) -
\n
Attivit\u00e0 finanziarie al FVTPL
\n
Attivit\u00e0 finanziarie al FVTPL 6 - 9 -
\n
Attivit\u00e0 designate alla rilevazione iniziale (fair value option) - - - -
\n
Totale attivit\u00e0 finanziarie al FVTPL 6 - 9 -
\n
Passivit\u00e0 finanziarie valutate al costo ammortizzato (2.759) - (2.357) -
\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
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", "dimensions": { "concept": "ifrs-full:DisclosureOfFinancialInstrumentsExplanatory", "language": "it", "entity": "scheme:WOCMU6HCI0OJWNPRZS33", "period": "2023-01-01T00:00:00/2024-01-01T00:00:00" } }, "Tag188": { "value": "\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 al 31.12.2023 al 31.12.2022 Note al 31.12.2023 al 31.12.2022
\n
Disponibilit\u00e0 liquide e mezzi equivalenti - - 35 6.772 10.169
\n
Crediti commerciali 34 1.726 1.388 34 16.047 15.217
\n
Quota corrente di crediti finanziari a lungo termine - - 30.1 1.007 2.838
\n
Cash collateral - - 30.1 2.899 8.319
\n
Altri crediti finanziari 29.1 3.332 3.767 30.1 30 2.090
\n
Attivit\u00e0 finanziarie da accordi per servizi in concessione al costo
\n
ammortizzato
\n
29 310 295 29 14 12
\n
Altre attivit\u00e0 finanziarie al costo ammortizzato 341 282 1.726 1.531
\n
Totale 5.709 5.732 28.495 40.176
\n
\n\n
\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 34.202 milioni di euro al 31 dicembre 2023
\n
(45.788 milioni di euro al 31 dicembre 2022) e sono rilevate
\n
al netto del fondo perdite attese, pari a 4.098 milioni di
\n
euro al 31 dicembre 2023 (4.087 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
\n
disponibilit\u00e0 liquide e mezzi equivalenti;
\n
\u2022
\n
crediti commerciali e attivit\u00e0 derivanti da contratti con
\n
clienti;
\n
\u2022
\n
crediti finanziari; e
\n
\u2022
\n
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
\n
approcci:
\n
\u2022
\n
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
\n
l\u2019ECL a 12 mesi, per le attivit\u00e0 finanziarie che non
\n
hanno sub\u00edto un incremento significativo del rischio
\n
di credito rispetto alla rilevazione iniziale;
\n
\u2013
\n
l\u2019ECL Lifetime, per le attivit\u00e0 finanziarie che han-
\n
no sub\u00edto un incremento significativo del rischio di
\n
credito o che risultano deteriorate (ovvero in default
\n
sulla base di informazioni relative allo scaduto);
\n
\u2022
\n
l\u2019approccio semplificato, per i crediti commerciali, le at-
\n
tivit\u00e0 derivanti da contratti con i clienti e crediti per le-
\n
asing con o senza componente finanziaria significativa,
\n
in base alla ECL Lifetime senza tracciare le variazioni del
\n
rischio di credito.
\n
La rettifica forward-looking potr\u00e0 essere applicata con-
\n
siderando 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
\n
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
\n
base collettiva, quando il reperimento di informazioni
\n
ragionevoli e supportabili per verificare le perdite attese
\n
su base individuale richiederebbe costi o sforzi ecces-
\n
sivi.
\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 (ovvero write-off) costituisce un
\n
evento di derecognition (per esempio estinzione, trasfe-
\n
rimento o scadenza del diritto a incassare dei flussi finan-
\n
ziari).
\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 31.12.2023 al 31.12.2022
\n
Importo lordo
\n
Fondo perdite
\n
attese Totale Importo lordo
\n
Fondo perdite
\n
attese Totale
\n
Disponibilit\u00e0 liquide e mezzi equivalenti 6.772 - 6.772 10.169 - 10.169
\n
Crediti commerciali 21.548 3.775 17.7 73 20.388 3.783 16.605
\n
Crediti finanziari 7.579 311 7. 26 8 17. 2 62 248 17.014
\n
Altre attivit\u00e0 finanziarie al costo ammortizzato 2.403 12 2.391 2. 176 56 2.120
\n
Totale 38.302 4.098 34.204 49.995 4.087 45.908
\n
\n\n
Per misurare le perdite attese, il Gruppo valuta i crediti com-
\n
merciali e le attivit\u00e0 derivanti da contratti con i clienti basan-
\n
dosi sull\u2019approccio semplificato, su base sia individuale (per
\n
esempio pubbliche amministrazioni, autorit\u00e0, controparti fi-
\n
nanziarie, venditori all\u2019ingrosso, trader e grandi societ\u00e0 ecc.)
\n
sia collettiva (per esempio clienti al dettaglio).
\n
In caso di valutazioni individuali, la PD \u00e8 ottenuta prevalente-
\n
mente da provider esterni.
\n
Diversamente, in caso di valutazioni su base collettiva, i crediti
\n
commerciali sono raggruppati in base alle caratteristiche di
\n
rischio di credito condivise e informazioni sullo scaduto, con-
\n
siderando una specifica definizione di default.
\n
In base a ciascun business e framework regolatorio locale,
\n
nonch\u00e9 alle differenze fra i portafogli di clienti, anche in ter-
\n
mini di tassi di default e recupero (comprese le aspettative di
\n
recupero oltre 90 giorni):
\n
\u2022
\n
il Gruppo applica principalmente una definizione di default
\n
basata su uno scaduto di 180 giorni e pertanto, oltre tale
\n
termine, si presume che i crediti commerciali siano dete-
\n
riorati (ovvero credit-impaired); e
\n
\u2022
\n
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 col-
\n
lettiva nonch\u00e9 per le attivit\u00e0 derivanti da contratti con i clienti,
\n
il Gruppo considera le seguenti assunzioni riguardo ai para-
\n
metri di ECL:
\n
\u2022
\n
la PD, ipotizzata pari al tasso medio di default, \u00e8 calcolata
\n
per cluster e considerando dati storici di almeno 24 mesi;
\n
\u2022
\n
la LGD \u00e8 funzione dei tassi di recupero di ciascun cluster,
\n
attualizzata in base al tasso di interesse effettivo; e
\n
\u2022
\n
l\u2019EAD \u00e8 stimata pari al valore contabile alla data di riferi-
\n
mento del bilancio al netto dei depositi di cassa, comprese
\n
le fatture emesse ma non scadute e le fatture da emettere.
\n
La tabella seguente indica la movimentazione del fondo per-
\n
dite attese su crediti finanziari (in base all\u2019approccio generale).
\n
Milioni di euro Fondo perdite attese 12 mesi Fondo perdite attese Lifetime
\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
Saldo di apertura al 01.01.2023 29 219
\n
Accantonamenti - 36
\n
Utilizzi - 11
\n
Rilasci a Conto economico (32) (6)
\n
Altre variazioni 45 9
\n
Saldo di chiusura al 31.12.2023 42 269
\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 01.01.2022 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
Saldo di apertura al 01.01.2023 3.783
\n
Accantonamenti 1.384
\n
Utilizzi (1.136)
\n
Rilasci a Conto economico (210)
\n
Altre variazioni (46)
\n
Saldo di chiusura al 31.12.2023 3.775
\n
\n\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 01.01.2022 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
Saldo di apertura al 01.01.2023 56
\n
Accantonamenti 149
\n
Utilizzi -
\n
Rilasci a Conto economico (1)
\n
Altre variazioni (192)
\n
Saldo di chiusura al 31.12.2023 12
\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": "2023-01-01T00:00:00/2024-01-01T00:00:00" } }, "Tag189": { "value": "\n
\n\n
\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 34.202 milioni di euro al 31 dicembre 2023
\n
(45.788 milioni di euro al 31 dicembre 2022) e sono rilevate
\n
al netto del fondo perdite attese, pari a 4.098 milioni di
\n
euro al 31 dicembre 2023 (4.087 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
\n
disponibilit\u00e0 liquide e mezzi equivalenti;
\n
\u2022
\n
crediti commerciali e attivit\u00e0 derivanti da contratti con
\n
clienti;
\n
\u2022
\n
crediti finanziari; e
\n
\u2022
\n
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
\n
approcci:
\n
\u2022
\n
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
\n
l\u2019ECL a 12 mesi, per le attivit\u00e0 finanziarie che non
\n
hanno sub\u00edto un incremento significativo del rischio
\n
di credito rispetto alla rilevazione iniziale;
\n
\u2013
\n
l\u2019ECL Lifetime, per le attivit\u00e0 finanziarie che han-
\n
no sub\u00edto un incremento significativo del rischio di
\n
credito o che risultano deteriorate (ovvero in default
\n
sulla base di informazioni relative allo scaduto);
\n
\u2022
\n
l\u2019approccio semplificato, per i crediti commerciali, le at-
\n
tivit\u00e0 derivanti da contratti con i clienti e crediti per le-
\n
asing con o senza componente finanziaria significativa,
\n
in base alla ECL Lifetime senza tracciare le variazioni del
\n
rischio di credito.
\n
La rettifica forward-looking potr\u00e0 essere applicata con-
\n
siderando 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
\n
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
\n
base collettiva, quando il reperimento di informazioni
\n
ragionevoli e supportabili per verificare le perdite attese
\n
su base individuale richiederebbe costi o sforzi ecces-
\n
sivi.
\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 (ovvero write-off) costituisce un
\n
evento di derecognition (per esempio estinzione, trasfe-
\n
rimento o scadenza del diritto a incassare dei flussi finan-
\n
ziari).
\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 31.12.2023 al 31.12.2022
\n
Importo lordo
\n
Fondo perdite
\n
attese Totale Importo lordo
\n
Fondo perdite
\n
attese Totale
\n
Disponibilit\u00e0 liquide e mezzi equivalenti 6.772 - 6.772 10.169 - 10.169
\n
Crediti commerciali 21.548 3.775 17.7 73 20.388 3.783 16.605
\n
Crediti finanziari 7.579 311 7. 26 8 17. 2 62 248 17.014
\n
Altre attivit\u00e0 finanziarie al costo ammortizzato 2.403 12 2.391 2. 176 56 2.120
\n
Totale 38.302 4.098 34.204 49.995 4.087 45.908
\n
\n\n
\n\n
\n\n
\n\n
48.1.3 Attivit\u00e0 finanziarie al fair value rilevato a Conto
\n
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 al 31.12.2023 al 31.12.2022 Note al 31.12.2023 al 31.12.2022
\n
Derivati al FVTPL 51 206 473 51 4.443 12.075
\n
Investimenti in attivit\u00e0 liquide - - 35 29 872
\n
Titoli - - 30.1 - -
\n
Partecipazioni in altre imprese al FVTPL 29 8 6 - -
\n
Attivit\u00e0 finanziarie da accordi per servizi in concessione al FVTPL 29 4.080 3.436 - -
\n
Crediti finanziari da contratti Joint Development Agreement (JDA) al
\n
FVTPL
\n
123 - - -
\n
Altre attivit\u00e0 finanziarie al FVTPL 130 - 30, 30.1 190 176
\n
Totale 4.547 3.915 4.662 13.123
\n
\n\n
\n", "dimensions": { "concept": "ifrs-full:DisclosureOfFinancialInstrumentsHeldForTradingExplanatory", "language": "it", "entity": "scheme:WOCMU6HCI0OJWNPRZS33", "period": "2023-01-01T00:00:00/2024-01-01T00:00:00" } }, "Tag190": { "value": "\n
\n\n
\n\n
\n\n
\n\n
48.1.3 Attivit\u00e0 finanziarie al fair value rilevato a Conto
\n
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 al 31.12.2023 al 31.12.2022 Note al 31.12.2023 al 31.12.2022
\n
Derivati al FVTPL 51 206 473 51 4.443 12.075
\n
Investimenti in attivit\u00e0 liquide - - 35 29 872
\n
Titoli - - 30.1 - -
\n
Partecipazioni in altre imprese al FVTPL 29 8 6 - -
\n
Attivit\u00e0 finanziarie da accordi per servizi in concessione al FVTPL 29 4.080 3.436 - -
\n
Crediti finanziari da contratti Joint Development Agreement (JDA) al
\n
FVTPL
\n
123 - - -
\n
Altre attivit\u00e0 finanziarie al FVTPL 130 - 30, 30.1 190 176
\n
Totale 4.547 3.915 4.662 13.123
\n
\n\n
\n\n
\n\n
\n\n
\n", "dimensions": { "concept": "ifrs-full:DisclosureOfFinancialInstrumentsAtFairValueThroughProfitOrLossExplanatory", "language": "it", "entity": "scheme:WOCMU6HCI0OJWNPRZS33", "period": "2023-01-01T00:00:00/2024-01-01T00:00:00" } }, "Tag191": { "value": "\n
\n\n
\n\n
\n\n
48.1.3 Attivit\u00e0 finanziarie al fair value rilevato a Conto
\n
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 al 31.12.2023 al 31.12.2022 Note al 31.12.2023 al 31.12.2022
\n
Derivati al FVTPL 51 206 473 51 4.443 12.075
\n
Investimenti in attivit\u00e0 liquide - - 35 29 872
\n
Titoli - - 30.1 - -
\n
Partecipazioni in altre imprese al FVTPL 29 8 6 - -
\n
Attivit\u00e0 finanziarie da accordi per servizi in concessione al FVTPL 29 4.080 3.436 - -
\n
Crediti finanziari da contratti Joint Development Agreement (JDA) al
\n
FVTPL
\n
123 - - -
\n
Altre attivit\u00e0 finanziarie al FVTPL 130 - 30, 30.1 190 176
\n
Totale 4.547 3.915 4.662 13.123
\n
\n\n
\n\n
\n\n
\n", "dimensions": { "concept": "ifrs-full:DisclosureOfFinancialInstrumentsDesignatedAtFairValueThroughProfitOrLossExplanatory", "language": "it", "entity": "scheme:WOCMU6HCI0OJWNPRZS33", "period": "2023-01-01T00:00:00/2024-01-01T00:00:00" } }, "Tag192": { "value": "\n
48.1.3 Attivit\u00e0 finanziarie al fair value rilevato a Conto
\n
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 al 31.12.2023 al 31.12.2022 Note al 31.12.2023 al 31.12.2022
\n
Derivati al FVTPL 51 206 473 51 4.443 12.075
\n
Investimenti in attivit\u00e0 liquide - - 35 29 872
\n
Titoli - - 30.1 - -
\n
Partecipazioni in altre imprese al FVTPL 29 8 6 - -
\n
Attivit\u00e0 finanziarie da accordi per servizi in concessione al FVTPL 29 4.080 3.436 - -
\n
Crediti finanziari da contratti Joint Development Agreement (JDA) al
\n
FVTPL
\n
123 - - -
\n
Altre attivit\u00e0 finanziarie al FVTPL 130 - 30, 30.1 190 176
\n
Totale 4.547 3.915 4.662 13.123
\n
\n", "dimensions": { "concept": "ifrs-full:DisclosureOfFinancialAssetsHeldForTradingExplanatory", "language": "it", "entity": "scheme:WOCMU6HCI0OJWNPRZS33", "period": "2023-01-01T00:00:00/2024-01-01T00:00:00" } }, "Tag193": { "value": "\n
48.3 Finanziamenti
\n
48.3.1 Finanziamenti a lungo termine (incluse le quote in
\n
scadenza nei 12 mesi successivi) \u2013 Euro 70.171 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
Milioni di euro
\n
Valore
\n
nominale
\n
Saldo
\n
contabile
\n
Quota
\n
corrente
\n
Quota con
\n
scadenza
\n
oltre
\n
i 12 mesi Fair value
\n
Valore
\n
nominale
\n
Saldo
\n
contabile
\n
Quota
\n
corrente
\n
Quota con
\n
scadenza
\n
oltre
\n
i 12 mesi Fair value
\n
Variazione
\n
saldo
\n
contabile
\n
al 31.12.2023 al 31.12.2022
\n
Obbligazioni:
\n
- tasso fisso quotate
\n
29.539 29.163 4.686 24.477 27.885 30.355 29.892 978 28.914 27.468 (729)
\n
- tasso variabile quotate
\n
2.643 2.622 623 1.999 2.641 2.569 2.547 537 2.010 2.473 75
\n
- tasso fisso non quotate
\n
18.336 18.129 1.357 16.772 17.8 42 18.959 18.727 - 18.727 17. 249 (598)
\n
- tasso variabile non
\n
quotate
\n
428 428 97 331 456 525 525 97 428 600 (97)
\n
Totale obbligazioni
\n
50.946 50.342 6.763 43.579 48.824 52.408 51.691 1.612 50.079 47.79 0 (1.349)
\n
Finanziamenti bancari:
\n
- tasso fisso
\n
3.874 3.822 853 2.969 3.746 3.367 3.273 211 3.062 3.021 549
\n
- tasso variabile
\n
12.664 12.629 1.139 11.490 12.892 12.884 12.848 677 12.171 12.570 (219)
\n
- uso linee di credito
\n
revolving
\n
41 41 - 41 41 30 30 2 28 26 11
\n
Totale finanziamenti
\n
bancari
\n
16.579 16.492 1.992 14.500 16.679 16.281 16.151 890 15.261 15.617 341
\n
Leasing:
\n
- tasso fisso
\n
2.852 2.852 256 2.596 2.852 2.630 2.630 251 2.379 2.630 222
\n
- tasso variabile
\n
53 53 12 41 53 42 42 10 32 42 11
\n
Totale leasing
\n
2.905 2.905 268 2.637 2.905 2.672 2.672 261 2.411 2.672 233
\n
Altri finanziamenti non
\n
bancari
\n
(1)
\n
:
\n
- tasso fisso
\n
426 426 63 363 426 504 504 70 434 504 (78)
\n
- tasso variabile
\n
6 6 - 6 6 8 8 2 6 12 (2)
\n
Totale altri finanziamenti
\n
non bancari
\n
432 432 63 369 432 512 512 72 440 516 (80)
\n
Totale finanziamenti a
\n
tasso fisso
\n
55.027 54.392 7. 215 47. 177 52.751 55.815 55.026 1.510 53.516 50.872 (634)
\n
Totale finanziamenti a
\n
tasso variabile
\n
15.835 15.779 1.871 13.908 16.089 16.058 16.000 1.325 14.675 15.723 (221)
\n
TOTALE
\n
70.862 70.171 9.086 61.085 68.840 71.873 71.026 2.835 68.191 66.595 (855)
\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
Finanziamenti a lungo termine (incluse le quote in scadenza nei 12 mesi successivi) per valuta e tasso di interesse
\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 31.12.2023 al 31.12.2022 al 31.12.2023 al 31.12.2022
\n
Euro 35.865 36.166 34.993 35.383 2,5% 2,8% 1,9% 2,1%
\n
Dollaro statunitense 24.601 24.847 26.930 27.209 4,9% 5,2% 4,8% 5,1%
\n
Sterlina inglese 4.612 4.720 4.470 4.610 4,6% 4,8% 4,6% 4,8%
\n
Peso colombiano 1.884 1.888 1.310 1.310 13,5% 13,5% 10,3% 10,3%
\n
Real brasiliano 2.229 2.255 1.899 1.926 10,5% 10,6% 10,0% 10,2%
\n
Franco svizzero 382 382 359 360 1,8% 1,8% 1,8% 1,8%
\n
Peso cileno/UF 510 514 526 531 5,1% 5,2% 5,1% 5,2%
\n
Sol peruviano - - 429 429 5,3% 5,3%
\n
Altre valute 88 90 110 115
\n
Totale valute non euro 34.306 34.696 36.033 36.490
\n
TOTALE 70.171 70.862 71.026 71.873
\n
L\u2019indebitamento finanziario a lungo termine espresso in
\n
divise diverse dall\u2019euro ha sub\u00ecto un decremento di 1.727
\n
milioni di euro, attribuibile principalmente alle movimenta-
\n
zioni del debito in dollari statunitensi.
\n
Movimentazione del valore nozionale dei finanziamenti a lungo termine (incluse le quote in scadenza nei 12 mesi successivi)
\n
Milioni di euro
\n
Valore
\n
nominale Rimborsi
\n
Variaz.
\n
perimetro di
\n
consolid.
\n
Nuove
\n
emissioni Diff. di cambio
\n
Valore
\n
nominale
\n
al 31.12.2022 al 31.12.2023
\n
Obbligazioni 52.408 (2.798) (293) 1.900 (271) 50.946
\n
Finanziamenti 19.465 (3.208) (482) 4.193 (52) 19.916
\n
- di cui leasing 2.672 (406) (36) 677 (2) 2.905
\n
Totale indebitamento finanziario 71.873 (6.006) (775) 6.093 (323) 70.862
\n
Il valore nozionale dell\u2019indebitamento a lungo termine, pari
\n
a 70.862 milioni di euro al 31 dicembre 2023, registra un
\n
decremento di 1.011 milioni di euro rispetto al 31 dicembre
\n
2022; tale diminuzione \u00e8 stata determinata da rimborsi pari
\n
a 6.006 milioni di euro, da variazioni del perimetro di conso-
\n
lidamento per 775 milioni di euro e da variazioni positive dei
\n
cambi pari a 323 milioni di euro, solo parzialmente compen-
\n
sate da nuove emissioni pari a 6.093 milioni di euro.
\n
I rimborsi effettuati nel corso del 2023 sono relativi a pre-
\n
stiti obbligazionari per un importo pari a 2.798 milioni di
\n
euro e a finanziamenti per un importo pari a 3.208 milioni
\n
di euro.
\n
Nello specifico, tra i rimborsi di obbligazioni effettuati nel
\n
corso del 2023 si segnalano:
\n
\u2022
\n
1.250 milioni di dollari statunitensi (equivalenti a 1.132
\n
milioni di euro al 31 dicembre 2023), relativi a un pre-
\n
stito obbligazionario ibrido di Enel SpA oggetto di ten-
\n
der offer parziale nei primi mesi del 2023 e rimborsato
\n
completamente nel mese di settembre 2023;
\n
\u2022
\n
100 milioni di euro relativi a un prestito obbligazionario
\n
a tasso variabile emesso da Enel Finance International,
\n
scaduto a febbraio 2023;
\n
\u2022
\n
290.130 milioni di pesos colombiani (equivalenti a 68
\n
milioni di euro al 31 dicembre 2023) relativi a un pre-
\n
stito obbligazionario a tasso variabile emesso da Enel
\n
Colombia, scaduto a febbraio 2023;
\n
\u2022
\n
280.000 milioni di pesos colombiani (equivalenti a 65
\n
milioni di euro al 31 dicembre 2023) relativi a un prestito
\n
obbligazionario a tasso fisso emesso da Enel Colombia,
\n
scaduto a marzo 2023;
\n
\u2022
\n
50 milioni di euro relativi a un prestito obbligazionario
\n
a tasso variabile emesso da Enel Finance International,
\n
scaduto a marzo 2023;
\n
\u2022
\n
585 milioni di euro relativi a un prestito obbligazionario
\n
a tasso fisso emesso da Enel Finance International, sca-
\n
duto ad aprile 2023;
\n
\u2022
\n
305 milioni di real brasiliani (equivalenti a 57 milioni di
\n
euro al 31 dicembre 2023) relativi a un prestito obbliga-
\n
\n\n
zionario a tasso variabile emesso da Enel Distribui\u00e7\u00e3o
\n
S\u00e3o Paulo, scaduto ad aprile 2023;
\n
\u2022
\n
300 milioni di euro relativi a un prestito obbligazionario
\n
a tasso fisso emesso da Enel Finance International, sca-
\n
duto a settembre 2023;
\n
\u2022
\n
698 milioni di real brasiliani (equivalenti a 130 milioni di
\n
euro al 31 dicembre 2023) relativi a un prestito obbli-
\n
gazionario amortizing a tasso variabile emesso da Enel
\n
Distribui\u00e7\u00e3o S\u00e3o Paulo, scaduto a settembre 2023.
\n
Tra i principali rimborsi dei finanziamenti effettuati nell\u2019e-
\n
sercizio si evidenziano:
\n
\u2022
\n
200 milioni di euro relativi a linee di credito revolving a
\n
tasso variabile di Enel SpA;
\n
\u2022
\n
367 milioni di euro relativi a finanziamenti sostenibili da
\n
parte delle societ\u00e0 italiane del Gruppo;
\n
\u2022
\n
1.493 milioni di euro relativi a finanziamenti di Endesa,
\n
di cui 452 milioni di euro relativi a finanziamenti soste-
\n
nibili;
\n
\u2022
\n
un controvalore di 322 milioni di euro relativo a societ\u00e0
\n
sudamericane.
\n
Le emissioni effettuate nel corso del 2023 sono relative a
\n
prestiti obbligazionari per un importo di 1.900 milioni di
\n
euro e a finanziamenti per 4.193 milioni di euro.
\n
Di seguito le caratteristiche principali delle operazioni fi-
\n
nanziarie effettuate nel corso del 2023 e convertite in euro
\n
al cambio del 29 dicembre 2023.
\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 20.02.2023 750 EUR 4,00% Tasso fisso 20.02.2031
\n
Enel Finance International 20.02.2023 750 EUR 4,50% Tasso fisso 20.02.2043
\n
Enel Distribui\u00e7\u00e3o Cear\u00e1 11.01.2023 177 BRL CDI + 1,48% Tasso variabile 11.01.2026
\n
Enel Distribui\u00e7\u00e3o Cear\u00e1 11.05.2023 93 BRL CDI + 1,65% Tasso variabile 15.05.2024
\n
Enel Distribui\u00e7\u00e3o Cear\u00e1 26.06.2023 121 BRL CDI + 1,65% Tasso variabile 28.06.2024
\n
Totale obbligazioni 1.891
\n
Finanziamenti bancari
\n
Enel SpA 24.07.2023 200 EUR Euribor 3M + 0,35% Tasso variabile 03.05.2024
\n
e-distribuzione 20.10.2023 500 EUR Euribor 6M + 0,55% Tasso variabile 20.10.2038
\n
Enel X Way Italia 07.08.2023 70 EUR Euribor 6M + 0,56% Tasso variabile 09.08.2038
\n
Enel Italia 15.06.2023 60 EUR Euribor 6M + 0,56% Tasso variabile 15.06.2038
\n
Enel Finance America 04.04.2023 335 USD SOFR 6M CPM + 1,22% Tasso variabile 15.05.2034
\n
Endesa 30.04.2023 50 EUR 0,26% Tasso fisso 31.07.2028
\n
Endesa 03.05.2023 425 EUR 4,18% Tasso fisso 03.05.2028
\n
Endesa 04.05.2023 75 EUR 3,98% Tasso fisso 04.05.2028
\n
Endesa 05.05.2023 125 EUR 4,63% Tasso fisso 05.05.2028
\n
Endesa 03.07.2023 300 EUR Euribor 6M + 0,80% Tasso variabile 28.06.2035
\n
Endesa 21.12.2023 400 EUR Euribor 6M + 0,72% Tasso variabile 21.12.2028
\n
Enel Chile 13.04.2023 68 USD SOFR 1M + 1,33% Tasso variabile 26.06.2024
\n
Enel Chile 21.07.2023 72 USD 5,46% Tasso fisso 21.07.2038
\n
Enel Chile 20.12.2023 74 USD 5,62% Tasso fisso 21.12.2038
\n
Enel Distribui\u00e7\u00e3o S\u00e3o
\n
Paulo
\n
20.04.2023 50 USD 4,38% Tasso fisso 20.04.2038
\n
Enel Colombia 12.04.2023 160 COP IBR O/N 3M + 3,7% Tasso variabile 12.04.2028
\n
Enel Colombia 30.11.2023 283 COP IBR O/N 3M + 3,1% Tasso variabile 15.10.2031
\n
Enel Colombia 21.12.2023 70 COP IBR 3M + 3,85% Tasso variabile 21.12.2027
\n
Totale finanziamenti bancari 3.317
\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 31.12.2023 al 31.12.2022
\n
Struttura iniziale
\n
del debito
\n
Impatto
\n
copertura
\n
del debito
\n
Struttura del debito
\n
dopo la copertura
\n
Struttura iniziale
\n
del debito
\n
Impatto
\n
copertura
\n
del debito
\n
Struttura del debito
\n
dopo la copertura
\n
Saldo
\n
contabile
\n
Valore
\n
nominale %
\n
Saldo
\n
contabile
\n
Valore
\n
nominale %
\n
Euro 35.865 36.166 51,0% 21.862 58.028 81,9% 34.993 35.383 49,2% 23.473 58.856 81,9%
\n
Dollaro statunitense 24.601 24.847 35,1% (17.850) 6.997 9,9% 26.930 27.209 37,9% (19.759) 7.45 0 10,4%
\n
Sterlina inglese 4.612 4.720 6,7% (4.720) - - 4.470 4.610 6,4% (4.610) - -
\n
Peso colombiano 1.884 1.888 2,7% - 1.888 2,7% 1.310 1.310 1,8% - 1.310 1,8%
\n
Real brasiliano 2.229 2.255 3,2% 1.047 3.302 4,7% 1.899 1.926 2,7% 1.205 3.131 4,4%
\n
Franco svizzero 382 382 0,5% (382) - - 359 360 0,5% (360) - -
\n
Peso cileno/UF 510 514 0,7% - 514 0,7% 526 531 0,7% - 531 0,7%
\n
Sol peruviano - - - - - - 429 429 0,6% - 429 0,6%
\n
Altre valute 88 90 0,1% 43 133 0,2% 110 115 0,2% 51 166 0,2%
\n
Totale valute non
\n
euro
\n
34.306 34.696 49,0% (21.862) 12.834 18,1% 36.033 36.490 50,8% (23.473) 13.017 18,1%
\n
TOTALE 70.171 70.862 100,0% - 70.862 100,0% 71.026 71.873 100,0% - 71.873 100,0%
\n
L\u2019ammontare dell\u2019indebitamento a tasso variabile che non
\n
\u00e8 oggetto di copertura del rischio di tasso di interesse
\n
rappresenta il principale elemento di rischio a causa del
\n
potenziale impatto negativo sul Conto economico, in ter-
\n
mini di maggiori oneri finanziari, nel caso di un eventuale
\n
aumento del livello dei tassi di interesse di mercato.
\n
Milioni di euro 2023 2022
\n
Valore nominale
\n
ante copertura %
\n
Valore nominale
\n
post-copertura %
\n
Valore nominale
\n
ante copertura %
\n
Valore nominale
\n
post-copertura %
\n
Tasso variabile 20.604 27, 2% 17. 241 22,8% 34.450 38,2% 31.353 34,7%
\n
Tasso fisso 55.027 72,8% 58.389 77,2% 55.815 61,8% 58.912 65,3%
\n
Totale 75.631 75.630 90.265 90.265
\n
Al 31 dicembre 2023 il 27,2% del valore nominale di finan-
\n
ziamenti a lungo e a breve termine \u00e8 espresso a tassi va-
\n
riabili (38,2% al 31 dicembre 2022). Tenuto conto delle ope-
\n
razioni di copertura dal rischio tasso di interesse in hedge
\n
accounting, risultate efficaci in base a quanto previsto da-
\n
gli IFRS-EU, l\u2019esposizione al rischio tasso di interesse al 31
\n
dicembre 2023 risulta pari al 22,8% del valore nominale di
\n
finanziamenti a lungo e a breve termine (34,7% al 31 dicem-
\n
bre 2022). Tali risultati sono in linea con i limiti stabiliti nelle
\n
policy di risk management.
\n
Indebitamento finanziario a lungo termine - Principali
\n
covenant
\n
I principali debiti finanziari a lungo termine del Gruppo con-
\n
tengono i covenant tipici della prassi internazionale. Tali in-
\n
debitamenti sono rappresentati, in particolare, dalle emis-
\n
sioni obbligazionarie effettuate nell\u2019ambito dei programmi
\n
di Global/Euro Medium Term Notes, dalle emissioni di stru-
\n
menti obbligazionari non convertibili, subordinati ibridi (i c.d.
\n
\u201cBond Ibridi\u201d) e dai finanziamenti concessi dalle banche e da
\n
altri istituti finanziari (tra cui la Banca Europea per gli Investi-
\n
menti 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
\n
NV, garantiti da Enel SpA, utilizzati per finanziare i c.d. \u201celi-
\n
gible 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
\n
clausole di \u201cnegative pledge\u201d, in base alle quali l\u2019emittente
\n
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

\n\n\n\n
\n
nanziari, a meno che gli stessi vincoli non siano estesi
\n
pariteticamente o pro quota ai prestiti obbligazionari in
\n
questione;
\n
\u2022
\n
clausole di \u201cpari passu\u201d, in base alle quali i titoli obbliga-
\n
zionari e le relative garanzie costituiscono diretto, incon-
\n
dizionato 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
\n
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 rimbor-
\n
so solo in caso di scioglimento o liquidazione della Societ\u00e0,
\n
possono essere riassunti come segue:
\n
\u2022
\n
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 strumenti
\n
di \u201cequity\u201d;
\n
\u2022
\n
divieto di fusione con un\u2019altra societ\u00e0 e divieto di vendita
\n
o locazione di tutti o di una parte sostanziale dei propri
\n
asset a un\u2019altra societ\u00e0, a meno che quest\u2019ultima non su-
\n
bentri in tutte le obbligazioni in essere dell\u2019emittente.
\n
I principali covenant previsti nei contratti di finanziamento
\n
di Enel SpA ed Enel Finance International NV e delle altre
\n
societ\u00e0 del Gruppo, inclusi i \u201cSustainability-Linked Loan\u201d
\n
facility agreement sottoscritti da Enel SpA, possono essere
\n
riassunti come segue
\n
(52)
\n
:
\n
\u2022
\n
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
\n
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
\n
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
\n
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
\n
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
\n
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
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 in
\n
considerazione prevedono gli \u201cevents of default\u201d tipici della
\n
prassi internazionale, quali, per esempio, insolvenza, proce-
\n
dure concorsuali e cessazione dell\u2019attivit\u00e0 d\u2019impresa.
\n
Inoltre, si precisa che le garanzie rilasciate da Enel nell\u2019inte-
\n
resse di e-distribuzione SpA, in relazione ad alcuni contratti
\n
di finanziamento stipulati tra la stessa e-distribuzione SpA
\n
e Cassa Depositi e Prestiti SpA, prevedono che, al termine
\n
di ogni periodo semestrale di misurazione, l\u2019indebitamento
\n
finanziario netto consolidato di Enel non ecceda 4,5 volte
\n
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 Genera-
\n
ci\u00f3n Chile SA) contiene i covenant e gli \u201cevents of default\u201d
\n
tipici della prassi internazionale.
\n
(52) Si fa presente che il finanziamento sustainability-linked sottoscritto il 30 settembre 2022 da Enel Finance America LLC in qualit\u00e0 di prenditore e da Enel SpA
\n
(in qualit\u00e0 di garante) con EKF Denmark\u2019s Export Credit Agency e Citi prevede alcuni impegni aggiuntivi, quali:
\n
\u2022 una clausola di \u201cdanno reputazionale\u201d, in base alla quale la banca finanziatrice pu\u00f2 richiedere la cancellazione dell\u2019impegno finanziario da essa assunto e il
\n
pagamento anticipato delle somme erogate, qualora si verifichi un danno accertato alla reputazione propria o di altri soggetti in conseguenza di sostanziali
\n
violazioni di talune normative;
\n
\u2022 l\u2019impegno, anche del garante, ad assicurare il rispetto di determinate normative e standard ambientali e sociali.
\n

\n\n\n\n
\n
48.3.2 Finanziamenti a breve termine \u2013 Euro 4.769
\n
milioni
\n
Al 31 dicembre 2023 i finanziamenti a breve termine am-
\n
montano complessivamente a 4.769 milioni di euro, regi-
\n
strando un decremento di 13.623 milioni di euro rispetto
\n
al 31 dicembre 2022, e sono dettagliati nella tabella che
\n
segue:
\n
Milioni di euro
\n
al 31.12.2023 al 31.12.2022 2023-2022
\n
Debiti verso banche a breve termine 393 1.320 (927)
\n
Commercial paper 2.499 13.838 (11.339)
\n
Cash collateral e altri finanziamenti su derivati 1.383 1.513 (130)
\n
Altri finanziamenti a breve termine
\n
(1)
\n
494 1.721 (1.227)
\n
Totale finanziamenti a breve termine 4.769 18.392 (13.623)
\n
(1) Non include debiti finanziari correnti ricompresi nelle \u201cAltre passivit\u00e0 finanziarie correnti\u201d inclusi nell\u2019indebitamento finanziario a breve termine.
\n
I debiti rappresentati da commercial paper, pari a 2.499
\n
milioni di euro, si riferiscono alle emissioni in capo a Enel
\n
Finance International ed Enel Finance America.
\n
Tra i programmi di commercial paper si segnalano:
\n
\u2022
\n
8.000 milioni di euro di Enel Finance International;
\n
\u2022
\n
5.000 milioni di euro di Endesa;
\n
\u2022
\n
5.000 milioni di dollari statunitensi, equivalenti a 4.526 mi-
\n
lioni di euro al 31 dicembre 2023, di Enel Finance America.
\n
Al 31 dicembre 2023 l\u2019intero ammontare delle commercial
\n
paper, pari a 2.499 milioni di euro, \u00e8 legato a obiettivi di so-
\n
stenibilit\u00e0.
\n
La finanza sustainability-linked secondo Enel
\n
Le nuove emissioni obbligazionarie sustainability-linked,
\n
unitamente a tutte le operazioni di finanza sostenibile
\n
strutturate dell'ultimo anno, hanno consentito di raggiun-
\n
gere a fine 2023 un rapporto tra fonti di finanziamento
\n
sostenibili e debito lordo complessivo del Gruppo pari al
\n
64%, con l\u2019obiettivo di raggiungere circa il 70% nel 2026.
\n
Di seguito si riportano i KPI e i target inclusi nell\u2019ultimo
\n
aggiornamento del \u201cSustainability-Linked Financing Fra-
\n
mework\u201d di Enel, pubblicato a gennaio 2024.
\n
KPI
\n
Valore
\n
consuntivato Sustainability Performance Targets (SPT)
\n
2023 2023 2024 2025 2026 2030 2040
\n
Intensit\u00e0 delle emissioni di GHG Scope 1 relative alla produzione di
\n
energia elettrica (gCO
\n
2eq
\n
/kWh)
\n
160 148 140 130 125 72 0
\n
Intensit\u00e0 delle emissioni di GHG Scope 1 e 3 relative all\u2019Integrated
\n
Power (gCO
\n
2eq
\n
/kWh)
\n
168 135 135 73 0
\n
Emissioni assolute di GHG Scope 3 relative al Gas Retail (MtCO
\n
2eq
\n
) 16,8 20,9 20,0 11,4 0
\n
Percentuale di capacit\u00e0 installata rinnovabile (%) 68,2 65 69 73 74 80 100
\n
Percentuale di Capex allineata alla tassonomia dell\u2019UE (%) 84,8
\n
>80%
\n
(2023-
\n
2025)
\n
(53)
\n
>80%
\n
(2024-
\n
2026)
\n
(54)
\n
L\u2019andamento degli indicatori riportati in tabella \u00e8 periodi-
\n
camente riscontrato da un verificatore esterno.
\n
La guerra in Ucraina e le conseguenti restrizioni alle im-
\n
portazioni di gas dalla Russia nell\u2019UE, che hanno causato
\n
una diminuzione della disponibilit\u00e0 di gas accompagnata
\n
da un\u2019impennata dei prezzi all'ingrosso dell\u2019elettricit\u00e0 e del
\n
gas con gravi effetti per le famiglie e le imprese, hanno
\n
indotto i Governi dell'UE ad attuare una serie di risposte
\n
politiche per mitigare l\u2019impatto dell\u2019aumento dei costi e
\n
garantire la stabilit\u00e0 del sistema energetico.
\n
Nonostante tali misure regolatorie, il Gruppo \u00e8 riuscito a
\n
ridurre le emissioni dirette e indirette di gas serra lungo
\n
l\u2019intera catena del valore del 26,3% complessivamente,
\n
rispetto all\u2019anno precedente. Inoltre, il Gruppo ha anche
\n
ridotto l\u2019intensit\u00e0 delle emissioni GHG di Scope 1 relative
\n
alla produzione di energia elettrica di oltre il 30,6%, pas-
\n
sando da 229 gCO
\n
2eq
\n
/kWh nel 2022 a 160 gCO
\n
2eq
\n
/kWh nel
\n
2023. Tale riduzione \u00e8 il risultato di un aumento del 12,9%
\n
(53) SPT con periodo di osservazione cumulato 2023-2025.
\n
(54) SPT con periodo di osservazione cumulato 2024-2026.
\n

\n\n\n\n
della produzione consolidata da fonti rinnovabili e di una
\n
riduzione del 37,5% della produzione consolidata da fonte
\n
termoelettrica, rispetto al 2022, come conseguenza della
\n
strategia del Gruppo di spostare il proprio portafoglio di
\n
mix energetico verso le fonti rinnovabili e di avanzare nel
\n
processo di decarbonizzazione.
\n
Si segnala, per\u00f2, che a causa della crisi senza precedenti
\n
che il sistema energetico europeo ha affrontato nel 2022 e
\n
nel 2023, la riduzione delle emissioni del Gruppo effettuata
\n
nel 2023 non \u00e8 stata sufficiente a raggiungere il target di
\n
intensit\u00e0 delle emissioni GHG di Scope 1 relative alla gene-
\n
razione di energia elettrica fissato per il 2023 e annunciato
\n
in occasione del Capital Markets Day tenutosi a novembre
\n
2020 per il lancio del Piano Strategico 2021-2023. A causa
\n
della crisi energetica, l\u2019intensit\u00e0 si \u00e8 attestata su un valore
\n
leggermente superiore al target di 148 gCO2eq/kWh. In
\n
assenza del suddetto effetto, Enel sarebbe stata in grado
\n
di raggiungere un livello di intensit\u00e0 di emissioni ben al di
\n
sotto del target di 148 gCO
\n
2eq
\n
/kWh.
\n
Di conseguenza, gli strumenti sustainability-linked del
\n
Gruppo che fissano il target Scope 1 di intensit\u00e0 di gene-
\n
razione di energia elettrica a 148 gCO
\n
2eq
\n
/kWh per il 2023
\n
saranno soggetti a un aumento del relativo margine.
\n

\n\n\n", "dimensions": { "concept": "ifrs-full:DisclosureOfSubordinatedLiabilitiesExplanatory", "language": "it", "entity": "scheme:WOCMU6HCI0OJWNPRZS33", "period": "2023-01-01T00:00:00/2024-01-01T00:00:00" } }, "Tag117": { "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 in-
\n
dustriale, \u00e8 esposto a rischi di natura finanziaria quali il ri-
\n
schio di tasso di interesse, di commodity, di tasso di cam-
\n
bio, credito e controparte e di liquidit\u00e0.
\n
Come riportato nel capitolo \u201cRisk management\u201d della Re-
\n
lazione sulla gestione, la governance adottata dal Gruppo
\n
per i rischi finanziari prevede la presenza di comitati di ri-
\n
schio, l\u2019impiego di policy dedicate, metriche di misurazio-
\n
ne e limiti operativi. L\u2019obiettivo primario di Enel \u00e8 quello di
\n
mitigare opportunamente i rischi finanziari, affinch\u00e9 questi
\n
non comportino variazioni inattese dei risultati economici.
\n
Nei paragrafi successivi verranno dettagliati i rischi di na-
\n
tura 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 varia-
\n
zione inattesa del valore di strumenti finanziari valutati al
\n
fair 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, de-
\n
rivati, depositi in denaro ricevuti a garanzia di contratti
\n
commerciali 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
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 di-
\n
cembre 2023 e del 31 dicembre 2022 il nozionale dei con-
\n
tratti derivati su tasso di interesse suddiviso per tipologia
\n
contrattuale.
\n
Milioni di euro Valore nozionale
\n
al 31.12.2023 al 31.12.2022
\n
Da variabile a fisso interest rate swap 5.996 5.836
\n
Da fisso a variabile interest rate swap 1.386 1.401
\n
Da variabile a variabile interest rate swap 644 618
\n
Totale 8.026 7.855
\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 varia-
\n
zione degli oneri finanziari relativi alla quota di indebita-
\n
mento 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 del-
\n
le assunzioni utilizzate nell\u2019analisi di sensitivit\u00e0 rispetto al
\n
periodo 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
\n\n
\n
\n
Milioni di euro 2023
\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 Decremento
\n
Variazione degli oneri finanziari sul debito lordo di lungo
\n
termine a tasso variabile dopo le coperture
\n
25 31 (31) - -
\n
Variazione del fair value degli strumenti finanziari derivati
\n
classificati non di copertura
\n
25 32 (32) - -
\n
Variazione del fair value degli strumenti finanziari derivati
\n
designati come strumenti di copertura
\n
Cash flow hedge 25 - - 26 (26)
\n
Fair value hedge 25 - - (6) 6
\n
Al 31 dicembre 2023 il 22,3% (22,3% al 31 dicembre 2022)
\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 2023, risulta
\n
essere coperto per l\u201982,4% rispetto all\u2019esposizione (coper-
\n
to per l\u201982,0% al 31 dicembre 2022).
\n\n
Rischio di tasso di cambio
\n
Il rischio di tasso di cambio si manifesta principalmente come
\n
variazioni inattese delle poste di bilancio derivanti da transa-
\n
zioni denominate in una valuta diversa dalla valuta di conto. Il
\n
Bilancio consolidato del Gruppo \u00e8 inoltre soggetto al rischio
\n
traslativo come conseguenza della conversione dei bilanci
\n
delle controllate estere, denominati in valuta locale, in euro
\n
quale valuta di conto del Gruppo.
\n
L\u2019esposizione del Gruppo al rischio di tasso di cambio \u00e8 lega-
\n
ta in particolare alle operazioni di compravendita di combu-
\n
stibili ed energia, agli investimenti (flussi di cassa per costi ca-
\n
pitalizzati), ai dividendi e alla compravendita di partecipazioni,
\n
ai rapporti commerciali e alle attivit\u00e0 e passivit\u00e0 finanziarie.
\n
Le policy di Gruppo relative alla gestione del rischio di cambio
\n
prevedono la mitigazione degli effetti sul risultato economico
\n
delle variazioni del livello dei tassi di cambio, con l\u2019esclusione
\n
degli effetti traslativi connessi al consolidamento 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 strumenti finan-
\n
ziari del Gruppo sono cross currency interest rate swap, cur-
\n
rency forward e currency swap. La scadenza di tali contratti
\n
non eccede la scadenza dello strumento sottostante cosic-
\n
ch\u00e9 ogni variazione del fair value e/o dei flussi di cassa attesi
\n
degli uni bilancia le corrispondenti variazioni del fair value e/o
\n
dei flussi di cassa attesi degli altri.
\n
I cross currency interest rate swap consentono di trasforma-
\n
re una passivit\u00e0 finanziaria a lungo termine, denominata in
\n
una divisa diversa da quella di conto, in un\u2019equivalente passi-
\n
vit\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 denominati
\n
in divise diverse, a una determinata data futura e a un certo
\n
tasso di cambio (c.d. \u201cstrike\u201d). Tali contratti possono prevede-
\n
re la consegna effettiva del capitale scambiato (deliverable
\n
forward) o la corresponsione del differenziale generato dalla
\n
disuguaglianza tra il tasso di cambio strike e il livello del cam-
\n
bio prevalente sul mercato alla data di scadenza (non-delive-
\n
rable forward). In quest\u2019ultimo caso, il tasso di cambio strike
\n
e/o il tasso di cambio spot possono essere determinati come
\n
medie dei tassi osservati in un determinato periodo.
\n
I currency swap sono contratti con i quali le controparti con-
\n
cordano due operazioni di segno opposto a differenti date
\n
future (tipicamente una a pronti e una a termine) che pre-
\n
vedono lo scambio di capitali denominati in divise diverse.
\n
Nella seguente tabella viene fornito, alla data del 31 dicem-
\n
bre 2023 e del 31 dicembre 2022, il nozionale delle ope-
\n
razioni in essere suddivise per tipologia di posta coperta.
\n
\n
\n\n\n
Milioni di euro Valore nozionale
\n
al 31.12.2023 al 31.12.2022
\n
Cross currency interest rate swap (CCIRS) a copertura indebitamento in valuta 25.890 28.444
\n
Contratti currency forward a copertura del rischio cambio commodity 6.496 8.392
\n
Contratti currency forward/CCIRS a copertura di flussi futuri in valuta diversa dall\u2019euro 3.134 5.333
\n
Altri contratti forward 602 1.497
\n
Totale 36.122 43.666
\n
\n\n
\n\n
\n
\n
\n\n
In particolare, si evidenziano:
\n
\u2022
\n
contratti CCIRS con un ammontare nozionale di 25.890
\n
milioni di euro volti alla copertura del rischio cambio
\n
collegato all\u2019indebitamento contratto in valuta (28.444
\n
milioni di euro al 31 dicembre 2022);
\n
\u2022
\n
contratti currency forward e cross currency swap con
\n
un ammontare nozionale complessivo di 9.630 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 (13.725 milioni di
\n
euro al 31 dicembre 2022);
\n
Nella voce \u201cAltri contratti forward\u201d sono ricomprese le ope-
\n
razioni in derivati OTC posti in essere al fine di mitigare il ri-
\n
schio di cambio relativo ai flussi attesi in valute diverse dalla
\n
moneta di conto. Questi contratti riguardano principalmente
\n
l\u2019acquisizione di beni d\u2019investimento nel settore delle energie
\n
rinnovabili, compresi i progetti relativi ai sistemi di accumu-
\n
lo di energia (Battery Energy Storage System), nonch\u00e9 quelli
\n
delle infrastrutture e reti, come per esempio i contatori digi-
\n
tali di ultima generazione. Inoltre, vengono considerati anche
\n
i costi operativi legati alla fornitura di servizi cloud e i ricavi
\n
derivanti dalla vendita di energia rinnovabile.
\n
Al 31 dicembre 2023 si rileva che il 49% (51% al 31 dicem-
\n
bre 2022) 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 2023
\n
(18% al 31 dicembre 2022).
\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 livel-
\n
lo dei tassi di cambio.
\n
In particolare, l\u2019analisi di sensitivit\u00e0 misura il potenziale
\n
impatto sul Conto economico e sul patrimonio netto di
\n
diversi scenari di mercato che determinerebbero la va-
\n
riazione del fair value degli strumenti finanziari derivati e
\n
la variazione degli oneri finanziari relativi alla quota di in-
\n
debitamento 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 bilan-
\n
cio.
\n
Non sono state introdotte modifiche n\u00e9 dei metodi n\u00e9
\n
delle assunzioni utilizzate nell\u2019analisi di sensitivit\u00e0 rispetto
\n
al periodo precedente.
\n
Mantenendo costanti tutte le altre variabili, il risultato pri-
\n
ma delle imposte \u00e8 impattato dalle variazioni nel livello
\n
dei tassi di cambio come segue.
\n
\n
\n\n\n
Milioni di euro 2023
\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. EUR Depr.
\n
Variazione del fair value degli strumenti finanziari derivati
\n
classificati non di copertura
\n
10% 494 (603) - -
\n
Variazione del fair value degli strumenti finanziari derivati
\n
designati come strumenti di copertura
\n
Cash flow hedge 10% - - (2.883) 3.522
\n
Fair value hedge 10% (44) 53 - -
\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
\n
dalle operazioni di compravendita di energia, combustibili
\n
e materiali a prezzo variabile (per esempio contratti bilate-
\n
rali indicizzati, 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 che
\n
intervengono nelle varie fasi del processo industriale le-
\n
gato 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 esempio Power Purchase Agre-
\n
ement (PPA) ecc.) e contratti finanziari (per esempio con-
\n
tratti per differenza, Virtual Power Purchase Agreement
\n
(VPPA) ecc.) nei quali le differenze sono regolate a favore
\n
della controparte, nel caso il prezzo di mercato dell\u2019energia
\n
superi il prezzo strike, e a favore di Enel, nel caso contrario.
\n
La tabella di seguito riportata mostra le principali caratteri-
\n
stiche dei contratti PPA e VPPA al 31 dicembre 2023.
\n
\n
\n\n
\n\n\n
al 31.12.2023
\n
Paese
\n
Tipologia di
\n
contratto Sell/Buy
\n
Termini contrattuali
\n
di prezzo
\n
Volume di energia
\n
contrattata (GWh) Durata (anni) Trattamento contabile
\n
Italia PPA Buy prezzo fisso 17,3 1 FVTPL
\n
Italia PPA Buy prezzo fisso 35,8 1 FVTPL
\n
Italia PPA Buy prezzo variabile 1.501,5 1 FVTPL
\n
Italia PPA Buy prezzo variabile 28,7 2 FVTPL
\n
Italia PPA Buy prezzo fisso 395,9 10 Own Use Exemption
\n
Italia VPPA Sell prezzo fisso 1.801,2 4 CFH
\n
Italia VPPA Sell prezzo fisso 800,0 4 CFH
\n
Iberia VPPA Buy prezzo fisso 30,0 9 FVTPL
\n
Iberia VPPA Buy prezzo fisso 22.650,0 15 CFH
\n
Iberia VPPA Sell prezzo fisso 14.010,0 18 CFH
\n
Germania VPPA Buy prezzo variabile 44,7 2 FVTPL
\n
Stati Uniti VPPA Sell prezzo fisso 49,9 8-20 CFH
\n
Stati Uniti VPPA Sell prezzo fisso 15,5 8-15 FVTPL
\n
Stati Uniti VPPA Sell prezzo fisso 2,3 12-20 Own Use Exemption
\n
Stati Uniti VPPA Sell prezzo variabile 3,4 12 CFH
\n
Stati Uniti PPA Sell prezzo fisso 6,0 12 CFH
\n
Stati Uniti PPA Sell prezzo fisso 6,0 12 FVTPL
\n
Stati Uniti PPA Sell prezzo fisso 194,4 10-30 Own Use Exemption
\n
Stati Uniti PPA Sell prezzo variabile 12,2 12-30 Own Use Exemption
\n
Sudafrica PPA Sell prezzo variabile 1,2 20 FVTPL
\n
Brasile PPA Sell prezzo fisso 115.542,6 1-20 Own Use Exemption
\n
Brasile PPA Buy prezzo fisso 37.474 ,9 1-16 Own Use Exemption
\n
Cile PPA Sell prezzo fisso 249.377,4 1-15 Own Use Exemption
\n
Cile PPA Sell prezzo variabile 258,0 1-3 Own Use Exemption
\n
Cile VPPA Sell prezzo fisso 27.828,2 4 -10 Own Use Exemption
\n
Cile VPPA Buy prezzo fisso 50.101,9 5-15 Own Use Exemption
\n
Cile PPA Buy prezzo fisso 98.412,7 1-20 Own Use Exemption
\n
Colombia VPPA Sell prezzo fisso 91.509,4 1-16 Own Use Exemption
\n
Colombia VPPA Sell prezzo variabile 4.546,3 1-10 Own Use Exemption
\n
Colombia VPPA Buy prezzo fisso 56.763,5 1-19 Own Use Exemption
\n
Guatemala VPPA Sell prezzo fisso 3.336,0 1-15 Own Use Exemption
\n
Guatemala VPPA Sell prezzo variabile 20,0 1-2 Own Use Exemption
\n
Panama VPPA Sell prezzo fisso 23.858,0 3-15 Own Use Exemption
\n
Panama VPPA Sell prezzo variabile 4.253,0 5-25 Own Use Exemption
\n
Panama VPPA Buy prezzo fisso 263,0 7-10 Own Use Exemption
\n
Panama VPPA Buy prezzo variabile 1.455,0 1-2 Own Use Exemption
\n
Per\u00f9 PPA Buy prezzo fisso 5 47, 1 1-8 Own Use Exemption
\n
Per\u00f9 PPA Sell prezzo fisso 75.938,8 1-12 Own Use Exemption
\n
Per\u00f9 PPA Sell prezzo variabile 115,0 2-5 Own Use Exemption
\n
\n\n
\n\n
\n
\n
\n
\n\n
L\u2019esposizione residua, derivante dalle vendite di energia sul
\n
mercato spot, non coperte dai suddetti contratti, \u00e8 aggre-
\n
gata per fattori di rischio omogenei che possono essere
\n
gestiti attraverso operazioni di copertura sul mercato. Per
\n
i portafogli industriali sono adottate tecniche di proxy hed-
\n
ging qualora gli strumenti di copertura relativi ai particolari
\n
fattori di rischio che generano l\u2019esposizione non siano di-
\n
sponibili sul mercato o non siano sufficientemente liquidi.
\n
Inoltre, Enel applica tecniche di portfolio hedging per valu-
\n
tare opportunit\u00e0 di netting fra esposizioni infragruppo.
\n
Gli strumenti di copertura utilizzati dal Gruppo sono prevalen-
\n
temente contratti derivati plain vanilla (in particolare, forward,
\n
swap, opzioni su commodity, future e contratti 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 adatta-
\n
te a seconda delle esigenze specifiche.
\n
Enel inoltre svolge attivit\u00e0 di proprietary trading con l\u2019o-
\n
biettivo di presidiare i mercati delle commodity energe-
\n
tiche di riferimento per il Gruppo. Tale attivit\u00e0 consiste
\n
nell\u2019assunzione di esposizioni sulle commodity energe-
\n
tiche (prodotti petroliferi, gas, carbone, certificati CO
\n
2
\n
ed
\n
energia elettrica) attraverso strumenti finanziari derivati e
\n
contratti fisici scambiati su mercati regolamentati e Over
\n
the Counter (OTC), ottimizzando il profitto grazie a opera-
\n
zioni effettuate sulla base delle aspettative di evoluzione
\n
dei mercati, sempre rispettando i limiti prefissati dalle ana-
\n
lisi di rischiosit\u00e0 del portafoglio.
\n
La seguente tabella espone il valore nozionale delle tran-
\n
sazioni outstanding al 31 dicembre 2023 e al 31 dicembre
\n
2022, suddiviso per tipologia di strumento.
\n
Milioni di euro Valore nozionale
\n
al 31.12.2023 al 31.12.2022
\n
Contratti forward e future 44.307 114.128
\n
Swap 7.69 4 11.271
\n
Opzioni 1.407 504
\n
Totale 53.408 125.903
\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
\n
incremento 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 2023
\n
Impatto a Conto economico
\n
(al lordo delle imposte)
\n
Impatto a patrimonio netto
\n
(al lordo delle imposte)
\n
Prezzo
\n
commodity Incremento Decremento Incremento Decremento
\n
Variazioni nel fair value dei derivati su commodity di
\n
trading
\n
15% (39) 40 - -
\n
Variazioni nel fair value dei derivati su commodity designati
\n
come strumenti di copertura
\n
15% (19) 25 (442) 437
\n
\n\n
\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
\n
di regolamento), nonch\u00e9 minori flussi di ricavi dovuti alla
\n
sostituzione di operazioni originarie con analoghe nego-
\n
ziate a condizioni di mercato sfavorevoli (rischio di sosti-
\n
tuzione). Si pu\u00f2 incorrere inoltre in rischi reputazionali ed
\n
economici derivanti da un\u2019esposizione significativa verso
\n
una singola controparte, gruppi di clienti correlati o con-
\n
troparti operanti nello stesso settore ovvero appartenenti
\n
alla stessa area geografica.
\n
Pertanto, l\u2019esposizione al rischio di credito e controparte \u00e8
\n
riconducibile alle seguenti tipologie di operativit\u00e0:
\n
\u2022
\n
vendita e distribuzione di energia elettrica e gas nei
\n
mercati liberi e regolamentati e fornitura di beni e ser-
\n
vizi (crediti commerciali verso terzi);
\n
\u2022
\n
attivit\u00e0 di negoziazione che comportano uno scambio
\n
fisico od operazioni su strumenti finanziari (portafoglio
\n
commodity);
\n
\u2022
\n
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 crediti-
\n
zie commerciali, al fine di identificare tempestivamente i
\n
fenomeni degenerativi della qualit\u00e0 dei crediti in essere e
\n
delle eventuali azioni di mitigazione da implementare.
\n
La politica di gestione del rischio di credito e controparte
\n
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
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/
\n
Linea di Business Globale, nonch\u00e9 l\u2019adozione di specifi-
\n
ci framework contrattuali standardizzati che prevedono
\n
clausole di mitigazione del rischio (es: netting) ed even-
\n
tualmente 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 31.12.2023
\n
Staging
\n
Base per la
\n
rilevazione del
\n
fondo perdite
\n
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 4,0% 6.664 264 6.400
\n
Underperforming Lifetime ECL 2,8% 321 9 312
\n
Non-performing Lifetime ECL 6,4% 594 38 556
\n
Totale 7.579 311 7.268
\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 31.12.2023
\n
Loss rate medio
\n
(PD*LGD)
\n
Valore contabile
\n
lordo
\n
Fondo perdite
\n
attese Valore netto
\n
Attivit\u00e0 da contratti con i clienti - 83 - 83
\n
Crediti commerciali
\n
Crediti commerciali non scaduti 0,5% 6.225 32 6.193
\n
Crediti commerciali scaduti:
\n
- 1-30 giorni 2,0% 350 7 343
\n
- 31-60 giorni 1,9% 103 2 101
\n
- 61-90 giorni 5,3% 38 2 36
\n
- 91-120 giorni 12,2% 41 5 36
\n
- 121-150 giorni 13,2% 53 7 46
\n
- 151-180 giorni 8,2% 49 4 45
\n
- pi\u00f9 di 180 giorni (credit impaired) 83,9% 1.474 1.236 238
\n
Totale crediti commerciali 8.333 1.295 7.038
\n
Altri crediti
\n
Altri crediti non scaduti 0,4% 1.690 7 1.683
\n
Altri crediti scaduti:
\n
- 1-30 giorni - 25 - 25
\n
- 31-60 giorni - - - -
\n
- 61-90 giorni - - - -
\n
- 91-120 giorni - - - -
\n
- 121-150 giorni - 2 - 2
\n
- 151-180 giorni - - - -
\n
- pi\u00f9 di 180 giorni (credit impaired) 2,7% 75 2 73
\n
Totale altri crediti 1.792 9 1.783
\n
TOTALE 10.208 1.304 8.904
\n
Milioni di euro
\n
al 31.12.2022
\n
Loss rate medio
\n
(PD*LGD)
\n
Valore contabile
\n
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
\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 31.12.2023
\n
Loss rate medio
\n
(PD*LGD)
\n
Valore contabile
\n
lordo
\n
Fondo perdite
\n
attese Valore netto
\n
Attivit\u00e0 da contratti con i clienti 1,3% 150 2 148
\n
Crediti commerciali
\n
Crediti commerciali non scaduti 2,9% 8.322 239 8.083
\n
Crediti commerciali scaduti:
\n
- 1-30 giorni 2,6% 802 21 781
\n
- 31-60 giorni 44,3% 70 31 39
\n
- 61-90 giorni 19,5% 210 41 169
\n
- 91-120 giorni 25,8% 132 34 98
\n
- 121-150 giorni 50,8% 132 67 65
\n
- 151-180 giorni 52,9% 119 63 56
\n
- pi\u00f9 di 180 giorni (credit impaired) 57,9% 3.428 1.984 1.444
\n
Totale crediti commerciali 13.215 2.480 10.735
\n
Altri crediti
\n
Altri crediti non scaduti - 604 - 604
\n
Altri crediti scaduti:
\n
- 1-30 giorni 66,7% 3 2 1
\n
- 31-60 giorni - - - -
\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) 50,0% 2 1 1
\n
Totale altri crediti 611 3 608
\n
TOTALE 13.976 2.485 11.491
\n
Milioni di euro
\n
al 31.12.2022
\n
Loss rate medio
\n
(PD*LGD)
\n
Valore contabile
\n
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
\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 finan-
\n
ziarie liquide, minimizzandone il relativo costo opportunit\u00e0
\n
e mantenendo una struttura del debito equilibrata in ter-
\n
mini di scadenze e fonti di finanziamento.
\n
Nel breve termine, il rischio di liquidit\u00e0 \u00e8 mitigato ga-
\n
rantendo un adeguato livello di risorse incondizionata-
\n
mente disponibili, ivi comprese le disponibilit\u00e0 di cassa e
\n
i 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 31.12.2023 al 31.12.2022
\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 823 19.040 355 19.122
\n
Linee di credito uncommitted 734 - 980 -
\n
Commercial paper 15.027 - 3.847 -
\n
Totale 16.584 19.040 5.182 19.122
\n
Analisi delle scadenze
\n
La tabella seguente riassume il profilo temporale del piano
\n
di rimborsi dell\u2019indebitamento finanziario lordo a lungo e a
\n
breve termine del Gruppo al 31 dicembre 2023.
\n
Milioni di euro Quota con scadenza nel
\n
Meno di
\n
tre mesi
\n
Tra tre mesi
\n
e un anno 2025 2026 2027 2028 Oltre
\n
Indebitamento finanziario lordo a lungo termine
\n
Obbligazioni:
\n
- tasso fisso quotate - 4.686 3.425 3.838 3.764 946 12.504
\n
- tasso variabile quotate 186 437 342 435 221 117 884
\n
- tasso fisso non quotate - 1.357 1.351 1.126 2.448 2.023 9.824
\n
- tasso variabile non quotate - 97 97 97 97 - 40
\n
Totale obbligazioni 186 6.577 5.215 5.496 6.530 3.086 23.252
\n
Finanziamenti bancari:
\n
- tasso fisso 63 790 231 413 730 1.006 589
\n
- tasso variabile 126 1.013 1.479 2.489 1.140 1.410 4.972
\n
- uso linee di credito revolving - - 23 - 18 - -
\n
Totale finanziamenti bancari 189 1.803 1.733 2.902 1.888 2.416 5.561
\n
Leasing:
\n
- tasso fisso 76 180 267 243 200 166 1.720
\n
- tasso variabile 3 9 14 9 3 3 12
\n
Totale leasing 79 189 281 252 203 169 1.732
\n
Altri finanziamenti non bancari
\n
(1)
\n
:
\n
- tasso fisso 24 39 70 69 44 8 172
\n
- tasso variabile - - 14 - - - -
\n
Totale altri finanziamenti non bancari 24 39 84 69 44 8 172
\n
Totale indebitamento finanziario lordo a lungo termine 478 8.608 7.313 8.719 8.665 5.679 30.717
\n
Indebitamento finanziario lordo a breve termine
\n
Debiti verso banche a breve termine 101 292 - - - - -
\n
Commercial paper 2.499 - - - - - -
\n
Cash collateral su derivati e altri finanziamenti 1.383 - - - - - -
\n
Altri debiti finanziari a breve termine
\n
(2)
\n
489 6 - - - - -
\n
Totale indebitamento finanziario lordo a breve termine 4.472 298 - - - - -
\n
TOTALE INDEBITAMENTO FINANZIARIO LORDO 4.950 8.906 7.313 8.719 8.665 5.679 30.717
\n
(1) Include gli \u201cAltri debiti finanziari non correnti\u201d esposti nella voce \u201cAltre passivit\u00e0 finanziarie non correnti\u201d dello Stato patrimoniale.
\n
(2) IInclude gli \u201cAltri debiti finanziari correnti\u201d ricompresi nelle \u201cAltre passivit\u00e0 finanziarie correnti\u201d dello Stato patrimoniale.
\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 2023.
\n
Milioni di euro
\n
al 31.12.2023 2023-2026 2027-2031 2032-2036 Oltre
\n
Impegni per acquisti di commodity:
\n
- energia elettrica 63.422 13.820 18.167 12.420 19.015
\n
- combustibili 47.666 11.998 23.399 8.802 3.467
\n
Totale 111.088 25.818 41.566 21.222 22.482
\n
\n", "dimensions": { "concept": "ifrs-full:DisclosureOfFinancialRiskManagementExplanatory", "language": "it", "entity": "scheme:WOCMU6HCI0OJWNPRZS33", "period": "2023-01-01T00:00:00/2024-01-01T00:00:00" } }, "Tag118": { "value": "\n
Rischio di tasso di cambio
\n
Il rischio di tasso di cambio si manifesta principalmente come
\n
variazioni inattese delle poste di bilancio derivanti da transa-
\n
zioni denominate in una valuta diversa dalla valuta di conto. Il
\n
Bilancio consolidato del Gruppo \u00e8 inoltre soggetto al rischio
\n
traslativo come conseguenza della conversione dei bilanci
\n
delle controllate estere, denominati in valuta locale, in euro
\n
quale valuta di conto del Gruppo.
\n
L\u2019esposizione del Gruppo al rischio di tasso di cambio \u00e8 lega-
\n
ta in particolare alle operazioni di compravendita di combu-
\n
stibili ed energia, agli investimenti (flussi di cassa per costi ca-
\n
pitalizzati), ai dividendi e alla compravendita di partecipazioni,
\n
ai rapporti commerciali e alle attivit\u00e0 e passivit\u00e0 finanziarie.
\n
Le policy di Gruppo relative alla gestione del rischio di cambio
\n
prevedono la mitigazione degli effetti sul risultato economico
\n
delle variazioni del livello dei tassi di cambio, con l\u2019esclusione
\n
degli effetti traslativi connessi al consolidamento 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 strumenti finan-
\n
ziari del Gruppo sono cross currency interest rate swap, cur-
\n
rency forward e currency swap. La scadenza di tali contratti
\n
non eccede la scadenza dello strumento sottostante cosic-
\n
ch\u00e9 ogni variazione del fair value e/o dei flussi di cassa attesi
\n
degli uni bilancia le corrispondenti variazioni del fair value e/o
\n
dei flussi di cassa attesi degli altri.
\n
I cross currency interest rate swap consentono di trasforma-
\n
re una passivit\u00e0 finanziaria a lungo termine, denominata in
\n
una divisa diversa da quella di conto, in un\u2019equivalente passi-
\n
vit\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 denominati
\n
in divise diverse, a una determinata data futura e a un certo
\n
tasso di cambio (c.d. \u201cstrike\u201d). Tali contratti possono prevede-
\n
re la consegna effettiva del capitale scambiato (deliverable
\n
forward) o la corresponsione del differenziale generato dalla
\n
disuguaglianza tra il tasso di cambio strike e il livello del cam-
\n
bio prevalente sul mercato alla data di scadenza (non-delive-
\n
rable forward). In quest\u2019ultimo caso, il tasso di cambio strike
\n
e/o il tasso di cambio spot possono essere determinati come
\n
medie dei tassi osservati in un determinato periodo.
\n
I currency swap sono contratti con i quali le controparti con-
\n
cordano due operazioni di segno opposto a differenti date
\n
future (tipicamente una a pronti e una a termine) che pre-
\n
vedono lo scambio di capitali denominati in divise diverse.
\n
Nella seguente tabella viene fornito, alla data del 31 dicem-
\n
bre 2023 e del 31 dicembre 2022, il nozionale delle ope-
\n
razioni in essere suddivise per tipologia di posta coperta.
\n
\n
\n\n
Milioni di euro Valore nozionale
\n
al 31.12.2023 al 31.12.2022
\n
Cross currency interest rate swap (CCIRS) a copertura indebitamento in valuta 25.890 28.444
\n
Contratti currency forward a copertura del rischio cambio commodity 6.496 8.392
\n
Contratti currency forward/CCIRS a copertura di flussi futuri in valuta diversa dall\u2019euro 3.134 5.333
\n
Altri contratti forward 602 1.497
\n
Totale 36.122 43.666
\n
\n\n
In particolare, si evidenziano:
\n
\u2022
\n
contratti CCIRS con un ammontare nozionale di 25.890
\n
milioni di euro volti alla copertura del rischio cambio
\n
collegato all\u2019indebitamento contratto in valuta (28.444
\n
milioni di euro al 31 dicembre 2022);
\n
\u2022
\n
contratti currency forward e cross currency swap con
\n
un ammontare nozionale complessivo di 9.630 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 (13.725 milioni di
\n
euro al 31 dicembre 2022);
\n
Nella voce \u201cAltri contratti forward\u201d sono ricomprese le ope-
\n
razioni in derivati OTC posti in essere al fine di mitigare il ri-
\n
schio di cambio relativo ai flussi attesi in valute diverse dalla
\n
moneta di conto. Questi contratti riguardano principalmente
\n
l\u2019acquisizione di beni d\u2019investimento nel settore delle energie
\n
rinnovabili, compresi i progetti relativi ai sistemi di accumu-
\n
lo di energia (Battery Energy Storage System), nonch\u00e9 quelli
\n
delle infrastrutture e reti, come per esempio i contatori digi-
\n
tali di ultima generazione. Inoltre, vengono considerati anche
\n
i costi operativi legati alla fornitura di servizi cloud e i ricavi
\n
derivanti dalla vendita di energia rinnovabile.
\n
Al 31 dicembre 2023 si rileva che il 49% (51% al 31 dicem-
\n
bre 2022) 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 2023
\n
(18% al 31 dicembre 2022).
\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 livel-
\n
lo dei tassi di cambio.
\n
In particolare, l\u2019analisi di sensitivit\u00e0 misura il potenziale
\n
impatto sul Conto economico e sul patrimonio netto di
\n
diversi scenari di mercato che determinerebbero la va-
\n
riazione del fair value degli strumenti finanziari derivati e
\n
la variazione degli oneri finanziari relativi alla quota di in-
\n
debitamento 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 bilan-
\n
cio.
\n
Non sono state introdotte modifiche n\u00e9 dei metodi n\u00e9
\n
delle assunzioni utilizzate nell\u2019analisi di sensitivit\u00e0 rispetto
\n
al periodo precedente.
\n
Mantenendo costanti tutte le altre variabili, il risultato pri-
\n
ma delle imposte \u00e8 impattato dalle variazioni nel livello
\n
dei tassi di cambio come segue.
\n
\n
\n\n
Milioni di euro 2023
\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. EUR Depr.
\n
Variazione del fair value degli strumenti finanziari derivati
\n
classificati non di copertura
\n
10% 494 (603) - -
\n
Variazione del fair value degli strumenti finanziari derivati
\n
designati come strumenti di copertura
\n
Cash flow hedge 10% - - (2.883) 3.522
\n
Fair value hedge 10% (44) 53 - -
\n
\n\n
Rischio tasso di cambio
\n
La tabella seguente mostra il profilo di scadenza del valore
\n
nozionale e relativo tasso di cambio medio contrattuale de-
\n
gli strumenti di copertura sul rischio di tasso di cambio delle
\n
transazioni in essere al 31 dicembre 2023 e al 31 dicembre
\n
2022:
\n
\n
\n\n
Milioni di euro Maturity
\n
2024 2025 2026 2027 2028 Oltre Totale
\n
Al 31.12.2023
\n
Cross currency interest rate swap
\n
Totale valore nozionale CCIRS 4.562 2.577 1.222 2.337 2.037 13.386 26.121
\n
Valore nozionale CCIRS EUR/USD 2.213 2.036 1.132 1.560 2.037 9.102 18.080
\n
Tasso di cambio contrattuale medio EUR/USD 1,13 1,07 1,07 1,10 1,18 1,15
\n
Valore nozionale CCIRS EUR/GBP 981 - - 577 - 3.856 5.414
\n
Tasso di cambio contrattuale medio EUR/GBP 0,88 0,90 0,82
\n
Valore nozionale CCIRS EUR/CHF 242 - - 140 - - 382
\n
Tasso di cambio contrattuale medio EUR/CHF 1,07 1,21
\n
Valore nozionale CCIRS USD/BRL 279 231 91 - - 387 988
\n
Tasso di cambio contrattuale medio USD/BRL 5,50 5,22 5,30 4,13
\n
Valore nozionale CCIRS EUR/BRL 445 231 - 60 - - 736
\n
Tasso di cambio contrattuale medio EUR/BRL 6,25 6,05 3,92
\n
Currency forward
\n
Totale valore nozionale forward 4.616 1.186 507 - - - 6.309
\n
Valore nozionale - currency forward EUR/USD 3.144 1.042 507 - - - 4.693
\n
Tasso di cambio contrattuale medio forward - EUR/USD 1,10 1,11 1,13
\n
Valore nozionale - currency forward USD/CLP 938 141 - - - - 1.079
\n
Tasso di cambio contrattuale medio forward - USD/CLP 873,05 885,2239
\n
Valore nozionale - currency forward EUR/CNH 175 - - - - - 175
\n
Tasso di cambio contrattuale medio forward - EUR/CNH 7,8 1
\n
Valore nozionale - currency forward USD/BRL 130 - - - - - 130
\n
Tasso di cambio contrattuale medio forward - USD/BRL 4,95
\n
Valore nozionale - currency forward USD/COP 122 2 - - - - 124
\n
Tasso di cambio contrattuale medio forward - USD/COP 4.498,97 4.597,37
\n
\n\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 - - - 7.6 83
\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
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 2023 e al 31 di-
\n
cembre 2022 suddivisi per tipologia di elemento coperto.
\n
Milioni di euro Fair value Nozionale Fair value Nozionale
\n
Strumento di copertura Strumento coperto Attivit\u00e0 Passivit\u00e0 Attivit\u00e0 Passivit\u00e0
\n
al 31.12.2023 al 31.12.2022
\n
Fair value hedge
\n
Cross currency interest rate swap (CCIRS)
\n
Finanziamenti/Obbligazioni in valuta estera
\n
a tasso fisso
\n
12 (78) 1.019 15 (99) 1.097
\n
Cross currency interest rate swap (CCIRS)
\n
Finanziamenti in valuta estera a tasso
\n
variabile
\n
- - - - - -
\n
Cash flow hedge
\n
Cross currency interest rate swap (CCIRS)
\n
Finanziamenti/Crediti in valuta estera a
\n
tasso variabile
\n
67 (36) 754 95 (76) 1.061
\n
Cross currency interest rate swap (CCIRS)
\n
Finanziament/Crediti in valuta estera a
\n
tasso fisso
\n
5 (220) 2.104 4 (233) 2.445
\n
Cross currency interest rate swap (CCIRS)
\n
Obbligazioni in valuta estera a tasso
\n
variabile
\n
56 - 250 60 - 414
\n
Cross currency interest rate swap (CCIRS) Obbligazioni in valuta estera a tasso fisso 965 (1.724) 21.763 1.864 (1.293) 23.381
\n
Cross currency interest rate swap (CCIRS) Flussi di cassa futuri in valuta - (43) 231 - (50) 335
\n
Currency forward Flussi di cassa futuri in valuta 2 (1) 117 9 (6) 326
\n
Currency forward Acquisti futuri di commodity in valuta 54 (126) 5.666 192 (135) 7.508
\n
Currency forward
\n
Acquisti di beni di investimento e altro in
\n
valuta
\n
3 (12) 526 19 (23) 1.292
\n
Totale 1.164 (2.240) 32.430 2.258 (1.915) 37.8 59
\n
Per le relazioni di copertura in cash flow hedge e fair value
\n
hedge si evidenziano:
\n
\u2022
\n
contratti CCIRS con un ammontare nozionale di 24.886
\n
milioni di euro volti alla copertura del rischio cambio
\n
collegato all\u2019indebitamento a tasso fisso contratto in
\n
valuta diversa dall\u2019euro e un fair value negativo pari a
\n
1.040 milioni di euro;
\n
\u2022
\n
contratti CCIRS con un ammontare nozionale di 1.235
\n
milioni di euro volti alla copertura del rischio cambio
\n
collegato all\u2019indebitamento a tasso variabile contratto
\n
in valuta e un fair value positivo pari a 44 milioni di euro;
\n
\u2022
\n
contratti currency forward con un ammontare noziona-
\n
le complessivo di 5.783 milioni di euro utilizzati per co-
\n
prire il rischio cambio connesso alle attivit\u00e0 di acquisto
\n
di gas naturale, all\u2019acquisto di combustibili e ai flussi at-
\n
tesi in valute diverse dall\u2019euro con un fair value negativo
\n
complessivo pari a 71 milioni di euro;
\n
\u2022
\n
contratti currency forward con un ammontare noziona-
\n
le di 526 milioni di euro un fair value negativo pari a 9
\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 (compresi i progetti relativi
\n
ai sistemi di accumulo di energia - BESS) e delle infra-
\n
strutture e reti (contatori digitali di ultima generazione),
\n
ai costi operativi della fornitura di servizi cloud e a ricavi
\n
derivanti dalla 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 2023 e al 31 dicembre 2022 suddivisi per tipologia di
\n
relazione di copertura.
\n
Milioni di euro Nozionale Fair value attivit\u00e0 Nozionale Fair value passivit\u00e0
\n
Derivati al 31.12.2023 al 31.12.2022 al 31.12.2023 al 31.12.2022 al 31.12.2023 al 31.12.2022 al 31.12.2023 al 31.12.2022
\n
Fair value hedge
\n
CCIRS 90 99 12 15 929 998 (78) (99)
\n
Totale 90 99 12 15 929 998 (78) (99)
\n
Cash flow hedge
\n
Currency forward 1.979 4.313 59 220 4.330 4.813 (140) (164)
\n
CCIRS 13.474 16.695 1.093 2.023 11.628 10.941 (2.022) (1.652)
\n
Totale 15.453 21.008 1.152 2.243 15.958 15.754 (2.162) (1.816)
\n
TOTALE DERIVATI SUL
\n
TASSO DI CAMBIO
\n
15.543 21.107 1.164 2.258 16.887 16.752 (2.240) (1.915)
\n
\n\n
Al 31 dicembre 2023, il valore nozionale dei Cross Curren-
\n
cy Interest Rate Swap (CCIRS) ammonta a 26.121 milioni
\n
di euro, evidenziando una diminuzione di 2.612 milioni di
\n
euro rispetto ai 28.733 milioni di euro registrati al 31 di-
\n
cembre 2022. In particolare:
\n
\u2022
\n
si rileva che sono scaduti CCIRS per un valore totale di
\n
737 milioni di euro;
\n
\u2022
\n
\u00e8 stata effettuata un\u2019operazione di unwinding parzia-
\n
le di CCIRS a seguito del riacquisto anticipato di parte
\n
del prestito obbligazionario ibrido denominato in dol-
\n
lari statunitensi. Tale operazione, insieme alla scadenza
\n
naturale della parte residuale di tale debito e dei relativi
\n
CCIRS, ha determinato una riduzione di valore nozio-
\n
nale rispetto al 31 dicembre 2022 per 1.171 milioni di
\n
euro;
\n
\u2022
\n
sono stati stipulati nuovi derivati per un controvalore
\n
complessivo di 109 milioni di euro. Si registra un de-
\n
cremento del valore nozionale per 813 milioni di euro,
\n
determinato dall\u2019andamento del cambio dell\u2019euro ri-
\n
spetto alle principali divise e dall\u2019effetto delle quote di
\n
ammortamento.
\n
Il valore nozionale dei currency forward al 31 dicembre
\n
2023, pari a 6.309 milioni di euro (9.126 milioni di euro al
\n
31 dicembre 2022), evidenzia un decremento di 2.817 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.
\n
Dopo le turbolenze riscontrate nel corso del 2022 sui prez-
\n
zi delle materie prime, che hanno portato a un aumento
\n
considerevole dei nozionali coperti, il valore nominale delle
\n
coperture di cambio relative alle commodity energetiche \u00e8
\n
tornato, nel corso del 2023, a livelli di operativit\u00e0 consueti.
\n
Il peggioramento del fair value netto pari a 137 milioni di
\n
euro \u00e8 dovuto alle normali fluttuazioni dei tassi di cambio.
\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 2023 sia per l\u2019anno
\n
precedente.
\n
Milioni di euro 2023 2022
\n
Utili/(Perdite) netti Utili/(Perdite) netti
\n
Strumenti di copertura su tassi di cambio 20 (119)
\n
Elemento coperto (12) 129
\n
Inefficacia 8 10
\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 2023 e al 31 dicembre 2022.
\n
Milioni di euro al 31.12.2023 al 31.12.2022
\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
Cross currency interest rate swap (CCIRS) 1.019 (66) (68) 1.097 (84) (87)
\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 2023 e al 31 dicembre 2022.
\n
Milioni di euro al 31.12.2023 al 31.12.2022
\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
Obbligazioni in valuta estera a tasso fisso 500 (77) 48 458 (106) 90
\n
Finanziamenti in valuta estera a tasso fisso 434 (7) 24 520 (8) (2)
\n
Totale 934 (84) 72 978 (114) 88
\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
\n
sul rischio di tasso di cambio.
\n
Milioni di euro Fair value Distribuzione dei flussi di cassa attesi
\n
al 31.12.2023 2024 2025 2026 2027 2028 Oltre
\n
Derivati di cash flow hedge su tasso di cambio
\n
Derivati attivi (fair value positivo) 1.152 358 216 258 211 273 885
\n
Derivati passivi (fair value negativo) (2.162) (960) (594) (13) (34) (18) (644)
\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 2023 e al 31 dicembre 2022.
\n
Milioni di euro al 31.12.2023 al 31.12.2022
\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
Cross currency interest rate swap (CCIRS) 25.102 (930) (919) 27.636 371 433
\n
Currency forward 6.309 (80) (73) 9.126 56 56
\n
Totale 31.411 (1.010) (992) 36.762 427 489
\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 2023 e al 31 dicembre 2022.
\n
Milioni di euro al 31.12.2023 al 31.12.2022
\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
\n
effetti
\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
Altri
\n
effetti
\n
(1)
\n
Finanziamenti in
\n
valuta estera a tasso
\n
variabile
\n
(31) 31 - - - (30) 30 - (11) -
\n
Finanziamenti in
\n
valuta estera a tasso
\n
fisso
\n
219 (219) 4 - 225 (225) (4) - -
\n
Obbligazioni in
\n
valuta estera a tasso
\n
variabile
\n
(56) 56 - - - (60) 60 - - -
\n
Obbligazioni in
\n
valuta estera a tasso
\n
fisso
\n
861 (861) (15) - 118 (628) 509 (56) - 118
\n
Flussi di cassa futuri
\n
in valuta (coperti
\n
con CCIRS)
\n
43 (43) - - - 50 (50) - - -
\n
Flussi di cassa futuri
\n
in valuta (coperti
\n
con forward)
\n
(1) 1 - - - (3) 3 - - -
\n
Acquisti futuri di
\n
commodity in valuta
\n
72 (72) (1) - - (60) 59 (1) (1) -
\n
Acquisti di beni di
\n
investimento e altro
\n
in valuta
\n
3 (3) (6) - - 7 (7) 1 2 -
\n
Totale 1.110 (1.110) (18) - 118 (499) 379 (60) (10) 118
\n
(1) Impatto connesso alla variazione dei cambi spot tra la data di stipula dei CCIRS a copertura di obbligazioni in valuta estera e l\u2019effettiva erogazione del pre-
\n
stito per i CCIRS stipulati nel 2022.
\n
\n", "dimensions": { "concept": "ifrs-full:DisclosureOfEffectOfChangesInForeignExchangeRatesExplanatory", "language": "it", "entity": "scheme:WOCMU6HCI0OJWNPRZS33", "period": "2023-01-01T00:00:00/2024-01-01T00:00:00" } }, "Tag119": { "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
\n
dalle operazioni di compravendita di energia, combustibili
\n
e materiali a prezzo variabile (per esempio contratti bilate-
\n
rali indicizzati, 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 che
\n
intervengono nelle varie fasi del processo industriale le-
\n
gato 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 esempio Power Purchase Agre-
\n
ement (PPA) ecc.) e contratti finanziari (per esempio con-
\n
tratti per differenza, Virtual Power Purchase Agreement
\n
(VPPA) ecc.) nei quali le differenze sono regolate a favore
\n
della controparte, nel caso il prezzo di mercato dell\u2019energia
\n
superi il prezzo strike, e a favore di Enel, nel caso contrario.
\n
La tabella di seguito riportata mostra le principali caratteri-
\n
stiche dei contratti PPA e VPPA al 31 dicembre 2023.
\n
\n
\n\n
al 31.12.2023
\n
Paese
\n
Tipologia di
\n
contratto Sell/Buy
\n
Termini contrattuali
\n
di prezzo
\n
Volume di energia
\n
contrattata (GWh) Durata (anni) Trattamento contabile
\n
Italia PPA Buy prezzo fisso 17,3 1 FVTPL
\n
Italia PPA Buy prezzo fisso 35,8 1 FVTPL
\n
Italia PPA Buy prezzo variabile 1.501,5 1 FVTPL
\n
Italia PPA Buy prezzo variabile 28,7 2 FVTPL
\n
Italia PPA Buy prezzo fisso 395,9 10 Own Use Exemption
\n
Italia VPPA Sell prezzo fisso 1.801,2 4 CFH
\n
Italia VPPA Sell prezzo fisso 800,0 4 CFH
\n
Iberia VPPA Buy prezzo fisso 30,0 9 FVTPL
\n
Iberia VPPA Buy prezzo fisso 22.650,0 15 CFH
\n
Iberia VPPA Sell prezzo fisso 14.010,0 18 CFH
\n
Germania VPPA Buy prezzo variabile 44,7 2 FVTPL
\n
Stati Uniti VPPA Sell prezzo fisso 49,9 8-20 CFH
\n
Stati Uniti VPPA Sell prezzo fisso 15,5 8-15 FVTPL
\n
Stati Uniti VPPA Sell prezzo fisso 2,3 12-20 Own Use Exemption
\n
Stati Uniti VPPA Sell prezzo variabile 3,4 12 CFH
\n
Stati Uniti PPA Sell prezzo fisso 6,0 12 CFH
\n
Stati Uniti PPA Sell prezzo fisso 6,0 12 FVTPL
\n
Stati Uniti PPA Sell prezzo fisso 194,4 10-30 Own Use Exemption
\n
Stati Uniti PPA Sell prezzo variabile 12,2 12-30 Own Use Exemption
\n
Sudafrica PPA Sell prezzo variabile 1,2 20 FVTPL
\n
Brasile PPA Sell prezzo fisso 115.542,6 1-20 Own Use Exemption
\n
Brasile PPA Buy prezzo fisso 37.474 ,9 1-16 Own Use Exemption
\n
Cile PPA Sell prezzo fisso 249.377,4 1-15 Own Use Exemption
\n
Cile PPA Sell prezzo variabile 258,0 1-3 Own Use Exemption
\n
Cile VPPA Sell prezzo fisso 27.828,2 4 -10 Own Use Exemption
\n
Cile VPPA Buy prezzo fisso 50.101,9 5-15 Own Use Exemption
\n
Cile PPA Buy prezzo fisso 98.412,7 1-20 Own Use Exemption
\n
Colombia VPPA Sell prezzo fisso 91.509,4 1-16 Own Use Exemption
\n
Colombia VPPA Sell prezzo variabile 4.546,3 1-10 Own Use Exemption
\n
Colombia VPPA Buy prezzo fisso 56.763,5 1-19 Own Use Exemption
\n
Guatemala VPPA Sell prezzo fisso 3.336,0 1-15 Own Use Exemption
\n
Guatemala VPPA Sell prezzo variabile 20,0 1-2 Own Use Exemption
\n
Panama VPPA Sell prezzo fisso 23.858,0 3-15 Own Use Exemption
\n
Panama VPPA Sell prezzo variabile 4.253,0 5-25 Own Use Exemption
\n
Panama VPPA Buy prezzo fisso 263,0 7-10 Own Use Exemption
\n
Panama VPPA Buy prezzo variabile 1.455,0 1-2 Own Use Exemption
\n
Per\u00f9 PPA Buy prezzo fisso 5 47, 1 1-8 Own Use Exemption
\n
Per\u00f9 PPA Sell prezzo fisso 75.938,8 1-12 Own Use Exemption
\n
Per\u00f9 PPA Sell prezzo variabile 115,0 2-5 Own Use Exemption
\n
\n\n
L\u2019esposizione residua, derivante dalle vendite di energia sul
\n
mercato spot, non coperte dai suddetti contratti, \u00e8 aggre-
\n
gata per fattori di rischio omogenei che possono essere
\n
gestiti attraverso operazioni di copertura sul mercato. Per
\n
i portafogli industriali sono adottate tecniche di proxy hed-
\n
ging qualora gli strumenti di copertura relativi ai particolari
\n
fattori di rischio che generano l\u2019esposizione non siano di-
\n
sponibili sul mercato o non siano sufficientemente liquidi.
\n
Inoltre, Enel applica tecniche di portfolio hedging per valu-
\n
tare opportunit\u00e0 di netting fra esposizioni infragruppo.
\n
Gli strumenti di copertura utilizzati dal Gruppo sono prevalen-
\n
temente contratti derivati plain vanilla (in particolare, forward,
\n
swap, opzioni su commodity, future e contratti 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 adatta-
\n
te a seconda delle esigenze specifiche.
\n
Enel inoltre svolge attivit\u00e0 di proprietary trading con l\u2019o-
\n
biettivo di presidiare i mercati delle commodity energe-
\n
tiche di riferimento per il Gruppo. Tale attivit\u00e0 consiste
\n
nell\u2019assunzione di esposizioni sulle commodity energe-
\n
tiche (prodotti petroliferi, gas, carbone, certificati CO
\n
2
\n
ed
\n
energia elettrica) attraverso strumenti finanziari derivati e
\n
contratti fisici scambiati su mercati regolamentati e Over
\n
the Counter (OTC), ottimizzando il profitto grazie a opera-
\n
zioni effettuate sulla base delle aspettative di evoluzione
\n
dei mercati, sempre rispettando i limiti prefissati dalle ana-
\n
lisi di rischiosit\u00e0 del portafoglio.
\n
La seguente tabella espone il valore nozionale delle tran-
\n
sazioni outstanding al 31 dicembre 2023 e al 31 dicembre
\n
2022, suddiviso per tipologia di strumento.
\n
Milioni di euro Valore nozionale
\n
al 31.12.2023 al 31.12.2022
\n
Contratti forward e future 44.307 114.128
\n
Swap 7.69 4 11.271
\n
Opzioni 1.407 504
\n
Totale 53.408 125.903
\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
\n
incremento 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 2023
\n
Impatto a Conto economico
\n
(al lordo delle imposte)
\n
Impatto a patrimonio netto
\n
(al lordo delle imposte)
\n
Prezzo
\n
commodity Incremento Decremento Incremento Decremento
\n
Variazioni nel fair value dei derivati su commodity di
\n
trading
\n
15% (39) 40 - -
\n
Variazioni nel fair value dei derivati su commodity designati
\n
come strumenti di copertura
\n
15% (19) 25 (442) 437
\n
\n", "dimensions": { "concept": "ifrs-full:DisclosureOfMarketRiskExplanatory", "language": "it", "entity": "scheme:WOCMU6HCI0OJWNPRZS33", "period": "2023-01-01T00:00:00/2024-01-01T00:00:00" } }, "Tag120": { "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
\n
di regolamento), nonch\u00e9 minori flussi di ricavi dovuti alla
\n
sostituzione di operazioni originarie con analoghe nego-
\n
ziate a condizioni di mercato sfavorevoli (rischio di sosti-
\n
tuzione). Si pu\u00f2 incorrere inoltre in rischi reputazionali ed
\n
economici derivanti da un\u2019esposizione significativa verso
\n
una singola controparte, gruppi di clienti correlati o con-
\n
troparti operanti nello stesso settore ovvero appartenenti
\n
alla stessa area geografica.
\n
Pertanto, l\u2019esposizione al rischio di credito e controparte \u00e8
\n
riconducibile alle seguenti tipologie di operativit\u00e0:
\n
\u2022
\n
vendita e distribuzione di energia elettrica e gas nei
\n
mercati liberi e regolamentati e fornitura di beni e ser-
\n
vizi (crediti commerciali verso terzi);
\n
\u2022
\n
attivit\u00e0 di negoziazione che comportano uno scambio
\n
fisico od operazioni su strumenti finanziari (portafoglio
\n
commodity);
\n
\u2022
\n
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 crediti-
\n
zie commerciali, al fine di identificare tempestivamente i
\n
fenomeni degenerativi della qualit\u00e0 dei crediti in essere e
\n
delle eventuali azioni di mitigazione da implementare.
\n
La politica di gestione del rischio di credito e controparte
\n
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
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/
\n
Linea di Business Globale, nonch\u00e9 l\u2019adozione di specifi-
\n
ci framework contrattuali standardizzati che prevedono
\n
clausole di mitigazione del rischio (es: netting) ed even-
\n
tualmente 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 31.12.2023
\n
Staging
\n
Base per la
\n
rilevazione del
\n
fondo perdite
\n
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 4,0% 6.664 264 6.400
\n
Underperforming Lifetime ECL 2,8% 321 9 312
\n
Non-performing Lifetime ECL 6,4% 594 38 556
\n
Totale 7.579 311 7.268
\n
\n\n
Attivit\u00e0 derivanti dai contratti con i clienti, crediti commerciali e altri crediti: valutazione individuale
\n
Milioni di euro
\n
al 31.12.2023
\n
Loss rate medio
\n
(PD*LGD)
\n
Valore contabile
\n
lordo
\n
Fondo perdite
\n
attese Valore netto
\n
Attivit\u00e0 da contratti con i clienti - 83 - 83
\n
Crediti commerciali
\n
Crediti commerciali non scaduti 0,5% 6.225 32 6.193
\n
Crediti commerciali scaduti:
\n
- 1-30 giorni 2,0% 350 7 343
\n
- 31-60 giorni 1,9% 103 2 101
\n
- 61-90 giorni 5,3% 38 2 36
\n
- 91-120 giorni 12,2% 41 5 36
\n
- 121-150 giorni 13,2% 53 7 46
\n
- 151-180 giorni 8,2% 49 4 45
\n
- pi\u00f9 di 180 giorni (credit impaired) 83,9% 1.474 1.236 238
\n
Totale crediti commerciali 8.333 1.295 7.038
\n
Altri crediti
\n
Altri crediti non scaduti 0,4% 1.690 7 1.683
\n
Altri crediti scaduti:
\n
- 1-30 giorni - 25 - 25
\n
- 31-60 giorni - - - -
\n
- 61-90 giorni - - - -
\n
- 91-120 giorni - - - -
\n
- 121-150 giorni - 2 - 2
\n
- 151-180 giorni - - - -
\n
- pi\u00f9 di 180 giorni (credit impaired) 2,7% 75 2 73
\n
Totale altri crediti 1.792 9 1.783
\n
TOTALE 10.208 1.304 8.904
\n
Milioni di euro
\n
al 31.12.2022
\n
Loss rate medio
\n
(PD*LGD)
\n
Valore contabile
\n
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
\n\n
Attivit\u00e0 derivanti dai contratti con i clienti, crediti commerciali e altri crediti: valutazione collettiva
\n
Milioni di euro
\n
al 31.12.2023
\n
Loss rate medio
\n
(PD*LGD)
\n
Valore contabile
\n
lordo
\n
Fondo perdite
\n
attese Valore netto
\n
Attivit\u00e0 da contratti con i clienti 1,3% 150 2 148
\n
Crediti commerciali
\n
Crediti commerciali non scaduti 2,9% 8.322 239 8.083
\n
Crediti commerciali scaduti:
\n
- 1-30 giorni 2,6% 802 21 781
\n
- 31-60 giorni 44,3% 70 31 39
\n
- 61-90 giorni 19,5% 210 41 169
\n
- 91-120 giorni 25,8% 132 34 98
\n
- 121-150 giorni 50,8% 132 67 65
\n
- 151-180 giorni 52,9% 119 63 56
\n
- pi\u00f9 di 180 giorni (credit impaired) 57,9% 3.428 1.984 1.444
\n
Totale crediti commerciali 13.215 2.480 10.735
\n
Altri crediti
\n
Altri crediti non scaduti - 604 - 604
\n
Altri crediti scaduti:
\n
- 1-30 giorni 66,7% 3 2 1
\n
- 31-60 giorni - - - -
\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) 50,0% 2 1 1
\n
Totale altri crediti 611 3 608
\n
TOTALE 13.976 2.485 11.491
\n
Milioni di euro
\n
al 31.12.2022
\n
Loss rate medio
\n
(PD*LGD)
\n
Valore contabile
\n
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
\n", "dimensions": { "concept": "ifrs-full:DisclosureOfCreditRiskExplanatory", "language": "it", "entity": "scheme:WOCMU6HCI0OJWNPRZS33", "period": "2023-01-01T00:00:00/2024-01-01T00:00:00" } }, "Tag121": { "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 finan-
\n
ziarie liquide, minimizzandone il relativo costo opportunit\u00e0
\n
e mantenendo una struttura del debito equilibrata in ter-
\n
mini di scadenze e fonti di finanziamento.
\n
Nel breve termine, il rischio di liquidit\u00e0 \u00e8 mitigato ga-
\n
rantendo un adeguato livello di risorse incondizionata-
\n
mente disponibili, ivi comprese le disponibilit\u00e0 di cassa e
\n
i 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 31.12.2023 al 31.12.2022
\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 823 19.040 355 19.122
\n
Linee di credito uncommitted 734 - 980 -
\n
Commercial paper 15.027 - 3.847 -
\n
Totale 16.584 19.040 5.182 19.122
\n
Analisi delle scadenze
\n
La tabella seguente riassume il profilo temporale del piano
\n
di rimborsi dell\u2019indebitamento finanziario lordo a lungo e a
\n
breve termine del Gruppo al 31 dicembre 2023.
\n
Milioni di euro Quota con scadenza nel
\n
Meno di
\n
tre mesi
\n
Tra tre mesi
\n
e un anno 2025 2026 2027 2028 Oltre
\n
Indebitamento finanziario lordo a lungo termine
\n
Obbligazioni:
\n
- tasso fisso quotate - 4.686 3.425 3.838 3.764 946 12.504
\n
- tasso variabile quotate 186 437 342 435 221 117 884
\n
- tasso fisso non quotate - 1.357 1.351 1.126 2.448 2.023 9.824
\n
- tasso variabile non quotate - 97 97 97 97 - 40
\n
Totale obbligazioni 186 6.577 5.215 5.496 6.530 3.086 23.252
\n
Finanziamenti bancari:
\n
- tasso fisso 63 790 231 413 730 1.006 589
\n
- tasso variabile 126 1.013 1.479 2.489 1.140 1.410 4.972
\n
- uso linee di credito revolving - - 23 - 18 - -
\n
Totale finanziamenti bancari 189 1.803 1.733 2.902 1.888 2.416 5.561
\n
Leasing:
\n
- tasso fisso 76 180 267 243 200 166 1.720
\n
- tasso variabile 3 9 14 9 3 3 12
\n
Totale leasing 79 189 281 252 203 169 1.732
\n
Altri finanziamenti non bancari
\n
(1)
\n
:
\n
- tasso fisso 24 39 70 69 44 8 172
\n
- tasso variabile - - 14 - - - -
\n
Totale altri finanziamenti non bancari 24 39 84 69 44 8 172
\n
Totale indebitamento finanziario lordo a lungo termine 478 8.608 7.313 8.719 8.665 5.679 30.717
\n
Indebitamento finanziario lordo a breve termine
\n
Debiti verso banche a breve termine 101 292 - - - - -
\n
Commercial paper 2.499 - - - - - -
\n
Cash collateral su derivati e altri finanziamenti 1.383 - - - - - -
\n
Altri debiti finanziari a breve termine
\n
(2)
\n
489 6 - - - - -
\n
Totale indebitamento finanziario lordo a breve termine 4.472 298 - - - - -
\n
TOTALE INDEBITAMENTO FINANZIARIO LORDO 4.950 8.906 7.313 8.719 8.665 5.679 30.717
\n
(1) Include gli \u201cAltri debiti finanziari non correnti\u201d esposti nella voce \u201cAltre passivit\u00e0 finanziarie non correnti\u201d dello Stato patrimoniale.
\n
(2) IInclude gli \u201cAltri debiti finanziari correnti\u201d ricompresi nelle \u201cAltre passivit\u00e0 finanziarie correnti\u201d dello Stato patrimoniale.
\n
\n", "dimensions": { "concept": "ifrs-full:DisclosureOfLiquidityRiskExplanatory", "language": "it", "entity": "scheme:WOCMU6HCI0OJWNPRZS33", "period": "2023-01-01T00:00:00/2024-01-01T00:00:00" } }, "Tag122": { "value": "\n
50. Compensazione di attivit\u00e0 e passivit\u00e0 finanziarie
\n
Si fa presente che al 31 dicembre 2023 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 pre-
\n
vede la regolazione netta delle attivit\u00e0 e passivit\u00e0 finanziarie.
\n
\n", "dimensions": { "concept": "ifrs-full:DisclosureOfOffsettingOfFinancialAssetsAndFinancialLiabilitiesExplanatory", "language": "it", "entity": "scheme:WOCMU6HCI0OJWNPRZS33", "period": "2023-01-01T00:00:00/2024-01-01T00:00:00" } }, "Tag123": { "value": "\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 successivamente
\n
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 sti-
\n
pulati al fine di ridurre i rischi di tasso di interesse, rischio
\n
di cambio e rischio di prezzo delle commodity (ivi inclusi
\n
i Virtual PPAs) quando sono rispettati tutti i criteri previsti
\n
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 Grup-
\n
po valuta e documenta il fatto che tali operazioni sono al-
\n
tamente 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
\n
fair value hedge; o
\n
\u2022
\n
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
\n
esistenza di una relazione economica tra lo strumento
\n
di copertura e l\u2019elemento coperto;
\n
\u2022
\n
l\u2019effetto del rischio di credito non prevale sulle variazioni
\n
di valore risultanti dalla relazione economica;
\n
\u2022
\n
l\u2019hedge ratio definito al momento della designazione
\n
iniziale risulta pari a quello utilizzato a fini di gestione
\n
del rischio (ovvero stessa quantit\u00e0 dell\u2019elemento coper-
\n
to che l\u2019entit\u00e0 effettivamente copre e stessa quantit\u00e0
\n
dello strumento di copertura che l\u2019entit\u00e0 effettivamente
\n
utilizza 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
\u2022
\n
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
\n
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 qua-
\n
litativa sulla natura della relazione economica (ovvero
\n
regressione 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
\n\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 Grup-
\n
po valuta l\u2019esistenza di misure di mitigazione del rischio
\n
(costituzione di garanzie, break up clause, master netting
\n
agreement 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
\n
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
\n
derivato di copertura, la relazione di copertura \u00e8 consi-
\n
derata pienamente efficace sulla base di un\u2019analisi qua-
\n
litativa;
\n
\u2022
\n
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 co-
\n
pertura e del derivato ipotetico tra la data di riferimento
\n
del bilancio e la data di inizio della copertura.
\n
Le principali cause di inefficacia delle coperture possono
\n
essere le seguenti:
\n
\u2022
\n
basis difference (ovvero i fair value o flussi finanziari
\n
dell\u2019elemento coperto dipendono da una variabile di-
\n
versa dalla variabile che causa la variazione del fair value
\n
o dei flussi finanziari nello strumento di copertura);
\n
\u2022
\n
differenze di timing (ovvero l\u2019elemento coperto e lo
\n
strumento di copertura si verificano o sono regolati a
\n
date diverse);
\n
\u2022
\n
differenze di quantit\u00e0 o di importo nozionale (ovvero l\u2019e-
\n
lemento coperto e lo strumento di copertura si basano
\n
su quantit\u00e0 o importi nozionali diversi);
\n
\u2022
\n
altri rischi (ovvero 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
\n
rischio di credito (ovvero il rischio di credito di contro-
\n
parte impatta diversamente sulle variazioni del fair value
\n
degli strumenti di copertura e dell\u2019elemento coperto).
\n
Fair value hedge
\n
Il fair value hedge \u00e8 principalmente utilizzato dal Gruppo
\n
per la copertura delle variazioni del fair value di passivit\u00e0 o
\n
impegni irrevocabili, che sono attribuibili a un rischio spe-
\n
cifico e potrebbero impattare il Conto economico.
\n
Le variazioni di fair value di derivati che si qualificano e
\n
sono designati come strumenti di copertura sono rileva-
\n
te a Conto economico, coerentemente con le variazioni
\n
di fair value dell\u2019elemento coperto che sono attribuibili al
\n
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
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
\n
di cassa attesi attribuibili a un rischio specifico associato
\n
a un\u2019attivit\u00e0, una passivit\u00e0 o una transazione prevista al-
\n
tamente probabile che potrebbe impattare il Conto eco-
\n
nomico.
\n
La quota efficace delle variazioni del fair value dei derivati,
\n
che sono designati e si qualificano di cash flow hedge, \u00e8
\n
rilevata a patrimonio netto tra le \u201caltre componenti di Con-
\n
to economico complessivo (OCI)\u201d. L\u2019utile o la perdita relati-
\n
va alla quota di inefficacia sono rilevati immediatamente a
\n
Conto economico.
\n
Gli importi rilevati a patrimonio netto sono rilasciati a Con-
\n
to economico nel periodo in cui l\u2019elemento coperto impat-
\n
ta il Conto economico (per esempio quando si verifica la
\n
vendita attesa oggetto di copertura).
\n
Se l\u2019elemento coperto comporta l\u2019iscrizione di un\u2019attivi-
\n
t\u00e0 non finanziaria (ovvero terreni, impianti e macchinari
\n
o magazzino ecc.) o di una passivit\u00e0 non finanziaria, o di
\n
una transazione prevista altamente probabile oggetto di
\n
copertura 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 (ovvero ri-
\n
serva cash flow) sar\u00e0 stornato e incluso nel valore iniziale
\n
(ovvero costo o altro valore contabile) dell\u2019attivit\u00e0 o passi-
\n
vit\u00e0 coperte (ovvero \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
\n\n
\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. Tale
\n
approccio \u00e8 applicato dal Gruppo per la copertura del rischio
\n
di cambio sugli investimenti delle societ\u00e0 operanti nel busi-
\n
ness delle rinnovabili.
\n
Diversamente, nei rapporti di copertura che utilizzano il cross
\n
currency interest rate swap come strumento di copertura, il
\n
Gruppo separa i basis spread della valuta estera, nella desi-
\n
gnazione del derivato di copertura, e li rileva nel Conto eco-
\n
nomico complessivo (OCI) come costi di hedging.
\n
Con specifico riferimento alle coperture di cash flow hedge
\n
del rischio di prezzo delle commodity, allo scopo di migliora-
\n
re la coerenza delle stesse alla strategia di risk management,
\n
il Gruppo Enel applica un approccio dinamico di hedge ac-
\n
counting basato su specifici requisiti di liquidit\u00e0 (c.d. \u201cLiquidi-
\n
ty Based Approach\u201d).
\n
Tale approccio richiede di designare le coperture median-
\n
te l\u2019utilizzo dei derivati pi\u00f9 liquidi disponibili sul mercato e di
\n
sostituirli con altri, pi\u00f9 efficaci nella copertura del rischio in
\n
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 derivato,
\n
non solo in caso di scadenza, ma anche nel corso della re-
\n
lazione di copertura, se e solo se il nuovo derivato soddisfa
\n
entrambi i seguenti requisiti:
\n
\u2022
\n
rappresenta una best proxy rispetto al vecchio derivato, in
\n
termini di ranking; e
\n
\u2022
\n
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 di-
\n
scontinuata. Pertanto, a partire da tale data, le variazioni di fair
\n
value efficaci del nuovo derivato dovranno essere rilevate in
\n
contropartita al patrimonio netto (ovvero riserva di cash flow
\n
hedge), mentre le variazioni di fair value del vecchio derivato
\n
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 mondo
\n
hanno iniziato una fondamentale riforma degli indici di rife-
\n
rimento per la determinazione dei tassi di interesse, che in-
\n
clude la sostituzione di alcuni indici di riferimento con tassi
\n
di riferimento alternativi privi di rischio (\u201criforma IBOR\u201d).
\n
La principale esposizione del Gruppo agli IBOR \u00e8 basata
\n
su Euribor.
\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
\n
da parte dei maggiori enti regolatori gli indici USD LIBOR 1
\n
mese, 3 mesi e 6 mesi sono diventati non rappresentativi
\n
dopo il 30 giugno 2023 e il tasso di riferimento alternativo
\n
\u00e8 attualmente il Secured Overnight Financing Rate (SOFR).
\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
\n
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 in-
\n
teresse esistente con un tasso alternativo pressoch\u00e9 privo
\n
di rischio (fase 1); e
\n
\u2022
\n
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 precedentemente
\n
nei contratti indicizzati al GBP LIBOR nel corso del 2021
\n
e altre sono state implementate durante il 2023, conside-
\n
rando che, come gi\u00e0 riportato, gli indici USD LIBOR sono
\n
diventati non rappresentativi dopo il 30 giugno 2023.
\n
Debiti e derivati
\n
Il Gruppo detiene debito a tasso variabile principalmente
\n
indicizzato all\u2019Euribor che \u00e8 quasi interamente coperto at-
\n
traverso strumenti finanziari derivati per scopi di gestione
\n
del rischio.
\n
Alla data di riferimento del bilancio non ci sono azioni pia-
\n
nificate dal Gruppo con riguardo all\u2019Euribor poich\u00e9, come
\n
sopra esposto, questo indice \u00e8 stato interamente riforma-
\n
to per essere in linea con la European Union Benchmarks
\n
Regulation. Nonostante la continuit\u00e0 sull\u2019Euribor, clausole
\n
di sostituzione potrebbero essere richieste e dunque po-
\n
trebbero essere implementate dal Gruppo all\u2019interno dei
\n
nuovi contratti in accordo con l\u2019evoluzione delle migliori
\n
pratiche di mercato.
\n
\n
\n\n
\n\n
\n\n
Durante il 2023 il Gruppo ha stipulato nuovi prestiti in dol-
\n
lari indicizzati al SOFR e si \u00e8 focalizzato sul processo di im-
\n
plementazione delle opportune modifiche per variare tutte
\n
le esposizioni dallo USD LIBOR a USD SOFR.
\n
Gli strumenti derivati del Gruppo sono gestiti tramite con-
\n
tratti principalmente basati su accordi quadro definiti dall\u2019I-
\n
SDA (International Swaps and Derivatives Association).
\n
L\u2019ISDA ha rivisto i suoi contratti standardizzati alla luce della
\n
riforma IBOR e modificato le scelte relative ai tassi variabili
\n
all\u2019interno delle definizioni ISDA del 2006 per includere clau-
\n
sole di sostituzione applicabili alla dismissione permanente
\n
di specifici indici di riferimento chiave; questi cambiamenti
\n
sono divenuti efficaci il 25 gennaio 2021. Le transazioni in-
\n
corporate nelle definizioni ISDA del 2006 effettuate il 25 gen-
\n
naio 2021, o successivamente, includono le scelte sui tassi
\n
variabili rettificate (per esempio la scelta sul tasso variabile
\n
con la clausola di sostituzione), mentre le altre transazioni
\n
concluse ante tale data (c.d. \u201ccontratti derivati precedenti\u201d)
\n
continuano a essere basate sulle definizioni ISDA del 2006.
\n
Per questo motivo l\u2019ISDA ha pubblicato un protocollo IBOR
\n
di sostituzione per facilitare le modifiche multilaterali cos\u00ec da
\n
includere le definizioni rettificate.
\n
Con riferimento all\u2019Euribor il Gruppo sta valutando se: (i) aderi-
\n
re o meno al suddetto protocollo, in base alla sua esposizione
\n
e all\u2019evoluzione della riforma IBOR, oppure (ii) rettificare in an-
\n
ticipo con accordi bilaterali i contratti impattati dalla riforma.
\n
Relazioni di copertura
\n
Alla data di riferimento del bilancio gli elementi coperti e gli
\n
strumenti di copertura sono principalmente indicizzati a Euri-
\n
bor, SOFR e SONIA.
\n
Il Gruppo ha valutato l\u2019impatto dell\u2019incertezza dovuta alla rifor-
\n
ma IBOR sulle relazioni di copertura al 31 dicembre 2023 con
\n
riferimento sia agli strumenti di copertura sia agli elementi
\n
coperti. Sia gli elementi coperti sia gli strumenti di copertura
\n
hanno cambiato la parametrizzazione passando da indici di
\n
riferimento basati su mercati interbancari (IBOR) a tassi so-
\n
stitutivi di riferimento pressoch\u00e9 privi di rischio (RFR) come
\n
risultato delle modifiche contrattuali entrate in vigore.
\n
In particolare, il Gruppo, allo scopo di gestire l\u2019incertezza che
\n
riguarda sia gli strumenti di copertura sia gli elementi coperti
\n
indicizzati all\u2019USD LIBOR, fino al 30 giugno 2023 ha continua-
\n
to ad applicare le deroghe temporanee previste dalle modi-
\n
fiche all\u2019IFRS 9 emesse a settembre 2019 (fase 1). Si \u00e8 quindi
\n
ritenuto che gli indici di riferimento per la determinazione dei
\n
tassi di interesse su cui sono basati i flussi di cassa degli ele-
\n
menti coperti o degli strumenti di copertura non si modificas-
\n
sero come conseguenza della riforma IBOR. La deroga \u00e8 stata
\n
applicata relativamente ai seguenti requisiti delle relazioni di
\n
copertura:
\n
\u2022
\n
determinare se una transazione attesa \u00e8 altamente proba-
\n
bile;
\n
\u2022
\n
stabilire se i flussi di cassa futuri coperti si verificheranno in
\n
una relazione cessata di copertura di tipo cash flow hedge;
\n
\u2022
\n
valutare la relazione economica tra l\u2019elemento coperto e lo
\n
strumento di copertura.
\n
Le relazioni di copertura impattate avrebbero potuto incor-
\n
rere in un\u2019inefficacia attribuibile a differenti sostituzioni di in-
\n
dici di riferimento esistenti con tassi di riferimento alternativi
\n
pressoch\u00e9 privi di rischio. Al fine di evitare questo rischio, il
\n
Gruppo ha lavorato per implementare tali sostituzioni nello
\n
stesso momento.
\n
Inoltre, nel 2023, il Gruppo ha modificato il riferimento all\u2019U-
\n
SD LIBOR nei suoi strumenti di copertura su tasso di interesse
\n
utilizzati nelle relazioni di copertura di tipo cash flow hedge,
\n
sostituendolo con il nuovo indice di riferimento SOFR, econo-
\n
micamente equivalente. Di conseguenza, il Gruppo non ap-
\n
plica pi\u00f9 a queste relazioni di copertura le modifiche all\u2019IFRS
\n
9 emesse a settembre 2019 (fase 1) e sta applicando le mo-
\n
difiche all\u2019IFRS 9 emesse ad agosto 2020 (fase 2), modifican-
\n
do la designazione formale della relazione di copertura come
\n
richiesto dalla riforma IBOR e senza considerare tale evento
\n
come una cessazione della relazione di copertura.
\n
Inoltre, per le relazioni di copertura di tipo cash flow hedge,
\n
nel modificare la descrizione dell\u2019elemento coperto nella re-
\n
lazione di copertura, gli importi accumulati nella riserva di
\n
cash flow hedge sono stati considerati basati sull\u2019indice di ri-
\n
ferimento alternativo su cui sono determinati i futuri flussi di
\n
cassa coperti.
\n
\n
\n\n
51.1.1 Relazione di copertura per tipologia di rischio 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 dicem-
\n
bre 2023 e al 31 dicembre 2022 distinti per scadenza.
\n
Milioni di euro Maturity
\n
2024 2025 2026 2027 2028 Oltre Totale
\n
Al 31.12.2023
\n
Interest rate swap
\n
Totale valore nozionale 708 564 879 1.975 19 3.781 7. 926
\n
Valore nozionale relativo a IRS in EUR 608 564 636 1.532 19 3.141 6.500
\n
Tasso di interesse medio IRS in EUR 4,56 1,92 2,12 3,38 0,86 2,37
\n
Valore nozionale relativo a IRS in USD 46 - - 444 - 210 700
\n
Tasso di interesse medio IRS in USD 0,70 3,28 5,05
\n
\n\n
La tabella seguente espone il valore nozionale e il fair va-
\n
lue degli strumenti di copertura sul rischio di tasso di in-
\n
teresse, delle transazioni in essere al 31 dicembre 2023 e
\n
al 31 dicembre 2022, suddivisi per tipologia di elemento
\n
coperto.
\n
Milioni di euro Fair value Nozionale Fair value Nozionale
\n
Strumento
\n
di copertura Elemento coperto
\n
Attivit\u00e0 Passivit\u00e0 Attivit\u00e0 Passivit\u00e0
\n
al 31.12.2023 al 31.12.2022
\n
Fair value hedge
\n
Interest rate swap Finanziamenti/Obbligazioni a tasso variabile 98 - 544 20 (2) 518
\n
Interest rate swap Finanziamenti/Obbligazioni a tasso fisso 3 (44) 1.241 2 (90) 1.239
\n
Cash flow hedge
\n
Interest rate swap Obbligazioni a tasso variabile 12 (49) 1.040 29 (44) 1.190
\n
Interest rate swap Crediti finanziari a tasso variabile - (7) 145 - (9) 162
\n
Interest rate swap Finanziamenti a tasso variabile 163 (35) 4.956 307 (7) 4.646
\n
Totale 276 (135) 7.92 6 358 (152) 7.755
\n
La tabella seguente espone il valore nozionale e il fair value
\n
dei derivati di copertura del rischio di tasso di interesse
\n
al 31 dicembre 2023 e al 31 dicembre 2022 suddivisi per
\n
tipologia di relazione di copertura.
\n
Milioni di euro Nozionale Fair value attivit\u00e0 Nozionale Fair value passivit\u00e0
\n
Derivati al 31.12.2023 al 31.12.2022 al 31.12.2023 al 31.12.2022 al 31.12.2023 al 31.12.2022 al 31.12.2023 al 31.12.2022
\n
Fair value hedge
\n
Interest rate swap 556 154 101 22 1.229 1.603 (44) (92)
\n
Totale 556 154 101 22 1.229 1.603 (44) (92)
\n
Cash flow hedge
\n
Interest rate swap 4.144 4.958 175 336 1.997 1.040 (91) (60)
\n
Totale 4.144 4.958 175 336 1.997 1.040 (91) (60)
\n
TOTALE DERIVATI
\n
SUL TASSO DI INTERESSE
\n
4.700 5.112 276 358 3.226 2.643 (135) (152)
\n
Il valore nozionale complessivo dei contratti derivati clas-
\n
sificati come strumenti di copertura, risulta al 31 dicembre
\n
2023 pari a 7.926 milioni di euro e il corrispondente fair
\n
value positivo \u00e8 pari a 141 milioni di euro.
\n
Rispetto al 31 dicembre 2022 il valore nozionale evidenzia
\n
un incremento di 171 milioni di euro, conseguente princi-
\n
palmente:
\n
\u2022
\n
alla naturale scadenza di interest rate swap per 159 mi-
\n
lioni di euro;
\n
\u2022
\n
alla chiusura anticipata di strumenti Interest Rate Swap
\n
per un valore di 150 milioni di euro, in seguito al rimbor-
\n
so anticipato del relativo sottostante;
\n
\u2022
\n
a nuovi interest rate swap per 800 milioni di euro;
\n
\u2022
\n
alla riduzione del nozionale degli interest rate swap di
\n
tipo amortizing per un ammontare pari a 320 milioni di
\n
euro.
\n
Il peggioramento del fair value, pari a 65 milioni di euro, \u00e8
\n
dovuto principalmente all\u2019andamento della curva dei tassi
\n
di interesse.
\n
Derivati di fair value hedge
\n
La tabella seguente espone gli utili e le perdite nette rileva-
\n
ti a Conto economico, relativi ai derivati di fair value hedge
\n
e all\u2019elemento coperto attribuibili al rischio di tasso di inte-
\n
resse sia per il 2023 sia per l\u2019anno precedente.
\n
Milioni di euro 2023 2022
\n
Utili/(Perdite) netti Utili/(Perdite) netti
\n
Strumenti di copertura su tassi di interesse 125 (84)
\n
Elemento coperto (132) 75
\n
Inefficacia (7) (9)
\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 2023 e al 31 dicembre 2022.
\n
Milioni di euro al 31.12.2023 al 31.12.2022
\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 1.785 57 57 1.757 (70) (70)
\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 2023 e al 31 dicembre 2022.
\n
Milioni di euro al 31.12.2023 al 31.12.2022
\n
Valore
\n
contabile
\n
Adeguamento
\n
cumulato del fair
\n
value dell\u2019elemento
\n
coperto
\n
Fair value utilizzato
\n
per la misurazione
\n
dell\u2019inefficacia del
\n
periodo
\n
Valore
\n
contabile
\n
Adeguamento
\n
cumulato del fair
\n
value dell\u2019elemento
\n
coperto
\n
Fair value utilizzato
\n
per la misurazione
\n
dell\u2019inefficacia del
\n
periodo
\n
Finanziamenti a tasso fisso 1.186 (43) 44 1.138 (89) (79)
\n
Obbligazioni a tasso fisso 14 2 (2) 14 2 (2)
\n
Obbligazioni a tasso variabile 671 41 (107) 576 (16) (18)
\n
Totale 1.871 - (65) 1.728 (103) (99)
\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
\n
sul rischio di tasso di interesse.
\n
Milioni di euro Fair value Distribuzione dei flussi di cassa attesi
\n
al 31.12.2023 2024 2025 2026 2027 2028 Oltre
\n
Derivati di cash flow hedge su tasso di interesse
\n
Derivati attivi (fair value positivo) 175 86 29 19 14 12 28
\n
Derivati passivi (fair value negativo) (91) (8) (21) (20) (17) (13) (22)
\n
La tabella seguente espone l\u2019impatto dei derivati di cash
\n
flow hedge su tasso di interesse nello Stato patrimoniale
\n
al 31 dicembre 2023 e al 31 dicembre 2022.
\n
Milioni di euro al 31.12.2023 al 31.12.2022
\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 6.141 84 84 5.998 276 276
\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 2023 e al 31 dicembre 2022.
\n
Milioni di euro al 31.12.2023 al 31.12.2022
\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 a
\n
tasso variabile
\n
37 - (37) - - 15 - (15) - -
\n
Crediti finanziari
\n
a tasso variabile
\n
7 - (7) - - 9 - (9) - -
\n
Finanziamenti a
\n
tasso variabile
\n
(149) (20) 149 - (1) (327) (28) 326 - 2
\n
Totale (105) (20) 105 - (1) (303) (28) 302 - 2
\n\n
Rischio tasso di cambio
\n
La tabella seguente mostra il profilo di scadenza del valore
\n
nozionale e relativo tasso di cambio medio contrattuale de-
\n
gli strumenti di copertura sul rischio di tasso di cambio delle
\n
transazioni in essere al 31 dicembre 2023 e al 31 dicembre
\n
2022:
\n
\n
\n\n\n
Milioni di euro Maturity
\n
2024 2025 2026 2027 2028 Oltre Totale
\n
Al 31.12.2023
\n
Cross currency interest rate swap
\n
Totale valore nozionale CCIRS 4.562 2.577 1.222 2.337 2.037 13.386 26.121
\n
Valore nozionale CCIRS EUR/USD 2.213 2.036 1.132 1.560 2.037 9.102 18.080
\n
Tasso di cambio contrattuale medio EUR/USD 1,13 1,07 1,07 1,10 1,18 1,15
\n
Valore nozionale CCIRS EUR/GBP 981 - - 577 - 3.856 5.414
\n
Tasso di cambio contrattuale medio EUR/GBP 0,88 0,90 0,82
\n
Valore nozionale CCIRS EUR/CHF 242 - - 140 - - 382
\n
Tasso di cambio contrattuale medio EUR/CHF 1,07 1,21
\n
Valore nozionale CCIRS USD/BRL 279 231 91 - - 387 988
\n
Tasso di cambio contrattuale medio USD/BRL 5,50 5,22 5,30 4,13
\n
Valore nozionale CCIRS EUR/BRL 445 231 - 60 - - 736
\n
Tasso di cambio contrattuale medio EUR/BRL 6,25 6,05 3,92
\n
Currency forward
\n
Totale valore nozionale forward 4.616 1.186 507 - - - 6.309
\n
Valore nozionale - currency forward EUR/USD 3.144 1.042 507 - - - 4.693
\n
Tasso di cambio contrattuale medio forward - EUR/USD 1,10 1,11 1,13
\n
Valore nozionale - currency forward USD/CLP 938 141 - - - - 1.079
\n
Tasso di cambio contrattuale medio forward - USD/CLP 873,05 885,2239
\n
Valore nozionale - currency forward EUR/CNH 175 - - - - - 175
\n
Tasso di cambio contrattuale medio forward - EUR/CNH 7,8 1
\n
Valore nozionale - currency forward USD/BRL 130 - - - - - 130
\n
Tasso di cambio contrattuale medio forward - USD/BRL 4,95
\n
Valore nozionale - currency forward USD/COP 122 2 - - - - 124
\n
Tasso di cambio contrattuale medio forward - USD/COP 4.498,97 4.597,37
\n
\n\n
\n\n
\n\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 - - - 7.6 83
\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
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 2023 e al 31 di-
\n
cembre 2022 suddivisi per tipologia di elemento coperto.
\n
Milioni di euro Fair value Nozionale Fair value Nozionale
\n
Strumento di copertura Strumento coperto Attivit\u00e0 Passivit\u00e0 Attivit\u00e0 Passivit\u00e0
\n
al 31.12.2023 al 31.12.2022
\n
Fair value hedge
\n
Cross currency interest rate swap (CCIRS)
\n
Finanziamenti/Obbligazioni in valuta estera
\n
a tasso fisso
\n
12 (78) 1.019 15 (99) 1.097
\n
Cross currency interest rate swap (CCIRS)
\n
Finanziamenti in valuta estera a tasso
\n
variabile
\n
- - - - - -
\n
Cash flow hedge
\n
Cross currency interest rate swap (CCIRS)
\n
Finanziamenti/Crediti in valuta estera a
\n
tasso variabile
\n
67 (36) 754 95 (76) 1.061
\n
Cross currency interest rate swap (CCIRS)
\n
Finanziament/Crediti in valuta estera a
\n
tasso fisso
\n
5 (220) 2.104 4 (233) 2.445
\n
Cross currency interest rate swap (CCIRS)
\n
Obbligazioni in valuta estera a tasso
\n
variabile
\n
56 - 250 60 - 414
\n
Cross currency interest rate swap (CCIRS) Obbligazioni in valuta estera a tasso fisso 965 (1.724) 21.763 1.864 (1.293) 23.381
\n
Cross currency interest rate swap (CCIRS) Flussi di cassa futuri in valuta - (43) 231 - (50) 335
\n
Currency forward Flussi di cassa futuri in valuta 2 (1) 117 9 (6) 326
\n
Currency forward Acquisti futuri di commodity in valuta 54 (126) 5.666 192 (135) 7.508
\n
Currency forward
\n
Acquisti di beni di investimento e altro in
\n
valuta
\n
3 (12) 526 19 (23) 1.292
\n
Totale 1.164 (2.240) 32.430 2.258 (1.915) 37.8 59
\n
Per le relazioni di copertura in cash flow hedge e fair value
\n
hedge si evidenziano:
\n
\u2022
\n
contratti CCIRS con un ammontare nozionale di 24.886
\n
milioni di euro volti alla copertura del rischio cambio
\n
collegato all\u2019indebitamento a tasso fisso contratto in
\n
valuta diversa dall\u2019euro e un fair value negativo pari a
\n
1.040 milioni di euro;
\n
\u2022
\n
contratti CCIRS con un ammontare nozionale di 1.235
\n
milioni di euro volti alla copertura del rischio cambio
\n
collegato all\u2019indebitamento a tasso variabile contratto
\n
in valuta e un fair value positivo pari a 44 milioni di euro;
\n
\u2022
\n
contratti currency forward con un ammontare noziona-
\n
le complessivo di 5.783 milioni di euro utilizzati per co-
\n
prire il rischio cambio connesso alle attivit\u00e0 di acquisto
\n
di gas naturale, all\u2019acquisto di combustibili e ai flussi at-
\n
tesi in valute diverse dall\u2019euro con un fair value negativo
\n
complessivo pari a 71 milioni di euro;
\n
\u2022
\n
contratti currency forward con un ammontare noziona-
\n
le di 526 milioni di euro un fair value negativo pari a 9
\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 (compresi i progetti relativi
\n
ai sistemi di accumulo di energia - BESS) e delle infra-
\n
strutture e reti (contatori digitali di ultima generazione),
\n
ai costi operativi della fornitura di servizi cloud e a ricavi
\n
derivanti dalla 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 2023 e al 31 dicembre 2022 suddivisi per tipologia di
\n
relazione di copertura.
\n
Milioni di euro Nozionale Fair value attivit\u00e0 Nozionale Fair value passivit\u00e0
\n
Derivati al 31.12.2023 al 31.12.2022 al 31.12.2023 al 31.12.2022 al 31.12.2023 al 31.12.2022 al 31.12.2023 al 31.12.2022
\n
Fair value hedge
\n
CCIRS 90 99 12 15 929 998 (78) (99)
\n
Totale 90 99 12 15 929 998 (78) (99)
\n
Cash flow hedge
\n
Currency forward 1.979 4.313 59 220 4.330 4.813 (140) (164)
\n
CCIRS 13.474 16.695 1.093 2.023 11.628 10.941 (2.022) (1.652)
\n
Totale 15.453 21.008 1.152 2.243 15.958 15.754 (2.162) (1.816)
\n
TOTALE DERIVATI SUL
\n
TASSO DI CAMBIO
\n
15.543 21.107 1.164 2.258 16.887 16.752 (2.240) (1.915)
\n
\n\n
\n\n
\n\n
Al 31 dicembre 2023, il valore nozionale dei Cross Curren-
\n
cy Interest Rate Swap (CCIRS) ammonta a 26.121 milioni
\n
di euro, evidenziando una diminuzione di 2.612 milioni di
\n
euro rispetto ai 28.733 milioni di euro registrati al 31 di-
\n
cembre 2022. In particolare:
\n
\u2022
\n
si rileva che sono scaduti CCIRS per un valore totale di
\n
737 milioni di euro;
\n
\u2022
\n
\u00e8 stata effettuata un\u2019operazione di unwinding parzia-
\n
le di CCIRS a seguito del riacquisto anticipato di parte
\n
del prestito obbligazionario ibrido denominato in dol-
\n
lari statunitensi. Tale operazione, insieme alla scadenza
\n
naturale della parte residuale di tale debito e dei relativi
\n
CCIRS, ha determinato una riduzione di valore nozio-
\n
nale rispetto al 31 dicembre 2022 per 1.171 milioni di
\n
euro;
\n
\u2022
\n
sono stati stipulati nuovi derivati per un controvalore
\n
complessivo di 109 milioni di euro. Si registra un de-
\n
cremento del valore nozionale per 813 milioni di euro,
\n
determinato dall\u2019andamento del cambio dell\u2019euro ri-
\n
spetto alle principali divise e dall\u2019effetto delle quote di
\n
ammortamento.
\n
Il valore nozionale dei currency forward al 31 dicembre
\n
2023, pari a 6.309 milioni di euro (9.126 milioni di euro al
\n
31 dicembre 2022), evidenzia un decremento di 2.817 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.
\n
Dopo le turbolenze riscontrate nel corso del 2022 sui prez-
\n
zi delle materie prime, che hanno portato a un aumento
\n
considerevole dei nozionali coperti, il valore nominale delle
\n
coperture di cambio relative alle commodity energetiche \u00e8
\n
tornato, nel corso del 2023, a livelli di operativit\u00e0 consueti.
\n
Il peggioramento del fair value netto pari a 137 milioni di
\n
euro \u00e8 dovuto alle normali fluttuazioni dei tassi di cambio.
\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 2023 sia per l\u2019anno
\n
precedente.
\n
Milioni di euro 2023 2022
\n
Utili/(Perdite) netti Utili/(Perdite) netti
\n
Strumenti di copertura su tassi di cambio 20 (119)
\n
Elemento coperto (12) 129
\n
Inefficacia 8 10
\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 2023 e al 31 dicembre 2022.
\n
Milioni di euro al 31.12.2023 al 31.12.2022
\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
Cross currency interest rate swap (CCIRS) 1.019 (66) (68) 1.097 (84) (87)
\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 2023 e al 31 dicembre 2022.
\n
Milioni di euro al 31.12.2023 al 31.12.2022
\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
Obbligazioni in valuta estera a tasso fisso 500 (77) 48 458 (106) 90
\n
Finanziamenti in valuta estera a tasso fisso 434 (7) 24 520 (8) (2)
\n
Totale 934 (84) 72 978 (114) 88
\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
\n
sul rischio di tasso di cambio.
\n
Milioni di euro Fair value Distribuzione dei flussi di cassa attesi
\n
al 31.12.2023 2024 2025 2026 2027 2028 Oltre
\n
Derivati di cash flow hedge su tasso di cambio
\n
Derivati attivi (fair value positivo) 1.152 358 216 258 211 273 885
\n
Derivati passivi (fair value negativo) (2.162) (960) (594) (13) (34) (18) (644)
\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 2023 e al 31 dicembre 2022.
\n
Milioni di euro al 31.12.2023 al 31.12.2022
\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
Cross currency interest rate swap (CCIRS) 25.102 (930) (919) 27.636 371 433
\n
Currency forward 6.309 (80) (73) 9.126 56 56
\n
Totale 31.411 (1.010) (992) 36.762 427 489
\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 2023 e al 31 dicembre 2022.
\n
Milioni di euro al 31.12.2023 al 31.12.2022
\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
\n
effetti
\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
Altri
\n
effetti
\n
(1)
\n
Finanziamenti in
\n
valuta estera a tasso
\n
variabile
\n
(31) 31 - - - (30) 30 - (11) -
\n
Finanziamenti in
\n
valuta estera a tasso
\n
fisso
\n
219 (219) 4 - 225 (225) (4) - -
\n
Obbligazioni in
\n
valuta estera a tasso
\n
variabile
\n
(56) 56 - - - (60) 60 - - -
\n
Obbligazioni in
\n
valuta estera a tasso
\n
fisso
\n
861 (861) (15) - 118 (628) 509 (56) - 118
\n
Flussi di cassa futuri
\n
in valuta (coperti
\n
con CCIRS)
\n
43 (43) - - - 50 (50) - - -
\n
Flussi di cassa futuri
\n
in valuta (coperti
\n
con forward)
\n
(1) 1 - - - (3) 3 - - -
\n
Acquisti futuri di
\n
commodity in valuta
\n
72 (72) (1) - - (60) 59 (1) (1) -
\n
Acquisti di beni di
\n
investimento e altro
\n
in valuta
\n
3 (3) (6) - - 7 (7) 1 2 -
\n
Totale 1.110 (1.110) (18) - 118 (499) 379 (60) (10) 118
\n
(1) Impatto connesso alla variazione dei cambi spot tra la data di stipula dei CCIRS a copertura di obbligazioni in valuta estera e l\u2019effettiva erogazione del pre-
\n
stito per i CCIRS stipulati nel 2022.
\n
\n\n
\n\n
Rischio di prezzo su commodity
\n
Milioni di euro Maturity
\n
2024 2025 2026 2027 2028 Oltre Totale
\n
Al 31.12.2023
\n
Commodity swap
\n
Valore nozionale su energia 128 106 100 284 91 286 995
\n
Prezzo medio - commodity swap su energia (\u20ac/MWh) 87,0 44,0 37,0 59,6 32,0 34,0
\n
Valore nozionale su carbone/shipping - - - - - - -
\n
Prezzo medio - commodity swap su carbone/shipping ($/t) - - - - - -
\n
Valore nozionale su gas 1.551 1 .747 296 - - 125 3.719
\n
Prezzo medio - commodity swap su gas (\u20ac/MWh) 41,8 40,4 27,0 - - 7,0
\n
Valore nozionale su petrolio 1.016 106 10 - - - 1.132
\n
Prezzo medio - commodity swap su petrolio ($/bbl) 86,0 78,0 69,0 - - -
\n
Commodity forward/future
\n
Valore nozionale su energia 2.506 388 297 258 151 606 4.206
\n
Prezzo medio - commodity forward/future su energia (\u20ac/MWh) 114,9 18,0 18,0 16,0 18,0 16,0
\n
Valore nozionale su carbone/shipping 38 - - - - - 38
\n
Prezzo medio - commodity forward/future su gas carbone/shipping ($/t) 175,0 - - - - -
\n
Valore nozionale su gas 4.432 377 626 - - - 5.435
\n
Prezzo medio - commodity forward/future su gas (\u20ac/MWh) 71,4 48,9 32,0 - - -
\n
Valore nozionale su CO
\n
2
\n
662 336 21 - - - 1.019
\n
Prezzo medio - commodity forward/future su CO
\n
2
\n
(\u20ac/t) 91,9 93,0 84,0 - - -
\n
Valore nozionale su petrolio 354 - - - - - 354
\n
Prezzo medio - commodity forward/future su petrolio ($/bbl) 74,6 - - - - -
\n
Commodity option
\n
Valore nozionale su energia 24 39 44 39 39 342 527
\n
Prezzo medio - commodity option su energia (\u20ac/MWh) 27,5 30,0 30,5 34,0 34,0 34,0
\n
Valore nozionale su gas - - - - - - -
\n
Prezzo medio - commodity option su gas (\u20ac/MWh) - - - - - -
\n
Valore nozionale su petrolio - - - - - - -
\n
Prezzo medio - commodity option su petrolio ($/bbl) - - - - - -
\n
Milioni di euro Maturity
\n
2023 2024 2025 2026 2027 Oltre Totale
\n
Al 31.12.2022
\n
Commodity swap
\n
Valore nozionale su energia 653 164 143 139 132 333 1.564
\n
Prezzo medio - commodity swap su energia (\u20ac/MWh) 162,5 77,9 48,9 47, 2 45,8 29,0
\n
Valore nozionale su carbone/shipping 1.037 - - - - - 1.037
\n
Prezzo medio - commodity swap su carbone/shipping ($/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
1.635 226 50 - - - 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 ($/bbl) 81,7 73,9 - - - -
\n
Commodity option
\n
Valore nozionale su energia 16 16 16 16 16 117 197
\n
Prezzo medio - commodity option su energia (\u20ac/MWh) 35,0 35,0 35,0 35,0 35,0 33,0
\n
Valore nozionale su petrolio 70 - - - - - 70
\n
Prezzo medio - commodity option su petrolio ($/bbl) 133 - - - - - -
\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 2023 e
\n
al 31 dicembre 2022 suddivisi per tipologia di commodity.
\n
Milioni di euro Nozionale Fair value attivit\u00e0 Nozionale Fair value passivit\u00e0
\n
al 31.12.2023 al 31.12.2022 al 31.12.2023 al 31.12.2022 al 31.12.2023 al 31.12.2022 al 31.12.2023 al 31.12.2022
\n
Derivati
\n
Cash flow hedge
\n
Derivati su energia:
\n
- swap 684 1.213 357 982 311 352 (233) (498)
\n
- forward/future 1.636 1.535 162 89 2.570 3.510 (763) (898)
\n
- opzioni 527 218 93 36 - - (62) (12)
\n
Totale derivati su
\n
energia
\n
2.847 2.966 612 1.107 2.881 3.862 (1.058) (1.408)
\n
Derivati su carbone/
\n
shipping:
\n
- swap - 9 - 2 - 1.028 - (373)
\n
- forward/future - - - - 38 - (17) -
\n
- opzioni - - - - - - - -
\n
Totale derivati su
\n
carbone/shipping
\n
- 9 - 2 38 1.028 (17) (373)
\n
Derivati su gas e
\n
petrolio:
\n
- swap 2.785 2.302 623 666 2.066 2.729 (468) (765)
\n
- forward/future 3.382 4.734 1.375 1.714 2.407 8.085 (1.198) (5.182)
\n
- opzioni - 22 - 4 - 48 - (4)
\n
Totale derivati su gas e
\n
petrolio
\n
6.167 7.058 1.998 2.384 4.473 10.862 (1.666) (5.951)
\n
Derivati su CO
\n
2
\n
:
\n
- swap - - - - - - - -
\n
- forward/future 640 1.704 91 143 379 207 (29) (7)
\n
- opzioni - - - - - - - -
\n
Totale derivati su CO
\n
2
\n
640 1.704 91 143 379 207 (29) (7)
\n
TOTALE DERIVATI SU
\n
COMMODITY
\n
9.654 11.737 2.701 3.636 7.77 1 15.959 (2.770) (7.739)
\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 2023 e al 31 dicembre 2022, suddivisi per tipo-
\n
logia 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 1.998 milioni di euro,
\n
a transazioni in derivati su CO
\n
2
\n
per 91 milioni di euro e a
\n
transazioni in derivati su energia per 612 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 1.666 milioni di euro, a contratti derivati
\n
su energia per 1.058 milioni di euro e, in minor misura, a
\n
transazioni in derivati su carbone e CO
\n
2
\n
per rispettivamen-
\n
te 17 milioni di euro e 29 milioni di euro.
\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
\n
sul rischio di prezzo su commodity.
\n
Milioni di euro Fair value Distribuzione dei flussi di cassa attesi
\n
al 31.12.2023 2024 2025 2026 2027 2028 Oltre
\n
Derivati di cash flow hedge su commodity
\n
Derivati attivi (fair value positivo) 2.701 1.861 428 153 85 55 246
\n
Derivati passivi (fair value negativo) (2.770) (1.727) (430) (217) (216) (72) (235)
\n
La tabella seguente espone l\u2019impatto dei derivati di cash
\n
flow hedge su prezzo commodity nello Stato patrimoniale
\n
al 31 dicembre 2023 e al 31 dicembre 2022.
\n
Milioni di euro al 31.12.2023 al 31.12.2022
\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
Swap su energia 995 124 126 1.564 485 469
\n
Swap su carbone/shipping - - - 1.037 (371) (371)
\n
Swap su gas e petriolio 4.850 155 155 5.031 (99) (98)
\n
Forward/future su energia 4.206 (602) (638) 5.045 (809) (938)
\n
Forward/future su carbone/shipping 38 (17) (17) - - -
\n
Forward/future su gas e petrolio 5.789 178 92 12.820 (3.469) (3.673)
\n
Forward/future su CO
\n
2
\n
1.019 62 62 1.911 136 138
\n
Option su energia 528 31 31 218 24 24
\n
Option su gas e petrolio - - - 70 - -
\n
Totale 17.425 (69) (189) 27.696 (4.103) (4.449)
\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 2023 e al 31 dicembre 2022.
\n
Milioni di euro al 31.12.2023 al 31.12.2022
\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 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
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
Transazioni future su energia 491 (491) 12 (59) 602 (602) 15 (32)
\n
Transazioni future di carbone/shipping 17 (17) - - 371 (371) - -
\n
Transazioni future di gas e petrolio (422) 422 - (118) 3.360 (3.360) - (232)
\n
Transazioni future di CO
\n
2
\n
(62) 62 - - (133) 133 - -
\n
Totale 24 (24) 12 (177) 4.200 (4.200) 15 (264)
\n
Relativamente ai derivati di cash flow hedge su prezzo
\n
commodity, si evidenzia che il 2023 \u00e8 stato segnato da una
\n
progressiva riduzione dell\u2019estrema volatilit\u00e0 di prezzo vista
\n
negli anni passati.
\n
L\u2019impatto pi\u00f9 rilevante in termini di variazione di riserva di
\n
cash flow hedge \u00e8 principalmente attribuibile alle transa-
\n
zioni future di gas e power che vedono una riduzione della
\n
magnitudo dell\u2019ammontare da sospendere e rimandare
\n
\n\n
agli anni futuri perch\u00e9 tali commodity sono state quelle
\n
maggiormente impattate dall\u2019elevata volatilit\u00e0 di prezzo.
\n
Inoltre, tale la variazione \u00e8 anche attribuibile al consueto
\n
rilascio dell\u2019impatto a Conto economico delle competenze
\n
2023 che, tra tutte, sono quelle che avevano maggiormen-
\n
te risentito delle importanti oscillazioni di prezzo osservate
\n
negli anni passati.
\n
L\u2019inefficacia rilevata a Conto economico nel 2023 sul-
\n
le transazioni future di gas \u00e8 afferente principalmente a
\n
operazioni di proxy hedging sul perimetro Spagna, mentre
\n
quella rilevata sulle transazioni future di energia \u00e8 attribu-
\n
ibile principalmente all\u2019attivit\u00e0 di proxy hedging svolta in
\n
Nord America.
\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 2023 e al 31
\n
dicembre 2022.
\n
Milioni di euro Valore nozionale Fair value attivit\u00e0 Valore nozionale Fair value passivit\u00e0
\n
al 31.12.2023 al 31.12.2022 al 31.12.2023 al 31.12.2022 al 31.12.2023 al 31.12.2022 al 31.12.2023 al 31.12.2022
\n
Derivati FVTPL
\n
su tasso di interesse:
\n
- interest rate swap - - - - 100 100 (29) (23)
\n
- interest rate option - - - - - - - -
\n
su tasso di cambio:
\n
- currency forward 1.818 3.659 25 75 1 .874 2.102 (29) (34)
\n
- CCIRS - - - - - 46 - (1)
\n
su commodity
\n
Derivati su energia:
\n
- swap 243 595 24 106 68 245 (16) (180)
\n
- forward/future 5.294 6.903 905 872 5.039 5.620 (906) (908)
\n
- option 46 7 4 15 80 140 (171) (172)
\n
Totale derivati su energia 5.583 7.505 933 993 5.187 6.005 (1.093) (1.260)
\n
Derivati su carbone:
\n
- swap - - - - - - - -
\n
- forward/future 156 115 23 21 112 1.291 (43) (9)
\n
- option - - - - - - - -
\n
Totale derivati su carbone 156 115 23 21 112 1.291 (43) (9)
\n
Derivati su gas e petrolio:
\n
- swap 969 1.964 295 806 529 834 (167) (550)
\n
- forward/future 10.687 40.669 2.970 10.456 10.856 38.651 (2.963) (10.280)
\n
- option 448 34 344 8 278 33 (232) (22)
\n
Totale derivati su gas e petrolio 12.104 42.667 3.609 11.270 11.663 39.518 (3.362) (10.852)
\n
Derivati su CO
\n
2
\n
:
\n
- swap - - - - - - - -
\n
- forward/future 498 725 41 115 426 361 (42) (35)
\n
- option 12 2 14 2 11 - (14) -
\n
Totale derivati su CO
\n
2
\n
510 727 55 117 437 361 (56) (35)
\n
Derivati su Altro:
\n
- swap - - - - 39 - (6) -
\n
- forward/future 16 13 4 72 171 5 (71) (16)
\n
- option - - - - 5 - - -
\n
Totale derivati su Altro 16 13 4 72 215 5 (77) (16)
\n
TOTALE 20.187 54.686 4.649 12.548 19.588 49.428 (4.689) (12.230)
\n
\n\n
Al 31 dicembre 2023 l\u2019ammontare del nozionale dei deri-
\n
vati su tasso di interesse di trading \u00e8 pari a 100 milioni di
\n
euro. Il fair value negativo di 29 milioni di euro ha sub\u00edto un
\n
peggioramento di 6 milioni di euro rispetto all\u2019anno prece-
\n
dente principalmente imputabile all\u2019andamento della cur-
\n
va dei tassi di interesse.
\n
Al 31 dicembre 2023 l\u2019ammontare del nozionale dei deri-
\n
vati su cambi \u00e8 pari a 3.692 milioni di euro. Dopo le tensioni
\n
che si sono verificate nel corso del 2022 sui prezzi delle
\n
materie prime, che hanno comportato un aumento consi-
\n
derevole dei nozionali coperti, nel corso del 2023 il valore
\n
nominale delle coperture di cambio relative alle commo-
\n
dity energetiche \u00e8 tornato a livelli di operativit\u00e0 consueti.
\n
Ci\u00f2 ha comportato una riduzione complessiva dell\u2019impor-
\n
to delle coperture per un valore di 2.069 milioni di euro. Il
\n
peggioramento del fair value netto pari a 45 milioni di euro
\n
\u00e8 dovuto alle normali fluttuazioni dei tassi di cambio.
\n
Al 31 dicembre 2023 l\u2019ammontare del nozionale dei deri-
\n
vati su commodity \u00e8 pari a 35.983 milioni di euro. In termini
\n
assoluti si registra una complessiva riduzione dei nozionali
\n
rispetto ai valori del 2022 coerente con il progressivo ri-
\n
basso osservato sui prezzi delle commodity energetiche.
\n
Il fair value dei derivati su commodity di trading inclusi
\n
nell\u2019attivo ricomprende principalmente la valutazione di
\n
mercato delle coperture su gas e petrolio per un ammon-
\n
tare di 3.609 milioni di euro, delle operazioni in derivati su
\n
energia per 933 milioni di euro, delle operazioni in derivati
\n
su CO
\n
2
\n
per 55 milioni di euro e, in misura inferiore, delle
\n
operazioni in derivati su carbone e \u201caltre commodity\u201d per
\n
rispettivamente 23 milioni e 4 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 3.362 milioni di
\n
euro, a operazioni in derivati su energia per 1.093 milioni
\n
di euro, a operazioni in derivati su CO
\n
2
\n
, carbone e \u201caltre
\n
commodity\u201d per rispettivamente 56 milioni, 43 milioni e 77
\n
milioni di euro.
\n
Sono ricomprese in tali valori sia le operazioni gestite dai
\n
portafogli di trading, sia quelle operazioni che, pur essen-
\n
do state poste in essere con l\u2019intento gestionale di coper-
\n
tura, non soddisfano i requisiti richiesti dai princ\u00edpi conta-
\n
bili per il trattamento in hedge accounting.
\n
Nella categoria Altro, oltre alle attivit\u00e0 di copertura dal ri-
\n
schio meteo (Weather derivatives), sono ricomprese an-
\n
che le attivit\u00e0 di copertura effettuate su garanzie di origi-
\n
ne e certificati verdi, ossia meccanismi di incentivazione
\n
per la produzione di energia elettrica da fonti rinnovabili.
\n
Oltre al rischio prezzo commodity, le societ\u00e0 del Gruppo
\n
si trovano a gestire il rischio di oscillazione del prezzo di
\n
queste certificazioni che recentemente hanno risentito di
\n
una maggiore volatilit\u00e0 di mercato rispetto agli anni pas-
\n
sati legata a una sempre maggiore sensibilit\u00e0 del mercato
\n
alle tematiche di sostenibilit\u00e0 ambientale.
\n

\n\n\n", "dimensions": { "concept": "ifrs-full:DescriptionOfAccountingPolicyForHedgingExplanatory", "language": "it", "entity": "scheme:WOCMU6HCI0OJWNPRZS33", "period": "2023-01-01T00:00:00/2024-01-01T00:00:00" } }, "Tag124": { "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 mondo
\n
hanno iniziato una fondamentale riforma degli indici di rife-
\n
rimento per la determinazione dei tassi di interesse, che in-
\n
clude la sostituzione di alcuni indici di riferimento con tassi
\n
di riferimento alternativi privi di rischio (\u201criforma IBOR\u201d).
\n
La principale esposizione del Gruppo agli IBOR \u00e8 basata
\n
su Euribor.
\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
\n
da parte dei maggiori enti regolatori gli indici USD LIBOR 1
\n
mese, 3 mesi e 6 mesi sono diventati non rappresentativi
\n
dopo il 30 giugno 2023 e il tasso di riferimento alternativo
\n
\u00e8 attualmente il Secured Overnight Financing Rate (SOFR).
\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
\n
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 in-
\n
teresse esistente con un tasso alternativo pressoch\u00e9 privo
\n
di rischio (fase 1); e
\n
\u2022
\n
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 precedentemente
\n
nei contratti indicizzati al GBP LIBOR nel corso del 2021
\n
e altre sono state implementate durante il 2023, conside-
\n
rando che, come gi\u00e0 riportato, gli indici USD LIBOR sono
\n
diventati non rappresentativi dopo il 30 giugno 2023.
\n
Debiti e derivati
\n
Il Gruppo detiene debito a tasso variabile principalmente
\n
indicizzato all\u2019Euribor che \u00e8 quasi interamente coperto at-
\n
traverso strumenti finanziari derivati per scopi di gestione
\n
del rischio.
\n
Alla data di riferimento del bilancio non ci sono azioni pia-
\n
nificate dal Gruppo con riguardo all\u2019Euribor poich\u00e9, come
\n
sopra esposto, questo indice \u00e8 stato interamente riforma-
\n
to per essere in linea con la European Union Benchmarks
\n
Regulation. Nonostante la continuit\u00e0 sull\u2019Euribor, clausole
\n
di sostituzione potrebbero essere richieste e dunque po-
\n
trebbero essere implementate dal Gruppo all\u2019interno dei
\n
nuovi contratti in accordo con l\u2019evoluzione delle migliori
\n
pratiche di mercato.
\n
\n
\n\n
Durante il 2023 il Gruppo ha stipulato nuovi prestiti in dol-
\n
lari indicizzati al SOFR e si \u00e8 focalizzato sul processo di im-
\n
plementazione delle opportune modifiche per variare tutte
\n
le esposizioni dallo USD LIBOR a USD SOFR.
\n
Gli strumenti derivati del Gruppo sono gestiti tramite con-
\n
tratti principalmente basati su accordi quadro definiti dall\u2019I-
\n
SDA (International Swaps and Derivatives Association).
\n
L\u2019ISDA ha rivisto i suoi contratti standardizzati alla luce della
\n
riforma IBOR e modificato le scelte relative ai tassi variabili
\n
all\u2019interno delle definizioni ISDA del 2006 per includere clau-
\n
sole di sostituzione applicabili alla dismissione permanente
\n
di specifici indici di riferimento chiave; questi cambiamenti
\n
sono divenuti efficaci il 25 gennaio 2021. Le transazioni in-
\n
corporate nelle definizioni ISDA del 2006 effettuate il 25 gen-
\n
naio 2021, o successivamente, includono le scelte sui tassi
\n
variabili rettificate (per esempio la scelta sul tasso variabile
\n
con la clausola di sostituzione), mentre le altre transazioni
\n
concluse ante tale data (c.d. \u201ccontratti derivati precedenti\u201d)
\n
continuano a essere basate sulle definizioni ISDA del 2006.
\n
Per questo motivo l\u2019ISDA ha pubblicato un protocollo IBOR
\n
di sostituzione per facilitare le modifiche multilaterali cos\u00ec da
\n
includere le definizioni rettificate.
\n
Con riferimento all\u2019Euribor il Gruppo sta valutando se: (i) aderi-
\n
re o meno al suddetto protocollo, in base alla sua esposizione
\n
e all\u2019evoluzione della riforma IBOR, oppure (ii) rettificare in an-
\n
ticipo con accordi bilaterali i contratti impattati dalla riforma.
\n
Relazioni di copertura
\n
Alla data di riferimento del bilancio gli elementi coperti e gli
\n
strumenti di copertura sono principalmente indicizzati a Euri-
\n
bor, SOFR e SONIA.
\n
Il Gruppo ha valutato l\u2019impatto dell\u2019incertezza dovuta alla rifor-
\n
ma IBOR sulle relazioni di copertura al 31 dicembre 2023 con
\n
riferimento sia agli strumenti di copertura sia agli elementi
\n
coperti. Sia gli elementi coperti sia gli strumenti di copertura
\n
hanno cambiato la parametrizzazione passando da indici di
\n
riferimento basati su mercati interbancari (IBOR) a tassi so-
\n
stitutivi di riferimento pressoch\u00e9 privi di rischio (RFR) come
\n
risultato delle modifiche contrattuali entrate in vigore.
\n
In particolare, il Gruppo, allo scopo di gestire l\u2019incertezza che
\n
riguarda sia gli strumenti di copertura sia gli elementi coperti
\n
indicizzati all\u2019USD LIBOR, fino al 30 giugno 2023 ha continua-
\n
to ad applicare le deroghe temporanee previste dalle modi-
\n
fiche all\u2019IFRS 9 emesse a settembre 2019 (fase 1). Si \u00e8 quindi
\n
ritenuto che gli indici di riferimento per la determinazione dei
\n
tassi di interesse su cui sono basati i flussi di cassa degli ele-
\n
menti coperti o degli strumenti di copertura non si modificas-
\n
sero come conseguenza della riforma IBOR. La deroga \u00e8 stata
\n
applicata relativamente ai seguenti requisiti delle relazioni di
\n
copertura:
\n
\u2022
\n
determinare se una transazione attesa \u00e8 altamente proba-
\n
bile;
\n
\u2022
\n
stabilire se i flussi di cassa futuri coperti si verificheranno in
\n
una relazione cessata di copertura di tipo cash flow hedge;
\n
\u2022
\n
valutare la relazione economica tra l\u2019elemento coperto e lo
\n
strumento di copertura.
\n
Le relazioni di copertura impattate avrebbero potuto incor-
\n
rere in un\u2019inefficacia attribuibile a differenti sostituzioni di in-
\n
dici di riferimento esistenti con tassi di riferimento alternativi
\n
pressoch\u00e9 privi di rischio. Al fine di evitare questo rischio, il
\n
Gruppo ha lavorato per implementare tali sostituzioni nello
\n
stesso momento.
\n
Inoltre, nel 2023, il Gruppo ha modificato il riferimento all\u2019U-
\n
SD LIBOR nei suoi strumenti di copertura su tasso di interesse
\n
utilizzati nelle relazioni di copertura di tipo cash flow hedge,
\n
sostituendolo con il nuovo indice di riferimento SOFR, econo-
\n
micamente equivalente. Di conseguenza, il Gruppo non ap-
\n
plica pi\u00f9 a queste relazioni di copertura le modifiche all\u2019IFRS
\n
9 emesse a settembre 2019 (fase 1) e sta applicando le mo-
\n
difiche all\u2019IFRS 9 emesse ad agosto 2020 (fase 2), modifican-
\n
do la designazione formale della relazione di copertura come
\n
richiesto dalla riforma IBOR e senza considerare tale evento
\n
come una cessazione della relazione di copertura.
\n
Inoltre, per le relazioni di copertura di tipo cash flow hedge,
\n
nel modificare la descrizione dell\u2019elemento coperto nella re-
\n
lazione di copertura, gli importi accumulati nella riserva di
\n
cash flow hedge sono stati considerati basati sull\u2019indice di ri-
\n
ferimento alternativo su cui sono determinati i futuri flussi di
\n
cassa coperti.
\n
\n
\n", "dimensions": { "concept": "ifrs-full:DescriptionOfChangesToEntitysRiskManagementStrategyArisingFromEntitysExposureToFinancialInstrumentsSubjectToInterestRateBenchmarkReformExplanatory", "language": "it", "entity": "scheme:WOCMU6HCI0OJWNPRZS33", "period": "2023-01-01T00:00:00/2024-01-01T00:00:00" } }, "Tag1093": { "value": "\n

\n\n
Valutazione al fair value
\n
52. Attivit\u00e0 e passivit\u00e0 misurate al fair value
\n
Il Gruppo determina il fair value in conformit\u00e0 all\u2019IFRS 13
\n
ogni volta che tale criterio di valorizzazione \u00e8 richiesto dai
\n
princ\u00edpi contabili internazionali.
\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 sua proxy migliore \u00e8 il prezzo di mercato, ossia il suo
\n
prezzo corrente, pubblicamente disponibile ed effettiva-
\n
mente negoziato su un mercato liquido e attivo.
\n
Il fair value delle attivit\u00e0 e delle passivit\u00e0 \u00e8 classificato in
\n
una gerarchia del fair value che prevede tre diversi livelli,
\n
definiti come segue, in base agli input e alle tecniche di
\n
valutazione utilizzati per valutare il fair value:
\n
\u2022
\n
Livello 1: prezzi quotati (non modificati) su mercati attivi
\n
per attivit\u00e0 o passivit\u00e0 identiche cui la societ\u00e0 pu\u00f2 ac-
\n
cedere alla data di valutazione;
\n
\u2022
\n
Livello 2: input diversi da prezzi quotati di cui al Livello
\n
1 che sono osservabili per l\u2019attivit\u00e0 o per la passivit\u00e0, sia
\n
direttamente (come i prezzi) sia indirettamente (derivati
\n
da prezzi);
\n
\u2022
\n
Livello 3: input per l\u2019attivit\u00e0 e la passivit\u00e0 non basati su
\n
dati osservabili di mercato (input non osservabili).
\n
In questa nota sono fornite alcune informazioni di detta-
\n
glio inerenti alle tecniche di valutazione e gli input utilizzati
\n
per elaborare tali valutazioni.
\n
A tale scopo:
\n
\u2022
\n
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
\n
le valutazioni non ricorrenti al fair value di attivit\u00e0 o pas-
\n
sivit\u00e0 sono quelle che gli IFRS richiedono o permettono
\n
nello Stato patrimoniale in particolari circostanze.
\n
Per aspetti generali o di informativa circa le contabilizza-
\n
zioni relative a tali fattispecie, si rimanda alla nota 2 \u201cPrin-
\n
c\u00edpi contabili\u201d.
\n

\n\n\n\n

\n\n\n\n

\n\n
\n

\n

\n
52.1 Attivit\u00e0 misurate al fair value nello Stato patrimoniale
\n
Nella tabella che segue sono esposte, per ogni classe di
\n
attivit\u00e0 valutata al fair value nello Stato patrimoniale, su
\n
base ricorrente e non ricorrente, le valutazioni al fair value
\n
alla fine del periodo e il livello nella gerarchia del fair value
\n
in cui \u00e8 stata classificata la specifica attivit\u00e0.
\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 31.12.2023 al 31.12.2023
\n
Partecipazioni in altre imprese FVOCI 29 338 15 28 295 - - - -
\n
Titoli FVOCI 29.1, 30.1 505 505 - - 81 81 - -
\n
Crediti e altre attivit\u00e0 finanziarie valutate
\n
al FVOCI
\n
39 - - 39 - - - -
\n
Partecipazioni in altre imprese FVTPL 29 8 - - 8 - - - -
\n
Attivit\u00e0 finanziarie da accordi per servizi
\n
in concessione FVTPL
\n
29 4.080 - 4.080 - - - - -
\n
Crediti finanziari - contratti JDA - FVTPL 123 41 - 82 - - - -
\n
Crediti e altre attivit\u00e0 finanziarie valutate
\n
al FVTPL
\n
169 - - 169 190 131 - 59
\n
Altri investimenti di liquidit\u00e0 al FVTPL - - - - 29 29 - -
\n
Derivati di fair value hedge:
\n
- tassi 51 101 - 101 - - - - -
\n
- cambi 51 12 - 12 - - - - -
\n
Derivati di cash flow hedge:
\n
- tassi 51 174 - 174 - 1 - 1 -
\n
- cambi 51 1.007 - 1.007 - 145 - 145 -
\n
- commodity 51 883 173 375 335 1.818 1.311 413 94
\n
Derivati di trading:
\n
- tassi 51 - - - - -
\n
- cambi 51 1 1 24 24 -
\n
- commodity 51 205 27 178 - 4.419 3.038 1.381 -
\n
Contributi non monetari relativi a
\n
certificati ambientali
\n
- - - - 18 1 11 6
\n
Rimanenze valutate al fair value 51 48 48 - - 3 - 3 -
\n
Corrispettivi potenziali (contingent
\n
consideration)
\n
5 - - 5 2 - 2 -
\n

\n\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 concessio-
\n
ne FVTPL\u201d sono relative all\u2019attivit\u00e0 di distribuzione di ener-
\n
gia elettrica sul mercato brasiliano, prevalentemente da
\n
parte delle societ\u00e0 Enel Distribui\u00e7\u00e3o Rio de Janeiro, Enel
\n
Distribui\u00e7\u00e3o Cear\u00e1 ed Enel Distribui\u00e7\u00e3o S\u00e3o Paulo, 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 non corrente dei \u201cCrediti e altre attivit\u00e0 finan-
\n
ziarie al FVTPL\u201d accoglie nel Livello 3 il credito relativo alla
\n
cessione di Slovak Power Holding pari a 39 milioni di euro
\n
al 31 dicembre 2023, il cui fair value \u00e8 determinato in base
\n
all\u2019applicazione della formula del prezzo prevista contrat-
\n
tualmente.
\n
La quota corrente dei \u201cCrediti e altre attivit\u00e0 finanziarie al
\n
FVTPL\u201d accoglie principalmente nel Livello 1 depositi di
\n
natura finanziaria detenuti da societ\u00e0 dell\u2019America Latina.
\n
Inoltre, la voce \u201cCrediti e altre attivit\u00e0 finanziarie al FVTPL\u201d
\n
accoglie la quota non corrente (130 milioni di euro) e la
\n
quota corrente (59 milioni di euro) dei crediti \u201csuper-e-
\n
co-sisma bonus\u201d acquistati post-Decreto Rilancio e og-
\n
getto di contratto di cessione con istituto di credito la cui
\n
valutazione rientra nelle casistiche di Livello 3.
\n

\n\n\n\n

\n\n\n\n

\n\n
La quota corrente degli \u201cAltri investimenti di liquidit\u00e0 al
\n
FVTPL\u201d al Livello 1 si riferisce agli investimenti in fondi mo-
\n
netari per la gestione della liquidit\u00e0 di Enel Insurance.
\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, volatilit\u00e0)
\n
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 for-
\n
niti da World Markets Refinitiv (WMR) Company.
\n
I derivati su tassi di interesse e di cambio rientrano inte-
\n
gralmente 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
Alcuni contratti finanziari a lungo termine relativi al peri-
\n
metro Spagna (VPPA, per i quali si \u00e8 in parte usufruito an-
\n
che di modelli di valutazione interna, necessari per valo-
\n
rizzare tali strumenti sugli orizzonti temporali pi\u00f9 lontani,
\n
data la scarsa liquidit\u00e0 delle variabili sottostanti) rientrano
\n
invece nella classificazione di Livello 3.
\n
In conformit\u00e0 con i princ\u00edpi contabili internazionali, il Grup-
\n
po valuta il rischio di credito, sia della controparte (Credit
\n
Valuation Adjustment o CVA) sia proprio (Debit Valuation
\n
Adjustment o DVA), al fine di poter effettuare l\u2019aggiusta-
\n
mento del fair value per la corrispondente misura del rischio
\n
controparte ove necessario. In particolare, il Gruppo misura
\n
il CVA/DVA utilizzando la tecnica di valutazione basata sulla
\n
Potential Future Exposure dell\u2019esposizione netta di contro-
\n
parte e allocando, successivamente, l\u2019aggiustamento sui
\n
singoli strumenti finanziari che lo costituiscono. Tale tecnica
\n
si avvale unicamente di input osservabili sul mercato.
\n
52.2 Attivit\u00e0 non misurate al fair value 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 31.12.2023 al 31.12.2023
\n
Investimenti immobiliari 22 98 7 - 91 - - - -
\n
Rimanenze 33 - - - - 45 - - 45
\n
La tabella accoglie il fair value di investimenti immobiliari e
\n
rimanenze di immobili non strumentali rispettivamente per
\n
98 milioni di euro e per 45 milioni di euro. Tali importi sono
\n
stati calcolati con l\u2019ausilio di stime di periti indipendenti
\n
che hanno utilizzato differenti tecniche di valutazione a
\n
seconda della specificit\u00e0 dei casi in questione.
\n

\n\n\n\n

\n\n\n\n

\n\n
52.3 Passivit\u00e0 misurate al fair value 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 31.12.2023 al 31.12.2023
\n
Derivati di fair value hedge:
\n
- tassi 51 27 27 - 17 17 -
\n
- cambi 51 78 78 - - - -
\n
Derivati di cash flow hedge:
\n
- tassi 51 91 91 - - - -
\n
- cambi 51 1.830 1.830 - 332 332 -
\n
- commodity 51 1.143 43 922 178 1.627 1.030 555 42
\n
Derivati di trading:
\n
- tassi 51 - - - - 29 - 29 -
\n
- cambi 51 1 - 1 - 28 - 28 -
\n
- commodity 51 203 102 100 1 4.428 3.154 1.268 6
\n
Corrispettivi potenziali (contingent consideration) 41 - - 41 26 - 26 -
\n
La voce \u201cCorrispettivi potenziali\u201d fa riferimento prevalente-
\n
mente ad alcune partecipazioni detenute dal Gruppo in Nord
\n
America, il cui fair value \u00e8 stato determinato sulla base delle
\n
condizioni contrattuali presenti negli accordi tra le parti.
\n
52.4 Passivit\u00e0 non misurate al fair value 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
Fair value Livello 1 Livello 2 Livello 3
\n
al 31.12.2023
\n
Obbligazioni:
\n
- a tasso fisso 45.727 43.287 2.440 -
\n
- a tasso variabile 3.097 66 3.031 -
\n
Finanziamenti bancari:
\n
- a tasso fisso 3.746 - 3.746 -
\n
- a tasso variabile 12.933 - 12.933 -
\n
Debiti verso altri finanziatori:
\n
- a tasso fisso 3.278 - 3.278 -
\n
- a tasso variabile 59 - 59 -
\n
Totale 68.840 43.353 25.487 -
\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

\n\n\n", "dimensions": { "concept": "ifrs-full:DisclosureOfFairValueMeasurementExplanatory", "language": "it", "entity": "scheme:WOCMU6HCI0OJWNPRZS33", "period": "2023-01-01T00:00:00/2024-01-01T00:00:00" } }, "Tag1094": { "value": "\n
Valutazione al fair value
\n
52. Attivit\u00e0 e passivit\u00e0 misurate al fair value
\n
Il Gruppo determina il fair value in conformit\u00e0 all\u2019IFRS 13
\n
ogni volta che tale criterio di valorizzazione \u00e8 richiesto dai
\n
princ\u00edpi contabili internazionali.
\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 sua proxy migliore \u00e8 il prezzo di mercato, ossia il suo
\n
prezzo corrente, pubblicamente disponibile ed effettiva-
\n
mente negoziato su un mercato liquido e attivo.
\n
Il fair value delle attivit\u00e0 e delle passivit\u00e0 \u00e8 classificato in
\n
una gerarchia del fair value che prevede tre diversi livelli,
\n
definiti come segue, in base agli input e alle tecniche di
\n
valutazione utilizzati per valutare il fair value:
\n
\u2022
\n
Livello 1: prezzi quotati (non modificati) su mercati attivi
\n
per attivit\u00e0 o passivit\u00e0 identiche cui la societ\u00e0 pu\u00f2 ac-
\n
cedere alla data di valutazione;
\n
\u2022
\n
Livello 2: input diversi da prezzi quotati di cui al Livello
\n
1 che sono osservabili per l\u2019attivit\u00e0 o per la passivit\u00e0, sia
\n
direttamente (come i prezzi) sia indirettamente (derivati
\n
da prezzi);
\n
\u2022
\n
Livello 3: input per l\u2019attivit\u00e0 e la passivit\u00e0 non basati su
\n
dati osservabili di mercato (input non osservabili).
\n
In questa nota sono fornite alcune informazioni di detta-
\n
glio inerenti alle tecniche di valutazione e gli input utilizzati
\n
per elaborare tali valutazioni.
\n
A tale scopo:
\n
\u2022
\n
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
\n
le valutazioni non ricorrenti al fair value di attivit\u00e0 o pas-
\n
sivit\u00e0 sono quelle che gli IFRS richiedono o permettono
\n
nello Stato patrimoniale in particolari circostanze.
\n
Per aspetti generali o di informativa circa le contabilizza-
\n
zioni relative a tali fattispecie, si rimanda alla nota 2 \u201cPrin-
\n
c\u00edpi contabili\u201d.
\n

\n\n\n\n
\n

\n

\n
52.1 Attivit\u00e0 misurate al fair value nello Stato patrimoniale
\n
Nella tabella che segue sono esposte, per ogni classe di
\n
attivit\u00e0 valutata al fair value nello Stato patrimoniale, su
\n
base ricorrente e non ricorrente, le valutazioni al fair value
\n
alla fine del periodo e il livello nella gerarchia del fair value
\n
in cui \u00e8 stata classificata la specifica attivit\u00e0.
\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 31.12.2023 al 31.12.2023
\n
Partecipazioni in altre imprese FVOCI 29 338 15 28 295 - - - -
\n
Titoli FVOCI 29.1, 30.1 505 505 - - 81 81 - -
\n
Crediti e altre attivit\u00e0 finanziarie valutate
\n
al FVOCI
\n
39 - - 39 - - - -
\n
Partecipazioni in altre imprese FVTPL 29 8 - - 8 - - - -
\n
Attivit\u00e0 finanziarie da accordi per servizi
\n
in concessione FVTPL
\n
29 4.080 - 4.080 - - - - -
\n
Crediti finanziari - contratti JDA - FVTPL 123 41 - 82 - - - -
\n
Crediti e altre attivit\u00e0 finanziarie valutate
\n
al FVTPL
\n
169 - - 169 190 131 - 59
\n
Altri investimenti di liquidit\u00e0 al FVTPL - - - - 29 29 - -
\n
Derivati di fair value hedge:
\n
- tassi 51 101 - 101 - - - - -
\n
- cambi 51 12 - 12 - - - - -
\n
Derivati di cash flow hedge:
\n
- tassi 51 174 - 174 - 1 - 1 -
\n
- cambi 51 1.007 - 1.007 - 145 - 145 -
\n
- commodity 51 883 173 375 335 1.818 1.311 413 94
\n
Derivati di trading:
\n
- tassi 51 - - - - -
\n
- cambi 51 1 1 24 24 -
\n
- commodity 51 205 27 178 - 4.419 3.038 1.381 -
\n
Contributi non monetari relativi a
\n
certificati ambientali
\n
- - - - 18 1 11 6
\n
Rimanenze valutate al fair value 51 48 48 - - 3 - 3 -
\n
Corrispettivi potenziali (contingent
\n
consideration)
\n
5 - - 5 2 - 2 -
\n

\n\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 concessio-
\n
ne FVTPL\u201d sono relative all\u2019attivit\u00e0 di distribuzione di ener-
\n
gia elettrica sul mercato brasiliano, prevalentemente da
\n
parte delle societ\u00e0 Enel Distribui\u00e7\u00e3o Rio de Janeiro, Enel
\n
Distribui\u00e7\u00e3o Cear\u00e1 ed Enel Distribui\u00e7\u00e3o S\u00e3o Paulo, 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 non corrente dei \u201cCrediti e altre attivit\u00e0 finan-
\n
ziarie al FVTPL\u201d accoglie nel Livello 3 il credito relativo alla
\n
cessione di Slovak Power Holding pari a 39 milioni di euro
\n
al 31 dicembre 2023, il cui fair value \u00e8 determinato in base
\n
all\u2019applicazione della formula del prezzo prevista contrat-
\n
tualmente.
\n
La quota corrente dei \u201cCrediti e altre attivit\u00e0 finanziarie al
\n
FVTPL\u201d accoglie principalmente nel Livello 1 depositi di
\n
natura finanziaria detenuti da societ\u00e0 dell\u2019America Latina.
\n
Inoltre, la voce \u201cCrediti e altre attivit\u00e0 finanziarie al FVTPL\u201d
\n
accoglie la quota non corrente (130 milioni di euro) e la
\n
quota corrente (59 milioni di euro) dei crediti \u201csuper-e-
\n
co-sisma bonus\u201d acquistati post-Decreto Rilancio e og-
\n
getto di contratto di cessione con istituto di credito la cui
\n
valutazione rientra nelle casistiche di Livello 3.
\n

\n\n\n\n
La quota corrente degli \u201cAltri investimenti di liquidit\u00e0 al
\n
FVTPL\u201d al Livello 1 si riferisce agli investimenti in fondi mo-
\n
netari per la gestione della liquidit\u00e0 di Enel Insurance.
\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, volatilit\u00e0)
\n
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 for-
\n
niti da World Markets Refinitiv (WMR) Company.
\n
I derivati su tassi di interesse e di cambio rientrano inte-
\n
gralmente 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
Alcuni contratti finanziari a lungo termine relativi al peri-
\n
metro Spagna (VPPA, per i quali si \u00e8 in parte usufruito an-
\n
che di modelli di valutazione interna, necessari per valo-
\n
rizzare tali strumenti sugli orizzonti temporali pi\u00f9 lontani,
\n
data la scarsa liquidit\u00e0 delle variabili sottostanti) rientrano
\n
invece nella classificazione di Livello 3.
\n
In conformit\u00e0 con i princ\u00edpi contabili internazionali, il Grup-
\n
po valuta il rischio di credito, sia della controparte (Credit
\n
Valuation Adjustment o CVA) sia proprio (Debit Valuation
\n
Adjustment o DVA), al fine di poter effettuare l\u2019aggiusta-
\n
mento del fair value per la corrispondente misura del rischio
\n
controparte ove necessario. In particolare, il Gruppo misura
\n
il CVA/DVA utilizzando la tecnica di valutazione basata sulla
\n
Potential Future Exposure dell\u2019esposizione netta di contro-
\n
parte e allocando, successivamente, l\u2019aggiustamento sui
\n
singoli strumenti finanziari che lo costituiscono. Tale tecnica
\n
si avvale unicamente di input osservabili sul mercato.
\n
52.2 Attivit\u00e0 non misurate al fair value 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 31.12.2023 al 31.12.2023
\n
Investimenti immobiliari 22 98 7 - 91 - - - -
\n
Rimanenze 33 - - - - 45 - - 45
\n
La tabella accoglie il fair value di investimenti immobiliari e
\n
rimanenze di immobili non strumentali rispettivamente per
\n
98 milioni di euro e per 45 milioni di euro. Tali importi sono
\n
stati calcolati con l\u2019ausilio di stime di periti indipendenti
\n
che hanno utilizzato differenti tecniche di valutazione a
\n
seconda della specificit\u00e0 dei casi in questione.
\n

\n\n\n\n
52.3 Passivit\u00e0 misurate al fair value 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 31.12.2023 al 31.12.2023
\n
Derivati di fair value hedge:
\n
- tassi 51 27 27 - 17 17 -
\n
- cambi 51 78 78 - - - -
\n
Derivati di cash flow hedge:
\n
- tassi 51 91 91 - - - -
\n
- cambi 51 1.830 1.830 - 332 332 -
\n
- commodity 51 1.143 43 922 178 1.627 1.030 555 42
\n
Derivati di trading:
\n
- tassi 51 - - - - 29 - 29 -
\n
- cambi 51 1 - 1 - 28 - 28 -
\n
- commodity 51 203 102 100 1 4.428 3.154 1.268 6
\n
Corrispettivi potenziali (contingent consideration) 41 - - 41 26 - 26 -
\n
La voce \u201cCorrispettivi potenziali\u201d fa riferimento prevalente-
\n
mente ad alcune partecipazioni detenute dal Gruppo in Nord
\n
America, il cui fair value \u00e8 stato determinato sulla base delle
\n
condizioni contrattuali presenti negli accordi tra le parti.
\n
52.4 Passivit\u00e0 non misurate al fair value 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
Fair value Livello 1 Livello 2 Livello 3
\n
al 31.12.2023
\n
Obbligazioni:
\n
- a tasso fisso 45.727 43.287 2.440 -
\n
- a tasso variabile 3.097 66 3.031 -
\n
Finanziamenti bancari:
\n
- a tasso fisso 3.746 - 3.746 -
\n
- a tasso variabile 12.933 - 12.933 -
\n
Debiti verso altri finanziatori:
\n
- a tasso fisso 3.278 - 3.278 -
\n
- a tasso variabile 59 - 59 -
\n
Totale 68.840 43.353 25.487 -
\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:DisclosureOfFairValueOfFinancialInstrumentsExplanatory", "language": "it", "entity": "scheme:WOCMU6HCI0OJWNPRZS33", "period": "2023-01-01T00:00:00/2024-01-01T00:00:00" } }, "Tag1054": { "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 (ovvero Piano di incenti-
\n
vazione 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; Piano di incentivazione di lungo termi-
\n
ne per il 2023, di seguito, rispettivamente \u201cPiano LTI 2019\u201d,
\n
\u201cPiano LTI 2020\u201d, \u201cPiano LTI 2021\u201d, \u201cPiano LTI 2022\u201d, \u201cPiano
\n
LTI 2023\u201d e, congiuntamente, i \u201cPiani\u201d) prevede, subordi-
\n
natamente al raggiungimento di specifici obiettivi di per-
\n
formance, l\u2019assegnazione di azioni ordinarie della Societ\u00e0
\n
(\u201cAzioni\u201d) ai 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 natura
\n
monetaria e da una componente azionaria. Il suddetto in-
\n
centivo \u2013 determinato, al momento dell\u2019assegnazione, in
\n
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\u2019in-
\n
centivo effettivamente maturato, il premio sia interamen-
\n
te corrisposto in Azioni: (a) con riguardo ai Piani LTI 2019,
\n
2020, 2021 e 2022 (i) per l\u2019Amministratore Delegato/Diret-
\n
tore Generale, fino al 100% del valore base assegnato (ov-
\n
vero fino al 130% relativamente al Piano LTI 2022), e (ii) per
\n
gli altri destinatari, fino al 50% del valore base assegnato
\n
(ovvero fino al 65% relativamente al Piano LTI 2022); (b) con
\n
riguardo al Piano LTI 2023 (i) per l\u2019Amministratore Delega-
\n
to/Direttore Generale, fino al 150% del valore base asse-
\n
gnato, (ii) per i primi riporti dell\u2019Amministratore Delegato/
\n
Direttore Generale, ivi inclusi i Dirigenti con Responsabilit\u00e0
\n
Strategiche, fino al 100% del valore base assegnato e (iii)
\n
per gli altri destinatari, diversi da quelli indicati sub (i) e (ii),
\n
fino al 65% del valore base assegnato.
\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 riporta-
\n
te alcune informazioni relative al Piano LTI 2019, al Piano
\n
LTI 2020, al Piano LTI 2021, al Piano LTI 2022 e al Piano LTI
\n
2023.
\n
Per ulteriori informazioni sulle caratteristiche dei Piani si
\n
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, 19 maggio 2022 e 10 maggio 2023.
\n

\n\n\n
\n
Data di assegnazione
\n
delle Azioni
\n
Performance
\n
period
\n
Verifica raggiungimento
\n
obiettivi
\n
Erogazione
\n
dell\u2019incentivo
\n
Piano LTI 2019 12.11.2019
\n
(55)
\n
2019-2021 2022
\n
(56)
\n
2022-2023
\n
(57)
\n
Piano LTI 2020 17.09.2020
\n
(58)
\n
2020-2022 2023
\n
(59)
\n
2023-2024
\n
(60)
\n
Piano LTI 2021 16.09.2021
\n
(61)
\n
2021-2023 2024
\n
(62)
\n
2024-2025
\n
Piano LTI 2022 21.09.2022
\n
(63)
\n
2022-2024 2025
\n
(64)
\n
2025-2026
\n
Piano LTI 2023 05.10.2023
\n
(65)
\n
2023-2025 2026
\n
(66)
\n
2026-2027
\n
In attuazione delle autorizzazioni conferite dalle Assem-
\n
blee degli azionisti tenutesi nelle date sopra richiamate
\n
e nel rispetto dei relativi termini e condizioni, il Consiglio
\n
di Amministrazione ha approvato \u2013 nelle adunanze del 19
\n
settembre 2019, 29 luglio 2020, 17 giugno 2021, 16 giugno
\n
2022 e 5 ottobre 2023 \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, del Piano LTI
\n
2022 e del Piano LTI 2023. Il numero di Azioni il cui acqui-
\n
sto \u00e8 stato autorizzato dal Consiglio di Amministrazione
\n
per ciascun Piano, l\u2019effettivo numero di Azioni acquistate,
\n
il relativo prezzo medio ponderato e il controvalore com-
\n
plessivo sono di seguito rappresentati.
\n
Acquisti autorizzati dal Consiglio di
\n
Amministrazione Acquisti effettuati
\n
Numero di azioni Numero di azioni
\n
Prezzo medio ponderato
\n
(euro per azione)
\n
Controvalore
\n
complessivo (euro)
\n
Piano LTI 2019
\n
Numero non superiore a 2.500.000
\n
per un corrispettivo massimo
\n
di 10.500.000 milioni di euro
\n
1.549.152
\n
(67)
\n
6,7779
\n
10.499.999
\n
Piano LTI 2020 1.720.000 1.720.000
\n
(68)
\n
7,4366
\n
12.790.870
\n
Piano LTI 2021 1.620.000 1.620.000
\n
(69)
\n
7,8737
\n
12.755.459
\n
Piano LTI 2022 2.700.000 2.700.000
\n
(70)
\n
5,1951
\n
14.026.715
\n
Piano LTI 2023 4.200.000 3.377.224
\n
(71)
\n
6,2205
\n
(72)
\n
21.007.908
\n
(73)
\n
(55) 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
(56) 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
(57) In data 5 settembre 2022 la Societ\u00e0 ha provveduto alla erogazione di parte della componente azionaria del premio spettante ai destinatari del Piano LTI
\n
2019, secondo i termini e le modalit\u00e0 previste dal Regolamento di attuazione del medesimo Piano. La restante parte della componente azionaria del premio
\n
spettante ai destinatari del Piano LTI 2019 \u00e8 stata erogata in data 5 settembre 2023.
\n
(58) 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 (te-
\n
nuto conto della proposta formulata dal Comitato per le Nomine e le Remunerazioni nella riunione del 16 settembre 2020).
\n
(59) In occasione dell\u2019approvazione del Bilancio consolidato del Gruppo Enel al 31 dicembre 2022, il Consiglio di Amministrazione ha proceduto alla verifica del
\n
livello di raggiungimento degli obiettivi di performance del Piano LTI 2020.
\n
(60) In data 5 settembre 2023 la Societ\u00e0 ha provveduto alla erogazione di parte della componente azionaria del premio spettante ai destinatari del Piano LTI
\n
2020, secondo i termini e le modalit\u00e0 previste dal Regolamento di attuazione del medesimo Piano.
\n
(61) 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
(62) In occasione dell\u2019approvazione del Bilancio consolidato del Gruppo Enel al 31 dicembre 2023, il Consiglio di Amministrazione proceder\u00e0 alla verifica del
\n
livello di raggiungimento degli obiettivi di performance del Piano LTI 2021.
\n
(63) 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
(64) In occasione dell\u2019approvazione del Bilancio consolidato del Gruppo Enel al 31 dicembre 2024, il Consiglio di Amministrazione proceder\u00e0 alla verifica del
\n
livello di raggiungimento degli obiettivi di performance del Piano LTI 2022.
\n
(65) La data si riferisce alla riunione del Consiglio di Amministrazione che ha approvato modalit\u00e0 e tempi di assegnazione del Piano LTI 2023 ai destinatari (te-
\n
nuto conto della proposta formulata dal Comitato per le Nomine e le Remunerazioni nella riunione del 4 ottobre 2023).
\n
(66) In occasione dell\u2019approvazione del Bilancio consolidato del Gruppo Enel al 31 dicembre 2025, il Consiglio di Amministrazione proceder\u00e0 alla verifica del
\n
livello di raggiungimento degli obiettivi di performance del Piano LTI 2023.
\n
(67) Azioni acquistate nel periodo compreso tra il 23 settembre e il 2 dicembre 2019, equivalenti allo 0,015% circa del capitale sociale.
\n
(68) Azioni acquistate nel periodo compreso tra il 3 settembre e il 28 ottobre 2020, equivalenti allo 0,017% circa del capitale sociale.
\n
(69) Azioni acquistate nel periodo compreso tra il 18 giugno e il 21 luglio 2021, equivalenti allo 0,016% circa del capitale sociale.
\n
(70) Azioni acquistate nel periodo compreso tra il 17 giugno e il 20 luglio 2022, equivalenti allo 0,026% circa del capitale sociale.
\n
(71) Il dato si riferisce al numero di Azioni acquistate a servizio del Piano LTI 2023 fino alla data del 31 dicembre 2023. Il Programma di acquisto di azioni a servizio
\n
del Piano LTI 2023, avviato in data 16 ottobre 2023, si \u00e8 concluso per effetto delle operazioni di acquisto eseguite in data del 18 gennaio 2024. Nell\u2019ambito
\n
del programma sono state acquistate complessive 4.200.000 Azioni, equivalenti allo 0,04% circa del capitale sociale, al prezzo medio ponderato per il
\n
volume di euro 6,3145 per azione e per un controvalore complessivo di 26.520.849,002 euro.
\n
(72) Il dato si riferisce al prezzo medio ponderato per il volume delle Azioni acquistate a servizio del Piano LTI 2023 fino alla data del 31 dicembre 2023.
\n
(73) Il dato si riferisce al controvalore complessivo delle Azioni acquistate a servizio del Piano LTI 2023 fino alla data del 31 dicembre 2023.
\n

\n\n\n
\n
Per effetto degli acquisti effettuati a servizio del Piano LTI
\n
2019, del Piano LTI 2020, del Piano LTI 2021, del Piano LTI
\n
2022 e del Piano LTI 2023, e tenuto conto della erogazione
\n
intervenuta in data 5 settembre 2022 di n. 435.357 Azioni
\n
ai destinatari del Piano LTI 2019 e in data 5 settembre 2023
\n
di n. 1.268.689 Azioni ai destinatari del Piano LTI 2019 e del
\n
Piano LTI 2020, al 31 dicembre 2023 Enel detiene com-
\n
plessivamente n. 9.262.330 Azioni proprie, pari allo 0,09
\n
%
\n
circa del capitale sociale. Il Programma di acquisto di Azio-
\n
ni a servizio del Piano LTI 2023 si \u00e8 concluso per effetto
\n
delle operazioni di acquisto eseguite in data 18 gennaio
\n
2024; tenendo quindi conto del numero totale di Azioni
\n
acquistate a servizio del Piano LTI 2023, Enel detiene alla
\n
data di pubblicazione del presente documento comples-
\n
sivamente n. 10.085.106 Azioni proprie, pari allo 0,1
\n
% 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, 2022 e 2023.
\n
2023 2022
\n
\n
Numero azioni
\n
assegnate
\n
alla data di
\n
assegnazione
\n
Fair value
\n
per azione
\n
alla data di
\n
assegnazione
\n
\n
Numero di azioni
\n
potenzialmente
\n
erogabili per il Piano
\n
LTI di riferimento
\n
Numero di azioni
\n
erogate per il Piano
\n
LTI di riferimento
\n
Numero di azioni
\n
potenzialmente
\n
erogabili per il Piano
\n
LTI di riferimento
\n
Numero di azioni
\n
erogate per il Piano
\n
LTI di riferimento
\n
Piano LTI 2019 1.538.547 6,983 0 956.562
\n
(74)
\n
1.021.328 435.357
\n
(75)
\n
Piano LTI 2020 1.638.775 7,380 728.265 312.127
\n
(76)
\n
1.631.951 -
\n
Piano LTI 2021 1.577.773 7,0010 1.375.671 - 1.577.773 -
\n
Piano LTI 2022 2.398.143 4,8495 2.023.677 - 2.395.323 -
\n
Piano LTI 2023 4.040.820 5,5540 4.040.820 - -
\n
Il fair value di tali strumenti rappresentativi di capitale \u00e8
\n
misurato sulla base del prezzo di mercato delle Azioni alla
\n
data di assegnazione
\n
(77)
\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 ammon-
\n
tano a euro 6 milioni nell\u2019esercizio 2023 (euro 11 milioni nel
\n
2022).
\n
Non ci sono state cancellazioni o modifiche che hanno in-
\n
teressato il Piano LTI 2023 e/o il Piano LTI 2022 e/o il Piano
\n
LTI 2021 e/o il Piano LTI 2020 e/o il Piano LTI 2019.
\n
(74) Nella tabella \u00e8 valorizzato il numero di Azioni erogate, in data 5 settembre 2023, ai destinatari del Piano LTI 2019 e che costituiscono la parte restante della
\n
componente azionaria del premio riconosciuto ai suddetti destinatari a seguito della consuntivazione degli obiettivi di performance del Piano stesso.
\n
(75) 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. La restante parte della
\n
componente azionaria del premio, secondo i termini e le modalit\u00e0 di cui al Regolamento di attuazione del Piano LTI 2019, \u00e8 stata erogata il 5 settembre 2023.
\n
(76) Nella tabella \u00e8 valorizzato il numero di Azioni erogate, in data 5 settembre 2023, ai destinatari del Piano LTI 2020 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 della
\n
componente azionaria del premio \u00e8 previsto un differimento al 2024, secondo i termini e le modalit\u00e0 di cui al Regolamento di attuazione del Piano LTI 2020.
\n
(77) Con riferimento al Piano LTI 2019, la data di assegnazione si riferisce al 12 novembre 2019, ovverosia alla data della riunione del Consiglio di Amministra-
\n
zione 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 Amministra-
\n
zione 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 Amministra-
\n
zione 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 Amministra-
\n
zione che ha approvato modalit\u00e0 e tempi di assegnazione del Piano LTI 2022 ai destinatari.
\n
Con riferimento al Piano LTI 2023, la data di assegnazione si riferisce al 5 ottobre 2023, ovverosia alla data della riunione del Consiglio di Amministrazione
\n
che ha approvato modalit\u00e0 e tempi di assegnazione del Piano LTI 2023 ai destinatari.
\n

\n\n", "dimensions": { "concept": "ifrs-full:DisclosureOfSharebasedPaymentArrangementsExplanatory", "language": "it", "entity": "scheme:WOCMU6HCI0OJWNPRZS33", "period": "2023-01-01T00:00:00/2024-01-01T00:00:00" } }, "Tag1055": { "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 \u00a0Rapporto\u00a0Natura delle principali transazioni
\n
Acquirente Unico
\n
Interamente controllata indirettamente dal
\n
Ministero 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
\n
dell\u2019Economia e delle Finanze
\n
Vendita di energia elettrica sul Mercato dei Servizi di Dispacciamento (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
\n
Ministero 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
\n
Ministero dell\u2019Economia e delle Finanze
\n
Vendita di energia elettrica in Borsa (GME)
\n
Acquisto di energia elettrica in Borsa\u00a0per pompaggi e programmazione
\n
impianti (GME)
\n
Gruppo Leonardo
\n
Controllata direttamente dal Ministero
\n
dell\u2019Economia e delle Finanze
\n
Acquisto di servizi informatici e fornitura di beni
\n
Inoltre, il Gruppo intrattiene rapporti di natura prevalente-
\n
mente commerciale nei confronti delle societ\u00e0 collegate o
\n
partecipate con quote di minoranza.
\n
Infine, Enel intrattiene con i fondi pensione FOPEN e FON-
\n
DENEL, con la Fondazione Enel e con Enel Cuore, societ\u00e0
\n
Onlus di Enel operante nell\u2019ambito dell\u2019assistenza sociale
\n
e socio-sanitaria, 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 determi-
\n
nate dall\u2019Autorit\u00e0 di Regolazione per Energia Reti e Am-
\n
biente.
\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 2023 e al
\n
31 dicembre 2022.
\n

\n\n\n\n\n\n
Milioni di euro
\n
Acquirente Unico\u00a0GME\u00a0GSE
\n
Gruppo Cassa
\n
Depositi e Prestiti
\n
(1)
\n
Altre\u00a0Totale 2023
\n
Societ\u00e0 collegate e a
\n
controllo congiunto\u00a0Totale generale 2023
\n
Totale voce \u00a0
\n
di bilancio\u00a0Incidenza %
\n
Rapporti economici
\n
Ricavi delle vendite e delle prestazioni\u00a0-\u00a03.172\u00a014\u00a03.626\u00a0224
\n
7.036\u00a0224\u00a07.\u00a026\u00a00\u00a092.882\u00a07,8%
\n
Altri proventi\u00a0-\u00a0-\u00a0-\u00a010\u00a03\u00a013\u00a05\u00a018\u00a02.683\u00a00,7%
\n
Altri proventi finanziari\u00a0-\u00a0-\u00a0-\u00a02\u00a0-\u00a02\u00a0237\u00a0239\u00a02.916\u00a08,2%
\n
Energia elettrica, gas e combustibile\u00a02.035\u00a07.098\u00a011\u00a02.304\u00a02\u00a011.450\u00a0128\u00a011.578\u00a046.270\u00a025,0%
\n
Servizi e altri materiali\u00a0-\u00a063\u00a02\u00a02.751\u00a072\u00a02.888\u00a0463\u00a03.351\u00a018.304\u00a018,3%
\n
Altri costi operativi\u00a011\u00a0201\u00a0355\u00a051\u00a02\u00a0620\u00a0-\u00a0620\u00a06.125\u00a010,1%
\n
Risultati netti da contratti su commodity \u00a0-\u00a0-\u00a0-\u00a0-\u00a0-\u00a0-\u00a0(7)\u00a0(7)\u00a0(2.966)\u00a00,2%
\n
Altri oneri finanziari\u00a01\u00a0-\u00a0-\u00a029\u00a0-\u00a030\u00a059\u00a089\u00a05.966\u00a01,5%
\n
(1) \u00a0Include i saldi riferiti principalmente a: Terna, Cassa Depositi e Prestiti SpA, Eni, Snam, Poste Italiane, Ansaldo Energia e Italgas.
\n
Milioni di euro
\n
Acquirente Unico\u00a0GME\u00a0GSE
\n
Gruppo Cassa Depositi
\n
e Prestiti
\n
(1)
\n
\u00a0\u00a0Altre\u00a0Totale al 31.12.2023
\n
Societ\u00e0 collegate e a
\n
controllo congiunto
\n
Totale generale al
\n
31.12.2023
\n
Totale voce \u00a0
\n
di bilancio\u00a0Incidenza %
\n
Rapporti patrimoniali
\n
Altre attivit\u00e0 finanziarie non correnti\u00a0-\u00a0-\u00a0-\u00a0-\u00a01
\n
1\u00a01.929\u00a01.930\u00a08.750\u00a022,1%
\n
Derivati finanziari attivi non correnti\u00a0-\u00a0-\u00a0-\u00a0-\u00a0-\u00a0-\u00a04\u00a04\u00a02.383\u00a00,2%
\n
Altre attivit\u00e0 non correnti\u00a0-\u00a0-\u00a0-\u00a06\u00a0-\u00a06\u00a0-\u00a06\u00a02.249\u00a00,3%
\n
Crediti commerciali\u00a0-\u00a084\u00a07\u00a0940\u00a059\u00a01.090\u00a0176\u00a01.266\u00a017.773\u00a07,\u00a01%
\n
Altre attivit\u00e0 finanziarie correnti\u00a0-\u00a0-\u00a0-\u00a05\u00a01\u00a06\u00a0168\u00a0174\u00a04.329\u00a04,0%
\n
Altre attivit\u00e0 correnti\u00a0-\u00a0-\u00a017\u00a023\u00a03\u00a043\u00a049\u00a092\u00a04.099\u00a02,2%
\n
Finanziamenti a lungo termine\u00a0-\u00a0-\u00a0-\u00a0357\u00a0-\u00a0357\u00a0302\u00a0659\u00a061.085\u00a01,1%
\n
Passivit\u00e0 derivanti da contratti con i clienti non
\n
correnti
\n
-\u00a0-\u00a0-\u00a011\u00a07\u00a018\u00a0-\u00a018\u00a05.743\u00a00,3%
\n
Derivati finanziari passivi non correnti\u00a0-\u00a0-\u00a0-\u00a0-\u00a0-\u00a0-\u00a08\u00a08\u00a03.373\u00a00,2%
\n
Finanziamenti a breve termine\u00a0-\u00a0-\u00a0-\u00a0-\u00a0-\u00a0-\u00a03\u00a03\u00a04.769\u00a00,1%
\n
Quote correnti dei finanziamenti a lungo termine\u00a0-\u00a0-\u00a0-\u00a089\u00a0-\u00a089\u00a022\u00a0111\u00a09.086\u00a01,2%
\n
Debiti commerciali\u00a0497\u00a0201\u00a0378\u00a01.616\u00a08\u00a02.700\u00a0129\u00a02.829\u00a015.821\u00a017,9%
\n
Derivati finanziari passivi correnti\u00a0-\u00a0-\u00a0-\u00a0-\u00a0-\u00a0-\u00a015\u00a015\u00a06.461\u00a00,2%
\n
Passivit\u00e0 derivanti da contratti con i clienti
\n
correnti
\n
-\u00a0-\u00a0-\u00a031\u00a022\u00a053\u00a0-\u00a053\u00a02.126\u00a02,5%
\n
Altre passivit\u00e0 correnti\u00a0-\u00a0-\u00a0-\u00a03\u00a034\u00a037\u00a03\u00a040\u00a014.760\u00a00,3%
\n
Altre informazioni
\n
Garanzie rilasciate\u00a0-\u00a0-\u00a0-\u00a010\u00a060
\n
70\u00a0-\u00a070
\n
Garanzie ricevute\u00a0-\u00a0-\u00a0-\u00a0136\u00a036\u00a0172\u00a0-\u00a0172
\n
Impegni\u00a0-\u00a0-\u00a0-\u00a023\u00a0-\u00a023\u00a0-\u00a023
\n
(1) \u00a0Include i saldi riferiti principalmente a: Terna, Cassa Depositi e Prestiti SpA, Eni, Snam, Poste Italiane, Ansaldo Energia e Italgas.
\n

\n\n\n\n
Altre\u00a0Totale 2023
\n
Societ\u00e0 collegate e a
\n
controllo congiunto\u00a0Totale generale 2023
\n
Totale voce \u00a0
\n
di bilancio\u00a0Incidenza %
\n
Rapporti economici
\n
Ricavi delle vendite e delle prestazioni\u00a0-\u00a03.172\u00a014\u00a03.626\u00a0224
\n
7.036\u00a0224\u00a07.\u00a026\u00a00\u00a092.882\u00a07,8%
\n
Altri proventi\u00a0-\u00a0-\u00a0-\u00a010\u00a03\u00a013\u00a05\u00a018\u00a02.683\u00a00,7%
\n
Altri proventi finanziari\u00a0-\u00a0-\u00a0-\u00a02\u00a0-\u00a02\u00a0237\u00a0239\u00a02.916\u00a08,2%
\n
Energia elettrica, gas e combustibile\u00a02.035\u00a07.098\u00a011\u00a02.304\u00a02\u00a011.450\u00a0128\u00a011.578\u00a046.270\u00a025,0%
\n
Servizi e altri materiali\u00a0-\u00a063\u00a02\u00a02.751\u00a072\u00a02.888\u00a0463\u00a03.351\u00a018.304\u00a018,3%
\n
Altri costi operativi\u00a011\u00a0201\u00a0355\u00a051\u00a02\u00a0620\u00a0-\u00a0620\u00a06.125\u00a010,1%
\n
Risultati netti da contratti su commodity \u00a0-\u00a0-\u00a0-\u00a0-\u00a0-\u00a0-\u00a0(7)\u00a0(7)\u00a0(2.966)\u00a00,2%
\n
Altri oneri finanziari\u00a01\u00a0-\u00a0-\u00a029\u00a0-\u00a030\u00a059\u00a089\u00a05.966\u00a01,5%
\n
Milioni di euro
\n
Acquirente Unico\u00a0GME\u00a0GSE
\n
Gruppo Cassa Depositi
\n
e Prestiti
\n
(1)
\n
\u00a0\u00a0Altre\u00a0Totale al 31.12.2023
\n
Societ\u00e0 collegate e a
\n
controllo congiunto
\n
Totale generale al
\n
31.12.2023
\n
Totale voce \u00a0
\n
di bilancio\u00a0Incidenza %
\n
Rapporti patrimoniali
\n
Altre attivit\u00e0 finanziarie non correnti\u00a0-\u00a0-\u00a0-\u00a0-\u00a01
\n
1\u00a01.929\u00a01.930\u00a08.750\u00a022,1%
\n
Derivati finanziari attivi non correnti\u00a0-\u00a0-\u00a0-\u00a0-\u00a0-\u00a0-\u00a04\u00a04\u00a02.383\u00a00,2%
\n
Altre attivit\u00e0 non correnti\u00a0-\u00a0-\u00a0-\u00a06\u00a0-\u00a06\u00a0-\u00a06\u00a02.249\u00a00,3%
\n
Crediti commerciali\u00a0-\u00a084\u00a07\u00a0940\u00a059\u00a01.090\u00a0176\u00a01.266\u00a017.773\u00a07,\u00a01%
\n
Altre attivit\u00e0 finanziarie correnti\u00a0-\u00a0-\u00a0-\u00a05\u00a01\u00a06\u00a0168\u00a0174\u00a04.329\u00a04,0%
\n
Altre attivit\u00e0 correnti\u00a0-\u00a0-\u00a017\u00a023\u00a03\u00a043\u00a049\u00a092\u00a04.099\u00a02,2%
\n
Finanziamenti a lungo termine\u00a0-\u00a0-\u00a0-\u00a0357\u00a0-\u00a0357\u00a0302\u00a0659\u00a061.085\u00a01,1%
\n
Passivit\u00e0 derivanti da contratti con i clienti non
\n
correnti
\n
-\u00a0-\u00a0-\u00a011\u00a07\u00a018\u00a0-\u00a018\u00a05.743\u00a00,3%
\n
Derivati finanziari passivi non correnti\u00a0-\u00a0-\u00a0-\u00a0-\u00a0-\u00a0-\u00a08\u00a08\u00a03.373\u00a00,2%
\n
Finanziamenti a breve termine\u00a0-\u00a0-\u00a0-\u00a0-\u00a0-\u00a0-\u00a03\u00a03\u00a04.769\u00a00,1%
\n
Quote correnti dei finanziamenti a lungo termine\u00a0-\u00a0-\u00a0-\u00a089\u00a0-\u00a089\u00a022\u00a0111\u00a09.086\u00a01,2%
\n
Debiti commerciali\u00a0497\u00a0201\u00a0378\u00a01.616\u00a08\u00a02.700\u00a0129\u00a02.829\u00a015.821\u00a017,9%
\n
Derivati finanziari passivi correnti\u00a0-\u00a0-\u00a0-\u00a0-\u00a0-\u00a0-\u00a015\u00a015\u00a06.461\u00a00,2%
\n
Passivit\u00e0 derivanti da contratti con i clienti
\n
correnti
\n
-\u00a0-\u00a0-\u00a031\u00a022\u00a053\u00a0-\u00a053\u00a02.126\u00a02,5%
\n
Altre passivit\u00e0 correnti\u00a0-\u00a0-\u00a0-\u00a03\u00a034\u00a037\u00a03\u00a040\u00a014.760\u00a00,3%
\n
Altre informazioni
\n
Garanzie rilasciate\u00a0-\u00a0-\u00a0-\u00a010\u00a060
\n
70\u00a0-\u00a070
\n
Garanzie ricevute\u00a0-\u00a0-\u00a0-\u00a0136\u00a036\u00a0172\u00a0-\u00a0172
\n
Impegni\u00a0-\u00a0-\u00a0-\u00a023\u00a0-\u00a023\u00a0-\u00a023
\n

\n\n\n\n\n\n
Milioni di euro
\n
Acquirente Unico\u00a0GME\u00a0GSE
\n
Gruppo Cassa
\n
Depositi e Prestiti
\n
(1)
\n
Altre\u00a0Totale 2022
\n
Societ\u00e0 collegate e a
\n
controllo congiunto\u00a0Totale generale 2022
\n
Totale voce \u00a0
\n
di bilancio\u00a0Incidenza %
\n
Rapporti economici
\n
Ricavi delle vendite e delle prestazioni\u00a0-\u00a07.949\u00a087\u00a04.497\u00a0196
\n
12.729\u00a0210\u00a012.939\u00a0135.653\u00a09,5%
\n
Altri proventi\u00a0-\u00a0-\u00a0-\u00a0389\u00a0-\u00a0389\u00a0-\u00a0389\u00a04.864\u00a08,0%
\n
Altri proventi finanziari\u00a0-\u00a0-\u00a0-\u00a0-\u00a0-\u00a0-\u00a0154\u00a0154\u00a03.430\u00a04,5%
\n
Energia elettrica, gas e combustibile\u00a06.379\u00a016.817\u00a02\u00a04.266\u00a03\u00a027.467\u00a0413\u00a027.880\u00a096.896\u00a028,8%
\n
Servizi e altri materiali\u00a0-\u00a0220\u00a02\u00a03.258\u00a073\u00a03.553\u00a0247\u00a03.800\u00a020.228\u00a018,8%
\n
Altri costi operativi\u00a010\u00a0147\u00a0-\u00a0420\u00a03\u00a0580\u00a01\u00a0581\u00a04.685\u00a012,4%
\n
Risultati netti da contratti su commodity \u00a0-\u00a0-\u00a0-\u00a050\u00a0-\u00a050\u00a0-\u00a050\u00a02.365\u00a02,1%
\n
Altri oneri finanziari\u00a01\u00a0-\u00a02\u00a010\u00a0-\u00a013\u00a021\u00a034\u00a05.880\u00a00,6%
\n
(1) \u00a0Include i saldi riferiti principalmente a: Terna, Cassa Depositi e Prestiti SpA, Eni, Snam, Poste Italiane, Ansaldo Energia e Italgas.
\n
Milioni di euro
\n
Acquirente Unico\u00a0GME\u00a0GSE
\n
Gruppo Cassa Depositi
\n
e Prestiti
\n
(1)
\n
\u00a0\u00a0Altre\u00a0Totale al 31.12.2022
\n
Societ\u00e0 collegate e a
\n
controllo congiunto
\n
Totale generale al
\n
31.12.2022
\n
Totale voce \u00a0
\n
di bilancio\u00a0Incidenza %
\n
Rapporti patrimoniali
\n
Altre attivit\u00e0 finanziarie non correnti\u00a0-\u00a0-\u00a0-\u00a0-\u00a0-
\n
-\u00a01.885\u00a01.885\u00a08.359\u00a022,6%
\n
Crediti commerciali\u00a0-\u00a0220\u00a06\u00a01.040\u00a038\u00a01.304\u00a0259\u00a01.563\u00a016.605\u00a09,4%
\n
Derivati finanziari attivi correnti\u00a0-\u00a0-\u00a0-\u00a0-\u00a0-\u00a0-\u00a05\u00a05\u00a014.830\u00a0-
\n
Altre attivit\u00e0 finanziarie correnti\u00a0-\u00a0-\u00a0-\u00a05\u00a0-\u00a05\u00a099\u00a0104\u00a013.753\u00a00,8%
\n
Altre attivit\u00e0 correnti\u00a0-\u00a0-\u00a030\u00a058\u00a02\u00a090\u00a063\u00a0153\u00a04.314\u00a03,5%
\n
Finanziamenti a lungo termine\u00a0-\u00a0-\u00a0-\u00a0447\u00a0-\u00a0447\u00a0327\u00a0774\u00a068.191\u00a01,1%
\n
Passivit\u00e0 derivanti da contratti con i clienti non
\n
correnti
\n
-\u00a0-\u00a0-\u00a09\u00a08\u00a017\u00a0-\u00a017\u00a05.747\u00a00,3%
\n
Derivati finanziari passivi non correnti\u00a0-\u00a0-\u00a0-\u00a0-\u00a0-\u00a0-\u00a09\u00a09\u00a05.895\u00a00,2%
\n
Finanziamenti a breve termine\u00a0-\u00a0-\u00a0-\u00a0-\u00a0-\u00a0-\u00a014\u00a014\u00a018.392\u00a00,1%
\n
Quote correnti dei finanziamenti a lungo termine\u00a0-\u00a0-\u00a0-\u00a089\u00a0-\u00a089\u00a021\u00a0110\u00a02.835\u00a03,9%
\n
Debiti commerciali\u00a01.211\u00a0305\u00a06\u00a01.097\u00a0(1)\u00a02.618\u00a0192\u00a02.810\u00a017.641\u00a015,9%
\n
Altre passivit\u00e0 finanziarie correnti\u00a0-\u00a0-\u00a0-\u00a0-\u00a0-\u00a0-\u00a01\u00a01\u00a0853\u00a00,1%
\n
Passivit\u00e0 derivanti da contratti con i clienti
\n
correnti
\n
-\u00a0-\u00a0-\u00a023\u00a020\u00a043\u00a0-\u00a043\u00a01.775\u00a02,4%
\n
Altre passivit\u00e0 correnti\u00a0-\u00a0-\u00a0-\u00a03\u00a023\u00a026\u00a021\u00a047\u00a011.713\u00a00,4%
\n
Altre informazioni
\n
Garanzie rilasciate\u00a0-\u00a020\u00a0-\u00a011\u00a058
\n
89\u00a0-\u00a089
\n
Garanzie ricevute\u00a0-\u00a0-\u00a0-\u00a0134\u00a036\u00a0170\u00a0-\u00a0170
\n
Impegni\u00a0-\u00a0-\u00a0-\u00a0149\u00a0-\u00a0149\u00a0-\u00a0149
\n
(1) \u00a0Include i saldi riferiti principalmente a: Terna, Cassa Depositi e Prestiti SpA, Eni, Snam, Poste Italiane, Ansaldo Energia e Italgas.
\n

\n\n\n\n\n\n
Altre\u00a0Totale 2022
\n
Societ\u00e0 collegate e a
\n
controllo congiunto\u00a0Totale generale 2022
\n
Totale voce \u00a0
\n
di bilancio\u00a0Incidenza %
\n
Rapporti economici
\n
Ricavi delle vendite e delle prestazioni\u00a0-\u00a07.949\u00a087\u00a04.497\u00a0196
\n
12.729\u00a0210\u00a012.939\u00a0135.653\u00a09,5%
\n
Altri proventi\u00a0-\u00a0-\u00a0-\u00a0389\u00a0-\u00a0389\u00a0-\u00a0389\u00a04.864\u00a08,0%
\n
Altri proventi finanziari\u00a0-\u00a0-\u00a0-\u00a0-\u00a0-\u00a0-\u00a0154\u00a0154\u00a03.430\u00a04,5%
\n
Energia elettrica, gas e combustibile\u00a06.379\u00a016.817\u00a02\u00a04.266\u00a03\u00a027.467\u00a0413\u00a027.880\u00a096.896\u00a028,8%
\n
Servizi e altri materiali\u00a0-\u00a0220\u00a02\u00a03.258\u00a073\u00a03.553\u00a0247\u00a03.800\u00a020.228\u00a018,8%
\n
Altri costi operativi\u00a010\u00a0147\u00a0-\u00a0420\u00a03\u00a0580\u00a01\u00a0581\u00a04.685\u00a012,4%
\n
Risultati netti da contratti su commodity \u00a0-\u00a0-\u00a0-\u00a050\u00a0-\u00a050\u00a0-\u00a050\u00a02.365\u00a02,1%
\n
Altri oneri finanziari\u00a01\u00a0-\u00a02\u00a010\u00a0-\u00a013\u00a021\u00a034\u00a05.880\u00a00,6%
\n
Milioni di euro
\n
Acquirente Unico\u00a0GME\u00a0GSE
\n
Gruppo Cassa Depositi
\n
e Prestiti
\n
(1)
\n
\u00a0\u00a0Altre\u00a0Totale al 31.12.2022
\n
Societ\u00e0 collegate e a
\n
controllo congiunto
\n
Totale generale al
\n
31.12.2022
\n
Totale voce \u00a0
\n
di bilancio\u00a0Incidenza %
\n
Rapporti patrimoniali
\n
Altre attivit\u00e0 finanziarie non correnti\u00a0-\u00a0-\u00a0-\u00a0-\u00a0-
\n
-\u00a01.885\u00a01.885\u00a08.359\u00a022,6%
\n
Crediti commerciali\u00a0-\u00a0220\u00a06\u00a01.040\u00a038\u00a01.304\u00a0259\u00a01.563\u00a016.605\u00a09,4%
\n
Derivati finanziari attivi correnti\u00a0-\u00a0-\u00a0-\u00a0-\u00a0-\u00a0-\u00a05\u00a05\u00a014.830\u00a0-
\n
Altre attivit\u00e0 finanziarie correnti\u00a0-\u00a0-\u00a0-\u00a05\u00a0-\u00a05\u00a099\u00a0104\u00a013.753\u00a00,8%
\n
Altre attivit\u00e0 correnti\u00a0-\u00a0-\u00a030\u00a058\u00a02\u00a090\u00a063\u00a0153\u00a04.314\u00a03,5%
\n
Finanziamenti a lungo termine\u00a0-\u00a0-\u00a0-\u00a0447\u00a0-\u00a0447\u00a0327\u00a0774\u00a068.191\u00a01,1%
\n
Passivit\u00e0 derivanti da contratti con i clienti non
\n
correnti
\n
-\u00a0-\u00a0-\u00a09\u00a08\u00a017\u00a0-\u00a017\u00a05.747\u00a00,3%
\n
Derivati finanziari passivi non correnti\u00a0-\u00a0-\u00a0-\u00a0-\u00a0-\u00a0-\u00a09\u00a09\u00a05.895\u00a00,2%
\n
Finanziamenti a breve termine\u00a0-\u00a0-\u00a0-\u00a0-\u00a0-\u00a0-\u00a014\u00a014\u00a018.392\u00a00,1%
\n
Quote correnti dei finanziamenti a lungo termine\u00a0-\u00a0-\u00a0-\u00a089\u00a0-\u00a089\u00a021\u00a0110\u00a02.835\u00a03,9%
\n
Debiti commerciali\u00a01.211\u00a0305\u00a06\u00a01.097\u00a0(1)\u00a02.618\u00a0192\u00a02.810\u00a017.641\u00a015,9%
\n
Altre passivit\u00e0 finanziarie correnti\u00a0-\u00a0-\u00a0-\u00a0-\u00a0-\u00a0-\u00a01\u00a01\u00a0853\u00a00,1%
\n
Passivit\u00e0 derivanti da contratti con i clienti
\n
correnti
\n
-\u00a0-\u00a0-\u00a023\u00a020\u00a043\u00a0-\u00a043\u00a01.775\u00a02,4%
\n
Altre passivit\u00e0 correnti\u00a0-\u00a0-\u00a0-\u00a03\u00a023\u00a026\u00a021\u00a047\u00a011.713\u00a00,4%
\n
Altre informazioni
\n
Garanzie rilasciate\u00a0-\u00a020\u00a0-\u00a011\u00a058
\n
89\u00a0-\u00a089
\n
Garanzie ricevute\u00a0-\u00a0-\u00a0-\u00a0134\u00a036\u00a0170\u00a0-\u00a0170
\n
Impegni\u00a0-\u00a0-\u00a0-\u00a0149\u00a0-\u00a0149\u00a0-\u00a0149
\n

\n\n\n\n\n\n
\n\n
In merito all\u2019informativa sulla retribuzione degli Ammini-
\n
stratori, del Collegio Sindacale, del Direttore Generale e
\n
dei dirigenti con responsabilit\u00e0 strategiche, prevista dallo
\n
IAS 24, si rimanda alle seguenti tabelle.
\n
Milioni di euro
\n
2023\u00a02022\u00a02023-2022
\n
Compensi riferiti ai componenti del Consiglio di Amministrazione e del
\n
Collegio Sindacale, al Direttore Generale
\n
Benef\u00edci a breve termine per i dipendenti\u00a05\u00a05\u00a0-\u00a0-
\n
Benef\u00edci dovuti ai dipendenti per la cessazione del rapporto di lavoro\u00a05\u00a0-\u00a05\u00a0-
\n
Pagamenti basati su azioni\u00a01\u00a01\u00a0-\u00a0-
\n
Totale\u00a011\u00a06\u00a05\u00a083,3%
\n
Milioni di euro
\n
2023\u00a02022\u00a02023-2022
\n
Compensi riferiti ai dirigenti con responsabilit\u00e0 strategiche
\n
Benef\u00edci a breve termine per i dipendenti\u00a08\u00a013\u00a0(5)\u00a0-38,5%
\n
Benef\u00edci dovuti ai dipendenti per la cessazione del rapporto di lavoro\u00a04\u00a0-\u00a04\u00a0-
\n
Pagamenti basati su azioni\u00a01\u00a02\u00a0(1)\u00a0-50,0%
\n
Totale\u00a013\u00a015\u00a0(2)\u00a0-13,3%
\n
Nel corso del mese di novembre 2010 il Consiglio di Am-
\n
ministrazione di Enel SpA ha approvato una procedura
\n
che disciplina l\u2019approvazione e l\u2019esecuzione delle opera-
\n
zioni con parti correlate poste in essere da Enel SpA, di-
\n
rettamente ovvero per il tramite di societ\u00e0 controllate (la
\n
\u201cProcedura OPC Enel\u201d). Tale procedura (reperibile all\u2019indi-
\n
rizzo \u201chttps://www.enel.com/it/investitori/governance/sta-
\n
tuto-regolamenti-politiche\u201d) individua una serie di regole
\n
volte ad assicurare la trasparenza e la correttezza, sia so-
\n
stanziale sia procedurale, delle operazioni con parti corre-
\n
late ed \u00e8 stata adottata in attuazione di quanto disposto
\n
dall\u2019art. 2391\u00a0bis\u00a0del codice civile e dalla disciplina attuativa
\n
dettata dalla CONSOB con Regolamento n. 17221 del 12
\n
marzo 2010, come successivamente modificato (il \u201cRego-
\n
lamento CONSOB OPC\u201d).
\n
Si segnala che nel corso dell\u2019esercizio 2023 non sono state
\n
realizzate operazioni con parti correlate per le quali fosse
\n
necessario procedere all\u2019inserimento in bilancio dell\u2019infor-
\n
mativa richiesta dal Regolamento CONSOB OPC.
\n
\n\n
\n", "dimensions": { "concept": "ifrs-full:DisclosureOfRelatedPartyExplanatory", "language": "it", "entity": "scheme:WOCMU6HCI0OJWNPRZS33", "period": "2023-01-01T00:00:00/2024-01-01T00:00:00" } }, "Tag141": { "value": "\n
55. Erogazioni pubbliche - Informativa 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 2023, 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\u00a0del 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\u00a0in milioni di euro
\n
Istituto finanziario/
\n
Ente erogatore\u00a0Societ\u00e0 beneficiaria\u00a0\u00a0Importo \u00a0Note
\n
Regione Sicilia
\n
Enel X Mobility Srl (incorporata in
\n
Enel X Way Italia Srl al 1\u00b0 luglio 2023)
\n
(1,03)
\n
Tranche di contributo per il progetto Sicilia Smart Charging,
\n
finanziato nell\u2019ambito del PNIRE Regione Sicilia
\n
MIUR\u00a0Enel X Srl\u00a0(0,38)
\n
Tranche di contributo a fondo perduto per l\u2019istanza di progetto
\n
SE4I, finanziata nell\u2019ambito PON MIUR R&SSI PNR 2015-2020
\n
MIMIT\u00a0Enel Produzione SpA\u00a0(0,04)
\n
Tranche di contributo a saldo per il progetto Hydrostore finanziato
\n
nell\u2019ambito del Bando Industria 2015
\n
MASE\u00a0e-distribuzione SpA\u00a0(347,79)
\n
Erogazione anticipo, pari al 10% del finanziamento, dei progetti
\n
SmartGrid e Resilienza del PNRR
\n
MASE\u00a0e-distribuzione SpA\u00a0(15,68)
\n
Erogazione SAL, per il programma di finanziamento PON IC
\n
2014/2020 FESR, ASSE IV, AZIONE 4.3.1, dei progetti: Agrigento,
\n
Pachino, Priolo, Campagna, Ciminna, Valguarnera, Santa Croce
\n
Camerina, Mussomeli, Scordia, Ragusa 3
\n
Commissione Europea\u00a0e-distribuzione SpA\u00a0(0,10)
\n
Erogazione SAL del progetto di ricerca e sviluppo Life Lanario
\n
(programma di finanziamento LIFE)
\n
Commissione Europea\u00a0e-distribuzione SpA\u00a0(0,02)
\n
Erogazione SAL del progetto di ricerca e sviluppo Flexplan
\n
(programma di finanziamento H2020)
\n
MASE\u00a0e-distribuzione SpA\u00a0(10,69)
\n
Erogazione SAL del progetto di ricerca e sviluppo Puglia Active
\n
Network (programma di finanziamento NER 300)
\n
(375,73) \u00a0Totale
\n
\n\n
Erogazioni concesse in milioni di euro
\n
Societ\u00e0 erogante\u00a0Societ\u00e0/Ente beneficiario\u00a0\u00a0Importo \u00a0Note
\n
Enel SpA
\n
Fondazione Centro Studi
\n
Enel
\n
0,10\u00a0\u00a0Erogazione liberale
\n
Enel SpA\u00a0Enel Cuore Onlus\u00a00,59\u00a0\u00a0Erogazione liberale a sostegno di progetti individuati nel corso del 2023
\n
Enel SpA\u00a0Luiss Guido Carli\u00a00,07
\n
Donazione per l\u2019elaborazione e la trasmissione delle conoscenze
\n
scientifiche, tecnologiche e umanistiche
\n
Enel SpA\u00a0Human Foundation\u00a00,05\u00a0
\n
Donazione per generare e sviluppare soluzioni innovative di fronte ai
\n
problemi sociali
\n
Enel SpA\u00a0FGS Onlus\u00a00,03 \u00a0Donazione per promuovere le pari opportunit\u00e0
\n
Enel X Srl\u00a0Enel Cuore Onlus\u00a00,04 \u00a0Contributo anno 2023
\n
Enel Green Power Italia
\n
Lega Navale Italiana
\n
Sezione Belluno
\n
0,04\u00a0\u00a0Donazione per il progetto Vela per Tutti
\n
Enel Green Power Italia
\n
Lega Navale Italiana
\n
Sezione Belluno
\n
0,02 \u00a0Donazione per il progetto Vela per Tutti
\n
Enel Produzione SpA
\n
Fondazione Vajont 9
\n
Ottobre 1963 Onlus
\n
0,05\u00a0\u00a0Donazione Fondazione Vajont
\n
Enel Produzione SpA
\n
Fondazione Centro Studi
\n
Enel
\n
0,41\u00a0\u00a0Erogazione prima quota 2023
\n
Enel Produzione SpA\u00a0Enel Cuore Onlus\u00a00,15\u00a0\u00a0Erogazione prima quota 2023
\n
Enel Produzione SpA\u00a0Enel Cuore Onlus\u00a00,70\u00a0\u00a0Saldo contributo 2022
\n
Enel Produzione SpA\u00a0Comune di Civitavecchia\u00a00,08\u00a0\u00a0Piano di Sostenibilit\u00e0 Citt\u00e0 di Civitavecchia
\n
Enel Produzione SpA
\n
Capitaneria di Porto
\n
Empedocle
\n
0,03
\n
Progettazione, realizzazione e installazione di una struttura metallica
\n
amovibile per l\u2019ombreggiamento dell\u2019area della Capitaneria di Porto di Porto
\n
Empedocle destinata al parcheggio dei relativi mezzi militari
\n
Enel Energia SpA
\n
Fondazione Centro Studi
\n
Enel
\n
0,90 \u00a0Acconto contributo 50% anno 2023
\n
Enel Energia SpA\u00a0Enel Cuore Onlus\u00a00,33\u00a0\u00a0Acconto contributo 20% anno 2023
\n
Enel Energia SpA
\n
Fondazione Centro Studi
\n
Enel
\n
0,89 \u00a0Saldo contributo 2022
\n
Enel Italia SpA\u00a0Enel Cuore Onlus\u00a00,07 \u00a0Saldo del contributo straordinario 2022
\n
Enel Italia SpA\u00a0Capone Valentina\u00a00,01 \u00a0Donazione modale progetto Alleva la Speranza
\n
Enel Italia SpA
\n
Fondazione Nazionale
\n
Accademia Santa Cecilia
\n
0,60 \u00a0Donazione a sostegno delle attivit\u00e0 culturali della Fondazione
\n
Enel Italia SpA\u00a0Teatro alla Scala di Milano\u00a00,60
\n
Donazione al Teatro alla Scala a sostegno delle attivit\u00e0 culturali della
\n
Fondazione
\n
Enel Italia SpA\u00a0Fondazione MAXXI\u00a00,60 \u00a0Donazione a sostegno delle attivit\u00e0 culturali della Fondazione
\n
Enel Italia SpA
\n
Fondazione Centro Studi
\n
Enel
\n
0,05\u00a0\u00a0Contributo 2022 a sostegno di progetti di ricerca e di alta formazione
\n
Enel Italia SpA\u00a0Croce Rossa Italiana\u00a00,26
\n
Donazione di attrezzature/equipment/materiali medico-sanitario acquistati
\n
per i centri vaccinali COVID in sedi Enel
\n
Enel Global Trading
\n
SpA
\n
Fondazione Centro Studi
\n
Enel
\n
1,02\u00a0
\n
Contributo finalizzato al sostegno e allo sviluppo dei progetti di ricerca e
\n
alta formazione
\n
e-distribuzione SpA\u00a0Enel Cuore Onlus\u00a01,89 \u00a080% a saldo contributo liberale 2022
\n
e-distribuzione SpA\u00a0Enel Cuore Onlus\u00a00,33\u00a0\u00a020% del contributo liberale 2023
\n
e-distribuzione SpA
\n
Fondazione Centro Studi
\n
Enel
\n
1,28 \u00a050% a saldo contributo liberale 2022
\n
e-distribuzione SpA
\n
Fondazione Centro Studi
\n
Enel
\n
0,88\u00a0\u00a050% del contributo liberale 2023
\n
e-distribuzione SpA
\n
Dipartimento della
\n
Protezione Civile
\n
Presidenza del Consiglio
\n
dei Ministri
\n
0,67\u00a0
\n
Cessione a titolo gratuito di beni aziendali da trasportare e consegnare alle
\n
autorit\u00e0 ucraine nell\u2019ambito dell\u2019iniziativa di sostegno al settore energetico
\n
in Ucraina promossa da Energy Community in collaborazione con
\n
l\u2019European Union Civil Protection Mechanism (UCPM)
\n
12\u00a0,74\u00a0\u00a0Totale
\n
\n", "dimensions": { "concept": "ifrs-full:DisclosureOfGovernmentGrantsExplanatory", "language": "it", "entity": "scheme:WOCMU6HCI0OJWNPRZS33", "period": "2023-01-01T00:00:00/2024-01-01T00:00:00" } }, "Tag1056": { "value": "\n

\n\n
56. Impegni contrattuali e garanzie
\n
Gli impegni contrattuali assunti dal Gruppo Enel e le ga-
\n
ranzie prestate a terzi sono di seguito riepilogati:
\n
Milioni di euro
\n
al 31.12.2023 al 31.12.2022 2023-2022
\n
Garanzie prestate:
\n
- fideiussioni e garanzie rilasciate a favore di terzi 3.407 4.296 (889)
\n
Impegni assunti verso fornitori per:
\n
- acquisti di energia elettrica 63.422 64.878 (1.456)
\n
- acquisti di combustibili 47.666 96.996 (49.330)
\n
- forniture varie 3.017 2.449 568
\n
- appalti 6.982 6.165 817
\n
- altre tipologie 6.483 6.889 (406)
\n
Totale 127.570 177.377 (49.807)
\n
TOTALE 130.977 181.673 (50.696)
\n
Rispetto a quanto rilevato al 31 dicembre 2022, la variazio-
\n
ne in diminuzione degli impegni assunti per gli \u201cacquisti
\n
di energia elettrica\u201d pari a 1.456 milioni di euro \u00e8 riferibile
\n
essenzialmente all\u2019avanzamento dei contratti delle societ\u00e0
\n
rientranti nella regione America Latina, in particolare in
\n
Cile, e all\u2019andamento del prezzo dell\u2019energia elettrica.
\n
La variazione in diminuzione degli impegni per gli \u201cacqui-
\n
sti di combustibili\u201d, pari a 49.330 milioni di euro, \u00e8 riferita
\n
principalmente alla contrazione dei prezzi del gas, soprat-
\n
tutto in Italia e in Spagna, rispetto al 2022.
\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", "dimensions": { "concept": "ifrs-full:DisclosureOfCommitmentsAndContingentLiabilitiesExplanatory", "language": "it", "entity": "scheme:WOCMU6HCI0OJWNPRZS33", "period": "2023-01-01T00:00:00/2024-01-01T00:00:00" } }, "Tag1057": { "value": "\n
56. Impegni contrattuali e garanzie
\n
Gli impegni contrattuali assunti dal Gruppo Enel e le ga-
\n
ranzie prestate a terzi sono di seguito riepilogati:
\n
Milioni di euro
\n
al 31.12.2023 al 31.12.2022 2023-2022
\n
Garanzie prestate:
\n
- fideiussioni e garanzie rilasciate a favore di terzi 3.407 4.296 (889)
\n
Impegni assunti verso fornitori per:
\n
- acquisti di energia elettrica 63.422 64.878 (1.456)
\n
- acquisti di combustibili 47.666 96.996 (49.330)
\n
- forniture varie 3.017 2.449 568
\n
- appalti 6.982 6.165 817
\n
- altre tipologie 6.483 6.889 (406)
\n
Totale 127.570 177.377 (49.807)
\n
TOTALE 130.977 181.673 (50.696)
\n
Rispetto a quanto rilevato al 31 dicembre 2022, la variazio-
\n
ne in diminuzione degli impegni assunti per gli \u201cacquisti
\n
di energia elettrica\u201d pari a 1.456 milioni di euro \u00e8 riferibile
\n
essenzialmente all\u2019avanzamento dei contratti delle societ\u00e0
\n
rientranti nella regione America Latina, in particolare in
\n
Cile, e all\u2019andamento del prezzo dell\u2019energia elettrica.
\n
La variazione in diminuzione degli impegni per gli \u201cacqui-
\n
sti di combustibili\u201d, pari a 49.330 milioni di euro, \u00e8 riferita
\n
principalmente alla contrazione dei prezzi del gas, soprat-
\n
tutto in Italia e in Spagna, rispetto al 2022.
\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 2023 non rilevate in bilancio per
\n
assenza dei necessari presupposti previsti dal principio di
\n
riferimento IAS 37.
\n
Grandi concessioni idroelettriche - Italia
\n
La disciplina nazionale delle concessioni idroelettriche di
\n
grande derivazione \u00e8 stata da ultimo modificata dal co-
\n
siddetto \u201cD.L. Semplificazioni\u201d (decreto legge n. 135 del
\n
2018 convertito in legge 11 febbraio 2019, n. 12), che ha
\n
introdotto una serie di novit\u00e0 in tema di affidamento di tali
\n
concessioni alla loro scadenza e in tema di valorizzazione
\n
dei beni e delle opere a esse collegate e da trasferire al
\n
nuovo concessionario. Tale normativa ha anche introdotto
\n
alcune modifiche in materia di canoni concessori, preve-
\n
dendo una quota fissa e una quota variabile del canone,
\n
nonch\u00e9 l\u2019obbligo di fornire energia gratuita a favore di enti
\n
pubblici (220 kWh di energia per ogni kW di potenza no-
\n
minale media di concessione). In attuazione di tale legge
\n
statale e sulla base di una specifica delega, a oggi alcune
\n
Regioni (Lombardia, Piemonte, Emilia-Romagna, Friuli-Ve-
\n
nezia Giulia, Provincia di Trento, Veneto, Calabria, Basili-
\n
cata, Abruzzo e Umbria) hanno emanato leggi regionali di
\n
attuazione di detta normativa statale, e hanno richiesto il
\n
pagamento sia del canone binomio sia della monetizza-
\n
zione dell\u2019energia gratuita.
\n
Enel Produzione SpA ed Enel Green Power SpA hanno
\n
impugnato avanti al Tribunale Superiore delle Acque Pub-
\n
bliche (TSAP) gli atti attuativi delle leggi regionali e tut-
\n
ti i successivi avvisi di pagamento del canone binomio e
\n
della monetizzazione della fornitura di energia gratuita,
\n
chiedendone l\u2019annullamento e sollevando la questione di
\n
illegittimit\u00e0 costituzionale sia della legge statale sia delle
\n
leggi regionali.
\n
Le societ\u00e0 lamentano che gli atti attuativi regionali \u2013 cos\u00ec
\n
come la disciplina regionale di cui costituiscono attuazio-
\n
ne \u2013 presentano forti profili di illegittimit\u00e0 costituzionale,
\n
in primis per violazione della normativa statale e di diver-
\n
si princ\u00edpi di rango primario tutelati sia dalla Costituzione
\n
italiana sia dall\u2019ordinamento euro-unitario in materia di le-
\n
gittimo affidamento, tutela della propriet\u00e0, ragionevolezza,
\n
iniziativa privata, concessioni, laddove:
\n
\u2022
\n
prevedono l\u2019applicazione retroattiva anche alle conces-
\n
sioni di grande derivazione in corso di validit\u00e0 della di-
\n
sciplina del canone binomio e dell\u2019obbligo di fornitura
\n
gratuita di energia o del suo controvalore economico;
\n
\u2022
\n
dispongono la monetizzazione dell\u2019obbligo di fornitura
\n
gratuita di energia, non prevista dalla norma statale.
\n

\n\n\n\n
Inoltre, l\u2019introduzione da parte delle Regioni di detti nuo-
\n
vi obblighi di corrispondere il nuovo canone binomio (ar-
\n
ticolato in una componente fissa e in una componente
\n
variabile) e di fornire gratuitamente un certo quantitativo
\n
annuale di energia, in termini di corresponsione del rela-
\n
tivo controvalore monetario, a carico anche dei titolari di
\n
concessioni in corso di validit\u00e0 e non ancora scadute, de-
\n
termina un imprevisto e irragionevole squilibrio economi-
\n
co dei rapporti concessori. Tale circostanza si pone in evi-
\n
dente contrasto con i princ\u00edpi di ragionevolezza, propor-
\n
zionalit\u00e0 e legittimo affidamento degli oneri concessori, il
\n
cui rispetto \u00e8 richiesto dalla giurisprudenza costituzionale
\n
qualora siano introdotte, nell\u2019ambito di rapporti di durata,
\n
modifiche peggiorative.
\n
Infine, sia la normativa statale sia quella regionale di at-
\n
tuazione violano princ\u00edpi comunitari e princ\u00edpi costituzio-
\n
nali quali per esempio il diritto di propriet\u00e0, il principio di
\n
certezza del diritto, la libert\u00e0 di impresa. In particolare, le
\n
norme non prevedono espressamente il trasferimento del
\n
ramo d\u2019azienda dal concessionario uscente a quello su-
\n
bentrante, e prevedono criteri inadeguati per la valorizza-
\n
zione delle opere da trasferire che rischiano di concretiz-
\n
zarsi in un meccanismo sostanzialmente espropriativo, in
\n
violazione di princ\u00edpi costituzionali.
\n
I giudizi pendenti avverso le Regioni Lombardia e Piemon-
\n
te sono rinviati alle udienze collegiali del 24 aprile 2024 e
\n
del 12 giugno 2024, mentre i rimanenti giudizi sono ancora
\n
pendenti in fase istruttoria.
\n
Procedimento Antitrust 12461 - EE - Rinnovi
\n
Contrattuali \u2013 Italia
\n
L\u2019Autorit\u00e0 Garante della Concorrenza e del Mercato
\n
(AGCM), in data 13 dicembre 2022, ha notificato a 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 n. 115/2022
\n
(c.d. \u201cDecreto Aiuti bis\u201d).
\n
In particolare, l\u2019AGCM, tra l\u2019altro, ha contestato a EE di
\n
avere inviato ai propri clienti, nel periodo da maggio a
\n
ottobre 2022, comunicazioni di modifica del prezzo che,
\n
da un lato, avrebbero un contenuto generico e omissivo
\n
nella misura in cui non precisano la data di scadenza del-
\n
le condizioni economiche oggetto di rinnovo e, dall\u2019altro,
\n
costituirebbero esercizio di ius variandi in quanto dirette
\n
a preannunciare la modifica delle condizioni economiche
\n
del rapporto di fornitura, in contrasto con quanto previsto
\n
dal citato art. 3 del Decreto Aiuti bis.
\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
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 Decreto Aiuti bis (10
\n
agosto - 30 aprile, termine poi prorogato dal decreto leg-
\n
ge n. 198/2022, c.d. \u201cDecreto Milleproroghe\u201d, fino al 30
\n
giugno 2023).
\n
In seguito all\u2019ordinanza del Consiglio di Stato del 22 di-
\n
cembre 2022 e al Decreto Milleproroghe del 29 dicembre
\n
2022, con i quali \u00e8 stata esclusa l\u2019applicabilit\u00e0 dell\u2019art. 3 del
\n
citato decreto legge per i rinnovi contrattuali (delle offerte
\n
in scadenza) effettuati nel rispetto dei termini di preavviso
\n
contrattualmente previsti e fermo restando il diritto di re-
\n
cesso della controparte, che sono stati cos\u00ec distinti dallo
\n
ius variandi, l\u2019AGCM, con nuovo provvedimento cautelare
\n
del 29 dicembre 2022, ha confermato parzialmente l\u2019ori-
\n
ginario provvedimento cautelare, confermando l\u2019inibitoria
\n
delle variazioni o rinnovi delle condizioni economiche dei
\n
contratti in scadenza per i quali non era specificamente in-
\n
dividuata o comunque predeterminabile la data di scaden-
\n
za nella comunicazione inviata al cliente. EE ha presentato
\n
ricorso per motivi aggiunti contro questo provvedimento.
\n
Con sentenza pubblicata il 19 maggio 2023, il TAR Lazio
\n
ha accolto i ricorsi di EE e annullato i provvedimenti cau-
\n
telari emessi dall\u2019AGCM il 12 dicembre 2022 e il 29 dicem-
\n
bre 2022, non condividendo l\u2019iter logico posto dall\u2019AGCM
\n
a fondamento dei provvedimenti che sono stati ritenuti
\n
carenti di fumus boni iuris. In particolare, secondo il TAR,
\n
il legislatore ha inteso sospendere unicamente le modifi-
\n
che della parte normativa del negozio e non anche l\u2019ag-
\n
giornamento dei prezzi scaduti o in scadenza in quanto
\n
si verrebbero a congelare a tempo indeterminato le pre-
\n
cedenti condizioni economiche. Sia l\u2019AGCM sia EE hanno
\n
impugnato la sentenza del TAR Lazio innanzi al Consiglio
\n
di Stato e il procedimento \u00e8 pendente.
\n
Nel frattempo, in data 15 novembre 2023 l\u2019AGCM, per il
\n
procedimento per pratiche commerciali scorrette, ha no-
\n
tificato un provvedimento con cui ha accertato la violazio-
\n
ne degli artt. 24 e 25 del Codice del Consumo, irrogando
\n
a EE una sanzione pari a 10 milioni di euro, il cui importo \u00e8
\n
stato pagato da EE il 15 dicembre 2023. In data 15 gennaio
\n
2024, EE ha presentato ricorso al TAR Lazio per l\u2019annulla-
\n
mento del suddetto provvedimento sanzionatorio.
\n
Il TAR Lazio, con ordinanza emessa a seguito dell\u2019udienza
\n
tenutasi il 20 marzo 2024, ha accolto l\u2019istanza presenta-
\n
ta congiuntamente dalle parti di trattare i motivi di ricorso
\n
nell\u2019udienza di merito del 17 luglio 2024.
\n
Procedimento penale avviato nei confronti
\n
di e-distribuzione in relazione a un evento
\n
infortunistico - Italia
\n
Il 1\u00b0 luglio 2021 e-distribuzione SpA ha avuto notizia di un
\n
procedimento a carico di alcuni suoi dipendenti e mana-
\n
ger, e della stessa e-distribuzione ai sensi del decreto legi-
\n
slativo n. 231/2001, avviato dalla Procura della Repubblica
\n
di Taranto, a seguito dell\u2019evento infortunistico verificatosi la
\n
notte tra il 27 e il 28 giugno 2021 ai danni di un dipendente
\n

\n\n\n\n
di una ditta appaltatrice, successivamente defunto.
\n
Nella fase di indagini \u00e8 stato disposto un accertamento
\n
tecnico irripetibile e la relazione del Consulente tecnico
\n
del Pubblico Ministero, datata 15 dicembre 2021, \u00e8 stata
\n
depositata e acquisita al fascicolo del PM.
\n
Nei confronti di alcuni indagati, nonch\u00e9 nei confronti della
\n
ditta appaltatrice presso la quale l\u2019infortunato era distac-
\n
cato, \u00e8 stato notificato provvedimento di archiviazione.
\n
Verso i restanti indagati e verso la societ\u00e0 \u00e8 stato notificato
\n
l\u2019avviso di conclusione delle indagini preliminari ex art. 415
\n
bis c.p.p. e, successivamente, in data 17 aprile 2023 \u00e8 sta-
\n
to notificato l\u2019avviso di fissazione dell\u2019udienza preliminare
\n
dinanzi al Giudice per l\u2019Udienza Preliminare del Tribunale
\n
di Taranto per la data del 23 maggio 2023. A seguito di
\n
rinvii, il prosieguo dell\u2019udienza preliminare era fissato al 20
\n
febbraio 2024, data in cui si \u00e8 tenuta la discussione delle
\n
parti, ivi inclusa quella in merito alla richiesta di patteggia-
\n
mento formulata da uno degli indagati. Il Giudice ha, quin-
\n
di, disposto un rinvio all\u2019udienza del 21 maggio 2024 per
\n
decisione sul rinvio a giudizio.
\n
Di concerto con la compagnia di assicurazione, si \u00e8 defini-
\n
to l\u2019iter per addivenire a una transazione con gli eredi del
\n
defunto, a tacitazione delle pretese risarcitorie formulate
\n
dalle persone offese, pur senza riconoscimento alcuno in
\n
ordine ai profili di responsabilit\u00e0.
\n
Arbitrato Enel Produzione SpA - Italia
\n
Nell\u2019ultimo trimestre 2023 un fornitore di carbone ha av-
\n
viato un arbitrato nei confronti di Enel Produzione per ri-
\n
chiedere l\u2019adempimento, da parte di quest\u2019ultima, di alcuni
\n
contratti di fornitura di carbone stipulati tra le parti nel cor-
\n
so del 2021, contratti il cui adempimento era stato sospe-
\n
so da Enel Produzione nel marzo 2022 in virt\u00f9 del regime
\n
sanzionatorio imposto dai Regolamenti UE n. 269/2014 e
\n
n. 833/2014. La domanda \u00e8 stata presentata per circa 11
\n
milioni di dollari statunitensi per forniture gi\u00e0 eseguite e
\n
circa 62 milioni di dollari statunitensi per forniture attese,
\n
pi\u00f9 interessi. Il procedimento arbitrale \u00e8 pendente; la con-
\n
clusione \u00e8 attualmente stimata per il 2025.
\n
Contenzioso Green Network - Italia
\n
Con atto di citazione dell\u20198 maggio 2019, Green Network
\n
SpA (GN) ha convenuto in giudizio Enel Energia SpA (EE)
\n
dinanzi al Tribunale di Roma per far accertare presunte
\n
condotte anticoncorrenziali (tra le quali anche pratiche
\n
illecite di win-back) che EE avrebbe realizzato nel tentati-
\n
vo di recuperare la clientela che sarebbe passata al trader
\n
concorrente e, per l\u2019effetto, condannare EE al risarcimento
\n
del danno quantificato in 116.049.056 euro, oltre interessi
\n
e rivalutazione monetaria, in aggiunta alla pubblicazione
\n
della sentenza. EE si \u00e8 costituita ritualmente in giudizio
\n
contestando la fondatezza della pretesa avversaria in fat-
\n
to e diritto e chiedendo il rigetto integrale delle domande,
\n
nonch\u00e9 la condanna di parte attrice al risarcimento dei
\n
danni per lite temeraria. Dopo lo svolgimento della fase
\n
istruttoria, nel corso della quale \u00e8 stata espletata una Con-
\n
sulenza Tecnica d\u2019Ufficio fonica, il Giudice ha rigettato le
\n
ulteriori richieste istruttorie di parte attrice e ha rinviato la
\n
causa per la precisazione delle conclusioni all\u2019udienza car-
\n
tolare del 27 giugno 2024.
\n
Procedimento sanzionatorio Enel Energia -
\n
Italia
\n
Il 29 febbraio 2024 \u00e8 stato notificato dall\u2019autorit\u00e0 Garante
\n
per Protezione dei Dati Personali (GPDP), un provvedimen-
\n
to sanzionatorio che commina alla societ\u00e0 Enel Energia
\n
SpA una sanzione pecuniaria di 79.107.101 euro, oltre ad
\n
alcune misure prescrittive.
\n
Il provvedimento trae origine da un procedimento avviato
\n
dal GPDP nel luglio 2023, nel corso del quale \u00e8 stata con-
\n
testata alla societ\u00e0 la mancata adozione di un adeguato
\n
sistema di monitoraggio e controllo sull\u2019operato delle pro-
\n
prie agenzie, le quali, in un arco temporale che va dal 2015
\n
al 2022, si sarebbero avvalse anche di operatori non uffi-
\n
cialmente incaricati, al solo fine di massimizzare i propri
\n
profitti, anche a danno della societ\u00e0 stessa.
\n
Nel frattempo, la societ\u00e0, a propria tutela, aveva gi\u00e0 adot-
\n
tato nei confronti delle proprie agenzie, coinvolte nei fatti
\n
oggetto del provvedimento sanzionatorio, tutte le misure
\n
contrattualmente previste e aveva altres\u00ec denunciato in
\n
sede penale gli operatori che hanno agito abusivamente.
\n
La societ\u00e0, considerando infondate le contestazioni mos-
\n
se dal GPDP, intende impugnare il provvedimento innanzi
\n
al Tribunale Civile di Roma, avanzando istanza di sospen-
\n
siva, sia rispetto al pagamento della sanzione, sia rispetto
\n
alle misure prescrittive previste.
\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 (oggi Enel-
\n
power Srl) ha ottenuto nel 2002 un lodo favorevole, con-
\n
fermato nel 2010 dalla Corte di Cassazione, con cui \u00e8 stata
\n
integralmente rigettata la domanda risarcitoria avversaria
\n
in relazione al presunto inadempimento di Enelpower di un
\n
accordo per la valutazione della costruzione di una centra-
\n
le idroelettrica in Albania. Successivamente BEG, attraver-
\n
so la propria controllata Albania BEG Ambient Shpk (ABA),
\n
societ\u00e0 di diritto albanese, ha avviato in Albania un giudizio
\n
contro Enelpower ed Enel SpA (Enel), in relazione alla me-
\n
desima questione, ottenendo dal Tribunale Distrettuale di
\n
Tirana, in data 24 marzo 2009, una decisione, confermata
\n
dalla Cassazione albanese, che ha condannato Enelpower
\n
ed Enel al risarcimento di un danno extracontrattuale di
\n
circa 25 milioni di euro per il 2004 e di un ulteriore danno,
\n
non quantificato, per gli anni successivi. ABA, a seguito di
\n
tale decisione, ha chiesto il pagamento di oltre 430 milioni
\n
di euro.
\n
Nel novembre 2016, Enel ed Enelpower hanno promos-
\n
so un giudizio dinanzi alla Corte di Cassazione albanese,
\n
\n\n
chiedendo la revocazione della sentenza emessa dal Tri-
\n
bunale Distrettuale di Tirana in data 24 marzo 2009. Il pro-
\n
cedimento \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
\n
ed Enelpower dinanzi al Tribunale di Roma, teso a ottenere
\n
l\u2019accertamento della responsabilit\u00e0 di BEG per avere ag-
\n
girato il lodo arbitrale reso in Italia a favore di Enelpower
\n
mediante le predette iniziative assunte dalla controllata
\n
ABA. Con la suddetta sentenza la Corte d\u2019Appello di Roma
\n
ha confermato la sentenza di primo grado resa dal Tribu-
\n
nale di Roma in data 16 giugno 2015 che aveva rigettato la
\n
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
\n
deciso sul ricorso promosso da BEG contro lo Stato italia-
\n
no per violazione dell\u2019art. 6.1 della Convenzione Europea
\n
dei Diritti dell\u2019Uomo. Con tale decisione la Corte ha respin-
\n
to la richiesta di BEG di riaprire il procedimento arbitrale
\n
di cui sopra e ha, altres\u00ec, rigettato la domanda risarcitoria
\n
di BEG per danni patrimoniali per circa 1,2 miliardi di euro,
\n
per insussistenza del nesso di causalit\u00e0 con la condotta
\n
contestata, riconoscendo un risarcimento di 15.000 euro
\n
per danni 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 dinan-
\n
zi al Tribunale di Roma nel termine di legge del 14 ottobre
\n
2022 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,
\n
a esclusione dello Stato italiano, che BEG ha dichiarato di
\n
non voler convenire in tale giudizio. Enel ed Enelpower si
\n
sono ritualmente costituite in giudizio al fine di contestare
\n
la domanda, che si ritiene del tutto pretestuosa e infon-
\n
data, al pari della precedente analoga iniziativa. All\u2019esito
\n
dell\u2019udienza di ammissione dei mezzi di prova, con ordi-
\n
nanza del 26 ottobre 2023 il Giudice ha respinto le richie-
\n
ste istruttorie della parte attrice e ha rinviato il giudizio per
\n
la precisazione delle conclusioni al 17 ottobre 2024.
\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
Italia
\n
Con ricorso notificato in data 11 settembre 2023, la so-
\n
ciet\u00e0 Albania BEG Ambient SHPK (ABA) ha promosso di-
\n
nanzi la Corte d\u2019Appello di Roma, nei confronti di Enel SpA
\n
ed Enelpower Srl, il procedimento volto a ottenere, ai sen-
\n
si dell\u2019art. 67 della legge n. 218/1995, il riconoscimento e
\n
l\u2019esecuzione della sentenza del Tribunale di Tirana del 24
\n
marzo 2009. Le due societ\u00e0 del Gruppo si sono costitu-
\n
ite in giudizio contestando integralmente la domanda di
\n
exequatur. All\u2019esito dell\u2019udienza di prima comparizione la
\n
Corte d\u2019Appello ha rinviato al 18 settembre 2025 per la di-
\n
scussione orale della causa.
\n
Francia
\n
Nel 2012, ABA ha convenuto Enel ed Enelpower davanti al
\n
Tribunal de Grande Instance di Parigi (TGI) per ottenere il
\n
riconoscimento della sentenza albanese in Francia.
\n
Il 29 gennaio 2018, il TGI ha rigettato la domanda di ABA.
\n
In particolare, il TGI ha statuito che: (i) la sentenza albanese
\n
contrasta con un giudicato preesistente (il lodo arbitra-
\n
le del 2002) e (ii) la circostanza che BEG abbia cercato di
\n
ottenere in Albania ci\u00f2 che non \u00e8 riuscita a ottenere nel
\n
giudizio arbitrale italiano, riproponendo la medesima do-
\n
manda tramite la sua controllata ABA, costituisce una fro-
\n
de alla legge.
\n
Successivamente, con sentenza del 4 maggio 2021, la
\n
Corte d\u2019Appello di Parigi ha rigettato integralmente l\u2019ap-
\n
pello proposto da ABA, confermando la sentenza di primo
\n
grado e, in particolare, l\u2019inconciliabilit\u00e0 della sentenza alba-
\n
nese con il lodo arbitrale del 2002, e ha condannato ABA
\n
a rifondere a Enel ed Enelpower 200.000 euro ciascuna a
\n
titolo di spese legali.
\n
Con sentenza del 17 maggio 2023 la Corte di Cassazione
\n
francese ha respinto l\u2019ulteriore impugnazione di ABA riget-
\n
tando cos\u00ec in via definitiva la domanda di exequatur di ABA.
\n
In conseguenza della sentenza favorevole della Cor-
\n
te d\u2019Appello, Enel ha avviato un separato giudizio volto a
\n
ottenere la liberazione dei sequestri conservativi presso
\n
terzi (Saisie Conservatoire de Cr\u00e9ances) in favore di ABA
\n
di eventuali crediti vantati da Enel nei confronti di Enel
\n
France precedentemente notificati. Con ordinanza del 16
\n
giugno 2022, il Tribunale dell\u2019Esecuzione di Parigi ha or-
\n
dinato il rilascio di tali sequestri, ordinando altres\u00ec ad ABA
\n
il pagamento in favore di Enel di una somma complessiva
\n
pari a circa 146.000 euro a titolo di risarcimento danni e
\n
spese legali. ABA ha impugnato la predetta ordinanza di
\n

\n\n\n\n
rilascio, e l\u2019impugnazione \u00e8 stata accolta con sentenza del
\n
17 maggio 2023 della Corte d\u2019Appello di Parigi. In data 16
\n
giugno 2023 Enel ha depositato avviso di impugnazione e
\n
in data 15 dicembre 2023 ha formalmente impugnato tale
\n
provvedimento dinanzi alla Corte di Cassazione francese.
\n
Olanda
\n
Nel 2014, ABA ha promosso dinanzi al Tribunale di Amster-
\n
dam un procedimento per ottenere il riconoscimento e
\n
l\u2019esecuzione della decisione albanese in Olanda.
\n
In seguito a una sentenza di primo grado del 29 giugno
\n
2016 favorevole ad ABA, con decisione del 17 luglio 2018
\n
la Corte d\u2019Appello di Amsterdam ha accolto l\u2019appello pro-
\n
posto da Enel ed Enelpower e negato il riconoscimento e
\n
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 d\u2019Appello \u00e8 proseguito
\n
relativamente alla domanda subordinata avanzata da ABA
\n
per ottenere dalla corte olandese una decisione sul meri-
\n
to della controversia oggetto del contenzioso in Albania, e
\n
in particolare sull\u2019asserita responsabilit\u00e0 extracontrattuale
\n
di Enel ed Enelpower in merito alla mancata costruzione
\n
della centrale in Albania. Con sentenza definitiva del 3 di-
\n
cembre 2019, la Corte d\u2019Appello di Amsterdam ha rigettato
\n
ogni pretesa avanzata da ABA, confermando il diniego del
\n
riconoscimento e dell\u2019esecuzione della sentenza albanese
\n
in Olanda e riconoscendo l\u2019insussistenza di qualsiasi re-
\n
sponsabilit\u00e0 extracontrattuale in capo a Enel ed Enelpower
\n
all\u2019esito di una rinnovata analisi del merito della causa ai
\n
sensi del diritto albanese. ABA \u00e8 stata altres\u00ec condannata a
\n
rimborsare alle societ\u00e0 i danni sofferti per aver sub\u00edto se-
\n
questri conservativi illegittimi, da quantificarsi nell\u2019ambito
\n
di un apposito procedimento, e le spese del procedimento
\n
di primo e secondo grado.
\n
Con sentenza del 16 luglio 2021, la Corte Suprema olan-
\n
dese ha definitivamente rigettato le domande di ABA, con-
\n
dannandola altres\u00ec a rifondere le spese del giudizio.
\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 e, parallelamente, ABA ha avviato un procedimento
\n
volto a riconoscere in Lussemburgo la sentenza del Tribu-
\n
nale di Tirana.
\n
Il procedimento, a causa di alcuni rallentamenti di carat-
\n
tere procedurale, si trova ancora in primo grado e nessun
\n
provvedimento giudiziario \u00e8 stato ancora assunto. In par-
\n
ticolare, a seguito di varie rinunce al mandato da parte dei
\n
difensori di ABA, a settembre 2023 il Tribunale ha sospeso
\n
il procedimento.
\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 - Endesa Generaci\u00f3n SA -
\n
Spagna
\n
A seguito della decisione (Decisione) della Commissione
\n
Europea del 27 novembre 2017 in materia di incentivi am-
\n
bientali per le centrali termoelettriche, il 2 marzo 2018 la
\n
Direzione Generale della Concorrenza della Commissione
\n
(DGCOMP) aveva avviato un procedimento investigativo ai
\n
sensi dell\u2019art. 108 comma 2 del Trattato sul Funzionamento
\n
dell\u2019Unione Europea (TFUE) al fine di stabilire se l\u2019incentivo
\n
all\u2019investimento ambientale per le centrali a carbone pre-
\n
visto nell\u2019Ordinanza ITC/3860/2007 costituisse un aiuto di
\n
Stato compatibile con il mercato interno. Il 13 aprile 2018,
\n
Endesa Generaci\u00f3n, nella qualit\u00e0 di terzo interessato, ha
\n
presentato osservazioni contrarie a questa interpretazio-
\n
ne. Successivamente, il ricorso presentato da Gas Natu-
\n
ral (oggi Naturgy) dinanzi al Tribunale dell\u2019Unione Europea
\n
contro la Decisione \u00e8 stato rigettato l\u20198 settembre 2021.
\n
Tale decisione \u00e8 stata impugnata da Naturgy e da EDP
\n
Espa\u00f1a dinanzi alla Corte di Giustizia dell\u2019Unione Europea
\n
(CGUE). Dopo l\u2019ordinanza di ammissibilit\u00e0 dell\u2019intervento
\n
resa dalla CGUE in data 1\u00b0 giugno 2022, Endesa Genera-
\n
ci\u00f3n \u00e8 intervenuta in entrambi i giudizi. Successivamen-
\n
te, in seguito al deposito delle conclusioni dell\u2019Avvocato
\n
Generale, con sentenza del 14 dicembre 2023 la CGUE ha
\n
annullato tanto la Decisione che la sentenza impugnata del
\n
Tribunale dell\u2019Unione Europea.
\n
Bonus Sociale - Spagna
\n
In relazione ai vari regimi di finanziamento del Bonus
\n
Sociale adottati dal Governo spagnolo, con sentenza n.
\n
212/2022 del 21 febbraio 2022 il Tribunal Supremo ha de-
\n
ciso sui ricorsi presentati da Endesa SA, Endesa Energ\u00eda
\n
SAU ed Energ\u00eda XXI Comercializadora de Referencia SLU
\n
(Endesa) e da altre societ\u00e0 del settore energetico, contro il
\n
terzo regime di finanziamento del Bonus Sociale e di cofi-
\n
nanziamento con le Pubbliche Amministrazioni della forni-
\n
tura ai consumatori vulnerabili, previsto dall\u2019art. 45 comma
\n
4 della Legge 24/2013, del Settore Elettrico, 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 predetto
\n
regime; (ii) inapplicabili e nulli gli articoli da 12 a 17 del Regio
\n
Decreto 897/2017; e (iii) il diritto delle ricorrenti di essere
\n

\n\n\n\n
indennizzate delle somme corrisposte a titolo di finanzia-
\n
mento del Bonus Sociale e di cofinanziamento con le Pub-
\n
bliche Amministrazioni, e risarcite di tutti i costi sostenuti
\n
per adempiere alle obbligazioni previste da tale regime,
\n
deducendo gli importi eventualmente trasferiti sui clienti,
\n
ove applicabile.
\n
In assenza di adempimento spontaneo da parte dell\u2019Am-
\n
ministrazione, le societ\u00e0 hanno presentato istanza di ese-
\n
cuzione forzata della sentenza richiedendo il pagamento
\n
immediato della parte non contestata pari a circa 152 mi-
\n
lioni di euro, relativa ai costi di finanziamento del segmen-
\n
to regolamentato del mercato, nonch\u00e9 il pagamento degli
\n
ulteriori importi quantificati nelle perizie tecniche predi-
\n
sposte dalle societ\u00e0. Con ordinanza del 26 maggio 2023
\n
il Tribunal Supremo ha ordinato (i) all\u2019Amministrazione di
\n
pagare in favore di Endesa la somma di 152.272.229,83
\n
euro, oltre interessi legali, e (ii) al Ministero per la Transi-
\n
zione Ecologica e la Sfida Demografica (MITECO) di quan-
\n
tificare, nel pi\u00f9 breve tempo possibile, gli importi ulteriori
\n
da versare a Endesa, a titolo di (a) costi di finanziamento
\n
del Bonus Sociale relativi al segmento del mercato libero,
\n
dedotto quanto eventualmente trasferito sui clienti, e (b)
\n
investimenti effettuati per l\u2019attuazione del Bonus Sociale,
\n
e di pagare a Endesa tali importi entro due mesi, oltre agli
\n
interessi legali. Il 28 luglio 2023, la Segreteria di Stato per
\n
l\u2019Energia (MITECO) ha notificato una risoluzione che rico-
\n
nosce a Endesa (i) un indennizzo di 171,6 milioni di euro
\n
(inclusi interessi legali) per i costi di finanziamento asso-
\n
ciati ai clienti del segmento regolato del mercato e (ii) un
\n
ulteriore indennizzo di 6,6 milioni di euro (inclusi interessi
\n
legali) per i costi sostenuti per l\u2019attuazione del Bonus So-
\n
ciale. La suddetta risoluzione, tuttavia, non ha riconosciuto
\n
alcun indennizzo per i costi di finanziamento del Bonus
\n
Sociale relativi al segmento del mercato libero. Pertanto,
\n
il 18 settembre 2023 Endesa ha depositato presso il Tri-
\n
bunal Supremo alcune osservazioni supportate da perizie
\n
tecniche, al fine di dimostrare che Endesa ha diritto anche
\n
all\u2019indennizzo relativo al segmento del mercato libero.
\n
\u201cRelazioni Industriali\u201d Endesa I e II - Spagna
\n
Dopo essere stato firmato dalle Parti Sociali ed entrato in
\n
vigore il 23 gennaio 2020, il 17 giugno 2020, il \u201cV Convenio
\n
Colectivo Marco de Endesa\u201d \u00e8 stato pubblicato nella Gaz-
\n
zetta Ufficiale spagnola (\u201cBolet\u00edn Oficial del Estado\u201d) acqui-
\n
sendo piena efficacia.
\n
Il 30 dicembre 2020, la Audiencia Nacional ha notificato
\n
a Endesa una nuova domanda di \u201ccontenzioso collettivo\u201d
\n
avviata da tre sindacati con rappresentanza minoritaria,
\n
avente a oggetto l\u2019annullamento di alcune \u201cdisposizioni
\n
derogatorie\u201d del \u201cV Convenio Colectivo Marco de Endesa\u201d.
\n
A opinione degli attori, le disposizioni derogatorie impu-
\n
gnate implicherebbero l\u2019abolizione illegittima di benef\u00edci
\n
sociali e diritti economici dei lavoratori. Endesa ritiene, al
\n
contrario, la piena legittimit\u00e0 di queste disposizioni, in linea
\n
con le argomentazioni sostenute nell\u2019ambito del giudizio
\n
relativo alle deroghe dei benef\u00edci sociali per il personale in
\n
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 e da Endesa di-
\n
nanzi al Tribunal Supremo e il giudizio \u00e8 ancora in corso di
\n
svolgimento.
\n
Si ricorda che con riferimento al precedente accordo col-
\n
lettivo, \u201cIV Convenio Colectivo\u201d, il 7 luglio 2021, il Tribunal
\n
Supremo aveva definitivamente respinto i ricorsi proposti
\n
dai sindacati contro la risoluzione di tale contratto collet-
\n
tivo da parte di Endesa, affermando che le prestazioni so-
\n
ciali (e tra queste, quelle relative alla tariffa elettrica) hanno
\n
origine esclusivamente nei Contratti Collettivi, sia per il
\n
personale attualmente in forza sia per quello in pensione,
\n
nonch\u00e9 per i loro familiari, con la conseguenza che la ri-
\n
soluzione del relativo contratto collettivo comporta la ge-
\n
nerale regolamentazione contrattuale delle condizioni ivi
\n
stabilite per i lavoratori in forza e, nel caso di personale in
\n
pensione e dei loro familiari, la definitiva estinzione di tutti
\n
i loro diritti, fino a nuova regolamentazione collettiva (avve-
\n
nuta poi con il \u201cV Convenio Colectivo Marco de Endesa\u201d).
\n
Tale decisione ha valore di cosa giudicata anche sui singoli
\n
giudizi individuali instaurati sul medesimo oggetto.
\n
Arbitrato GNL Endesa Generaci\u00f3n SA I -
\n
Spagna
\n
Nel corso di un arbitrato per la revisione del prezzo di un
\n
contratto di fornitura a lungo termine di gas naturale li-
\n
quefatto (GNL) avviato da Endesa Generaci\u00f3n SA, il con-
\n
venuto, una societ\u00e0 produttrice di GNL, ha presentato do-
\n
manda riconvenzionale chiedendo il pagamento di circa
\n
1,283 miliardi di dollari statunitensi aggiornato al 30 set-
\n
tembre del 2023. Il procedimento si \u00e8 concluso con lodo
\n
del 15 novembre 2023, il quale ha accolto parzialmente
\n
la domanda riconvenzionale avversaria. Entrambe le parti
\n
hanno depositato istanza di chiarimento e di integrazione
\n
del lodo e si attende la decisione. Nel frattempo, la societ\u00e0
\n
convenuta ha emesso una fattura per l\u2019importo di 587 mi-
\n
lioni di dollari statunitensi.
\n
Arbitrato GNL Endesa Generaci\u00f3n SA II -
\n
Spagna
\n
Nel mese di marzo 2023 una societ\u00e0 produttrice di gas na-
\n
turale liquefatto (GNL) ha avviato un arbitrato nel contesto
\n
di un processo per la revisione del prezzo di un contratto
\n
di fornitura a lungo termine di GNL nei confronti di Endesa
\n
Generaci\u00f3n richiedendo il pagamento di un importo pari
\n
a circa 585 milioni di dollari statunitensi aggiornato al 31
\n
dicembre 2023. L\u2019importo della domanda potrebbe esse-
\n

\n\n\n\n
re oggetto di ulteriore revisione in funzione dell\u2019evoluzio-
\n
ne del mercato nei prossimi mesi e fino alla conclusione
\n
dell\u2019arbitrato, stimata per il secondo semestre 2024. La
\n
societ\u00e0 ritiene che tale domanda non sia del tutto fondata.
\n
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\u2019ener-
\n
gia a Tractebel. Nell\u2019ottobre 2009, Tractebel ha pertanto
\n
presentato una domanda giudiziale contro Enel CIEN per
\n
asserito inadempimento contrattuale. Enel CIEN ha conte-
\n
stato la pretesa invocando il caso di forza maggiore deri-
\n
vato dalla crisi argentina come argomento principale della
\n
sua difesa. Tractebel aveva altres\u00ec manifestato stragiudi-
\n
zialmente l\u2019intenzione di acquisire il 30% della linea di in-
\n
terconnessione interessata. Con sentenza del 16 febbraio
\n
2023 il Tribunale di primo grado ha rigettato nel merito le
\n
pretese avanzate da Tractebel nei confronti di Enel CIEN. In
\n
data 20 marzo 2023 Tractebel ha impugnato tale decisio-
\n
ne e con sentenza del 29 febbraio 2024 la Corte d\u2019Appello
\n
ha confermato la decisione di primo grado favorevole a
\n
Enel CIEN. Il valore stimato del contenzioso \u00e8 di circa 715
\n
milioni di real brasiliani (circa 133 milioni di euro), oltre dan-
\n
ni 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
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 pe-
\n
rizia che ha portato al rigetto di parte delle domande di
\n
Cibran, la quale ha successivamente impugnato tale nuova
\n
perizia, ma senza successo.
\n
La prima domanda, relativa agli anni dal 1995 al 1999, \u00e8
\n
stata rigettata integralmente con decisione \u00e8 passata in
\n
giudicato il 24 agosto 2020.
\n
In relazione alla seconda domanda, presentata nel 2006
\n
con riferimento agli anni dal 1987 al 1994, il 1\u00b0 giugno 2015
\n
\u00e8 stata emessa una sentenza che ha condannato Enel Di-
\n
stribui\u00e7\u00e3o Rio de Janeiro al pagamento di danni materia-
\n
li quantificati in circa 96 milioni di real brasiliani (circa 23
\n
milioni di euro), oltre interessi, e a un risarcimento pari a
\n
80.000 real brasiliani (circa 19.000 euro) per danni morali.
\n
In data 6 novembre 2019 il Tribunal de Justi\u00e7a di Rio de
\n
Janeiro ha accolto l\u2019appello presentato da Enel Distribu-
\n
i\u00e7\u00e3o Rio de Janeiro, rigettando tutte le pretese di Cibran.
\n
Successivamente, tutti i ricorsi presentati da Cibran tra il
\n
2019 e il 2022 sono stati integralmente rigettati e pertan-
\n
to la decisione del 6 novembre 2019 favorevole a Enel Di-
\n
stribui\u00e7\u00e3o Rio de Janeiro \u00e8 passata in giudicato in data 24
\n
marzo 2023.
\n
I restanti quattro giudizi relativi agli anni 2001-2002, so-
\n
spesi in attesa della decisione relativa alla domanda pre-
\n
sentata nel 2006 sopra descritta, sono in attesa di riassun-
\n
zione. L\u2019importo complessivo della controversia \u00e8 stimato
\n
in circa 729 milioni di real brasiliani (circa 131 milioni di
\n
euro).
\n
Coperva - Brasile
\n
Nell\u2019ambito del progetto di ampliamento della rete nelle
\n
zone rurali del Brasile, la societ\u00e0 Coelce Companhia Ener-
\n
g\u00e9tica do Cear\u00e1 SA (oggi Enel Distribui\u00e7\u00e3o Cear\u00e1), allora
\n
posseduta dallo Stato e oggi societ\u00e0 del Gruppo, aveva
\n
sottoscritto nel 1982 contratti per l\u2019utilizzo delle reti con
\n
alcune cooperative, create appositamente per realizzare il
\n
citato progetto. I contratti prevedevano il pagamento di un
\n
corrispettivo mensile da parte di Enel Distribui\u00e7\u00e3o Cear\u00e1,
\n
che avrebbe dovuto inoltre provvedere alla manutenzione
\n
delle reti.
\n
Tali contratti, sottoscritti tra cooperative costituite in cir-
\n
costanze particolari, non identificavano con esattezza le
\n
reti oggetto dei contratti e ci\u00f2 ha portato alcune di que-
\n
ste cooperative a promuovere azioni nei confronti di Enel
\n
Distribui\u00e7\u00e3o Cear\u00e1 per chiedere, tra l\u2019altro, la revisione del
\n
canone pattuito.
\n
Tra questi procedimenti si evidenziano: (a) l\u2019azione di Co-
\n
operativa de Eletrifica\u00e7\u00e3o Rural do Vale do Acarau Ltda
\n
(Coperva) con un valore di circa 475 milioni di real brasi-
\n
liani (circa 89 milioni di euro): Enel Distribui\u00e7\u00e3o Cear\u00e1 ha
\n
ottenuto decisioni favorevoli in primo e secondo grado;
\n
Coperva ha presentato un ricorso (embargo de decla-
\n
ra\u00e7\u00e3o), vertente su questioni procedurali, che \u00e8 stato ri-
\n
gettato dal giudice di secondo grado con sentenza dell\u201911
\n

\n\n\n\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 tale decisione anche nel me-
\n
rito. Questo ricorso \u00e8 stato accolto, il 5 novembre 2018,
\n
limitatamente alla decisione emessa sull\u2019embargo de de-
\n
clara\u00e7\u00e3o. Il 3 dicembre 2018, Enel Distribui\u00e7\u00e3o Cear\u00e1 ha
\n
pertanto presentato ricorso (agravo interno) avverso que-
\n
sta decisione al TSJ, e il procedimento \u00e8 attualmente pen-
\n
dente; e (b) l\u2019azione di Cooperativa de Energia, Telefonia e
\n
Desenvolvimento Rural do Sert\u00e3o Central Ltda (COERCE)
\n
con un valore di circa 285 milioni di real brasiliani (circa
\n
53 milioni di euro): in questo procedimento COERCE ha
\n
richiesto una revisione del canone pattuito per l\u2019utilizzo
\n
delle sue reti da calcolarsi sulla base del 2% del valore delle
\n
stesse. Il giudizio \u00e8 pendente in primo grado, in attesa del-
\n
lo svolgimento di perizia tecnica.
\n
ANEEL - Brasile
\n
Nel 2014, Eletropaulo (oggi Enel Distribui\u00e7\u00e3o S\u00e3o Paulo) ha
\n
avviato dinanzi alla giustizia federale brasiliana un\u2019azione
\n
di annullamento del provvedimento amministrativo dell\u2019A-
\n
g\u00eancia Nacional de Energia El\u00e9trica (ANEEL) che, nel 2012,
\n
aveva introdotto retroattivamente un coefficiente negativo
\n
da applicarsi nella determinazione delle tariffe del suc-
\n
cessivo 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. In data 9 settembre 2014 \u00e8 stata disposta in
\n
via cautelare la sospensione del provvedimento impugna-
\n
to. Il procedimento di primo grado si \u00e8 concluso e si resta
\n
in attesa della decisione. Il valore della causa \u00e8 pari a circa
\n
1,3 miliardi di real brasiliani (circa 245 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 500 milioni di real bra-
\n
siliani (circa 93 milioni di euro) per danni materiali e mora-
\n
li, che avrebbe sub\u00edto in conseguenza di alcuni eventi ed
\n
esercizio abusivo di diritti, asseritamente imputabili alle
\n
societ\u00e0 del Gruppo, verificatisi nel corso dell\u2019esecuzione
\n
dei contratti, che ne avrebbero determinato il disequilibrio
\n
finanziario. Dopo la revoca, il 10 maggio 2022, di un prov-
\n
vedimento cautelare precedentemente emesso nei con-
\n
fronti delle societ\u00e0 del Gruppo, il 2 dicembre 2021 Enel Di-
\n
stribui\u00e7\u00e3o Rio de Janeiro ed Enel Distribui\u00e7\u00e3o Cear\u00e1 hanno
\n
presentato le loro difese nel merito, e il giudizio prosegue
\n
in primo grado nella fase di istruzione probatoria.
\n
Socrel - Brasile
\n
Enel Distribui\u00e7\u00e3o S\u00e3o Paulo \u00e8 stata convenuta in giudizio
\n
da Servi\u00e7os de Electricidade e Telecomunica\u00e7\u00f5es Ltda
\n
(Socrel) con una richiesta di risarcimento dei presunti dan-
\n
ni sofferti in conseguenza di una serie di eventi culminata
\n
nell\u2019asserita illegittima risoluzione contrattuale da parte
\n
della societ\u00e0 del Gruppo di vari contratti tra le parti, che
\n
avrebbe causato la crisi di liquidit\u00e0 di Socrel. All\u2019esito di una
\n
perizia emessa nel corso del giudizio, la domanda di Socrel
\n
\u00e8 stata quantificata in 321 milioni di real (circa 61 milioni
\n
di euro). Con sentenza del 27 marzo 2023 il Tribunal de
\n
Justi\u00e7a do Estado de S\u00e3o Paulo ha integralmente rigetta-
\n
to nel merito la domanda di Socrel. Socrel ha impugnato
\n
la predetta sentenza che \u00e8 stata annullata con provvedi-
\n
mento del 7 novembre 2023 con rinvio al giudice di primo
\n
grado per l\u2019assunzione delle prove orali non ammesse nel
\n
primo giudizio.
\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 effettua-
\n
to da Enel Distribui\u00e7\u00e3o Cear\u00e1 nella percentuale media del
\n
24,85%. Sia soggetti privati sia istituzioni pubbliche hanno
\n
impugnato questa risoluzione dinanzi ai Tribunale Regio-
\n
nale 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, nel merito, l\u2019annullamento
\n
della stessa sul presupposto che l\u2019aumento della tariffa
\n
sarebbe illegittimo. In tutti i procedimenti, Enel Distribu-
\n
i\u00e7\u00e3o Cear\u00e1 ha contestato le domande delle controparti,
\n
insistendo per la legittimit\u00e0 dell\u2019adeguamento tariffario.
\n
In considerazione dell\u2019identit\u00e0 del petitum e della causa
\n
petendi, il 21 giugno 2022 il Tribunale Regionale Federale
\n
ha rigettato la domanda cautelare delle controparti e ha
\n
riunito i sei procedimenti in un unico giudizio. Il 23 set-
\n
tembre 2022, Enel Distribui\u00e7\u00e3o Cear\u00e1 ha inoltre allegato in
\n
giudizio che, in conseguenza di alcuni interventi legislativi
\n
successivi, il prezzo della tariffa si sarebbe ridotto a segui-
\n
to di una revisione tariffaria straordinaria e di una riduzione
\n
delle imposte. Si resta in attesa della decisione di merito. Il
\n
valore della controversia \u00e8 allo stato indeterminato. Si se-
\n
gnala inoltre che, in data 31 luglio 2023, \u00e8 stata rimessa al
\n
Tribunale Regionale Federale, per ragioni di connessione
\n
con le azioni in precedenza descritte, un\u2019ulteriore azio-
\n
ne promossa da una delle parti pubbliche in causa, volta
\n
a sostenere l\u2019eccessiva onerosit\u00e0 dell\u2019aumento tariffario
\n
a fronte della scarsa qualit\u00e0 del servizio fornito e asseriti
\n
inadempimenti contrattuali, oltre al risarcimento dei danni
\n
morali collettivi quantificati in circa 55 milioni di real (circa
\n
10,6 milioni di euro).
\n
CTEEP - Brasile
\n
Il 16 marzo 2021 Enel Distribui\u00e7\u00e3o S\u00e3o Paulo (gi\u00e0 Eletro-
\n
paulo Metropolitana Eletricidade de S\u00e3o Paulo SA - Ele-
\n
tropaulo) ha promosso dinanzi al Tribunal de Justi\u00e7a do
\n

\n\n\n\n
Estado de S\u00e3o Paulo un\u2019azione di recupero del credito per
\n
un ammontare di circa 1,5 miliardi di real brasiliani nei con-
\n
fronti dell\u2019operatore del sistema di trasmissione ISA CTEEP
\n
- Companhia de Transmiss\u00e3o de Energia El\u00e9trica (CTEEP),
\n
quale debitore originario di un debito sorto prima della
\n
privatizzazione di Eletropaulo, nei confronti di Centrais
\n
El\u00e9tricas Brasileiras SA (Eletrobras) e a quest\u2019ultima inizial-
\n
mente pagato da Eletropaulo nel contesto di un accordo
\n
transattivo. Con decisione del 26 settembre 2023, la corte
\n
d\u2019appello competente ha confermato la sentenza di primo
\n
grado che aveva respinto la domanda di Enel Distribui\u00e7\u00e3o
\n
S\u00e3o Paulo, quantificando altres\u00ec gli onorari di difesa dovuti
\n
per la soccombenza nella misura pari al 13% del valore at-
\n
tualizzato della domanda, per un importo corrispondente,
\n
a dicembre 2023, a circa 365 milioni di real brasiliani (cir-
\n
ca 68 milioni di euro). Con provvedimento del 12 gennaio
\n
2024 la corte d\u2019appello ha rigettato il ricorso per revisione
\n
proposto avverso tale decisione da Enel Distribui\u00e7\u00e3o S\u00e3o
\n
Paulo. La societ\u00e0 in data 23 febbraio 2024 ha impugnato
\n
dinanzi le corti superiori anche tale ultimo provvedimento.
\n
Black-out novembre 2023 San Paolo - Brasile
\n
A seguito degli eventi atmosferici del 3 novembre 2023
\n
verificatisi sull\u2019area della concessione di Enel Distribui\u00e7\u00e3o
\n
S\u00e3o Paulo (ED SP), al 31 dicembre 2023 sono state propo-
\n
ste n. 341 azioni individuali e n. 6 azioni collettive promos-
\n
se da rappresentanti di Comuni, sindacati, partiti politici,
\n
dal Pubblico Ministero e dal Difensore d\u2019Ufficio con le quali
\n
si chiede l\u2019emissione di misure cautelari, la prestazione di
\n
servizi a opera di ED SP, la fornitura di informazioni e/o
\n
documenti, il mantenimento del livello del servizio di di-
\n
stribuzione, nonch\u00e9 la condanna al pagamento dei danni
\n
morali e materiali individuali e collettivi da determinarsi al
\n
momento processuale opportuno. Al 31 dicembre 2023
\n
il valore complessivo delle azioni individuali \u00e8 di circa 6,2
\n
milioni di real brasiliani (circa 1,2 milioni di euro) mentre il
\n
valore delle azioni collettive \u00e8 indeterminato.
\n
Black-out novembre 2023 Rio de Janeiro -
\n
Brasile
\n
A seguito degli eventi atmosferici del 18 novembre 2023
\n
verificatisi sull\u2019area della concessione di Enel Distribui\u00e7\u00e3o
\n
Rio de Janeiro (ED RJ), al 31 dicembre 2023 sono state
\n
proposte n. 3.308 azioni individuali e n. 16 azioni collet-
\n
tive promosse da rappresentanti di Comuni, dal Pubblico
\n
Ministero e dal Difensore d\u2019Ufficio con le quali si chiede
\n
l\u2019emissione di misure cautelari, la prestazione di servizi di
\n
assistenza a opera di ED RJ, la fornitura di informazioni, il
\n
mantenimento di misure di assistenza, nonch\u00e9 la condan-
\n
na al pagamento dei danni morali e materiali individuali e
\n
collettivi da determinarsi al momento processuale oppor-
\n
tuno. Al 31 dicembre 2023 il valore complessivo delle azio-
\n
ni individuali \u00e8 di circa 61,3 milioni di real brasiliani (circa
\n
11,4 milioni di euro) mentre il valore delle azioni collettive
\n
\u00e8 indeterminato.
\n
GasAtacama - 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 termica di Atacama.
\n
All\u2019esito del procedimento l\u2019importo della multa irrogata \u00e8
\n
stato ridotto da circa 6 milioni a circa 432.000 dollari sta-
\n
tunitensi e il relativo importo \u00e8 stato pagato dalla societ\u00e0.
\n
In conseguenza dei fatti oggetto del predetto procedi-
\n
mento sanzionatorio, alcuni operatori del Sistema Inter-
\n
conectado del Norte Grande (SING), tra i quali Aes Gener
\n
SA, El\u00e9ctrica Angamos SA ed Engie Energ\u00eda Chile SA, nel
\n
2017 convenivano in giudizio GasAtacama Chile al fine di
\n
ottenere il risarcimento dei danni asseritamente subiti, per
\n
un importo complessivo di circa 189 milioni di euro. In data
\n
17 ottobre 2023 il Tribunale Civile di Santiago ha pronun-
\n
ciato la sentenza di primo grado con la quale ha accolto
\n
parzialmente le domande degli attori per un importo che
\n
dovr\u00e0 essere quantificato in una successiva fase del giudi-
\n
zio. In data 31 ottobre 2023 la sentenza \u00e8 stata impugnata
\n
da tutte le parti in causa, e il procedimento di appello \u00e8
\n
pendente. La societ\u00e0 e i suoi consulenti legali esterni riten-
\n
gono che la probabilit\u00e0 che la domanda avversaria venga
\n
confermata in appello sia remota.
\n
Compa\u00f1\u00eda Minera Arbiodo - Cile
\n
Nel 2016 le societ\u00e0 Compa\u00f1\u00eda Minera Arbiodo e Ingenieros
\n
Asesores Limitada hanno convenuto in giudizio il Ministe-
\n
rio de Bienes Nacionales, il Ministerio de Energ\u00eda, il Mini-
\n
sterio de Miner\u00eda (cumulativamente, il \u201cMinistero\u201d), il Ser-
\n
vicio Nacional de Geolog\u00eda y Miner\u00eda (Sernageomin), Enel
\n
Green Power Chile (EGP Chile) e Parque E\u00f3lico Taltal SA per
\n
ottenere il risarcimento dei danni asseritamente subiti in
\n
conseguenza della presunta violazione dei diritti minerari
\n
di sfruttamento del suolo sottostante il terreno sul quale
\n
insiste il parco eolico Taltal, costruito su concessione mi-
\n
nisteriale del 2012.
\n
Con sentenza del 6 dicembre 2023, il Tribunale Civile di
\n
Santiago ha ordinato a Parque E\u00f3lico Taltal ed EGP Chile, in
\n
via solidale con il Sernageomin, il pagamento di un importo
\n
di circa 346 miliardi di pesos cileni (pari a circa 367 milioni
\n
di euro) in favore delle societ\u00e0 attrici.
\n
La sentenza \u00e8 stata impugnata dalle societ\u00e0 del Gruppo
\n
in data 22 dicembre 2023 ed \u00e8 pendente il relativo proce-
\n
dimento di appello. Le societ\u00e0 e i consulenti legali esterni
\n
ritengono che la probabilit\u00e0 che la domanda avversaria
\n
venga confermata in appello sia remota.
\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
\n\n
elettrico di 400 MW nella regione di Huila (Colombia), sono
\n
pendenti alcuni giudizi (acciones de grupo e acciones
\n
populares) avviati da abitanti/pescatori della zona. In par-
\n
ticolare, 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 attivit\u00e0.
\n
Un secondo procedimento \u00e8 stato avviato da abitanti e
\n
societ\u00e0/associazioni dei cinque comuni del Huila per pre-
\n
sunti danni in relazione alla chiusura di un ponte (Paso El
\n
Colegio) tra agosto 2011 e dicembre 2012. 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) sia 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 del
\n
Huila si \u00e8 pronunciato in data 22 febbraio 2016 autoriz-
\n
zando provvisoriamente la produzione per un periodo di
\n
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 di
\n
ossigenazione implementato da Emgesa ha finora dimo-
\n
strato di consentire il raggiungimento dei livelli di ossigeno
\n
imposti dal Tribunale. Il 22 marzo 2018, l\u2019ANLA e la CAM
\n
hanno presentato congiuntamente la relazione finale sulle
\n
attivit\u00e0 di monitoraggio della qualit\u00e0 dell\u2019acqua a valle della
\n
diga della centrale El Quimbo, con la quale entrambe le
\n
autorit\u00e0 hanno confermato il rispetto dei livelli di ossigeno
\n
da parte di Emgesa. In data 12 gennaio 2021 si \u00e8 appre-
\n
sa la notizia dell\u2019emissione della sentenza di primo grado
\n
da parte del Tribunale del Huila la quale, pur riconoscendo
\n
che il sistema di ossigenazione implementato da Emgesa
\n
avesse mitigato i rischi associati alla tutela della fauna nel
\n
bacino di Betania, ha imposto una serie di obblighi in capo
\n
alle autorit\u00e0 ambientali coinvolte, nonch\u00e9 alla stessa Em-
\n
gesa. In particolare, quest\u2019ultima \u00e8 stata chiamata a imple-
\n
mentare un progetto di decontaminazione volto a garanti-
\n
re che l\u2019acqua del bacino non generi rischi per la flora e la
\n
fauna del fiume e che sar\u00e0 sottoposto a verifica dell\u2019ANLA,
\n
nonch\u00e9 ad assicurare, in maniera permanente, l\u2019operati-
\n
vit\u00e0 del sistema di ossigenazione gi\u00e0 implementato, ade-
\n
guandolo ai parametri richiesti dall\u2019ANLA. Il 4 marzo 2021,
\n
Emgesa ha impugnato questa decisione in appello dinanzi
\n
al Consiglio di Stato. Il 31 dicembre 2021 il Consiglio di Sta-
\n
to ha dichiarato l\u2019impugnazione di Emgesa ammissibile. Il
\n
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\u00e9dico
\n
de la Sabana e altri soggetti nei confronti di Codensa (oggi
\n
Enel Colombia) per ricevere la restituzione di quanto sa-
\n
rebbe stato asseritamente pagato in eccesso in tariffa. L\u2019a-
\n
zione si fonda sull\u2019asserita mancata applicazione da parte
\n
di Codensa di una agevolazione tariffaria cui avrebbero
\n
diritto gli attori in qualit\u00e0 di utenti appartenenti al livello di
\n
Tensione Uno (tensione minore di 1 kV) e proprietari delle
\n
infrastrutture, come stabilito nella delibera n. 82 del 2002,
\n
successivamente modificata dalla delibera n. 97 del 2008.
\n
La fase istruttoria si \u00e8 conclusa e si \u00e8 in attesa della sen-
\n
tenza. Il valore stimato del procedimento \u00e8 di circa 337 mi-
\n
liardi di pesos colombiani (circa 96 milioni di euro).
\n
Azione di gruppo per l\u2019inondazione dei
\n
quartieri Bosa e Kennedy di Bogot\u00e0 - Colombia
\n
Emgesa SA (oggi Enel Colombia SA) \u00e8 stata citata in giudi-
\n
zio mediante un\u2019azione di gruppo promossa dagli abitanti
\n
dei quartieri Bosa e Kennedy di Bogot\u00e0 (Colombia) al fine di
\n
ottenere il risarcimento per le inondazioni verificatesi nel
\n
2010 e 2011 a causa dello straripamento del fiume Bogot\u00e0.
\n
Il giudizio si trova in fase istruttoria. Il valore complessivo
\n
della domanda ammonta a circa 2,2 miliardi di pesos co-
\n
lombiani (circa 518 milioni di euro).
\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 SA
\n
de Cv (insieme, le \u201cSociet\u00e0 di Progetto\u201d), nella quale le So-
\n
ciet\u00e0 di Progetto lamentano la violazione (i) da parte di Kino
\n
Contractor di alcune previsioni dell\u2019EPC Contract e (ii) da
\n
parte di Kino Facilities di alcune previsioni dell\u2019Asset Mana-
\n
gement Agreement, entrambi contratti relativi ai progetti
\n
solari di propriet\u00e0 delle tre societ\u00e0 attrici. Enel \u2013 garante
\n
delle obbligazioni assunte da Kino Contractor e Kino Fa-
\n
cilities in forza dei predetti contratti \u2013 \u00e8 stata chiamata in
\n
arbitrato, ma senza che siano state avanzate, nei suoi con-
\n
fronti, specifiche domande. Le Societ\u00e0 di Progetto, nelle
\n
quali Enel Green Power SpA \u00e8 azionista minoritario, sono
\n
controllate da CDPQ Infraestructura Participaci\u00f3n SA de
\n
Cv (controllata da Caisse de D\u00e9p\u00f4t et Placement du Qu\u00e9b-
\n
\n\n
ec) e CKD Infraestructura M\u00e9xico SA de Cv.
\n
In data 4 agosto 2023 \u00e8 stato notificato il lodo finale con il
\n
quale il tribunale arbitrale ha dichiarato di non avere giu-
\n
risdizione nei confronti di Enel SpA e, in parziale accogli-
\n
mento delle domande delle Societ\u00e0 di Progetto, ha con-
\n
dannato Kino Contractor e Kino Facilities (ora Enel Servi-
\n
ces M\u00e9xico SA de Cv - Enel Services) al pagamento di pe-
\n
nali contrattuali per un importo complessivo pari a circa 77
\n
milioni di dollari statunitensi, oltre interessi al tasso del 6%
\n
annuo (Lodo). Successivamente, Kino Contractor ed Enel
\n
Services hanno depositato istanza di correzione del Lodo
\n
che \u00e8 stata parzialmente accolta e, in data 13 dicembre
\n
2023, hanno proposto impugnazione per nullit\u00e0 del Lodo
\n
dinanzi alle Corti messicane. Il procedimento \u00e8 pendente.
\n
Nel dicembre 2023, inoltre, le Societ\u00e0 di Progetto hanno
\n
iniziato un giudizio dinanzi alla Supreme Court dello Stato
\n
di New York contro Enel, nella sua qualit\u00e0 di garante delle
\n
obbligazioni di Kino Contractor, per richiedere il pagamento
\n
di quanto dovuto da quest\u2019ultima societ\u00e0 ai sensi del Lodo.
\n
La domanda \u00e8 contestata integralmente, sia in fatto sia in
\n
diritto. Il giudizio \u00e8 pendente.
\n
Allianz - Nord America
\n
Il 18 maggio 2022 High Lonesome Wind Project LLC \u00e8 stata
\n
convenuta in giudizio dinanzi alla New York Superior Court
\n
da parte di Allianz Risk Transfer Ltd, per un ammontare di
\n
circa 203 milioni di dollari statunitensi, in merito all\u2019asseri-
\n
to debito maturato a partire da febbraio 2021 dalla societ\u00e0
\n
in relazione a un Proxy Revenue Swap. La domanda \u00e8 con-
\n
testata nella sua interezza. Il procedimento \u00e8 attualmente
\n
pendente dinanzi alla Southern District Court di New York.
\n
Osage Wind - Nord America
\n
Nell\u2019ambito di un procedimento introdotto dagli Stati Uniti
\n
d\u2019America (in qualit\u00e0 di trustee della Osage Nation) e dall\u2019O-
\n
sage Mineral Council contro Enel Green Power North Ameri-
\n
ca, Enel Kansas LLC e Osage Wind LLC, iI 20 dicembre 2023
\n
\u00e8 stato emesso un provvedimento da parte del Tribunale
\n
distrettuale federale del Nord Oklahoma che prevede la ri-
\n
mozione dell\u2019impianto eolico e la prosecuzione del giudizio
\n
in relazione ai danni, quantificati dalle parti attrici in almeno
\n
25 milioni di dollari statunitensi. Il procedimento prosegue
\n
in primo grado e le domande avversarie sono contestate; il
\n
provvedimento, non definitivo, sar\u00e0 impugnato nelle sedi e
\n
tempi opportuni.
\n
Gastalsa - Per\u00f9
\n
Nel mese di febbraio 2022 Enel Generaci\u00f3n Piura SA (EGPIU-
\n
RA) \u00e8 venuta a conoscenza di una misura cautelare emessa
\n
dal Juzgado Civil de Talara de la Corte Superior de Justicia
\n
de Sullana in favore di Empresa de Gas de Talara SA (Ga-
\n
stalsa) che ordinava ad alcune autorit\u00e0 pubbliche (Direcci\u00f3n
\n
General de Hidrocarburos del Ministerio de Energ\u00eda y Minas,
\n
Organismo Superior de la Inversi\u00f3n en Energ\u00eda y Miner\u00eda
\n
(Osinergmin) e Ministero dell\u2019Energia) di (i) ripristinare la
\n
concessione di gas naturale del distretto di Parinas in favore
\n
di Gastalsa, e (ii) procedere alla valorizzazione e al trasferi-
\n
mento dei gasdotti di propriet\u00e0 di EGPIURA (che fornisco-
\n
no gas naturale alla centrale termica Malacas), da EGPIURA
\n
in favore di Gastalsa. Tale misura cautelare conseguiva alla
\n
decisione emessa dal Tribunale di Talara di parziale accogli-
\n
mento di una domanda presentata da Gastalsa che chiede-
\n
va la revoca del provvedimento che annullava la concessio-
\n
ne in suo favore e il conseguente trasferimento alla stessa
\n
del gasdotto attualmente di propriet\u00e0 di EGPIURA.
\n
In data 2 agosto 2022, la Sala Civil de la Corte Superior de
\n
Justicia de Sullana ha emesso sentenza di secondo grado
\n
sfavorevole a Gastalsa, rinviando la causa al tribunale di pri-
\n
mo grado per una nuova decisione. In conseguenza di tale
\n
decisione, il 9 settembre 2022 la misura cautelare prece-
\n
dentemente 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 domanda
\n
originaria di Gastalsa era stata presentata fuori termine. In
\n
data 24 gennaio 2023 il Tribunale Costituzionale ha altres\u00ec
\n
respinto l\u2019impugnazione di tale provvedimento che \u00e8 per-
\n
tanto passato in giudicato e comunicato al giudice di appel-
\n
lo per emettere una nuova decisione sulla questione della
\n
decadenza.
\n
Con decisione del 27 giugno 2023, il giudice di appello ha
\n
rigettato l\u2019eccezione di decadenza formulata dal terzo in-
\n
teressato e, successivamente, con provvedimento del 25
\n
luglio 2023 il tribunale di primo grado ha revocato la so-
\n
spensione del giudizio di primo grado nel frattempo dispo-
\n
sta e trattenuto la causa in decisione. Successivamente, con
\n
provvedimento del 15 settembre 2023 il tribunale dichiarava
\n
infondata l\u2019eccezione di nullit\u00e0 del provvedimento sollevata
\n
da EGPIURA e da altra parte in giudizio, e rinviava la causa
\n
per la trattazione orale all\u2019udienza del 25 settembre 2023.
\n
EGPIURA e l\u2019altra parte in giudizio impugnavano il predetto
\n
provvedimento dinanzi al giudice di appello che, con deci-
\n
sione del 20 gennaio 2024, ha revocato il provvedimento
\n
impugnato rinviando il giudizio in primo grado. Si resta in
\n
attesa della relativa decisione.
\n
Nel frattempo, il 9 agosto 2023 EGPIURA ha altres\u00ec impu-
\n
gnato dinanzi la Corte Superiore di Giustizia di Lima l\u2019anzi-
\n
detta decisione del 27 giugno 2023 del giudice di appello,
\n
in quanto in contrasto con la pronuncia del Tribunale Costi-
\n
tuzionale del 24 gennaio 2023. L\u2019udienza di discussione \u00e8
\n
prevista per il 7 agosto 2024.
\n
Contenzioso Gab\u010d\u00edkovo - Slovacchia
\n
La societ\u00e0 Slovensk\u00e9 elektr\u00e1rne (SE) \u00e8 coinvolta in diversi pro-
\n
cedimenti avviati davanti alle corti nazionali in relazione all\u2019im-
\n
pianto idroelettrico di 720 MW di Gabc\u00edkovo, amministrato
\n
da Vodohospod\u00e1rska V\u00fdstavba \u0160t\u00e1tny Podnik (VV) e la cui
\n
gestione e manutenzione, nel contesto della privatizzazione
\n
di SE del 2006, era stata affidata a SE per un periodo di 30
\n
anni con un accordo di gestione (VEG Operating Agreement).
\n
\n\n
Subito dopo il closing della privatizzazione, il Public Procure-
\n
ment Office (PPO) ha promosso un\u2019azione davanti al Tribunale
\n
di Bratislava al fine di accertare l\u2019invalidit\u00e0 del VEG Operating
\n
Agreement sulla base di una asserita violazione della norma-
\n
tiva sugli appalti pubblici, qualificando il predetto contratto
\n
come contratto di servizi e come tale soggetto alla citata
\n
normativa. Il primo grado di giudizio si \u00e8 concluso nel novem-
\n
bre 2011 con decisione favorevole per SE, appellata dal PPO.
\n
In parallelo all\u2019azione del PPO, anche VV aveva iniziato diverse
\n
azioni e in particolare ha richiesto di dichiarare la nullit\u00e0 del
\n
VEG Operating Agreement. Il 12 dicembre 2014, inoltre, VV
\n
ha effettuato il recesso unilaterale dal VEG Operating Agree-
\n
ment, e, in data 9 marzo 2015, ha comunicato la risoluzione
\n
per inadempimento del citato contratto. Lo stesso 9 marzo
\n
2015 \u00e8 stato letto in udienza il dispositivo della decisione del
\n
tribunale di appello che, nell\u2019ambito dell\u2019azione promossa dal
\n
PPO, ha dichiarato la nullit\u00e0 del VEG Operating Agreement,
\n
in contrasto con la decisione del giudice di primo grado. SE
\n
ha presentato ricorso straordinario avverso tale decisione alla
\n
Corte Suprema che \u00e8 stato respinto all\u2019udienza del 29 giugno
\n
2016. Successivamente, con sentenza divenuta definitiva il 18
\n
gennaio 2017 \u00e8 stato altres\u00ec respinto il ricorso presentato da
\n
SE dinanzi alla Corte Costituzionale.
\n
Inoltre, SE ha presentato una domanda di arbitrato presso il
\n
Vienna International Arbitral Centre (VIAC) sulla base del VEG
\n
Indemnity Agreement. In base a questo accordo, sottoscritto
\n
nell\u2019ambito della privatizzazione tra il National Property Fund
\n
(oggi MH Manazment - MHM) della Repubblica Slovacca e
\n
SE, quest\u2019ultima aveva diritto a essere indennizzata in caso
\n
di interruzione anticipata del VEG Operating Agreement per
\n
motivi non imputabili a SE. In data 30 giugno 2017, il Tribu-
\n
nale arbitrale ha emesso il lodo con la quale ha rigettato la
\n
domanda di SE.
\n
Le due domande proposte parallelamente a tale procedi-
\n
mento arbitrale da VV e MHM dinanzi al tribunale al fine di
\n
accertare e dichiarare l\u2019invalidit\u00e0 del VEG Indemnity Agree-
\n
ment a causa dell\u2019asserito collegamento di quest\u2019ultimo con
\n
il VEG Operating Agreement sono state rigettate il 27 set-
\n
tembre 2017 per ragioni processuali. Sia VV sia MHM hanno
\n
presentato appello, ed entrambe le impugnazioni sono state
\n
rigettate, confermando la decisione di primo grado a favore
\n
di SE. Avverso la decisione di rigetto del proprio appello VV
\n
ha presentato un ricorso straordinario (dovolanie) dinanzi alla
\n
Corte Suprema in data 9 marzo 2020 al quale SE ha risposto
\n
con memoria presentata l\u20198 giugno 2020 e ha anche presen-
\n
tato un ricorso davanti alla Corte Costituzionale slovacca, che
\n
\u00e8 stato respinto il 29 luglio 2021. Il 24 marzo 2021, la Corte
\n
Suprema ha annullato la decisione della Corte d\u2019Appello di
\n
Bratislava, rinviando il giudizio alla medesima Corte d\u2019Appel-
\n
lo per una nuova decisione, e il procedimento \u00e8 attualmente
\n
pendente.
\n
Sempre in ambito locale, VV ha intentato altres\u00ec diversi giudizi
\n
nei confronti di SE per l\u2019accertamento di un asserito ingiusti-
\n
ficato arricchimento da parte di quest\u2019ultima (stimato in circa
\n
360 milioni di euro, oltre interessi) per il periodo 2006-2015.
\n
SE ha presentato domanda riconvenzionale in tutti i menzio-
\n
nati procedimenti. In relazione a tali procedimenti si osserva
\n
quanto segue:
\n
i. con riguardo agli anni 2006-2008, all\u2019udienza del 26 giu-
\n
gno 2019, il Tribunale di Bratislava ha rigettato in rito la
\n
domanda principale di VV e, conseguentemente, la do-
\n
manda riconvenzionale di SE. La sentenza di primo grado
\n
\u00e8 stata impugnata da entrambe le parti dinanzi alla Corte
\n
d\u2019Appello di Bratislava. Il procedimento d\u2019appello relativo
\n
all\u2019anno 2006 si \u00e8 concluso con la decisione del 6 dicem-
\n
bre 2022, notificata a SE in data 18 febbraio 2023, che ha
\n
confermato la pronuncia di primo grado. Nell\u2019aprile 2023
\n
sia SE sia VV hanno presentato ricorso straordinario di-
\n
nanzi la Corte Suprema avverso la predetta sentenza di
\n
appello ed \u00e8 pendente il relativo procedimento. In relazio-
\n
ne al procedimento relativo all\u2019anno 2007 la Corte d\u2019Ap-
\n
pello con sentenza del 31 gennaio 2023, notificata a SE in
\n
data 12 aprile 2023, annullava la decisione di primo grado,
\n
rinviando la causa al Tribunale di Bratislava per un nuovo
\n
procedimento: la prima udienza si \u00e8 celebrata l\u20198 gennaio
\n
2024 e la causa \u00e8 stata rinviata all\u2019udienza dell\u201911 settem-
\n
bre 2024 per il prosieguo. Il giudizio relativo all\u2019anno 2008
\n
\u00e8 ancora pendente in appello;
\n
ii. i procedimenti relativi agli anni 2011 e 2015 sono pendenti
\n
in primo grado e le parti hanno scambiato memorie scrit-
\n
te. Per entrambi i procedimenti la fissazione dell\u2019udienza di
\n
primo grado ha sub\u00edto numerosi rinvii a causa della situa-
\n
zione di emergenza epidemiologica e, attualmente, risulta
\n
rinviata a data da destinarsi;
\n
iii. i procedimenti relativi agli anni 2009, 2010 e 2013 si sono
\n
conclusi in primo grado con pronunce del Tribunale di
\n
Bratislava rispettivamente del 24, 15 e 22 novembre 2022,
\n
con le quali sono state rigettate in rito sia la domanda di
\n
VV sia la domanda riconvenzionale di SE. Tra dicembre
\n
2022 e gennaio 2023 sia SE sia VV hanno proposto ap-
\n
pello avverso le pronunce relative agli anni 2009, 2010 e
\n
2013 e i procedimenti sono attualmente pendenti. Anche
\n
il procedimento relativo all\u2019anno 2014 si \u00e8 concluso in pri-
\n
mo grado con pronuncia del Tribunale di Bratislava del 10
\n
ottobre 2023, non ancora notificata, di rigetto in rito della
\n
domanda principale di VV e, conseguentemente, anche
\n
della domanda riconvenzionale di SE;
\n
iv. quanto al procedimento relativo all\u2019anno 2012, il 2 febbraio
\n
2023 \u00e8 stata notificata a SE la sentenza di appello che ha
\n
confermato la pronuncia di primo grado di rigetto in rito
\n
sia della domanda di VV sia della domanda riconvenzio-
\n
nale di SE. Sia VV sia SE, rispettivamente in data 17 marzo
\n
2023 e 31 marzo 2023, hanno proposto un ricorso straor-
\n
dinario dinanzi la Corte Suprema avverso la pronuncia di
\n
appello ed \u00e8 pendente il relativo procedimento.
\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, avvenuto
\n
nell\u2019ambito della privatizzazione, per un valore di circa 43
\n
milioni di euro, oltre interessi. Dopo aver emesso un parere
\n
\n\n
preliminare rilevando la carenza di legittimazione attiva di VV,
\n
il 18 dicembre 2020 il Tribunale ha reso una sentenza favore-
\n
vole a SE, rigettando le pretese di VV. Il 4 gennaio 2021, VV ha
\n
proposto appello avverso tale decisione e il procedimento \u00e8
\n
pendente.
\n
Contenziosi fiscali in Brasile
\n
Whithholding Tax - Ampla
\n
Nel 1998, Ampla Energ\u00eda e Servi\u00e7os SA (Ampla) finanzi\u00f2 l\u2019ac-
\n
quisizione di Coelce mediante l\u2019emissione di bond per 350
\n
milioni di dollari statunitensi (c.d. \u201cFixed Rate Notes\u201d - FRN)
\n
sottoscritti da una propria filiale panamense, costituita al
\n
fine di raccogliere finanziamenti all\u2019estero. In virt\u00f9 di un regi-
\n
me speciale allora vigente, subordinato al mantenimento del
\n
prestito obbligazionario fino al 2008, gli interessi corrispo-
\n
sti da Ampla alla propria controllata fruivano di un regime di
\n
esenzione da ritenuta in Brasile.
\n
Tuttavia, la crisi finanziaria del 1998 costrinse la filiale pana-
\n
mense a rifinanziarsi dalla propria controllante brasiliana, che
\n
a tal fine chiese appositi prestiti alle banche locali. L\u2019Ammi-
\n
nistrazione Finanziaria ha ritenuto che tale ultimo finanzia-
\n
mento equivalesse a un\u2019estinzione anticipata del prestito ob-
\n
bligazionario originario con conseguente perdita del diritto
\n
all\u2019applicazione del predetto regime di esenzione.
\n
Nel dicembre 2005, Ampla ha effettuato una scissione a fa-
\n
vore di Ampla Investimentos e Servi\u00e7os SA che comport\u00f2 il
\n
trasferimento del residuo debito FRN e dei diritti e delle ob-
\n
bligazioni a esso riferiti.
\n
In data 6 novembre 2012, la C\u00e2mara Superior de Recursos
\n
Fiscais (ultimo grado del giudizio amministrativo) ha emes-
\n
so una decisione sfavorevole per Ampla rispetto alla quale la
\n
societ\u00e0 ha prontamente presentato al medesimo Organismo
\n
una richiesta di chiarimento. In data 15 ottobre 2013, \u00e8 sta-
\n
to notificato ad Ampla il rifiuto della richiesta di chiarimento
\n
(embargo de declara\u00e7\u00e3o) e, pertanto, \u00e8 stata confermata la
\n
precedente decisione sfavorevole. La societ\u00e0 ha presentato
\n
una garanzia del debito e il 27 giugno 2014 ha proseguito il
\n
contenzioso dinanzi al Giudice Ordinario (Tribunal de Justi\u00e7a).
\n
A dicembre 2017, il Giudice ha nominato un esperto al fine
\n
di approfondire ulteriormente il tema e, conseguentemente,
\n
supportare l\u2019emissione della futura sentenza. A settembre
\n
2018, l\u2019esperto ha rilasciato la propria perizia richiedendo ul-
\n
teriore documentazione.
\n
A dicembre 2018, la societ\u00e0, ora Enel Distribui\u00e7\u00e3o Rio de Ja-
\n
neiro, ha prodotto l\u2019ulteriore documentazione probatoria e,
\n
a fronte delle conclusioni esposte dall\u2019esperto, ha richiesto
\n
un\u2019ulteriore perizia; la causa viene rimessa all\u2019esperto per
\n
chiarimenti rispetto alla posizione espressa dalla societ\u00e0.
\n
A luglio 2021 viene depositata la relazione integrativa da par-
\n
te dell\u2019esperto nella quale si riconosce l\u2019esistenza dei contratti
\n
di finanziamento e la risoluzione del prestito obbligazionario
\n
avvenuta, sia per la quota capitale sia per gli interessi, prin-
\n
cipalmente attraverso un aumento di capitale. La societ\u00e0,
\n
chiamata a pronunciarsi sulla relazione depositata, chiede
\n
l\u2019annullamento integrale del debito tributario.
\n
Il valore complessivo della causa al 31 dicembre 2023 \u00e8 di cir-
\n
ca 270 milioni di euro.
\n
PIS/COFINS/ICMS - Enel Distribui\u00e7\u00e3o S\u00e3o Paulo
\n
Nel marzo 2017, il Supremo Tribunal Federal del Brasile (STF)
\n
ha deliberato in merito al calcolo delle imposte PIS e COFINS
\n
confermando la tesi secondo cui l\u2019ICMS (Imposto sobre Cir-
\n
cula\u00e7\u00e3o de Mercadorias e Servi\u00e7os, imposta sulla circolazio-
\n
ne di beni e servizi) non rientrava nella base di calcolo del PIS
\n
e del COFINS.
\n
Nel maggio 2021 il STF ha stabilito che gli effetti si sarebbero
\n
prodotti a partire dalla sentenza di marzo 2017, fatta eccezio-
\n
ne per i contribuenti che avevano presentato ricorso prima
\n
di tale data.
\n
Le societ\u00e0 brasiliane del Gruppo interessate dalla sentenza
\n
STF avevano gi\u00e0 avviato azioni legali presso i rispettivi tribu-
\n
nali regionali federali. Successivamente, questi ultimi notifi-
\n
cavano alle stesse la decisione finale, riconoscendo il diritto di
\n
dedurre l\u2019ICMS applicata alle proprie operazioni dalla base di
\n
calcolo del PIS e COFINS. Poich\u00e9 l\u2019eccedenza di pagamento
\n
delle imposte PIS e COFINS \u00e8 stata trasferita ai clienti finali,
\n
contestualmente alla rilevazione di tali imposte recuperabili,
\n
\u00e8 stata rilevata una passivit\u00e0 verso gli stessi per i medesimi
\n
importi, al netto di qualsiasi costo sostenuto o da sostenere
\n
nei procedimenti legali. Tali passivit\u00e0 rappresentano l\u2019obbligo
\n
di restituire ai clienti finali le imposte recuperate.
\n
Enel Distribui\u00e7\u00e3o S\u00e3o Paulo a tal proposito ha intrapreso due
\n
contenziosi attivi terminati a suo favore e relativi, rispettiva-
\n
mente, al periodo da dicembre 2003 a dicembre 2014 e da
\n
gennaio 2015 in avanti. In riferimento al secondo giudizio, la
\n
Federal Union ha depositato un\u2019azione di rescissione avverso
\n
la societ\u00e0, contestando il fatto che parte del periodo in que-
\n
stione (antecedente a marzo 2017) sarebbe negativamente
\n
impattata dalla sentenza di maggio 2021 della STF sopra ci-
\n
tata.
\n
A maggio 2022 la societ\u00e0 ha impugnato tale azione soste-
\n
nendo la correttezza del proprio operato nei diversi gradi di
\n
giudizio. Nel corso del 2023, a seguito di esito sfavorevole in
\n
secondo grado giudiziale, la societ\u00e0, con un nuovo appello,
\n
ha fatto richiesta di chiarimento sulla decisione.
\n
Il valore complessivo della causa al 31 dicembre 2023 \u00e8 di cir-
\n
ca 235 milioni di euro.
\n
IRPJ/CSLL - Eletropaulo
\n
Il 5 ottobre 2021, Eletropaulo ha ricevuto un avviso di accer-
\n
tamento, emesso dall\u2019Autorit\u00e0 Fiscale Brasiliana, con il quale
\n
viene contestata la deducibilit\u00e0, ai fini delle imposte sul red-
\n
dito (Imposto sobre a Renda das Pessoas Jur\u00eddicas - IRPJ e
\n
Contribui\u00e7\u00e3o Social sobre o Lucro L\u00edquido - CSLL), dell\u2019am-
\n
mortamento fiscale sugli extra valori generati da operazioni
\n
straordinarie, realizzate prima dell\u2019acquisizione della societ\u00e0
\n
da parte del Gruppo Enel. In particolare, il periodo oggetto di
\n
contestazione va dal 2017 al 2019.
\n
La societ\u00e0, ritenendo solide le proprie argomentazioni, ha
\n
\n\n
presentato la propria difesa nel primo grado di giudizio am-
\n
ministrativo.
\n
Il valore complessivo della causa al 31 dicembre 2023 \u00e8 di cir-
\n
ca 158 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 norme
\n
(Decreti Legge n. 2.445/1988 e n. 2.449/1988) successiva-
\n
mente dichiarate incostituzionali dal Supremo Tribunal Fede-
\n
ral (STF). Nel maggio del 2012, \u00e8 stata emessa dal Superior
\n
Tribunal de Justi\u00e7a (STJ) la sentenza finale favorevole alla so-
\n
ciet\u00e0 che ha riconosciuto il diritto al credito.
\n
Nel 2002, prima dell\u2019emissione della citata sentenza finale fa-
\n
vorevole, la societ\u00e0 ha compensato il credito con altri tributi
\n
federali. Tale comportamento \u00e8 stato contestato dall\u2019Autori-
\n
t\u00e0 Fiscale Federale ma la societ\u00e0, sostenendo la correttezza
\n
del proprio operato, ha impugnato in tribunale gli atti emessi
\n
dall\u2019Autorit\u00e0 Fiscale Federale. A seguito della sconfitta in pri-
\n
mo grado, la societ\u00e0 ha presentato appello in secondo grado.
\n
Il valore complessivo delle cause al 31 dicembre 2023 \u00e8 di
\n
circa 134 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 noti-
\n
ficato diversi atti impositivi, rispettivamente alla societ\u00e0 Am-
\n
pla Energ\u00eda e Servi\u00e7os SA (per i periodi 1996-1999 e 2007-
\n
2017), alla societ\u00e0 Companhia Energ\u00e9tica do Cear\u00e1 SA (per
\n
i periodi 2003, 2004, 2006-2012, 2015, 2016 e 2018) e alla
\n
societ\u00e0 Eletropaulo (per i periodi 2008-2021), contestando
\n
la detrazione dell\u2019ICMS (Imposto sobre Circula\u00e7\u00e3o de Merca-
\n
dorias e Servi\u00e7os, imposta sulla circolazione di beni e servi-
\n
zi) relativa all\u2019acquisto di alcune immobilizzazioni. Le societ\u00e0
\n
hanno impugnato gli atti difendendo la corretta detrazione
\n
dell\u2019imposta e sostenendo che i beni, la cui acquisizione ha
\n
generato l\u2019ICMS, sono destinati all\u2019attivit\u00e0 di distribuzione di
\n
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 2023 \u00e8 di
\n
circa 106 milioni di euro.
\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 la mancata applicazione di ritenute su
\n
dividendi, riqualificati come pagamento di reddito a soggetti
\n
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 e
\n
che gli effetti dello storno si sarebbero dovuti rilevare a Conto
\n
economico; per effetto di ci\u00f2, il corrispondente valore (circa
\n
202 milioni di euro) \u00e8 stato riqualificato quale pagamento di
\n
reddito a soggetti non residenti e, pertanto, soggetto a una
\n
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 Studio
\n
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 2023 \u00e8 di cir-
\n
ca 77 milioni di euro.
\n
ICMS - Coelce
\n
Lo Stato del Cear\u00e1 ha emesso negli anni diversi avvisi di ac-
\n
certamento (per i periodi 2015-2018) alla societ\u00e0 Companhia
\n
Energ\u00e9tica do Cear\u00e1 SA, cos\u00ec come a tutti gli altri distributori
\n
di energia in Brasile, esigendo l\u2019ICMS (Imposto sobre Circu-
\n
la\u00e7\u00e3o de Mercadorias e Servi\u00e7os, imposta sulla circolazione
\n
di beni e servizi) sui sussidi corrisposti dal Governo Federale
\n
a fronte degli sconti regolamentari riconosciuti a determinati
\n
consumatori.
\n
La societ\u00e0 ha impugnato i singoli atti difendendo la propria
\n
posizione nei diversi gradi di giudizio.
\n
Il valore delle cause al 31 dicembre 2023 \u00e8 di circa 69 milioni
\n
di euro.
\n
PIS/COFINS - Eletropaulo
\n
L\u2019Autorit\u00e0 Fiscale Federale, a partire da giugno 2017, ha notifi-
\n
cato diversi avvisi di accertamento a Eletropaulo (per i perio-
\n
di 2013-2018) contestando alcune compensazioni di crediti
\n
d\u2019imposta con i contributi sociali (PIS e COFINS) e chiedendo
\n
quindi il pagamento di questi ultimi.
\n
L\u2019Autorit\u00e0 Fiscale sostiene che la societ\u00e0 abbia dichiarato
\n
crediti PIS e COFINS a fronte dell\u2019acquisto di beni e servizi
\n
che non possono essere considerati fiscalmente rilevanti
\n
poich\u00e9 non essenziali per la distribuzione di energia. Inoltre,
\n
si contesta la determinazione del credito d\u2019imposta connes-
\n
so a perdite non tecniche dell\u2019energia acquistata.
\n
La societ\u00e0 ha prontamente difeso la correttezza dei propri
\n
calcoli e sostenuto la regolarit\u00e0 delle compensazioni attuate
\n
nei diversi gradi di giudizio.
\n
Il valore delle cause al 31 dicembre 2023 \u00e8 di circa 55 milioni
\n
di euro.
\n
ICMS (pro rata) - Coelce
\n
Lo Stato di Cear\u00e1 ha notificato nel tempo diversi atti impo-
\n
sitivi alla societ\u00e0 Companhia Energ\u00e9tica do Cear\u00e1 SA (per
\n
i periodi 2005-2014), contestando la determinazione della
\n
quota detraibile dell\u2019ICMS (Imposto sobre Circula\u00e7\u00e3o de
\n
Mercadorias e Servi\u00e7os, imposta sulla circolazione di beni e
\n
\n\n
servizi) e in particolare la modalit\u00e0 di calcolo del pro rata di
\n
detrazione con riferimento ai ricavi derivanti dall\u2019applicazio-
\n
ne di una speciale tariffa prevista dal Governo brasiliano per
\n
la vendita di energia elettrica alle persone a basso reddito
\n
(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 2023 \u00e8 di
\n
circa 52 milioni di euro.
\n
PIS - Eletropaulo
\n
Nel corso del mese di dicembre del 1995 il Governo brasi-
\n
liano 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 nor-
\n
mativa brasiliana, l\u2019aumento dell\u2019aliquota fiscale (o l\u2019istituzio-
\n
ne di un nuovo tributo) pu\u00f2 essere disposto solo in forza
\n
di legge ed \u00e8 efficace una volta decorsi 90 giorni dalla sua
\n
pubblicazione.
\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
\n
una causa nei confronti della societ\u00e0 Eletropaulo per richie-
\n
dere il versamento delle maggiori imposte corrispondenti
\n
all\u2019incremento di aliquota per il periodo marzo 1996 \u2013 di-
\n
cembre 1998. Al riguardo, Eletropaulo si \u00e8 opposta a tale ri-
\n
chiesta, nei diversi gradi di giudizio, sollevando l\u2019intervenuta
\n
prescrizione dei tempi per l\u2019emissione dell\u2019avviso di accer-
\n
tamento. In particolare, essendo trascorsi pi\u00f9 di cinque anni
\n
dal verificarsi del presupposto impositivo (dicembre 1995,
\n
data del primo provvedimento provvisorio) senza l\u2019emis-
\n
sione di alcun atto formale, si contesta all\u2019Autorit\u00e0 Fiscale
\n
la prescrizione del diritto di richiedere il versamento delle
\n
maggiori imposte nonch\u00e9 la possibilit\u00e0 di instaurare qualsi-
\n
asi azione legale in 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
\n
garanzia 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 banca-
\n
ria con un deposito in contanti e ha presentato una mozio-
\n
ne di chiarimento contro la relativa decisione, attualmente
\n
in attesa di giudizio.
\n
Il valore complessivo della causa al 31 dicembre 2023 \u00e8 di
\n
circa 48 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
corrispondenti compensazioni, emettendo alcuni atti im-
\n
positivi che la societ\u00e0 ha prontamente impugnato in via am-
\n
ministrativa, difendendo la correttezza dei propri calcoli e
\n
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 in
\n
secondo grado.
\n
Il valore complessivo delle cause al 31 dicembre 2023 \u00e8 di
\n
circa 48 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 verifi-
\n
ca generale che ha interessato le societ\u00e0 del Gruppo facenti
\n
parte del consolidato fiscale spagnolo. Tale verifica, avviata
\n
nel 2016, ha interessato l\u2019imposta sui redditi delle societ\u00e0,
\n
l\u2019imposta sul valore aggiunto e le ritenute (principalmente
\n
relativamente agli anni dal 2011 al 2014).
\n
Con riferimento alle principali contestazioni, le societ\u00e0 in-
\n
teressate hanno impugnato i relativi atti in primo grado
\n
amministrativo (Tribunal Econ\u00f3mico-Administrativo Central
\n
- TEAC), difendendo la correttezza del proprio operato.
\n
Il 4 aprile 2022, il TEAC ha respinto il ricorso e le societ\u00e0
\n
continuano a difendere il proprio operato in sede giudiziale
\n
(Audiencia Nacional).
\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 134 milioni di euro al 31 dicembre 2023:
\n
i. Enel Iberia difende la correttezza del criterio adottato per
\n
la determinazione della deducibilit\u00e0 di minusvalenze de-
\n
rivanti da vendite azionarie (circa 88 milioni di euro) e di
\n
alcuni oneri finanziari (circa 15 milioni di euro);
\n
ii. Endesa e le sue controllate principalmente difendono
\n
la correttezza del criterio adottato per la deducibilit\u00e0 di
\n
\n\n
alcuni oneri finanziari (circa 25 milioni di euro) e di costi\u00a0
\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. Le
\n
societ\u00e0 interessate hanno impugnato i relativi atti in primo\u00a0
\n
grado amministrativo (TEAC), difendendo la correttezza del\u00a0
\n
proprio operato.\u00a0
\n
In relazione alla principale contestazione in materia di impo-
\n
sta sui redditi delle societ\u00e0, riferibile alla deducibilit\u00e0 di alcu-
\n
ni oneri finanziari, il contenzioso valutato con esito possibile
\n
ammonta a circa 226 milioni di euro al 31 dicembre 2023
\n
(Enel Iberia 213 milioni di euro; Endesa SA 13 milioni 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 fusio-
\n
ne di Enel Uni\u00f3n Fenosa Renovables SA (EUFER) in Enel Green
\n
Power Espa\u00f1a SL avvenuta nel 2011. Tale rilevo si fonda sulla\u00a0
\n
presunta assenza di valide ragioni economiche a supporto
\n
dell\u2019operazione.
\n
Il 6 luglio 2017, la societ\u00e0 ha impugnato l\u2019atto in primo grado
\n
amministrativo (Tribunal Econ\u00f3mico-Administrativo Central
\n
- TEAC), difendendo la correttezza del trattamento fiscale
\n
applicato alla fusione. Al riguardo, la societ\u00e0 ha fornito il sup-
\n
porto documentale attestante le sinergie conseguite per ef-
\n
fetto della fusione al fine di dimostrare l\u2019esistenza delle valide
\n
motivazioni economiche a supporto della stessa. Il 10 dicem-
\n
bre 2019, il TEAC ha respinto il ricorso e la societ\u00e0 continua
\n
a difendere il proprio operato in sede giudiziale (Audiencia
\n
Nacional).
\n
Il valore complessivo della causa al 31 dicembre 2023 \u00e8 di cir-
\n
ca 98 milioni di euro.
\n
\n
\n", "dimensions": { "concept": "ifrs-full:DisclosureOfContingentLiabilitiesExplanatory", "language": "it", "entity": "scheme:WOCMU6HCI0OJWNPRZS33", "period": "2023-01-01T00:00:00/2024-01-01T00:00:00" } }, "Tag142": { "value": "\n
58. Programmi ambientali
\n
Alcune societ\u00e0 del Gruppo sono interessate da norme rego-
\n
latorie ambientali nazionali o sovranazionali che hanno l\u2019o-
\n
biettivo di sviluppare l\u2019uso di meccanismi di protezione am-
\n
bientale in conformit\u00e0 con le politiche ambientali dell\u2019Unione\u00a0
\n
Europea e con gli accordi internazionali globali.
\n
58.1 Termini e natura dei programmi ambientali
\n
I principali programmi ambientali che interessano le societ\u00e0
\n
del Gruppo sono riepilogati nella seguente tabella in accordo
\n
con il Public Statement ESMA del 25 ottobre 2023 - Priorit\u00e0 1:
\n
Climate-related matters.
\n
Programma\u00a0Descrizione delle misure\u00a0Natura delle misure
\n
EU ETS
\n
(78)
\n
Il Sistema, applicato a tutti i Paesi UE, fissa un tetto massimo annuale alle
\n
emissioni, che diminuisce progressivamente al fine di ridurre le emissioni totali in
\n
Europa.
\n
Nella sua fase 4 (2021-2030), il Sistema \u00e8 diventato pi\u00f9 rigoroso, quale parte del
\n
contributo dell\u2019UE all\u2019Accordo di Parigi sul clima.
\n
Al tetto annuale corrisponde uno specifico numero di quote (per ciascun
\n
impianto industriale autorizzato), che vengono assegnate, tramite partecipazione
\n
ad aste o a titolo gratuito, dall\u2019autorit\u00e0 locale competente, e che sono
\n
liberamente trasferibili e scambiabili tra operatori.
\n
I soggetti obbligati cedono per ciascun periodo di riferimento le quote
\n
equivalenti alle loro emissioni inquinanti.
\n
Sistema \u201ccap and trade\u201d obbligatorio per
\n
legge.
\n
Nel Gruppo, le quote di CO
\n
2
\n
\u00a0sono applicabili
\n
alle societ\u00e0 di produzione di energia
\n
termoelettrica operanti in Italia e Spagna.
\n
Nei Paesi in cui il Gruppo \u00e8 impegnato in
\n
attivit\u00e0 di generazione termoelettrica, la
\n
normativa europea prevede che le quote
\n
vengano assegnate tramite asta e non
\n
siano concesse a titolo gratuito.
\n
Certificati
\n
di efficienza
\n
energetica
\n
Il programma ha l\u2019obiettivo di ridurre il consumo di energia da parte degli utenti
\n
finali attraverso interventi sviluppati in applicazione delle Direttive dell\u2019Unione
\n
Europea e delle leggi nazionali.
\n
I titoli negoziabili sono emessi, su un arco temporale pluriennale, dalle autorit\u00e0
\n
nazionali competenti alle imprese che realizzano direttamente o indirettamente
\n
interventi/progetti per il miglioramento dell\u2019efficienza energetica.
\n
Al termine del periodo, le imprese obbligate sono tenute a presentare certificati
\n
corrispondenti ai risparmi energetici obbligatori.
\n
Obbligatorio per legge.
\n
Attualmente il Gruppo detiene titoli di
\n
efficienza energetica in Italia e Spagna dove
\n
i soggetti obbligati sono, rispettivamente,
\n
le societ\u00e0 di distribuzione e di vendita di
\n
elettricit\u00e0.
\n
Garanzie di
\n
origine (GO)
\n
Questo sistema europeo ha l\u2019obiettivo di incentivare l\u2019uso di energia prodotta da
\n
fonti rinnovabili.
\n
La certificazione \u00e8 riconosciuta dalle autorit\u00e0 nazionali competenti a impianti
\n
di generazione rinnovabile qualificati, che soddisfano specifici requisiti. I titoli
\n
sono negoziabili e scambiati, anche separatamente dall\u2019energia elettrica cui si
\n
riferiscono, durante il loro periodo di validit\u00e0 fino a quando non vengono annullati
\n
dall\u2019emittente su richiesta dell\u2019utilizzatore dei certificati.
\n
Il meccanismo interessa attualmente le
\n
societ\u00e0 di vendita italiane e spagnole
\n
del Gruppo che hanno l\u2019obbligo di
\n
approvvigionarsi di un certo volume di GO a
\n
seconda del livello di vendite ai clienti.
\n
Certificati
\n
di Energia
\n
Rinnovabile
\n
(REC)
\n
Questi certificati sono assegnati alle societ\u00e0 di generazione energetica in Paesi
\n
fuori dall\u2019Europa per certificare la provenienza da fonti rinnovabili dell\u2019elettricit\u00e0
\n
consumata.
\n
Il funzionamento del sistema \u00e8 analogo a quello delle garanzie di origine europee.
\n
Meccanismo volontario che attualmente
\n
impatta su alcune societ\u00e0 del Gruppo in
\n
Nord America e America Latina.
\n
\n\n
\n
58.2 Policy contabili
\n\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
Nell\u2019ambito di tale trattamento contabile:
\n
\u2022
\n
i certificati ambientali eventualmente ricevuti gratui-
\n
tamente e quelli autoprodotti nell\u2019ambito dello svolgi-
\n
mento dell\u2019attivit\u00e0 aziendale, destinati all\u2019adempimento
\n
della compliance, sono rilevati al valore nominale (valore
\n
nullo);
\n
\u2022
\n
gli oneri sostenuti per acquistare sul mercato (o co-
\n
munque ottenere a titolo oneroso) ulteriori certificati
\n
necessari per adempiere all\u2019obbligo del periodo di ri-
\n
ferimento sono rilevati a Conto economico nell\u2019ambi-
\n
to degli \u201cAltri costi operativi\u201d, in quanto rappresentano
\n
\u201coneri di sistema\u201d conseguenti all\u2019adempimento di un
\n
obbligo normativo;
\n
\u2022
\n
se il numero dei certificati ambientali disponibili alla
\n
data di riferimento del bilancio non \u00e8 sufficiente per
\n
adempiere al relativo obbligo (\u201cdeficit\u201d di certificati), si
\n
rileva un accantonamento nell\u2019ambito dei \u201cFondi per ri-
\n
schi e oneri\u201d, per competenza. Al contrario, alla data di
\n
riferimento del bilancio, l\u2019eventuale \u201csurplus\u201d di certifi-
\n
cati acquistati \u00e8 rilevato nelle \u201cRimanenze\u201d in accordo
\n
con i princ\u00edpi generali di cui alla nota 2.2 \u201cPrinc\u00edpi con-
\n
tabili rilevanti\u201d.
\n
Alcune tipologie di certificati ambientali maturano in pro-
\n
porzione:
\n
\u2022
\n
all\u2019energia prodotta da impianti che utilizzano risorse
\n
rinnovabili (per esempio garanzie di origine e certificati
\n
di energia rinnovabile);
\n
\u2022
\n
ai risparmi energetici conseguiti, che hanno ottenuto
\n
la certificazione dalla competente autorit\u00e0 (certificati di
\n
efficienza energetica).
\n
In questi casi, il diritto di ottenere tali certificati pu\u00f2 esse-
\n
re assimilato a un contributo pubblico non monetario in
\n
conto esercizio e, come tale, il Gruppo lo rileva al fair value
\n
nell\u2019ambito delle \u201cAltre attivit\u00e0 non correnti/correnti\u201d di na-
\n
tura non finanziaria. Quando i certificati sono accreditati
\n
sul conto propriet\u00e0, il relativo valore \u00e8 riclassificato dalle
\n
altre attivit\u00e0 alle \u201cRimanenze\u201d.
\n
Il corrispondente provento \u00e8 rilevato nell\u2019ambito degli \u201cAltri
\n
proventi\u201d di natura operativa.
\n
Per le societ\u00e0 del Gruppo che svolgono attivit\u00e0 di trading, i
\n
certificati ambientali rappresentano beni merce, scambiati
\n
nell\u2019ambito della loro normale attivit\u00e0 di business e, come
\n
tali, i certificati acquistati sono rilevati nell\u2019ambito dei \u201cSer-
\n
vizi e altri materiali\u201d.
\n
I ricavi per la vendita di tali certificati sono rilevati nell\u2019ambi-
\n
to dei \u201cRicavi\u201d, con conseguente decremento delle relative
\n
rimanenze.
\n
I contratti di acquisto o vendita di certificati ambientali re-
\n
golati a data futura (per esempio contratti a termine ecc.)
\n
che rispettano la definizione di derivato sono rilevati e mi-
\n
surati applicando l\u2019\u201cown use exemption\u201d, il criterio del fair
\n
value rilevato a Conto economico, o le regole dell\u2019hedge
\n
accounting in base alle specifiche circostanze. Per mag-
\n
giori dettagli, si rimanda alla nota 51 \u201cDerivati ed hedge
\n
accounting\u201d.
\n
\n
\n\n
58.3 Impatti economico-patrimoniali
\n
Oneri per certificati ambientali
\n
La tabella di seguito riportata evidenzia gli oneri di sistema
\n
rilevati dalle societ\u00e0 del Gruppo obbligate e riferiti ai certi-
\n
ficati necessari per l\u2019adempimento degli obblighi dell\u2019eser-
\n
cizio in base a normative nazionali e sovranazionali.
\n
Milioni di euro
\n
2023\u00a02022\u00a02023-2022
\n
Oneri per certificati ambientali
\n
Oneri di sistema - Quote di emissioni inquinanti\u00a02.038\u00a02.216\u00a0(178)\u00a0-8,0%
\n
Oneri di sistema - Certificati di efficienza energetica\u00a0244\u00a0182\u00a062\u00a034,1%
\n
Oneri di sistema - Garanzie di origine\u00a0321\u00a0112\u00a0209\u00a0-
\n
Totale\u00a02.603\u00a02.510\u00a093\u00a03,7%
\n
I maggiori oneri per certificati ambientali, rispetto all\u2019eser-
\n
cizio precedente, sono dovuti prevalentemente all\u2019aumento\u00a0
\n
degli oneri per le garanzie di origine in Enel Energia e nel
\n
Gruppo Endesa, che riflette l\u2019incremento della quantit\u00e0 di
\n
energia verde venduta ai clienti e dei prezzi di tali certificati.
\n
Tale effetto \u00e8 stato parzialmente compensato dal decre-
\n
mento degli oneri per quote di emissioni inquinanti, es-
\n
senzialmente in Italia, connesso soprattutto alla riduzione
\n
della quantit\u00e0 di energia prodotta da fonti fossili.
\n
La tabella di seguito riportata mostra le quantit\u00e0 di certifi-
\n
cati ambientali utilizzati dalle societ\u00e0 del Gruppo soggette
\n
all\u2019adempimento degli obblighi in base a normative nazio-
\n
nali e sovranazionali.
\n
\n\n
2023\u00a02022\u00a02023\u00a02022\u00a02023\u00a02022
\n
Quote di emissioni inquinanti
\n
(migliaia di tonnellate)
\n
Garanzie di origine
\n
(GWh)
\n
Certificati di efficienza
\n
energetica (TEP)
\n
Saldo di apertura al 1\u00b0 gennaio\u00a034.494\u00a028.350\u00a020.565\u00a011.417\u00a0416.174\u00a0257.940
\n
Certificati autoprodotti\u00a0-\u00a0-\u00a024.845\u00a029.540\u00a0-\u00a0-
\n
Acquisto di certificati\u00a034.699\u00a032.925\u00a028.362\u00a020.316\u00a0925.187\u00a0678.808
\n
Vendita di certificati\u00a0(2.500)\u00a0-\u00a0(1.464)\u00a0-\u00a0-\u00a0-
\n
Certificati consegnati per l\u2019adempimento
\n
dell\u2019obbligo
\n
(1)
\n
(35.456)\u00a0(26.781)\u00a0(53.075)\u00a0(40.708)\u00a0(863.526)\u00a0(520.574)
\n
Saldo di chiusure al 31 dicembre\u00a031.237\u00a034.494\u00a019.233\u00a020.565\u00a0477.835\u00a0416.174
\n
(1) \u00a0I certificati consegnati nel 2023 e 2022 si riferiscono all\u2019adempimento degli esercizi precedenti, in linea con le tempistiche previste dalle normative di riferimento.
\n
Fondi rischi e oneri per certificati ambientali
\n
I fondi rischi e oneri per certificati ambientali accolgono
\n
gli oneri relativi ai certificati mancanti per l\u2019adempimento
\n
degli obblighi dell\u2019esercizio, in base a normative nazionali
\n
e sovranazionali.
\n
Milioni di euro
\n
al 31.12.2023\u00a0al 31.12.2022
\n
Fondi rischi e oneri per certificati ambientali - quota corrente
\n
Quote di emissioni inquinanti\u00a033\u00a0209
\n
Certificati di efficienza energetica\u00a03\u00a0-
\n
Garanzie di origine\u00a0214\u00a083
\n
Totale\u00a0250\u00a0292
\n
La riduzione dei fondi rischi e oneri (per 42 milioni di euro) \u00e8\u00a0
\n
dovuta alla riduzione del fondo per quote di emissioni inqui-
\n
nanti nel Gruppo Endesa, parzialmente compensata dall\u2019in-
\n
cremento del fondo per garanzie di origine in Enel Energia.
\n
La movimentazione dei fondi per rischi e oneri per certifi-
\n
cati ambientali nell\u2019esercizio 2023 \u00e8 di seguito dettagliata.
\n
Milioni di euro\u00a0Accantonamenti\u00a0Utilizzi
\n
Altri
\n
movimenti
\n
al 31.12.2022\u00a0al 31.12.2023
\n
Fondi rischi e oneri per certificati ambientali - quota corrente
\n
Quote di emissioni inquinanti\u00a0209\u00a033\u00a0(209)\u00a0-\u00a033
\n
Certificati di efficienza energetica\u00a0-\u00a02\u00a0-\u00a01\u00a03
\n
Garanzie di origine\u00a083\u00a0206\u00a0(104)\u00a029\u00a0214
\n
Totale\u00a0292\u00a0241\u00a0(313)\u00a030\u00a0250
\n
Proventi per contributi pubblici per certificati ambientali
\n
La tabella riporta i contributi pubblici non monetari per
\n
certificati ambientali maturati nell\u2019anno e certificati dal-
\n
le competenti autorit\u00e0, che si riferiscono principalmente
\n
alle garanzie di origine maturate in proporzione all\u2019energia
\n
elettrica prodotta da impianti a fonte rinnovabile.
\n
I contributi pubblici monetari per certificati di efficienza
\n
energetica sono riconosciuti da Cassa Conguaglio del
\n
Settore Elettrico (CSEA) a e-distribuzione per i certificati di
\n
efficienza energetica acquistati nell\u2019anno.
\n
Milioni di euro
\n
2023\u00a02022\u00a02023-2022
\n
Contributi per certificati ambientali
\n
Contributi non monetari - Garanzie di origine\u00a0111\u00a048\u00a063\u00a0-
\n
Contributi non monetari - Altri certificati ambientali\u00a04\u00a01\u00a03\u00a0-
\n
Totale contributi non monetari per certificati ambientali\u00a0115\u00a049\u00a066\u00a0-
\n
Contributi monetari - Certificati di efficienza energetica\u00a0231\u00a0171\u00a060\u00a035,1%
\n
TOTALE\u00a0346\u00a0220\u00a0126\u00a057,3\u00a0%
\n
\n\n
L\u2019incremento dei contributi per certificati ambientali di
\n
126 milioni di euro, rispetto all\u2019esercizio precedente, \u00e8 ri-
\n
ferito principalmente:
\n
\u2022
\n
all\u2019incremento di contributi non monetari per garan-
\n
zie di origine registrati in Spagna (44 milioni di euro)
\n
e in Italia (19 milioni di euro), dovuto a un aumento dei\u00a0
\n
prezzi e della quantit\u00e0 di energia prodotta da fonte rin-
\n
novabile;
\n
\u2022
\n
all\u2019aumento dei contributi per certificati monetari di ef-
\n
ficienza energetica (per 60 milioni di euro) in e-distri-
\n
buzione, dovuto ai maggiori volumi di certificati acqui-
\n
stati nel 2023 rispetto all\u2019esercizio precedente.
\n
Contributi non monetari da ricevere \u00a0
\n
per certificati ambientali
\n
La seguente tabella riporta i certificati ambientali matura-
\n
ti alla fine dell\u2019esercizio, ma non ancora accreditati dalle
\n
autorit\u00e0 competenti alle societ\u00e0 del Gruppo che li hanno
\n
prodotti, rilevati nell\u2019ambito delle altre attivit\u00e0 non finan-
\n
ziarie correnti e riferiti principalmente alle garanzie di ori-
\n
gine.
\n
Milioni di euro
\n
al 31.12.2023\u00a0al 31.12.2022
\n
Contributi non monetari da ricevere per certificati ambientali
\n
Garanzie di origine\u00a023\u00a015
\n
Altri certificati\u00a01\u00a01
\n
Totale\u00a024\u00a016
\n
L\u2019incremento della voce, per 8 milioni di euro, \u00e8 dovuto
\n
all\u2019aumento dei contributi non monetari da ricevere per
\n
garanzie di origine registrato in Italia e Spagna.
\n
Altre voci
\n
Relativamente agli impatti dei certificati ambientali sulle
\n
altre voci di Conto economico e Stato patrimoniale, si ri-
\n
manda:
\n
\u2022
\n
alla nota 11.a \u201cRicavi delle vendite e delle prestazioni\u201d
\n
per i ricavi di vendita di certificati ambientali;
\n
\u2022
\n
alla nota 12.b \u201cServizi e altri materiali\u201d\u00a0per gli acquisti
\n
di certificati ambientali non utilizzati per l\u2019adempimento
\n
dell\u2019obbligo dell\u2019esercizio;
\n
\u2022
\n
alla nota 33 \u201cRimanenze\u201d per le rimanenze di certificati
\n
non utilizzati per l\u2019adempimento dell\u2019obbligo dell\u2019eser-
\n
cizio.
\n
\n", "dimensions": { "concept": "enel:DiscolureOfEnvironmentalSchemesExplanatory", "language": "it", "entity": "scheme:WOCMU6HCI0OJWNPRZS33", "period": "2023-01-01T00:00:00/2024-01-01T00:00:00" } }, "Tag143": { "value": "\n
59. Princ\u00edpi contabili di futura 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 2023.
\n
\u2022
\n
\u201cAmendments to IAS 1 - Classification of Liabilities as
\n
Current or Non-current\u201d, emesso a gennaio 2020. Le
\n
modifiche riguardano le previsioni dello IAS 1 relativa-
\n
mente alla presentazione delle passivit\u00e0. Pi\u00f9 nel detta-
\n
glio, le modifiche chiariscono:
\n
\u00a0\u2013
\n
i criteri per classificare una passivit\u00e0 come corrente
\n
o non corrente, specificando cosa si intende per di-
\n
ritto a differire il regolamento e specificando che tale
\n
diritto deve esistere alla fine dell\u2019esercizio;
\n
\u00a0\u2013
\n
che la classificazione non \u00e8 influenzata dalle inten-
\n
zioni o aspettative del management in merito all\u2019e-
\n
sercizio o meno del diritto di differire il regolamento
\n
di una passivit\u00e0;
\n
\u00a0\u2013
\n
che esiste un diritto di differire solo se sono soddi-
\n
sfatte le condizioni specificate nel contratto di finan-
\n
ziamento alla fine dell\u2019esercizio, anche se il credito-
\n
re non verifica il rispetto di tali condizioni fino a una
\n
data successiva; e
\n
\u00a0\u2013
\n
che il regolamento si riferisce al trasferimento alla
\n
controparte di liquidit\u00e0, strumenti rappresentativi di
\n
capitale, altri beni o servizi.
\n
Le modifiche sono applicabili a partire dagli esercizi che
\n
hanno inizio il 1\u00b0 gennaio 2024
\n
(79)
\n
\u00a0o successivamente.
\n
\u2022
\n
\u201cAmendments to IAS 1 - Non-current Liabilities with
\n
Covenants\u201d, \u00a0emesso a ottobre 2022. Lo IAS 1 richiede
\n
di classificare una passivit\u00e0 come non corrente solo nel
\n
caso in cui sia possibile evitare di rimborsare la stes-
\n
sa nei 12 mesi successivi alla data di bilancio. Tuttavia,
\n
la capacit\u00e0 di farlo \u00e8 spesso subordinata al rispetto dei
\n
covenant. Le modifiche al principio migliorano l\u2019infor-
\n
mativa da fornire quando la facolt\u00e0 di differire il regola-
\n
mento di una passivit\u00e0 per almeno 12 mesi \u00e8 subordina-
\n
ta al rispetto di covenant e specificano che la classifica-
\n
\n\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 sono applicabili a partire dagli esercizi che
\n
hanno inizio il 1\u00b0 gennaio 2024.
\n
\u2022
\n
\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 con-
\n
ferimenti di attivit\u00e0 tra un investitore e le sue collegate
\n
o joint venture. Le modifiche confermano che il tratta-
\n
mento contabile varia a seconda che le attivit\u00e0 vendute
\n
o conferite a una societ\u00e0 collegata o joint venture co-
\n
stituiscano un \u201cbusiness\u201d (come definito dall\u2019IFRS 3). Lo
\n
IASB ha rinviato indefinitamente la data di prima appli-
\n
cazione delle modifiche in oggetto
\n
\u2022
\n
\u201cAmendments to IFRS 16 - Lease Liability in a Sale and
\n
Leaseback\u201d, emesso a settembre 2022. Le modifiche
\n
richiedono al venditore-locatario di valutare l\u2019attivit\u00e0
\n
per il diritto d\u2019uso derivante da un\u2019operazione di ven-
\n
dita e retrolocazione in proporzione al valore contabile
\n
precedente dell\u2019attivit\u00e0 oggetto dell\u2019accordo e in linea
\n
con il diritto d\u2019uso mantenuto; di conseguenza, al ven-
\n
ditore-locatario sar\u00e0 concesso di rilevare solo l\u2019importo
\n
dell\u2019eventuale plusvalenza o minusvalenza relativa ai di-
\n
ritti trasferiti all\u2019acquirente-locatore.
\n
Le modifiche non prescrivono specifici requisiti di va-
\n
lutazione per le passivit\u00e0 derivanti da una retrolocazio-
\n
ne; tuttavia, includono esempi che illustrano la misu-
\n
razione iniziale e successiva della passivit\u00e0 includendo
\n
pagamenti variabili che non dipendono da un indice o
\n
da un tasso. Tale rappresentazione costituisce una de-
\n
viazione dal modello generale di contabilizzazione pre-
\n
visto dall\u2019IFRS 16, in cui i pagamenti variabili, che non
\n
dipendono da un indice o da un tasso, sono rilevati a
\n
Conto economico nel periodo in cui si verifica l\u2019even-
\n
to o la condizione che determina tali pagamenti. A tal
\n
riguardo, il venditore-locatario dovr\u00e0 sviluppare e ap-
\n
plicare un policy contabile per determinare i pagamenti
\n
del leasing in modo tale che qualsiasi importo dell\u2019utile
\n
o della perdita relativo al diritto d\u2019uso trattenuto non
\n
venga riconosciuto.
\n
Le modifiche sono applicabili a partire dagli esercizi che
\n
hanno inizio dal 1\u00b0 gennaio 2024; \u00e8 prevista l\u2019applicazio-
\n
ne retrospettica, in conformit\u00e0 allo \u201cIAS 8 - Accounting
\n
Policies, Changes in Accounting Estimates and Errors\u201d,
\n
per le vendite e le operazioni di retrolocazione stipulate
\n
dopo la data di applicazione iniziale dell\u2019IFRS 16.
\n
\u2022
\n
\u201cAmendments to IAS 21 - The Effects of Changes in Fo-
\n
reign Exchange Rates: Lack of Exchangeability\u201d, emes-
\n
so ad agosto 2023. Le modifiche richiedono di applica-
\n
re un approccio coerente nel valutare se una valuta \u00e8
\n
scambiabile con un\u2019altra e, quando non lo \u00e8, nel deter-
\n
minare il tasso di cambio da utilizzare e l\u2019informativa da
\n
fornire. Le modifiche dovranno essere applicate, previa
\n
omologazione, a partire dagli esercizi che avranno inizio
\n
dal 1\u00b0 gennaio 2025 o successivamente (\u00e8 consentita
\n
l\u2019applicazione anticipata).
\n
\u2022
\n
\u201cAmendments to IAS 7 and IFRS 7 - Supplier Finance
\n
Arrangements\u201d, emesso a maggio 2023.
\n
Le modifiche chiariscono le caratteristiche dei supplier
\n
finance arrangement e richiedono un\u2019informativa ag-
\n
giuntiva su tali accordi, allo scopo di assistere gli utiliz-
\n
zatori del bilancio nella comprensione dei relativi effetti
\n
su passivit\u00e0, flussi di cassa ed esposizione al rischio di
\n
liquidit\u00e0.
\n
Lo IASB ha concesso un\u2019esenzione transitoria non ri-
\n
chiedendo n\u00e9 informazioni comparative nel primo
\n
anno di applicazione n\u00e9 l\u2019informativa dei saldi di aper-
\n
tura specifici. Inoltre, l\u2019informativa richiesta \u00e8 applica-
\n
bile solo per l\u2019esercizio del primo anno di applicazione.
\n
Pertanto, considerando che le modifiche saranno effi-
\n
caci, previa omologazione, a partire dagli esercizi che
\n
avranno inizio dal 1\u00b0 gennaio 2024 o successivamen-
\n
te, la nuova informativa dovr\u00e0 essere fornita non prima
\n
della relazione finanziaria annuale al 31 dicembre 2024.
\n
Il Gruppo sta valutando i potenziali effetti derivanti dalla
\n
futura applicazione delle nuove disposizioni.
\n
\n", "dimensions": { "concept": "ifrs-full:ExplanationOfNotAppliedNewStandardsOrInterpretations", "language": "it", "entity": "scheme:WOCMU6HCI0OJWNPRZS33", "period": "2023-01-01T00:00:00/2024-01-01T00:00:00" } }, "Tag144": { "value": "\n
60. Fatti di rilievo intervenuti dopo
\n
la chiusura dell\u2019esercizio
\n
Perfezionato l\u2019accordo per la vendita a Ormat di un
\n
portafoglio geotermico e solare negli Stati Uniti
\n
In data 4 gennaio 2024, Enel SpA, attraverso la sua con-
\n
trollata al 100% Enel Green Power North America Inc. (EGP-
\n
NA), ha perfezionato un accordo con Ormat\u00a0Technologies
\n
Inc., per la vendita di un portafoglio di asset rinnovabili ne-
\n
gli Stati Uniti a fronte di un corrispettivo complessivo di
\n
271 milioni di dollari statunitensi, pari a circa 250 milioni di
\n
euro, soggetto ai consueti aggiustamenti relativi a queste
\n
operazioni. Gli asset venduti includono l\u2019intero portafoglio
\n
geotermico di EGPNA oltre a diversi piccoli impianti solari,
\n
per una capacit\u00e0 totale pari a circa 150 MW di impianti in
\n
esercizio.
\n
L\u2019operazione complessiva, che \u00e8 stata perfezionata in se-
\n
guito alla realizzazione di alcune condizioni sospensive, ha
\n
generato un effetto positivo sull\u2019indebitamento netto con-
\n
solidato del Gruppo Enel pari a circa 250 milioni di euro e
\n
un impatto negativo di circa 30 milioni di euro sul risultato
\n
netto del Gruppo, gi\u00e0 contabilizzato nell\u2019esercizio 2023 a
\n
seguito degli adeguamenti di valore ai fini IFRS 5.
\n
\n\n
Emesso un Sustainability-Linked Bond da 1,75 miliardi di
\n
euro in due tranche nel mercato Eurobond
\n
In data 16 gennaio 2024, Enel Finance International NV,
\n
societ\u00e0 finanziaria controllata da Enel SpA, ha lanciato sul
\n
mercato Eurobond un Sustainability-Linked Bond in due
\n
tranche rivolto agli investitori istituzionali per un totale di
\n
1,75 miliardi di euro.
\n
La nuova emissione prevede l\u2019utilizzo di due Key Perfor-
\n
mance Indicator di sostenibilit\u00e0 per ciascuna tranche, illu-
\n
strati all\u2019interno del \u201cSustainability-Linked Financing Fra-
\n
mework\u201d da ultimo aggiornato a gennaio 2024.
\n
L\u2019emissione \u00e8 strutturata nelle seguenti due tranche:
\n
\u2022
\n
750 milioni di euro a un tasso fisso del 3,375%, con data
\n
di regolamento fissata al 23 gennaio 2024 e scadenza
\n
al 23 luglio 2028;
\n
\u2022
\n
1.000 milioni di euro a un tasso fisso del 3,875%, con
\n
data di regolamento fissata al 23 gennaio 2024 e sca-
\n
denza al 23 gennaio 2035.
\n
Emesso un prestito obbligazionario ibrido perpetuo da
\n
900 milioni di euro con un coupon a 4,75%
\n
In data 20 febbraio 2024, Enel SpA ha lanciato sul merca-
\n
to europeo l\u2019emissione di un prestito obbligazionario non
\n
convertibile, subordinato ibrido perpetuo con denomina-
\n
zione in euro, destinato a investitori istituzionali, per un
\n
ammontare complessivo pari a 900 milioni di euro.
\n
L\u2019operazione ha rifinanziato il prestito obbligazionario ibri-
\n
do perpetuo da 900 milioni di euro equity-accounted con
\n
prima call date a febbraio 2025 e cedola del 3,5%.
\n
Il prestito obbligazionario \u00e8 senza scadenza fissa ed
\n
esigibile solo in caso di scioglimento o liquidazione della
\n
Societ\u00e0. Una cedola fissa annuale del 4,75% verr\u00e0 corri-
\n
sposta fino alla prima reset date (esclusa) del 27 maggio
\n
2029, che corrisponde all\u2019ultimo giorno per la prima op-
\n
tional redemption.
\n
Firmato un accordo con Sosteneo per lo sviluppo di
\n
progetti di batterie e impianti a ciclo aperto in Italia
\n
In data 1\u00b0 marzo 2024, Enel SpA, attraverso la controllata
\n
Enel Italia SpA, ha firmato un accordo con Sosteneo Fund
\n
1 HoldCo S\u00e0rl, per l\u2019acquisizione da parte di quest\u2019ultimo
\n
del 49% del capitale sociale di Enel Libra Flexsys Srl, so-
\n
ciet\u00e0 interamente posseduta da Enel Italia e costituita per
\n
la realizzazione e la gestione di un portafoglio di progetti di
\n
Battery Energy Storage Systems (BESS) e Open Cycle Gas
\n
Turbines (OCGT).
\n
L\u2019accordo prevede il riconoscimento di un corrispettivo da
\n
parte di Sosteneo HoldCo, per l\u2019acquisto del 49% del ca-
\n
pitale sociale di Enel Libra Flexsys, di circa 1,1 miliardi di
\n
euro. Inoltre, il corrispettivo \u00e8 soggetto a un meccanismo
\n
di aggiustamento tipico di operazioni di questo genere.
\n
L\u2019enterprise value riferito al 100% di Enel Libra Flexsys e ri-
\n
conosciuto nell\u2019accordo \u00e8 pari a circa 2,5 miliardi di euro, al
\n
completamento del ciclo di investimenti previsto dal pro-
\n
getto.
\n
Si prevede che l\u2019operazione generer\u00e0 al closing un effetto
\n
positivo sull\u2019indebitamento finanziario netto consolidato
\n
del Gruppo Enel pari a circa 1,1 miliardi di euro, mentre non
\n
sono previsti impatti dell\u2019operazione sui risultati economici
\n
del Gruppo in quanto, al perfezionamento dell\u2019operazio-
\n
ne, Enel continuer\u00e0 a mantenere il controllo di Enel Libra
\n
Flexsys e a consolidarla integralmente.
\n
Firmato un accordo con A2A relativo alle attivit\u00e0 di
\n
distribuzione elettrica in alcuni comuni della Lombardia
\n
In data 9 marzo 2024, la controllata e-distribuzione SpA
\n
ha firmato un accordo con A2A SpA per la cessione a
\n
quest\u2019ultima del 90% del capitale sociale di un veicolo so-
\n
cietario di nuova costituzione, nel quale saranno conferite
\n
le attivit\u00e0 di distribuzione elettrica in alcuni comuni delle
\n
province di Milano e Brescia.
\n
L\u2019accordo prevede il riconoscimento, da parte di A2A, di
\n
un corrispettivo pari a circa 1,2 miliardi di euro, definito
\n
sulla base di un enterprise value (riferito al 100%) pari a
\n
circa 1,35 miliardi di euro. Il corrispettivo, che sar\u00e0 versato
\n
al closing, \u00e8 soggetto a un meccanismo di aggiustamento
\n
prezzo tipico per questo tipo di operazioni.
\n
Al perfezionamento dell\u2019operazione e-distribuzione man-
\n
terr\u00e0 una partecipazione pari al 10% del capitale sociale
\n
della NewCo, funzionale alla fase di start-up della societ\u00e0,
\n
che sar\u00e0 oggetto di un meccanismo di opzioni put e call,
\n
esercitabili a partire dal primo anno successivo alla data
\n
di perfezionamento dell\u2019operazione. Inoltre, sono previsti
\n
specifici accordi tra le parti attraverso i quali e-distribu-
\n
zione garantir\u00e0 le attivit\u00e0 di supporto per assicurare la
\n
continuit\u00e0 del servizio.
\n
Si prevede che l\u2019operazione generer\u00e0 nel 2024 un effetto
\n
positivo sull\u2019indebitamento finanziario netto consolidato
\n
del Gruppo Enel pari a circa 1,2 miliardi di euro e un im-
\n
patto positivo sull\u2019utile netto reported\u00a0\u00a0del Gruppo pari a
\n
circa 1 miliardo di euro.
\n
Laddove si giunga, prima del closing dell\u2019operazione, a
\n
una puntuale definizione di ulteriori attivit\u00e0 che e-distri-
\n
buzione potr\u00e0 svolgere per la NewCo e le stesse siano
\n
riflesse in accordi specifici, e ci\u00f2 dovesse configurare un
\n
modello di Stewardship industriale, i citati effetti econo-
\n
mici potrebbero essere rilevati anche sui risultati ordinari
\n
del Gruppo.
\n
Il closing dell\u2019operazione, previsto entro il 31 dicembre
\n
2024, \u00e8 subordinato ad alcune condizioni sospensive,
\n
tra le quali il rilascio dell\u2019autorizzazione Antitrust, il posi-
\n
tivo completamento della procedura in materia di golden
\n
power presso la Presidenza del Consiglio dei Ministri e l\u2019ot-
\n
tenimento del provvedimento di voltura delle concessioni
\n
del servizio di distribuzione elettrica a favore della NewCo.
\n
\n", "dimensions": { "concept": "ifrs-full:DisclosureOfEventsAfterReportingPeriodExplanatory", "language": "it", "entity": "scheme:WOCMU6HCI0OJWNPRZS33", "period": "2023-01-01T00:00:00/2024-01-01T00:00:00" } }, "Tag145": { "value": "\n
61. Compensi alla Societ\u00e0 di revisione
\n
ai sensi dell\u2019art. 149 duodecies\u00a0del
\n
\u201cRegolamento Emittenti CONSOB\u201d
\n
I corrispettivi di competenza dell\u2019esercizio 2023 ricono-
\n
sciuti da Enel SpA e dalle sue controllate al 31 dicembre
\n
2023 alla Societ\u00e0 di revisione e alle entit\u00e0 appartenenti al
\n
suo network, a fronte di prestazioni di servizi, sono riepi-
\n
logati nella tabella che segue, redatta secondo quanto in-
\n
dicato dall\u2019art. 149 duodecies\u00a0del \u201cRegolamento Emittenti
\n
CONSOB\u201d.
\n
Milioni di euro
\n
Tipologia di servizi\u00a0Soggetto che ha erogato il servizio\u00a0Compensi 2023
\n
Enel SpA
\n
Revisione contabile
\n
di cui:
\n
- KPMG SpA
\n
0,9
\n
- entit\u00e0 della rete KPMG\u00a0-
\n
Servizi di attestazione
\n
di cui:
\n
- KPMG SpA
\n
1,8
\n
- entit\u00e0 della rete KPMG\u00a0-
\n
Altri servizi
\n
di cui:
\n
- KPMG SpA
\n
-
\n
- entit\u00e0 della rete KPMG
\n
-
\n
Totale \u00a02,7
\n
Societ\u00e0 controllate da Enel SpA
\n
Revisione contabile
\n
di cui:
\n
- KPMG SpA
\n
4,6
\n
- entit\u00e0 della rete KPMG\u00a09,5
\n
Servizi di attestazione
\n
di cui:
\n
- KPMG SpA
\n
1,3
\n
- entit\u00e0 della rete KPMG\u00a01,2
\n
Altri servizi
\n
di cui:
\n
- KPMG SpA
\n
-
\n
- entit\u00e0 della rete KPMG
\n
-
\n
Totale \u00a016,6
\n
TOTALE
\n
19,3
\n
\n", "dimensions": { "concept": "ifrs-full:DisclosureOfAuditorsRemunerationExplanatory", "language": "it", "entity": "scheme:WOCMU6HCI0OJWNPRZS33", "period": "2023-01-01T00:00:00/2024-01-01T00:00:00" } }, "Tag1053": { "value": "\n
ALLEGATI
\n
Imprese e partecipazioni rilevanti del Gruppo Enel
\n
al 31 dicembre 2023
\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\u00a0
\n
seguito gli elenchi delle imprese controllate da Enel SpA\u00a0e a
\n
essa collegate al 31 dicembre 2023, a norma dell\u2019art. 2359
\n
del codice civile, nonch\u00e9 delle altre partecipazioni rilevanti.
\n
Tutte le partecipazioni sono possedute a titolo di propriet\u00e0.
\n
Per ogni impresa sono indicati: la denominazione, la sede
\n
legale, il capitale sociale, la valuta in cui e 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\u00a0Descrizione 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
Mercati finali
\n
Enel X
\n
e-Mobility
\n
Servizi
\n
Finanziario
\n

\n\n\n\n
Denominazione societ\u00e0\u00a0Sede legale\u00a0Nazione\u00a0Capitale sociale\u00a0Valuta\u00a0Settore di attivit\u00e0
\n
Metodo di
\n
consolidamento\u00a0Detenuta da
\n
% possesso
\n
azioni
\n
ordinarie
\n
% possesso
\n
Gruppo
\n
Controllante
\n
Enel SpA\u00a0Roma\u00a0IT\u00a010.166.679.946 \u00a0\u00a0EUR\u00a0
\n
Holding\u00a0Enel SpA\u00a0100,00%\u00a0100,00%
\n
Controllate
\n
25 Mile Creek Windfarm LLC\u00a0Andover\u00a0US\u00a01 \u00a0\u00a0USD
\n
Integrale
\n
25RoseFarms
\n
Holdings LLC
\n
100,00%\u00a0100,00%
\n
25 Mile PPA LLC\u00a0Andover\u00a0US\u00a01 \u00a0\u00a0USD\u00a0
\n
Integrale
\n
EGP North America
\n
PPA LLC
\n
100,00%\u00a0100,00%
\n
25RoseFarms Holdings LLC\u00a0Andover\u00a0US\u00a01 \u00a0\u00a0USD
\n
Integrale
\n
Enel Green Power
\n
25RoseFarms
\n
Holdings LLC
\n
100,00%\u00a0100,00%
\n
3SUN Srl\u00a0Catania\u00a0IT\u00a01.000.000\u00a0\u00a0\u00a0EUR\u00a0
\n
Held for sale
\n
Enel Green Power
\n
Italia Srl
\n
96,74%
\n
100,00%
\n
Enel Green Power
\n
SpA
\n
3,26%
\n
3SUN USA LLC\u00a0Andover\u00a0US\u00a01 \u00a0\u00a0USD
\n
Integrale
\n
Enel North America
\n
Inc.
\n
100,00%\u00a0100,00%
\n
400 Manley Solar LLC\u00a0Boston\u00a0US\u00a0- \u00a0\u00a0USD
\n
Integrale
\n
Enel X Project MP
\n
Holdings LLC
\n
100,00%\u00a0100,00%
\n
4814 Investments LLC\u00a0Andover\u00a0US\u00a0- \u00a0\u00a0USD
\n
Integrale\u00a0Tradewind Energy Inc.\u00a0100,00%\u00a0100,00%
\n
Ables Springs Solar LLC\u00a0Andover\u00a0US\u00a01 \u00a0\u00a0USD
\n
Integrale\u00a0Enel Kansas LLC\u00a0100,00%\u00a0100,00%
\n
Ables Springs Storage LLC\u00a0Andover\u00a0US\u00a01 \u00a0\u00a0USD
\n
Integrale\u00a0Enel Kansas LLC\u00a0100,00%\u00a0100,00%
\n
Abu Renewables India Private
\n
Limited
\n
Gurugram\u00a0IN\u00a0100.000 \u00a0\u00a0INR\u00a0
\n
Integrale
\n
Enel Green Power
\n
India Private Limited
\n
100,00%\u00a0100,00%
\n
Ace High Solar Project LLC\u00a0Andover\u00a0US\u00a01 \u00a0\u00a0USD
\n
Integrale\u00a0Enel Kansas LLC\u00a0100,00%\u00a0100,00%
\n
Aced Renewables Hidden
\n
Valley (RF) (Pty) Ltd
\n
Johannesburg\u00a0ZA\u00a01.000 \u00a0\u00a0ZAR\u00a0
\n
Equity
\n
Enel Green Power
\n
RSA 2 (RF) (Pty) Ltd
\n
55,00%\u00a027,50%
\n
Acefat AIE\u00a0Barcellona\u00a0ES\u00a0793.340 \u00a0\u00a0EUR
\n
-
\n
Edistribuci\u00f3n Redes
\n
Digitales SLU
\n
14,29%\u00a010,02%
\n
Adams Solar PV Project Two
\n
(RF) (Pty) Ltd
\n
Johannesburg\u00a0ZA\u00a010.000.000\u00a0\u00a0\u00a0ZAR
\n
Integrale
\n
Enel Green Power
\n
South Africa (Pty) Ltd
\n
60,00%\u00a060,00%
\n
Adria Link Srl\u00a0Gorizia\u00a0IT\u00a0300.297 \u00a0\u00a0EUR\u00a0
\n
Equity\u00a0Enel Produzione SpA\u00a050,00%\u00a050,00%
\n
Aferkat Wind Farm\u00a0Casablanca\u00a0MA\u00a0389.600 \u00a0\u00a0MAD
\n
Integrale
\n
Enel Green Power
\n
Morocco S\u00e0rl
\n
99,97%\u00a099,97%
\n
Agassiz Beach LLC\u00a0Minneapolis\u00a0US\u00a0- \u00a0\u00a0USD
\n
Integrale
\n
Chi Minnesota Wind
\n
LLC
\n
100,00%\u00a0100,00%
\n
Agatos Green Power Trino Srl\u00a0Roma\u00a0IT\u00a010.000\u00a0\u00a0\u00a0EUR
\n
Integrale
\n
Enel Green Power
\n
Solar Energy Srl
\n
100,00%\u00a0100,00%
\n
Aguill\u00f3n 20 SA\u00a0Saragozza\u00a0ES\u00a02.682.000 \u00a0\u00a0EUR
\n
Integrale
\n
Enel Green Power
\n
Espa\u00f1a SLU
\n
51,00%\u00a035,76%
\n
Aidon Oy\u00a0Jyv\u00e4skyl\u00e4\u00a0FI\u00a05.112.572\u00a0\u00a0\u00a0EUR
\n
Equity\u00a0Gridspertise Srl\u00a0100,00%\u00a050,00%
\n
Alba Energia Ltda\u00a0Rio de Janeiro\u00a0BR\u00a016.045.169\u00a0\u00a0\u00a0BRL
\n
Integrale
\n
Enel Brasil SA\u00a0100,00%
\n
82,27%
\n
Enel Green Power
\n
Desenvolvimento
\n
Ltda
\n
0,00%
\n
Albany Solar LLC\u00a0Wilmington\u00a0US\u00a0- \u00a0\u00a0USD
\n
Integrale
\n
Aurora Distributed
\n
Solar LLC
\n
100,00%\u00a074,\u00a013\u00a0%
\n
\n\n
Denominazione societ\u00e0\u00a0Sede legale\u00a0Nazione\u00a0Capitale sociale\u00a0Valuta\u00a0Settore di attivit\u00e0
\n
Metodo di
\n
consolidamento\u00a0Detenuta da
\n
% possesso
\n
azioni
\n
ordinarie
\n
% possesso
\n
Gruppo
\n
Almyros Ape Single Member
\n
PC
\n
Maroussi\u00a0GR\u00a020.001\u00a0\u00a0\u00a0EUR
\n
Equity
\n
Enel Green Power
\n
Hellas Supply Single
\n
Member SA
\n
100,00%\u00a050,00%
\n
Alpe Adria Energia Srl\u00a0Udine\u00a0IT\u00a0900.000 \u00a0\u00a0EUR
\n
Equity\u00a0Enel Produzione SpA\u00a050,00%\u00a050,00%
\n
Alta Farms Azure Ranchland
\n
Holdings LLC
\n
Dover\u00a0US\u00a0100\u00a0\u00a0\u00a0USD
\n
Integrale
\n
Enel Green Power
\n
North America Inc.
\n
100,00%\u00a0100,00%
\n
Alta Farms Wind Project
\n
II LLC
\n
Andover\u00a0US\u00a01 \u00a0\u00a0USD\u00a0
\n
Integrale
\n
25RoseFarms
\n
Holdings LLC
\n
100,00%\u00a0100,00%
\n
Alvorada Energia SA\u00a0Niter\u00f3i\u00a0BR\u00a022.317.416\u00a0\u00a0\u00a0BRL
\n
Integrale\u00a0Enel Brasil SA\u00a0100,00%\u00a082,27%
\n
Ampla Energia e Servi\u00e7os SA\u00a0Rio de Janeiro\u00a0BR\u00a04.438.230.387 \u00a0\u00a0BRL
\n
Integrale\u00a0Enel Brasil SA\u00a099,83%\u00a082,13%
\n
Annandale Solar LLC\u00a0Wilmington\u00a0US\u00a0- \u00a0\u00a0USD
\n
Integrale
\n
Aurora Distributed
\n
Solar LLC
\n
100,00%\u00a074,\u00a013\u00a0%
\n
Apiac\u00e1s Energia SA\u00a0Rio de Janeiro\u00a0BR\u00a014.216.846\u00a0\u00a0\u00a0BRL\u00a0
\n
Integrale\u00a0Enel Brasil SA\u00a0100,00%\u00a082,27%
\n
Aquilla Wind Project LLC\u00a0Andover\u00a0US\u00a01 \u00a0\u00a0USD\u00a0
\n
Integrale\u00a0Tradewind Energy Inc.\u00a0100,00%\u00a0100,00%
\n
Aragonesa de Actividades
\n
Energ\u00e9ticas SAU
\n
Teruel\u00a0ES\u00a060.100\u00a0\u00a0\u00a0EUR
\n
Integrale\u00a0Endesa SA\u00a0100,00%\u00a070,12%
\n
Aranort Desarrollos SLU\u00a0Madrid\u00a0ES\u00a03.010 \u00a0\u00a0EUR
\n
Integrale
\n
Enel Green Power
\n
Espa\u00f1a SLU
\n
100,00%\u00a070,12%
\n
Aravalli Surya (Project 1)
\n
Private Limited
\n
Gurugram\u00a0IN\u00a031.630.000 \u00a0\u00a0INR\u00a0
\n
Integrale
\n
Enel Green Power
\n
India Private Limited
\n
100,00%\u00a0100,00%
\n
Arcadia Power Inc.\u00a0Washington DC\u00a0US\u00a0- \u00a0\u00a0USD
\n
-
\n
Enel X North America
\n
Inc.
\n
0,14%\u00a00,14%
\n
Arena Green Power 1 SLU\u00a0Madrid\u00a0ES\u00a03.000 \u00a0\u00a0EUR
\n
Integrale\u00a0Shark Power SLU\u00a0100,00%\u00a070,12%
\n
Arena Green Power 2 SLU\u00a0Madrid\u00a0ES\u00a03.000\u00a0\u00a0\u00a0EUR
\n
Integrale\u00a0Shark Power SLU\u00a0100,00%\u00a070,12%
\n
Arena Green Power 3 SLU\u00a0Madrid\u00a0ES\u00a03.000\u00a0\u00a0\u00a0EUR\u00a0
\n
Integrale\u00a0Shark Power SLU\u00a0100,00%\u00a070,12%
\n
Arena Green Power 4 SLU\u00a0Madrid\u00a0ES\u00a03.000\u00a0\u00a0\u00a0EUR
\n
Integrale\u00a0Shark Power SLU\u00a0100,00%\u00a070,12%
\n
Arena Green Power 5 SLU\u00a0Madrid\u00a0ES\u00a03.000\u00a0\u00a0\u00a0EUR
\n
Integrale\u00a0Shark Power SLU\u00a0100,00%\u00a070,12%
\n
Arena Power Solar 11 SLU\u00a0Madrid\u00a0ES\u00a03.000\u00a0\u00a0\u00a0EUR\u00a0
\n
Integrale
\n
Enel Green Power
\n
Espa\u00f1a SLU
\n
100,00%\u00a070,12%
\n
Arena Power Solar 12 SLU\u00a0Madrid\u00a0ES\u00a03.000\u00a0\u00a0\u00a0EUR\u00a0
\n
Integrale
\n
Enel Green Power
\n
Espa\u00f1a SLU
\n
100,00%\u00a070,12%
\n
Arena Power Solar 13 SLU\u00a0Madrid\u00a0ES\u00a03.000\u00a0\u00a0\u00a0EUR
\n
Integrale
\n
Enel Green Power
\n
Espa\u00f1a SLU
\n
100,00%\u00a070,12%
\n
Arena Power Solar 20 SLU\u00a0Madrid\u00a0ES\u00a03.000\u00a0\u00a0\u00a0EUR\u00a0
\n
Integrale
\n
Enel Green Power
\n
Espa\u00f1a SLU
\n
100,00%\u00a070,12%
\n
Arena Power Solar 33 SLU\u00a0Madrid\u00a0ES\u00a03.000\u00a0\u00a0\u00a0EUR\u00a0
\n
Integrale
\n
Enel Green Power
\n
Espa\u00f1a SLU
\n
100,00%\u00a070,12%
\n
Arena Power Solar 34 SLU\u00a0Madrid\u00a0ES\u00a03.000\u00a0\u00a0\u00a0EUR\u00a0
\n
Integrale
\n
Enel Green Power
\n
Espa\u00f1a SLU
\n
100,00%\u00a070,12%
\n
\n\n
Denominazione societ\u00e0\u00a0Sede legale\u00a0Nazione\u00a0Capitale sociale\u00a0Valuta\u00a0Settore di attivit\u00e0
\n
Metodo di
\n
consolidamento\u00a0Detenuta da
\n
% possesso
\n
azioni
\n
ordinarie
\n
% possesso
\n
Gruppo
\n
Arena Power Solar 35 SLU\u00a0Madrid\u00a0ES\u00a03.000\u00a0\u00a0\u00a0EUR
\n
Integrale
\n
Enel Green Power
\n
Espa\u00f1a SLU
\n
100,00%\u00a070,12%
\n
Arrow Head Energy Storage
\n
Project LLC
\n
Andover\u00a0US\u00a01 \u00a0\u00a0USD\u00a0
\n
Integrale\u00a0Enel Kansas LLC\u00a0100,00%\u00a0100,00%
\n
Arrow Hills Solar Project\u00a0Andover\u00a0US\u00a0- \u00a0\u00a0USD
\n
Integrale\u00a0Enel Kansas LLC\u00a0100,00%\u00a0100,00%
\n
Asociaci\u00f3n Nuclear Asc\u00f3-
\n
Vandell\u00f3s II AIE
\n
Vandell\u00f3s\u00a0ES\u00a019.232.400\u00a0\u00a0\u00a0EUR\u00a0
\n
Proporzionale
\n
Endesa Generaci\u00f3n
\n
SAU
\n
85,41%\u00a059,89%
\n
Ateca Renovables SL\u00a0Madrid\u00a0ES\u00a03.000\u00a0\u00a0\u00a0EUR
\n
Equity
\n
Baylio Solar SLU\u00a019,72%
\n
35,06%
\n
Dehesa de los
\n
Guadalupes Solar
\n
SLU
\n
14,93%
\n
Seguidores Solares
\n
Planta 2 SLU
\n
15,35%
\n
Atl\u00e1ntico Photovoltaic SAS
\n
ESP
\n
Barranquilla\u00a0CO\u00a050.587.000 \u00a0\u00a0COP
\n
Integrale
\n
Enel Colombia SA
\n
ESP
\n
100,00%\u00a047,\u00a01\u00a08\u00a0%
\n
Atwater Solar LLC\u00a0Wilmington\u00a0US\u00a0- \u00a0\u00a0USD
\n
Integrale
\n
Aurora Distributed
\n
Solar LLC
\n
100,00%\u00a074,\u00a013\u00a0%
\n
Aurora Distributed Solar LLC\u00a0Wilmington\u00a0US\u00a0- \u00a0\u00a0USD
\n
Integrale
\n
Aurora Solar Holdings
\n
LLC
\n
74,\u00a013%\u00a074,\u00a013%
\n
Aurora Land Holdings LLC\u00a0Wilmington\u00a0US\u00a0- \u00a0\u00a0USD
\n
Integrale\u00a0Enel Kansas LLC\u00a0100,00%\u00a0100,00%
\n
Aurora Solar Holdings LLC\u00a0Wilmington\u00a0US\u00a0- \u00a0\u00a0USD
\n
Integrale\u00a0Enel Kansas LLC\u00a0100,00%\u00a0100,00%
\n
Aurora Wind Holdings LLC\u00a0Andover\u00a0US\u00a0- \u00a0\u00a0USD
\n
Integrale\u00a0Enel Kansas LLC\u00a0100,00%\u00a0100,00%
\n
Aurora Wind Project LLC\u00a0Andover\u00a0US\u00a01 \u00a0\u00a0USD\u00a0
\n
Integrale
\n
Aurora Wind\u00a0
\n
Holdings LLC
\n
100,00%\u00a0100,00%
\n
Autumn Hills LLC\u00a0Wilmington\u00a0US\u00a0- \u00a0\u00a0USD
\n
Integrale
\n
Chi Minnesota Wind
\n
LLC
\n
100,00%\u00a0100,00%
\n
Autumn Waltz Wind Project
\n
LLC
\n
Andover\u00a0US\u00a01 \u00a0\u00a0USD\u00a0
\n
Integrale\u00a0Tradewind Energy Inc.\u00a0100,00%\u00a0100,00%
\n
Avikiran Energy India Private
\n
Limited
\n
Gurugram\u00a0IN\u00a0100.000.000 \u00a0\u00a0INR
\n
Integrale
\n
Enel Green Power
\n
India Private Limited
\n
100,00%\u00a0100,00%
\n
Avikiran Solar India Private
\n
Limited
\n
Nuova Delhi\u00a0IN\u00a04.918.810.370\u00a0\u00a0\u00a0INR
\n
Equity
\n
Enel Green Power
\n
India Private Limited
\n
51,00%\u00a051,00%
\n
Avikiran Surya India Private
\n
Limited
\n
Gurugram\u00a0IN\u00a0875.350\u00a0\u00a0\u00a0INR
\n
Equity
\n
Enel Green Power
\n
India Private Limited
\n
51,00%\u00a051,00%
\n
Avikiran Vayu India Private
\n
Limited
\n
Gurugram\u00a0IN\u00a0100.000 \u00a0\u00a0INR\u00a0
\n
Integrale
\n
Enel Green Power
\n
India Private Limited
\n
100,00%\u00a0100,00%
\n
Azure Blue Jay Holdings LLC\u00a0Dover\u00a0US\u00a0100\u00a0\u00a0\u00a0USD
\n
Integrale
\n
Enel Green Power
\n
North America Inc.
\n
100,00%\u00a0100,00%
\n
Azure Blue Jay Solar Holdings\u00a0
\n
LLC
\n
Andover\u00a0US\u00a01 \u00a0\u00a0USD\u00a0
\n
Integrale
\n
Enel Green Power
\n
Azure Blue Jay Solar\u00a0
\n
Holdings LLC
\n
100,00%\u00a0100,00%
\n
Azure Sky Solar Project LLC\u00a0Andover\u00a0US\u00a01 \u00a0\u00a0USD
\n
Integrale
\n
Azure Blue Jay Solar\u00a0
\n
Holdings LLC
\n
100,00%\u00a0100,00%
\n
Azure Sky Wind Holdings LLC\u00a0Andover\u00a0US\u00a0- \u00a0\u00a0USD
\n
Integrale\u00a0Enel Kansas LLC\u00a0100,00%\u00a0100,00%
\n
Azure Sky Wind Project LLC\u00a0Andover\u00a0US\u00a01 \u00a0\u00a0USD\u00a0
\n
Integrale
\n
AzureRanchII Wind\u00a0
\n
Holdings LLC
\n
100,00%\u00a0100,00%
\n
\n\n
Denominazione societ\u00e0\u00a0Sede legale\u00a0Nazione\u00a0Capitale sociale\u00a0Valuta\u00a0Settore di attivit\u00e0
\n
Metodo di
\n
consolidamento\u00a0Detenuta da
\n
% possesso
\n
azioni
\n
ordinarie
\n
% possesso
\n
Gruppo
\n
Azure Sky Wind Storage LLC\u00a0Andover\u00a0US\u00a0- \u00a0\u00a0USD
\n
Integrale\u00a0Enel Kansas LLC\u00a0100,00%\u00a0100,00%
\n
AzureRanchII Wind Holdings\u00a0
\n
LLC
\n
Andover\u00a0US\u00a01 \u00a0\u00a0USD\u00a0
\n
Integrale
\n
Enel Green Power
\n
AzureRanchII Wind\u00a0
\n
Holdings LLC
\n
100,00%\u00a0100,00%
\n
Baikal Enterprise SLU\u00a0Palma de Mallorca\u00a0ES\u00a03.006\u00a0\u00a0\u00a0EUR\u00a0
\n
Integrale
\n
Enel Green Power
\n
Espa\u00f1a SLU
\n
100,00%\u00a070,12%
\n
Baleares Energy SLU\u00a0Palma de Mallorca\u00a0ES\u00a04.509 \u00a0\u00a0EUR\u00a0
\n
Integrale
\n
Enel Green Power
\n
Espa\u00f1a SLU
\n
100,00%\u00a070,12%
\n
Barnwell County Solar
\n
Project LLC
\n
Andover\u00a0US\u00a0- \u00a0\u00a0USD
\n
Integrale\u00a0Tradewind Energy Inc.\u00a0100,00%\u00a0100,00%
\n
Baylio Solar SLU\u00a0Madrid\u00a0ES\u00a03.000\u00a0\u00a0\u00a0EUR\u00a0
\n
Integrale
\n
Enel Green Power
\n
Espa\u00f1a SLU
\n
100,00%\u00a070,12%
\n
Beacon Harbor Solar Project\u00a0
\n
LLC
\n
Andover\u00a0US\u00a01 \u00a0\u00a0USD\u00a0
\n
Integrale\u00a0Enel Kansas LLC\u00a0100,00%\u00a0100,00%
\n
Beaver Falls Water Power
\n
Company
\n
Wilmington\u00a0US\u00a0- \u00a0\u00a0USD
\n
Integrale
\n
Beaver Valley
\n
Holdings LLC
\n
67,50%\u00a067,50%
\n
Beaver Valley Holdings LLC\u00a0Wilmington\u00a0US\u00a0- \u00a0\u00a0USD
\n
Integrale
\n
Enel Green Power
\n
North America Inc.
\n
100,00%\u00a0100,00%
\n
Bejaad Solar Plant\u00a0Casablanca\u00a0MA\u00a010.000\u00a0\u00a0\u00a0MAD
\n
Integrale
\n
Enel Green Power
\n
Morocco S\u00e0rl
\n
99,90%\u00a099,90%
\n
Belltail Solar Project LLC\u00a0Andover\u00a0US\u00a01 \u00a0\u00a0USD
\n
Integrale\u00a0Enel Kansas LLC\u00a0100,00%\u00a0100,00%
\n
Belomechetskaya WPS\u00a0Mosca\u00a0RU\u00a03.010.000\u00a0\u00a0\u00a0RUB\u00a0
\n
Integrale
\n
Enel Green Power
\n
Rus Limited Liability
\n
Company
\n
100,00%\u00a0100,00%
\n
Betwa Renewable Energy
\n
Private Limited
\n
Gurgaon\u00a0IN\u00a0100.000 \u00a0\u00a0INR
\n
Integrale
\n
Enel Green Power
\n
India Private Limited
\n
100,00%\u00a0100,00%
\n
Bijou Hills Wind LLC\u00a0Andover\u00a0US\u00a01 \u00a0\u00a0USD\u00a0
\n
Integrale\u00a0Tradewind Energy Inc.\u00a0100,00%\u00a0100,00%
\n
Bioenergy Casei Gerola Srl\u00a0Roma\u00a0IT\u00a0100.000 \u00a0\u00a0EUR
\n
Integrale
\n
Enel Green Power
\n
Italia Srl
\n
100,00%\u00a0100,00%
\n
Bison Meadows Storage
\n
Project LLC
\n
Andover\u00a0US\u00a01 \u00a0\u00a0USD\u00a0
\n
Integrale\u00a0Enel Kansas LLC\u00a0100,00%\u00a0100,00%
\n
Bison Meadows Wind Project\u00a0
\n
LLC
\n
Andover\u00a0US\u00a0- \u00a0\u00a0USD
\n
Integrale\u00a0Enel Kansas LLC\u00a0100,00%\u00a0100,00%
\n
Blair Solar I LLC\u00a0Andover\u00a0US\u00a01 \u00a0\u00a0USD
\n
Integrale
\n
Brick Road Solar\u00a0
\n
Holdings LLC
\n
100,00%\u00a0100,00%
\n
Blanche BESS (Pty) Ltd\u00a0Sydney\u00a0AU\u00a0100\u00a0\u00a0\u00a0AUD\u00a0
\n
Equity
\n
Enel Green Power
\n
Blanche Holding
\n
(Pty) Ltd
\n
100,00%\u00a050,00%
\n
Blanche BESS Trust\u00a0Sydney\u00a0AU\u00a0100\u00a0\u00a0\u00a0AUD\u00a0
\n
Equity
\n
Enel Green Power
\n
Blanche Holding Trust
\n
100,00%\u00a050,00%
\n
Blue Jay Solar I LLC\u00a0Andover\u00a0US\u00a01 \u00a0\u00a0USD
\n
Integrale
\n
Azure Blue Jay Solar\u00a0
\n
Holdings LLC
\n
100,00%\u00a0100,00%
\n
Blue Jay Solar II LLC\u00a0Andover\u00a0US\u00a01 \u00a0\u00a0USD
\n
Integrale\u00a0Enel Kansas LLC\u00a0100,00%\u00a0100,00%
\n
Blue Star Wind Project LLC\u00a0Andover\u00a0US\u00a01 \u00a0\u00a0USD
\n
Integrale\u00a0Tradewind Energy Inc.\u00a0100,00%\u00a0100,00%
\n
Bogot\u00e1 ZE SAS\u00a0Bogot\u00e0\u00a0CO\u00a01.189.706.920 \u00a0\u00a0COP\u00a0
\n
Equity\u00a0Colombia ZE SAS\u00a0100,00%\u00a09,44%
\n
\n\n
Denominazione societ\u00e0\u00a0Sede legale\u00a0Nazione\u00a0Capitale sociale\u00a0Valuta\u00a0Settore di attivit\u00e0
\n
Metodo di
\n
consolidamento\u00a0Detenuta da
\n
% possesso
\n
azioni
\n
ordinarie
\n
% possesso
\n
Gruppo
\n
Boitumelo Solar Power Plant
\n
(RF) (Pty) Ltd
\n
Gauteng\u00a0ZA\u00a0100\u00a0\u00a0\u00a0ZAR\u00a0
\n
Integrale
\n
Enel Green Power
\n
SpA
\n
100,00%\u00a0100,00%
\n
Bold Elk Wind Limited
\n
Partnership
\n
Calgary\u00a0CA\u00a0100\u00a0\u00a0\u00a0CAD
\n
Integrale
\n
Enel Alberta Wind Inc.\u00a00,10%
\n
100,00%
\n
Enel Green Power
\n
Canada Inc.
\n
99,90%
\n
Bondia Energia Ltda\u00a0Niter\u00f3i\u00a0BR\u00a02.950.888 \u00a0\u00a0BRL\u00a0
\n
Integrale
\n
Enel Brasil SA\u00a0100,00%
\n
82,27%
\n
Enel Green Power
\n
Desenvolvimento
\n
Ltda
\n
0,00%
\n
Boone Stephens Solar I LLC\u00a0Andover\u00a0US\u00a01 \u00a0\u00a0USD
\n
Integrale
\n
Brick Road Solar\u00a0
\n
Holdings LLC
\n
100,00%\u00a0100,00%
\n
Bosa del Ebro SL\u00a0Saragozza\u00a0ES\u00a03.010 \u00a0\u00a0EUR
\n
Integrale
\n
Enel Green Power
\n
Espa\u00f1a SLU
\n
51,00%\u00a035,76%
\n
Bottom Grass Solar Project
\n
LLC
\n
Andover\u00a0US\u00a0- \u00a0\u00a0USD
\n
Integrale\u00a0Enel Kansas LLC\u00a0100,00%\u00a0100,00%
\n
Boujdour Wind Farm\u00a0Casablanca\u00a0MA\u00a0300.000 \u00a0\u00a0MAD
\n
Equity
\n
Nareva Enel Green
\n
Power Morocco SA
\n
90,00%\u00a045,00%
\n
Bouldercombe Solar Farm\u00a0
\n
Trust
\n
Sydney\u00a0AU\u00a010\u00a0\u00a0\u00a0AUD\u00a0
\n
Equity
\n
Enel Green Power
\n
Bouldercombe Trust
\n
100,00%\u00a050,00%
\n
Bouldercombe Solar (Pty) Ltd\u00a0Sydney\u00a0AU\u00a0100\u00a0\u00a0\u00a0AUD\u00a0
\n
Equity
\n
Enel Green Power
\n
Bouldercombe
\n
Holding (Pty) Ltd
\n
100,00%\u00a050,00%
\n
Box Canyon Energy Storage
\n
Project LLC
\n
Andover\u00a0US\u00a01 \u00a0\u00a0USD\u00a0
\n
Integrale\u00a0Enel Kansas LLC\u00a0100,00%\u00a0100,00%
\n
BP Hydro Finance
\n
Partnership
\n
Salt Lake City\u00a0US\u00a0- \u00a0\u00a0USD
\n
Integrale
\n
Enel Green Power
\n
North America Inc.
\n
24,08%
\n
100,00%
\n
Enel Kansas LLC\u00a075,92%
\n
Brandonville Solar I LLC\u00a0Andover\u00a0US\u00a01 \u00a0\u00a0USD
\n
Integrale
\n
Brick Road Solar\u00a0
\n
Holdings LLC
\n
100,00%\u00a0100,00%
\n
Bravo Dome Wind Project
\n
LLC
\n
Andover\u00a0US\u00a01 \u00a0\u00a0USD\u00a0
\n
Integrale\u00a0Tradewind Energy Inc.\u00a0100,00%\u00a0100,00%
\n
Brazatortas 220 Renovables
\n
SL
\n
Madrid\u00a0ES\u00a03.000 \u00a0\u00a0EUR
\n
Equity
\n
Baylio Solar SLU\u00a016,98%
\n
23,81%
\n
Furatena Solar 1 SLU\u00a016,98%
\n
Brazoria West Solar Project
\n
LLC
\n
Andover\u00a0US\u00a0- \u00a0\u00a0USD
\n
Integrale\u00a0Tradewind Energy Inc.\u00a0100,00%\u00a0100,00%
\n
Brazos Flat Solar Project LLC\u00a0Andover\u00a0US\u00a0- \u00a0\u00a0USD
\n
Integrale\u00a0Enel Kansas LLC\u00a0100,00%\u00a0100,00%
\n
Brick Road Solar Holdings\u00a0
\n
LLC
\n
Andover\u00a0US\u00a01 \u00a0\u00a0USD\u00a0
\n
Integrale\u00a0Tradewind Energy Inc.\u00a0100,00%\u00a0100,00%
\n
Bronco Hills Solar Project LLC\u00a0Andover\u00a0US\u00a01 \u00a0\u00a0USD
\n
Integrale\u00a0Enel Kansas LLC\u00a0100,00%\u00a0100,00%
\n
Brush County Solar Project
\n
LLC
\n
Andover\u00a0US\u00a0- \u00a0\u00a0USD
\n
Integrale\u00a0Tradewind Energy Inc.\u00a0100,00%\u00a0100,00%
\n
Buck Canyon Wind Project\u00a0
\n
LLC
\n
Andover\u00a0US\u00a01 \u00a0\u00a0USD\u00a0
\n
Integrale\u00a0Enel Kansas LLC\u00a0100,00%\u00a0100,00%
\n
Buckshutem Solar I LLC\u00a0Andover\u00a0US\u00a01 \u00a0\u00a0USD\u00a0
\n
Integrale
\n
Brick Road Solar\u00a0
\n
Holdings LLC
\n
100,00%\u00a0100,00%
\n
Buckshutem Solar II LLC\u00a0Andover\u00a0US\u00a01 \u00a0\u00a0USD
\n
Integrale
\n
Brick Road Solar\u00a0
\n
Holdings LLC
\n
100,00%\u00a0100,00%
\n
Buffalo Dunes Solar Project
\n
LLC
\n
Andover\u00a0US\u00a01 \u00a0\u00a0USD\u00a0
\n
Integrale\u00a0Enel Kansas LLC\u00a0100,00%\u00a0100,00%
\n
\n\n
Denominazione societ\u00e0\u00a0Sede legale\u00a0Nazione\u00a0Capitale sociale\u00a0Valuta\u00a0Settore di attivit\u00e0
\n
Metodo di
\n
consolidamento\u00a0Detenuta da
\n
% possesso
\n
azioni
\n
ordinarie
\n
% possesso
\n
Gruppo
\n
Buffalo Dunes Wind Project\u00a0
\n
LLC
\n
Topeka\u00a0US\u00a0- \u00a0\u00a0USD
\n
Integrale
\n
EGPNA Development
\n
Holdings LLC
\n
75,00%\u00a075,00%
\n
Buffalo Jump LP\u00a0Alberta\u00a0CA\u00a010\u00a0\u00a0\u00a0CAD
\n
Integrale
\n
Enel Alberta Wind Inc.\u00a00,10%
\n
100,00%
\n
Enel Green Power
\n
Canada Inc.
\n
99,90%
\n
Buffalo Spirit Wind Project\u00a0
\n
LLC
\n
Andover\u00a0US\u00a01 \u00a0\u00a0USD\u00a0
\n
Integrale\u00a0Tradewind Energy Inc.\u00a0100,00%\u00a0100,00%
\n
Bungala One Finco (Pty) Ltd\u00a0Sydney\u00a0AU\u00a01.000 \u00a0\u00a0AUD\u00a0
\n
Equity
\n
Bungala One
\n
Property Trust
\n
100,00%\u00a025,50%
\n
Bungala One Operation
\n
Holding Trust
\n
Sydney\u00a0AU\u00a0100\u00a0\u00a0\u00a0AUD\u00a0
\n
Equity
\n
Enel Green Power
\n
Bungala (Pty) Ltd
\n
50,00%\u00a025,00%
\n
Bungala One Operations
\n
Holding (Pty) Ltd
\n
Sydney\u00a0AU\u00a0100\u00a0\u00a0\u00a0AUD\u00a0
\n
Equity
\n
Enel Green Power
\n
Bungala (Pty) Ltd
\n
51,00%\u00a025,50%
\n
Bungala One Operations
\n
(Pty) Ltd
\n
Sydney\u00a0AU\u00a01.000 \u00a0\u00a0AUD\u00a0
\n
Equity
\n
Bungala One
\n
Operations Holding
\n
(Pty) Ltd
\n
100,00%\u00a025,50%
\n
Bungala One Operations
\n
Trust
\n
Sydney\u00a0AU\u00a0- \u00a0\u00a0AUD\u00a0
\n
Equity
\n
Bungala One
\n
Operations Holding
\n
(Pty) Ltd
\n
100,00%\u00a025,50%
\n
Bungala One Property
\n
Holding (Pty) Ltd
\n
Sydney\u00a0AU\u00a0100\u00a0\u00a0\u00a0AUD\u00a0
\n
Equity
\n
Enel Green Power
\n
Bungala (Pty) Ltd
\n
51,00%\u00a025,50%
\n
Bungala One Property
\n
Holding Trust
\n
Sydney\u00a0AU\u00a0100\u00a0\u00a0\u00a0AUD\u00a0
\n
Equity
\n
Enel Green Power
\n
Bungala (Pty) Ltd
\n
50,00%\u00a025,00%
\n
Bungala One Property
\n
(Pty) Ltd
\n
Sydney\u00a0AU\u00a01.000 \u00a0\u00a0AUD\u00a0
\n
Equity
\n
Bungala One
\n
Property Holding
\n
(Pty) Ltd
\n
100,00%\u00a025,50%
\n
Bungala One Property Trust\u00a0Sydney\u00a0AU\u00a0- \u00a0\u00a0AUD\u00a0
\n
Equity
\n
Bungala One
\n
Property Holding
\n
(Pty) Ltd
\n
100,00%\u00a025,50%
\n
Bungala Two Finco (Pty) Ltd\u00a0Sydney\u00a0AU\u00a0- \u00a0\u00a0AUD\u00a0
\n
Equity
\n
Bungala Two Property
\n
Trust
\n
100,00%\u00a025,50%
\n
Bungala Two Operations
\n
Holding (Pty) Ltd
\n
Sydney\u00a0AU\u00a0- \u00a0\u00a0AUD\u00a0
\n
Equity
\n
Enel Green Power
\n
Bungala (Pty) Ltd
\n
51,00%\u00a025,50%
\n
Bungala Two Operations
\n
Holding Trust
\n
Sydney\u00a0AU\u00a0- \u00a0\u00a0AUD\u00a0
\n
Equity
\n
Enel Green Power
\n
Bungala (Pty) Ltd
\n
50,00%\u00a025,00%
\n
Bungala Two Operations
\n
(Pty) Ltd
\n
Sydney\u00a0AU\u00a0- \u00a0\u00a0AUD\u00a0
\n
Equity
\n
Bungala Two\u00a0
\n
Operations Holding
\n
(Pty) Ltd
\n
100,00%\u00a025,50%
\n
Bungala Two Operations
\n
Trust
\n
Sydney\u00a0AU\u00a0- \u00a0\u00a0AUD\u00a0
\n
Equity
\n
Bungala Two\u00a0
\n
Operations Holding
\n
(Pty) Ltd
\n
100,00%\u00a025,50%
\n
Bungala Two Property
\n
Holding (Pty) Ltd
\n
Sydney\u00a0AU\u00a0- \u00a0\u00a0AUD\u00a0
\n
Equity
\n
Enel Green Power
\n
Bungala (Pty) Ltd
\n
51,00%\u00a025,50%
\n
Bungala Two Property
\n
Holding Trust
\n
Sydney\u00a0AU\u00a0- \u00a0\u00a0AUD\u00a0
\n
Equity
\n
Enel Green Power
\n
Bungala (Pty) Ltd
\n
50,00%\u00a025,00%
\n
Bungala Two Property (Pty)
\n
Ltd
\n
Sydney\u00a0AU\u00a0- \u00a0\u00a0AUD\u00a0
\n
Equity
\n
Bungala Two Property
\n
Holding (Pty) Ltd
\n
100,00%\u00a025,50%
\n
Bungala Two Property Trust\u00a0Sydney\u00a0AU\u00a01 \u00a0\u00a0AUD\u00a0
\n
Equity
\n
Bungala Two Property
\n
Holding (Pty) Ltd
\n
100,00%\u00a025,50%
\n
Burgundy Spruce Solar LP\u00a0Calgary\u00a0CA\u00a0100\u00a0\u00a0\u00a0CAD
\n
Integrale
\n
Enel Alberta Solar Inc.\u00a00,10%
\n
100,00%
\n
Enel Green Power
\n
Canada Inc.
\n
99,90%
\n
Business Venture
\n
Investments 1468 (Pty) Ltd
\n
Johannesburg\u00a0ZA\u00a0100\u00a0\u00a0\u00a0ZAR
\n
Integrale
\n
Enel Green Power
\n
South Africa (Pty) Ltd
\n
100,00%\u00a0100,00%
\n
Butterfly Meadows Solar\u00a0
\n
Project LLC
\n
Andover\u00a0US\u00a0- \u00a0\u00a0USD
\n
Integrale\u00a0Enel Kansas LLC\u00a0100,00%\u00a0100,00%
\n
\n\n
Denominazione societ\u00e0\u00a0Sede legale\u00a0Nazione\u00a0Capitale sociale\u00a0Valuta\u00a0Settore di attivit\u00e0
\n
Metodo di
\n
consolidamento\u00a0Detenuta da
\n
% possesso
\n
azioni
\n
ordinarie
\n
% possesso
\n
Gruppo
\n
C&C Castelvetere Srl\u00a0Roma\u00a0IT\u00a0100.000\u00a0\u00a0\u00a0EUR
\n
Integrale
\n
Enel Green Power
\n
Italia Srl
\n
100,00%\u00a0100,00%
\n
C&C Uno Energy Srl\u00a0Roma\u00a0IT\u00a0118.000 \u00a0\u00a0EUR
\n
Integrale
\n
Enel Green Power
\n
Italia Srl
\n
100,00%\u00a0100,00%
\n
Cactus Mesa Solar Project\u00a0
\n
LLC
\n
Andover\u00a0US\u00a01 \u00a0\u00a0USD\u00a0
\n
Integrale\u00a0Enel Kansas LLC\u00a0100,00%\u00a0100,00%
\n
Campos Promotores
\n
Renovables SL
\n
Elche\u00a0ES\u00a03.000\u00a0\u00a0\u00a0EUR
\n
Equity
\n
Enel Green Power
\n
Espa\u00f1a SLU
\n
25,30%\u00a017,74\u00a0%
\n
Canastota Wind Power LLC\u00a0Andover\u00a0US\u00a0- \u00a0\u00a0USD
\n
Integrale
\n
Fenner Wind
\n
Holdings LLC
\n
100,00%\u00a0100,00%
\n
Caney River Wind Project
\n
LLC
\n
Overland Park\u00a0US\u00a0- \u00a0\u00a0USD
\n
Equity
\n
Rocky Caney Wind
\n
LLC
\n
100,00%\u00a010,00%
\n
Canyon Top Energy Storage\u00a0
\n
Project LLC
\n
Andover\u00a0US\u00a01 \u00a0\u00a0USD\u00a0
\n
Integrale\u00a0Enel Kansas LLC\u00a0100,00%\u00a0100,00%
\n
Castle Rock Ridge Limited
\n
Partnership
\n
Alberta\u00a0CA\u00a0- \u00a0\u00a0CAD\u00a0
\n
Integrale
\n
Enel Alberta Wind Inc.\u00a00,10%
\n
100,00%
\n
Enel Green Power
\n
Canada Inc.
\n
99,90%
\n
Catalana d\u2019Iniciatives SA in\u00a0
\n
liquidazione
\n
Barcellona\u00a0ES\u00a030.862.800 \u00a0\u00a0EUR\u00a0
\n
-\u00a0Endesa SA\u00a00,94%\u00a00,66%
\n
Cattle Drive Wind Project LLC\u00a0Andover\u00a0US\u00a01 \u00a0\u00a0USD
\n
Integrale\u00a0Enel Kansas LLC\u00a0100,00%\u00a0100,00%
\n
Cdec - Sic Ltda\u00a0Santiago del Cile\u00a0CL\u00a0709.783.206 \u00a0\u00a0CLP
\n
-
\n
Enel Green Power
\n
Chile SA
\n
6,00%\u00a03,90%
\n
Cedar Run Wind Project LLC\u00a0Andover\u00a0US\u00a01 \u00a0\u00a0USD
\n
Integrale\u00a0Tradewind Energy Inc.\u00a0100,00%\u00a0100,00%
\n
Central Geradora
\n
Fotovoltaica Bom Nome Ltda
\n
Salvador\u00a0BR\u00a04.979.739\u00a0\u00a0\u00a0BRL
\n
Integrale
\n
Enel Brasil SA\u00a0100,00%
\n
82,27%
\n
Enel Green Power
\n
Desenvolvimento
\n
Ltda
\n
0,00%
\n
Central Geradora
\n
Fotovoltaica S\u00e3o Francisco
\n
Ltda
\n
Niter\u00f3i\u00a0BR\u00a0268.128.917\u00a0\u00a0\u00a0BRL
\n
Integrale
\n
Enel Brasil SA\u00a00,00%
\n
82,27%
\n
Enel X Brasil SA\u00a0100,00%
\n
Central Hidr\u00e1ulica G\u00fcejar-
\n
Sierra SL
\n
Granada\u00a0ES\u00a0364.213 \u00a0\u00a0EUR\u00a0
\n
Equity
\n
Enel Green Power
\n
Espa\u00f1a SLU
\n
33,30%\u00a023,35%
\n
Central T\u00e9rmica de Anllares
\n
AIE
\n
Madrid\u00a0ES\u00a0595.000\u00a0\u00a0\u00a0EUR\u00a0
\n
Equity
\n
Endesa Generaci\u00f3n
\n
SAU
\n
33,33%\u00a023,37%
\n
Central Vuelta de Obligado
\n
SA
\n
Buenos Aires\u00a0AR\u00a0500.000 \u00a0\u00a0ARS
\n
-
\n
Enel Generaci\u00f3n El
\n
Choc\u00f3n SA
\n
33,20%\u00a017,95%
\n
Centrales Nucleares Almaraz-
\n
Trillo AIE
\n
Madrid\u00a0ES\u00a0- \u00a0\u00a0EUR\u00a0
\n
Equity
\n
Endesa Generaci\u00f3n
\n
SAU
\n
24,18%\u00a016,95%
\n
Centrum Pre Vedu A Vyskum
\n
Sro
\n
Kaln\u00e1 Nad
\n
Hronom
\n
SK\u00a06.639 \u00a0\u00a0EUR
\n
Equity
\n
Slovensk\u00e9 elektr\u00e1rne
\n
AS
\n
100,00%\u00a033,00%
\n
CES 2 Private Company\u00a0Atene\u00a0GR\u00a0501\u00a0\u00a0\u00a0EUR\u00a0
\n
-
\n
Enel Green Power
\n
Hellas Supply Single
\n
Member SA
\n
0,20%\u00a00,10%
\n
CES 3 Private Company\u00a0Atene\u00a0GR\u00a0501 \u00a0\u00a0EUR
\n
-
\n
Enel Green Power
\n
Hellas Supply Single
\n
Member SA
\n
0,20%\u00a00,10%
\n
CES 4 Private Company\u00a0Atene\u00a0GR\u00a0501\u00a0\u00a0\u00a0EUR\u00a0
\n
-
\n
Enel Green Power
\n
Hellas Supply Single
\n
Member SA
\n
0,20%\u00a00,10%
\n
CES 5 Private Company\u00a0Atene\u00a0GR\u00a0501\u00a0\u00a0\u00a0EUR\u00a0
\n
-
\n
Enel Green Power
\n
Hellas Supply Single
\n
Member SA
\n
0,20%\u00a00,10%
\n
CES 6 Private Company\u00a0Atene\u00a0GR\u00a0501 \u00a0\u00a0EUR
\n
-
\n
Enel Green Power
\n
Hellas Supply Single
\n
Member SA
\n
0,20%\u00a00,10%
\n
\n\n
Denominazione societ\u00e0\u00a0Sede legale\u00a0Nazione\u00a0Capitale sociale\u00a0Valuta\u00a0Settore di attivit\u00e0
\n
Metodo di
\n
consolidamento\u00a0Detenuta da
\n
% possesso
\n
azioni
\n
ordinarie
\n
% possesso
\n
Gruppo
\n
CES 7 Private Company\u00a0Atene\u00a0GR\u00a0501 \u00a0\u00a0EUR
\n
-
\n
Enel Green Power
\n
Hellas Supply Single
\n
Member SA
\n
0,20%\u00a00,10%
\n
CES 8 Private Company\u00a0Atene\u00a0GR\u00a0501\u00a0\u00a0\u00a0EUR
\n
-
\n
Enel Green Power
\n
Hellas Supply Single
\n
Member SA
\n
0,20%\u00a00,10%
\n
CESI - Centro Elettrotecnico\u00a0
\n
Sperimentale Italiano\u00a0
\n
Giacinto Motta SpA
\n
Milano\u00a0IT\u00a08.550.000 \u00a0\u00a0EUR\u00a0
\n
Equity\u00a0Enel SpA\u00a042,70%\u00a042,70%
\n
Champagne Storage LLC\u00a0Wilmington\u00a0US\u00a01 \u00a0\u00a0USD\u00a0
\n
Integrale
\n
Enel Energy Storage\u00a0
\n
Holdings LLC (ex\u00a0
\n
EGP Energy Storage
\n
Holdings LLC)
\n
100,00%\u00a0100,00%
\n
Checkerboard Plains Solar
\n
Project Limited Partnership
\n
Calgary\u00a0CA\u00a0- \u00a0\u00a0CAD
\n
Integrale
\n
Enel Alberta Solar Inc.\u00a00,10%
\n
100,00%
\n
Enel Green Power
\n
Canada Inc.
\n
99,90%
\n
Cheyenne Ridge II Wind
\n
Project LLC
\n
Andover\u00a0US\u00a01 \u00a0\u00a0USD\u00a0
\n
Integrale\u00a0Enel Kansas LLC\u00a0100,00%\u00a0100,00%
\n
Cheyenne Ridge Wind
\n
Project LLC
\n
Andover\u00a0US\u00a01 \u00a0\u00a0USD\u00a0
\n
Integrale\u00a0Tradewind Energy Inc.\u00a0100,00%\u00a0100,00%
\n
Chi Black River LLC\u00a0Wilmington\u00a0US\u00a0- \u00a0\u00a0USD
\n
Integrale
\n
Enel Green Power
\n
North America Inc.
\n
100,00%\u00a0100,00%
\n
Chi Minnesota Wind LLC\u00a0Wilmington\u00a0US\u00a0- \u00a0\u00a0USD
\n
Integrale
\n
Enel Green Power
\n
North America Inc.
\n
100,00%\u00a0100,00%
\n
Chi Operations Inc.\u00a0Andover\u00a0US\u00a0100\u00a0\u00a0\u00a0USD
\n
Integrale
\n
Enel Green Power
\n
North America Inc.
\n
100,00%\u00a0100,00%
\n
Chi Power Inc.\u00a0Naples\u00a0US\u00a0100\u00a0\u00a0\u00a0USD
\n
Integrale
\n
Enel Green Power
\n
North America Inc.
\n
100,00%\u00a0100,00%
\n
Chi Power Marketing Inc.\u00a0Wilmington\u00a0US\u00a0100\u00a0\u00a0\u00a0USD
\n
Integrale
\n
Enel Green Power
\n
North America Inc.
\n
100,00%\u00a0100,00%
\n
Chi West LLC\u00a0San Francisco\u00a0US\u00a0100\u00a0\u00a0\u00a0USD
\n
Integrale
\n
Enel Green Power
\n
North America Inc.
\n
100,00%\u00a0100,00%
\n
Chinango SAC\u00a0San Miguel\u00a0PE\u00a0295.249.298 \u00a0\u00a0SOL\u00a0
\n
Held for sale
\n
Enel Generaci\u00f3n
\n
Per\u00fa SAA
\n
80,00%\u00a057,\u00a023\u00a0%
\n
Chisago Solar LLC\u00a0Wilmington\u00a0US\u00a0- \u00a0\u00a0USD
\n
Integrale
\n
Aurora Distributed
\n
Solar LLC
\n
100,00%\u00a074,\u00a013\u00a0%
\n
Chisholm View II Holding LLC\u00a0Wilmington\u00a0US\u00a0- \u00a0\u00a0USD
\n
Integrale\u00a0Enel Kansas LLC\u00a0100,00%\u00a0100,00%
\n
Chisholm View Wind Project
\n
II LLC
\n
Wilmington\u00a0US\u00a0- \u00a0\u00a0USD
\n
Integrale
\n
Chisholm View II
\n
Holding LLC
\n
62,79%\u00a062,79%
\n
Chisholm View Wind Project
\n
LLC
\n
New York\u00a0US\u00a0- \u00a0\u00a0USD
\n
Equity
\n
EGPNA REP Wind
\n
Holdings LLC
\n
100,00%\u00a010,00%
\n
Cimarron Bend Assets LLC\u00a0Wilmington\u00a0US\u00a0- \u00a0\u00a0USD
\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\u00a01,00%
\n
Cimarron Bend III HoldCo
\n
LLC
\n
Andover\u00a0US\u00a01 \u00a0\u00a0USD\u00a0
\n
Integrale
\n
Enel Green Power
\n
Cimarron Bend Wind
\n
Holdings III LLC
\n
100,00%\u00a0100,00%
\n
Cimarron Bend Solar Project
\n
LLC
\n
Andover\u00a0US\u00a01 \u00a0\u00a0USD\u00a0
\n
Integrale\u00a0Enel Kansas LLC\u00a0100,00%\u00a0100,00%
\n
Cimarron Bend Wind
\n
Holdings I LLC
\n
Wilmington\u00a0US\u00a0- \u00a0\u00a0USD
\n
Integrale
\n
Cimarron Bend Wind
\n
Holdings II LLC
\n
100,00%\u00a0100,00%
\n
\n\n
Denominazione societ\u00e0\u00a0Sede legale\u00a0Nazione\u00a0Capitale sociale\u00a0Valuta\u00a0Settore di attivit\u00e0
\n
Metodo di
\n
consolidamento\u00a0Detenuta da
\n
% possesso
\n
azioni
\n
ordinarie
\n
% possesso
\n
Gruppo
\n
Cimarron Bend Wind
\n
Holdings II LLC
\n
Dover\u00a0US\u00a0100\u00a0\u00a0\u00a0USD
\n
Integrale
\n
Cimarron Bend Wind
\n
Holdings LLC
\n
100,00%\u00a0100,00%
\n
Cimarron Bend Wind
\n
Holdings III LLC
\n
Andover\u00a0US\u00a0- \u00a0\u00a0USD
\n
Integrale\u00a0Enel Kansas LLC\u00a0100,00%\u00a0100,00%
\n
Cimarron Bend Wind
\n
Holdings LLC
\n
Wilmington\u00a0US\u00a0- \u00a0\u00a0USD
\n
Integrale
\n
EGPNA Preferred
\n
Wind Holdings LLC
\n
100,00%\u00a0100,00%
\n
Cimarron Bend Wind Project
\n
I LLC
\n
Wilmington\u00a0US\u00a0- \u00a0\u00a0USD
\n
Integrale
\n
Cimarron Bend Wind
\n
Holdings I LLC
\n
100,00%\u00a0100,00%
\n
Cimarron Bend Wind Project
\n
II LLC
\n
Wilmington\u00a0US\u00a0- \u00a0\u00a0USD
\n
Integrale
\n
Cimarron Bend Wind
\n
Holdings I LLC
\n
100,00%\u00a0100,00%
\n
Cimarron Bend Wind Project
\n
III LLC
\n
Wilmington\u00a0US\u00a0- \u00a0\u00a0USD
\n
Integrale
\n
Cimarron Bend Wind
\n
Holdings III LLC
\n
100,00%\u00a0100,00%
\n
Cinch Top Solar Project LLC\u00a0Andover\u00a0US\u00a01 \u00a0\u00a0USD\u00a0
\n
Integrale\u00a0Enel Kansas LLC\u00a0100,00%\u00a0100,00%
\n
Cipher Solar Project LLC\u00a0Andover\u00a0US\u00a01 \u00a0\u00a0USD\u00a0
\n
Integrale\u00a0Enel Kansas LLC\u00a0100,00%\u00a0100,00%
\n
CityPoste Payment Digital Srl
\n
Mosciano
\n
Sant\u2019Angelo
\n
IT\u00a010.000\u00a0\u00a0\u00a0EUR
\n
Equity\u00a0Mooney SpA\u00a0100,00%\u00a050,00%
\n
Clear Fork Solar Project LLC\u00a0Andover\u00a0US\u00a01 \u00a0\u00a0USD
\n
Integrale\u00a0Enel Kansas LLC\u00a0100,00%\u00a0100,00%
\n
Clear Sky Wind Project LLC\u00a0Andover\u00a0US\u00a01 \u00a0\u00a0USD\u00a0
\n
Integrale\u00a0Tradewind Energy Inc.\u00a0100,00%\u00a0100,00%
\n
Clinton Farms Battery Project
\n
LLC
\n
Andover\u00a0US\u00a01 \u00a0\u00a0USD\u00a0
\n
Integrale\u00a0Enel Kansas LLC\u00a0100,00%\u00a0100,00%
\n
Clinton Farms Solar Project
\n
LLC
\n
Andover\u00a0US\u00a01 \u00a0\u00a0USD\u00a0
\n
Integrale\u00a0Enel Kansas LLC\u00a0100,00%\u00a0100,00%
\n
Clinton Farms Wind Project
\n
LLC
\n
Andover\u00a0US\u00a01 \u00a0\u00a0USD\u00a0
\n
Integrale\u00a0Tradewind Energy Inc.\u00a0100,00%\u00a0100,00%
\n
Cloudwalker Wind Project
\n
LLC
\n
Andover\u00a0US\u00a01 \u00a0\u00a0USD\u00a0
\n
Integrale\u00a0Enel Kansas LLC\u00a0100,00%\u00a0100,00%
\n
Cogein Sannio Srl\u00a0Roma\u00a0IT\u00a010.000\u00a0\u00a0\u00a0EUR
\n
Integrale
\n
Enel Green Power
\n
Italia Srl
\n
100,00%\u00a0100,00%
\n
Cogeneraci\u00f3n el Salto SL in
\n
liquidazione
\n
Saragozza\u00a0ES\u00a036.061 \u00a0\u00a0EUR
\n
Equity
\n
Enel Green Power
\n
Espa\u00f1a SLU
\n
20,00%\u00a014,02%
\n
Cogenio Iberia SL\u00a0Madrid\u00a0ES\u00a02.874.622\u00a0\u00a0\u00a0EUR
\n
Equity
\n
Endesa X Servicios
\n
SLU
\n
20,00%\u00a014,02%
\n
Cogenio Srl\u00a0Roma\u00a0IT\u00a02.310.000\u00a0\u00a0\u00a0EUR\u00a0
\n
Equity\u00a0Enel X Italia Srl\u00a020,00%\u00a020,00%
\n
Cohuna Solar Farm (Pty) Ltd\u00a0Sydney\u00a0AU\u00a0100\u00a0\u00a0\u00a0AUD\u00a0
\n
Equity
\n
Enel Green Power
\n
Cohuna Holdings
\n
(Pty) Ltd
\n
100,00%\u00a050,00%
\n
Cohuna Solar Farm Trust\u00a0Sydney\u00a0AU\u00a01 \u00a0\u00a0AUD\u00a0
\n
Equity
\n
Enel Green Power
\n
Cohuna Trust
\n
100,00%\u00a050,00%
\n
Colombia ZE SAS\u00a0Bogot\u00e0\u00a0CO\u00a011.872.499.000\u00a0\u00a0\u00a0COP
\n
Equity
\n
Enel Colombia SA
\n
ESP
\n
20,00%\u00a09,44%
\n
Comanche Crest Ranch LLC\u00a0Andover\u00a0US\u00a01 \u00a0\u00a0USD
\n
Integrale\u00a0Tradewind Energy Inc.\u00a0100,00%\u00a0100,00%
\n
Comercializadora El\u00e9ctrica
\n
de C\u00e1diz SA
\n
Cadice\u00a0ES\u00a0600.000\u00a0\u00a0\u00a0EUR
\n
Equity\u00a0Endesa SA\u00a033,50%\u00a023,49%
\n
Compagnia Porto di
\n
Civitavecchia SpA in\u00a0
\n
liquidazione
\n
Roma\u00a0IT\u00a015.130.800\u00a0\u00a0\u00a0EUR\u00a0
\n
Equity\u00a0Enel Produzione SpA\u00a024,34%\u00a024,34%
\n
\n\n
Denominazione societ\u00e0 Sede legale Nazione Capitale sociale Valuta Settore di attivit\u00e0
\n
Metodo di
\n
consolidamento Detenuta da
\n
% possesso
\n
azioni
\n
ordinarie
\n
% possesso
\n
Gruppo
\n
Companhia Energ\u00e9tica do
\n
Cear\u00e1 - Coelce
\n
Fortaleza BR 1.282.346.886 BRL
\n
Integrale Enel Brasil SA 74,05% 60,92%
\n
Compa\u00f1\u00eda de Trasmisi\u00f3n del
\n
Mercosur SA - CTM
\n
Buenos Aires AR 2.025.191.313 ARS
\n
Held for sale
\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 37.721.314 SOL
\n
Held for sale Enel Per\u00fa SAC 100,00% 82,27%
\n
Compa\u00f1\u00eda E\u00f3lica Tierras
\n
Altas SA
\n
Soria ES 13.222.000 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 Project
\n
LLC
\n
Andover US 1 USD
\n
Integrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%
\n
Concert Srl Roma IT 10.000 EUR
\n
Integrale
\n
Enel Green Power
\n
SpA
\n
100,00% 100,00%
\n
Concho Solar I LLC Andover US 1 USD Integrale Tradewind Energy Inc. 100,00% 100,00%
\n
Concord Vine Solar Project
\n
LLC
\n
Andover US 1 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 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 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 de
\n
Extremadura SA
\n
Badajoz ES 44.538.000 EUR
\n
- Endesa SA 1,01% 0,71%
\n
Corporaci\u00f3n E\u00f3lica de
\n
Zaragoza SL
\n
La Puebla de
\n
Alfind\u00e9n
\n
ES 271.652 EUR
\n
Equity
\n
Enel Green Power
\n
Espa\u00f1a SLU
\n
25,00% 17,53%
\n
Country Roads Solar Project
\n
LLC
\n
Andover US 1 USD
\n
Integrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%
\n
Cow Creek Wind Project LLC Andover US 1 USD
\n
Integrale Tradewind Energy Inc. 100,00% 100,00%
\n
Cr\u00e9dito F\u00e1cil Codensa SA
\n
Compa\u00f1\u00eda de Financiamiento
\n
in liquidazione
\n
Bogot\u00e0 CO 32.000.000.000 COP
\n
Equity
\n
Colombia ZE SAS 0,00%
\n
23,12%
\n
Enel Colombia SA
\n
ESP
\n
48,99%
\n
Enel X Colombia
\n
SAS ESP
\n
0,00%
\n
Crockett Solar I LLC Andover US 1 USD
\n
Integrale Tradewind Energy Inc. 100,00% 100,00%
\n
Dairy Meadows Wind Project
\n
LLC
\n
Andover US 1 USD
\n
Integrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%
\n
Daisy Patch Solar Project LLC Andover US - USD
\n
Integrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%
\n
Danax Energy (Pty) Ltd Sandton ZA 100 ZAR
\n
Integrale
\n
Enel Green Power
\n
South Africa (Pty) Ltd
\n
100,00% 100,00%
\n
Dappled Colt Storage Project
\n
Limited 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
\n\n
Denominazione societ\u00e0 Sede legale Nazione Capitale sociale Valuta Settore di attivit\u00e0
\n
Metodo di
\n
consolidamento Detenuta da
\n
% possesso
\n
azioni
\n
ordinarie
\n
% possesso
\n
Gruppo
\n
Dauphin Solar I LLC Andover US 1 USD
\n
Integrale
\n
Brick Road Solar
\n
Holdings LLC
\n
100,00% 100,00%
\n
Daybreak Wind Project LLC Andover US 1 USD
\n
Integrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%
\n
Decimalfigure - Unipessoal
\n
Ltda
\n
Pego PT 2.000 EUR
\n
Equity
\n
Tejo Energia
\n
- Produ\u00e7\u00e3o e
\n
Distribui\u00e7\u00e3o de
\n
Energia El\u00e9ctrica SA
\n
100,00% 30,68%
\n
Dehesa de los Guadalupes
\n
Solar SLU
\n
Madrid ES 3.000 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 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 EUR
\n
Integrale
\n
Enel Green Power
\n
Espa\u00f1a SLU
\n
100,00% 70,12%
\n
Derivex SA Bogot\u00e0 CO 938.734.000 COP
\n
-
\n
Enel Colombia SA
\n
ESP
\n
5,20% 2,46%
\n
Desarrollo de Fuerzas
\n
Renovables S de RL de Cv
\n
Citt\u00e0 del Messico MX 53.104.350 MXN Integrale
\n
Enel Green Power
\n
M\u00e9xico S de RL de Cv
\n
100,00%
\n
100,00%
\n
Enel Services M\u00e9xico
\n
SA de Cv
\n
0,00%
\n
Desert Willow Solar Project
\n
LLC
\n
Andover US 1 USD
\n
Integrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%
\n
DI.T.N.E. - Distretto
\n
Tecnologico Nazionale
\n
sull\u2019Energia - Societ\u00e0
\n
Consortile a Responsabilit\u00e0
\n
Limitata
\n
Roma IT 451.878 EUR
\n
- Enel Produzione SpA 1,79% 1,79%
\n
Diamond Vista Holdings LLC Wilmington US 1 USD
\n
Integrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%
\n
Diamond Vista Solar Project
\n
LLC
\n
Andover US 1 USD
\n
Integrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%
\n
Dispatch Renewable Energy
\n
Societe Anonyme
\n
Heraklion, Creta GR 740.000 EUR
\n
Equity
\n
Enel Green Power
\n
Hellas SA
\n
0,00% 0,00%
\n
Distretto Tecnologico Sicilia
\n
Micro e Nano Sistemi Scarl
\n
Catania IT 628.978 EUR
\n
- 3SUN Srl 5,56% 5,56%
\n
Distribuidora de Energ\u00eda
\n
El\u00e9ctrica del Bages SA
\n
Barcellona ES 108.240 EUR
\n
Integrale
\n
Endesa SA 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 EUR
\n
Integrale Endesa SA 100,00% 70,12%
\n
Distrilec Inversora SA Buenos Aires AR 497.612.021 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 4.151.197.627 MXN
\n
Integrale
\n
Enel Green Power
\n
M\u00e9xico S de RL de Cv
\n
1,00%
\n
100,00%
\n
Enel Rinnovabile SA
\n
de Cv
\n
99,00%
\n
Dominica Energ\u00eda Limpia
\n
SA de Cv
\n
Citt\u00e0 del Messico MX 2.070.600.646 MXN
\n
Equity
\n
Tenedora de Energ\u00eda
\n
Renovable Sol y
\n
Viento SAPI de Cv
\n
60,80% 20,00%
\n
Dorset Ridge Wind Project
\n
LLC
\n
Andover US 1 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 Project
\n
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 Settore di attivit\u00e0
\n
Metodo di
\n
consolidamento Detenuta da
\n
% possesso
\n
azioni
\n
ordinarie
\n
% possesso
\n
Gruppo
\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 LLC 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 INR
\n
Integrale
\n
Enel Green Power
\n
India Private Limited
\n
100,00% 100,00%
\n
E.S.CO. Comuni Srl Bergamo IT 1.000.000 EUR
\n
Integrale Enel X Italia Srl 60,00% 60,00%
\n
Earthly Reflections Solar
\n
Project LLC
\n
Andover US 1 USD
\n
Integrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%
\n
Eastern Rise Solar Project
\n
LLC
\n
Andover US 1 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 USD
\n
Integrale
\n
Brick Road Solar
\n
Holdings LLC
\n
100,00% 100,00%
\n
Ecosolar2 Private Company Grevena GR 1.000 EUR
\n
-
\n
Enel Green Power
\n
Hellas SA
\n
0,10% 0,10%
\n
Edgartown Depot Solar 1 LLC Boston US - USD
\n
Integrale
\n
Enel X MA Holdings
\n
LLC
\n
100,00% 100,00%
\n
Edistribuci\u00f3n Redes Digitales
\n
SLU
\n
Madrid ES 1.204.540.060 EUR
\n
Integrale Endesa SA 100,00% 70,12%
\n
e-distribuzione SpA Roma IT 2.600.000.000 EUR
\n
Integrale Enel Italia SpA 100,00% 100,00%
\n
EF Divesture LLC Andover US 1 USD
\n
Integrale Tradewind Energy Inc. 100,00% 100,00%
\n
Efficientya Srl Bergamo IT 100.000 EUR
\n
Equity Enel X Italia Srl 50,00% 50,00%
\n
EGP Australia (Pty) Ltd Sydney AU 10.000 AUD
\n
Equity
\n
Enel Green Power
\n
Australia (Pty) Ltd
\n
100,00% 50,00%
\n
EGP BESS 1 (RF) (Pty) Ltd Gauteng ZA 1.000 ZAR
\n
Integrale
\n
Enel Green Power
\n
SpA
\n
100,00% 100,00%
\n
EGP Bioenergy Srl Roma IT 1.000.000 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 COP
\n
Integrale
\n
Enel Colombia SA
\n
ESP
\n
100,00% 47, 1 8 %
\n
EGP Geronimo Holding
\n
Company Inc.
\n
Wilmington US 1.000 USD
\n
Integrale
\n
Enel Green Power
\n
North America Inc.
\n
100,00% 100,00%
\n
EGP GulfStar Solar PPA LLC Andover US 1 USD
\n
Integrale
\n
EGP North America
\n
PPA LLC
\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
\n\n
Denominazione societ\u00e0 Sede legale Nazione Capitale sociale Valuta Settore di attivit\u00e0
\n
Metodo di
\n
consolidamento Detenuta da
\n
% possesso
\n
azioni
\n
ordinarie
\n
% possesso
\n
Gruppo
\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
EGP HoldCo 7 LLC Andover US - USD
\n
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 1.258.077.873 MXN
\n
Integrale
\n
Enel Green Power
\n
M\u00e9xico S de RL de Cv
\n
99,50%
\n
100,00%
\n
Enel Rinnovabile SA
\n
de Cv
\n
0,50%
\n
EGP Matimba NewCo 1 Srl Roma IT 10.000 EUR
\n
Equity
\n
Enel Green Power
\n
SpA
\n
50,00% 50,00%
\n
EGP Matimba NewCo 2 Srl Roma IT 10.000 EUR
\n
Integrale
\n
Enel Green Power
\n
SpA
\n
100,00% 100,00%
\n
EGP Nevada Power LLC Wilmington US - USD
\n
Held for sale
\n
Enel Green Power
\n
North America Inc.
\n
100,00% 100,00%
\n
EGP North America PPA LLC Andover US 1 USD
\n
Integrale
\n
Enel Green Power
\n
North America Inc.
\n
100,00% 100,00%
\n
EGP Sabaudia Srl Roma IT 1.000 EUR
\n
Integrale
\n
Enel Green Power
\n
Italia Srl
\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 Microgrid
\n
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 Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%
\n
EGP Solar V SAU
\n
San Salvador de
\n
Jujuy
\n
AR 500.000 ARS
\n
Integrale
\n
Enel Green Power
\n
Argentina
\n
100,00% 82,27%
\n
EGP Solar VI SAU
\n
San Salvador de
\n
Jujuy
\n
AR 500.000 ARS
\n
Integrale
\n
Enel Green Power
\n
Argentina
\n
100,00% 82,27%
\n
\n\n
Denominazione societ\u00e0 Sede legale Nazione Capitale sociale Valuta Settore di attivit\u00e0
\n
Metodo di
\n
consolidamento Detenuta da
\n
% possesso
\n
azioni
\n
ordinarie
\n
% possesso
\n
Gruppo
\n
EGP Stillwater Solar LLC Wilmington US - USD
\n
Held for sale Enel Stillwater LLC 100,00% 100,00%
\n
EGP Stillwater Solar PV II LLC Wilmington US 1 USD
\n
Held for sale
\n
Stillwater Woods Hill
\n
Holdings LLC
\n
100,00% 100,00%
\n
EGP Terracina 01 Srl Roma IT 1.000 EUR
\n
Integrale
\n
Enel Green Power
\n
Italia Srl
\n
100,00% 100,00%
\n
EGP Terracina 02 Srl Roma IT 1.000 EUR
\n
Integrale
\n
Enel Green Power
\n
Italia Srl
\n
100,00% 100,00%
\n
EGP Timber Hills Project LLC Los Angeles US - USD
\n
Integrale
\n
Padoma Wind Power
\n
LLC
\n
100,00% 100,00%
\n
EGPE Solar 2 SLU Madrid ES 3.000 EUR
\n
Integrale
\n
Enel Green Power
\n
Espa\u00f1a SLU
\n
100,00% 70,12%
\n
EGPNA 2020 HoldCo 1 LLC Andover US 1 USD
\n
Integrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%
\n
EGPNA 2020 HoldCo 10 LLC Andover US 1 USD
\n
Integrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%
\n
EGPNA 2020 HoldCo 11 LLC Andover US 1 USD
\n
Integrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%
\n
EGPNA 2020 HoldCo 12 LLC Andover US 1 USD
\n
Integrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%
\n
EGPNA 2020 HoldCo 13 LLC Andover US 1 USD
\n
Integrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%
\n
EGPNA 2020 HoldCo 14 LLC Andover US 1 USD
\n
Integrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%
\n
EGPNA 2020 HoldCo 15 LLC Andover US 1 USD
\n
Integrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%
\n
EGPNA 2020 HoldCo 16 LLC Andover US 1 USD
\n
Integrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%
\n
EGPNA 2020 HoldCo 17 LLC Andover US 1 USD
\n
Integrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%
\n
EGPNA 2020 HoldCo 18 LLC Andover US 1 USD
\n
Integrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%
\n
EGPNA 2020 HoldCo 19 LLC Andover US 1 USD
\n
Integrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%
\n
EGPNA 2020 HoldCo 2 LLC Andover US 1 USD
\n
Integrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%
\n
EGPNA 2020 HoldCo 20 LLC Andover US 1 USD
\n
Integrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%
\n
EGPNA 2020 HoldCo 21 LLC Andover US 1 USD
\n
Integrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%
\n
EGPNA 2020 HoldCo 22 LLC Andover US 1 USD
\n
Integrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%
\n
EGPNA 2020 HoldCo 23 LLC Andover US 1 USD
\n
Integrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%
\n
EGPNA 2020 HoldCo 24 LLC Andover US 1 USD
\n
Integrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%
\n
EGPNA 2020 HoldCo 25 LLC Andover US 1 USD
\n
Integrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%
\n
\n\n
Denominazione societ\u00e0 Sede legale Nazione Capitale sociale Valuta Settore di attivit\u00e0
\n
Metodo di
\n
consolidamento Detenuta da
\n
% possesso
\n
azioni
\n
ordinarie
\n
% possesso
\n
Gruppo
\n
EGPNA 2020 HoldCo 26 LLC Andover US 1 USD
\n
Integrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%
\n
EGPNA 2020 HoldCo 27 LLC Andover US 1 USD
\n
Integrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%
\n
EGPNA 2020 HoldCo 28 LLC Andover US 1 USD
\n
Integrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%
\n
EGPNA 2020 HoldCo 29 LLC Andover US 1 USD
\n
Integrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%
\n
EGPNA 2020 HoldCo 3 LLC Andover US 1 USD
\n
Integrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%
\n
EGPNA 2020 HoldCo 30 LLC Andover US 1 USD
\n
Integrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%
\n
EGPNA 2020 HoldCo 4 LLC Andover US 1 USD
\n
Integrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%
\n
EGPNA 2020 HoldCo 5 LLC Andover US 1 USD
\n
Integrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%
\n
EGPNA 2020 HoldCo 6 LLC Andover US 1 USD
\n
Integrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%
\n
EGPNA 2020 HoldCo 7 LLC Andover US 1 USD
\n
Integrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%
\n
EGPNA 2020 HoldCo 8 LLC Andover US 1 USD
\n
Integrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%
\n
EGPNA 2020 HoldCo 9 LLC Andover US 1 USD
\n
Integrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%
\n
EGPNA 2023 HoldCo 1 LLC Andover US 1 USD
\n
Integrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%
\n
EGPNA 2023 HoldCo 10 LLC Andover US 1 USD
\n
Integrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%
\n
EGPNA 2023 HoldCo 11 LLC Andover US 1 USD
\n
Integrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%
\n
EGPNA 2023 HoldCo 12 LLC Andover US 1 USD
\n
Integrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%
\n
EGPNA 2023 HoldCo 13 LLC Andover US 1 USD
\n
Integrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%
\n
EGPNA 2023 HoldCo 14 LLC Andover US 1 USD
\n
Integrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%
\n
EGPNA 2023 HoldCo 15 LLC Andover US 1 USD
\n
Integrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%
\n
EGPNA 2023 HoldCo 16 LLC Andover US 1 USD
\n
Integrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%
\n
EGPNA 2023 HoldCo 17 LLC Andover US 1 USD
\n
Integrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%
\n
EGPNA 2023 HoldCo 18 LLC Andover US 1 USD
\n
Integrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%
\n
EGPNA 2023 HoldCo 19 LLC Andover US 1 USD
\n
Integrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%
\n
EGPNA 2023 HoldCo 2 LLC Andover US 1 USD
\n
Integrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%
\n
\n\n
Denominazione societ\u00e0 Sede legale Nazione Capitale sociale Valuta Settore di attivit\u00e0
\n
Metodo di
\n
consolidamento Detenuta da
\n
% possesso
\n
azioni
\n
ordinarie
\n
% possesso
\n
Gruppo
\n
EGPNA 2023 HoldCo 20 LLC Andover US 1 USD
\n
Integrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%
\n
EGPNA 2023 HoldCo 3 LLC Andover US 1 USD
\n
Integrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%
\n
EGPNA 2023 HoldCo 4 LLC Andover US 1 USD
\n
Integrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%
\n
EGPNA 2023 HoldCo 5 LLC Andover US 1 USD
\n
Integrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%
\n
EGPNA 2023 HoldCo 6 LLC Andover US 1 USD
\n
Integrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%
\n
EGPNA 2023 HoldCo 7 LLC Andover US 1 USD
\n
Integrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%
\n
EGPNA 2023 HoldCo 8 LLC Andover US 1 USD
\n
Integrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%
\n
EGPNA 2023 HoldCo 9 LLC Andover US 1 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 LLC 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 1 LLC Dover US 100 USD
\n
Integrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%
\n
EGPNA Project HoldCo 2 LLC Dover US 100 USD
\n
Integrale
\n
Enel Green Power
\n
North America Inc.
\n
100,00% 100,00%
\n
EGPNA Project HoldCo 5 LLC Dover US 100 USD
\n
Integrale
\n
Enel Green Power
\n
North America Inc.
\n
100,00% 100,00%
\n
EGPNA Project HoldCo 6 LLC Dover US 100 USD
\n
Integrale
\n
Enel Green Power
\n
North America Inc.
\n
100,00% 100,00%
\n
EGPNA Project HoldCo 7 LLC Dover US 100 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 Holdings
\n
LLC
\n
Wilmington US - USD
\n
Integrale
\n
Enel Green Power
\n
North America Inc.
\n
100,00% 100,00%
\n
EGPNA REP Wind Holdings
\n
LLC
\n
Wilmington US - USD
\n
Equity
\n
EGPNA Renewable
\n
Energy Partners LLC
\n
100,00% 10,00%
\n
EGPNA Wind Holdings 1 LLC 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 USD
\n
Integrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%
\n
Elcogas SA in liquidazione Puertollano ES 809.690 EUR
\n
Equity
\n
Endesa Generaci\u00f3n
\n
SAU
\n
40,99%
\n
33,06%
\n
Enel SpA 4,32%
\n
\n\n
Denominazione societ\u00e0 Sede legale Nazione Capitale sociale Valuta Settore di attivit\u00e0
\n
Metodo di
\n
consolidamento Detenuta da
\n
% possesso
\n
azioni
\n
ordinarie
\n
% possesso
\n
Gruppo
\n
Elecgas SA Pego PT 50.000 EUR
\n
Equity
\n
Endesa Generaci\u00f3n
\n
Portugal SA
\n
50,00% 35,06%
\n
Electra Capital (RF) (Pty) Ltd Johannesburg ZA 10.000.000 ZAR 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 EUR
\n
Integrale
\n
Endesa SA 52,54%
\n
70,12%
\n
Hidroel\u00e9ctrica de
\n
Catalunya SLU
\n
47,46%
\n
El\u00e9ctrica de Lijar SL Cadice ES 1.081.822 EUR
\n
Equity Endesa SA 50,00% 35,06%
\n
El\u00e9ctrica del Ebro SAU Barcellona ES 500.000 EUR
\n
Integrale Endesa SA 100,00% 70,12%
\n
Electricidad de Puerto
\n
Real SA
\n
Puerto Real ES 4.960.246 EUR
\n
Equity Endesa SA 50,00% 35,06%
\n
Electro Metal\u00fargica del
\n
Ebro SL
\n
Madrid ES 2.906.862 EUR
\n
-
\n
Enel Green Power
\n
Espa\u00f1a SLU
\n
0,18% 0,12%
\n
Electrotest Instalaciones,
\n
Montajes y Mantenimientos
\n
SL
\n
Puerto Real ES 10.000 EUR
\n
- Epresa Energ\u00eda SA 50,00% 17,53%
\n
Eletropaulo Metropolitana
\n
Eletricidade de S\u00e3o Paulo SA
\n
San Paolo BR 3.079.524.934 BRL
\n
Integrale Enel Brasil SA 100,00% 82,27%
\n
Emerald Crescent Solar
\n
Limited Partnership
\n
Calgary CA 100 CAD
\n
Integrale
\n
Enel Alberta Solar Inc. 0,10%
\n
100,00%
\n
Enel Green Power
\n
Canada Inc.
\n
99,90%
\n
Emeroo BESS (Pty) Ltd Sydney AU 100 AUD
\n
Equity
\n
Enel Green Power
\n
Emeroo Holding
\n
(Pty) Ltd
\n
100,00% 50,00%
\n
Emintegral Cycle SLU Madrid ES 3.000 EUR
\n
Integrale
\n
Enel Green Power
\n
Espa\u00f1a SLU
\n
100,00% 70,12%
\n
Empresa Carbon\u00edfera del Sur
\n
- ENCASUR SAU
\n
Madrid ES 18.030.000 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 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 Energ\u00eda
\n
SLU
\n
Ceuta ES 10.000 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 EUR
\n
Integrale Endesa SA 96,42% 67,61 %
\n
Empresa Distribuidora Sur
\n
SA - Edesur
\n
Buenos Aires AR 898.585.028 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 CLP
\n
Integrale
\n
Enel Generaci\u00f3n
\n
Chile SA
\n
92,65% 56,27%
\n
Empresa Propietaria de la
\n
Red SA
\n
Panama City PA 58.500.000 USD
\n
- Enel SpA 11,11% 11,11%
\n
EN. Solar 4 Single Member
\n
Private Company
\n
Maroussi GR 1.000 EUR
\n
Equity
\n
Enel Green Power
\n
Hellas Supply Single
\n
Member SA
\n
100,00% 50,00%
\n
Endesa Capital SAU Madrid ES 60.200 EUR
\n
Integrale Endesa SA 100,00% 70,12%
\n
Endesa Energ\u00eda Renovable
\n
SLU
\n
Madrid ES 100.000 EUR
\n
Integrale Endesa Energ\u00eda SAU 100,00% 70,12%
\n
Endesa Energ\u00eda SAU Madrid ES 14.445.576 EUR
\n
Integrale Endesa SA 100,00% 70,12%
\n
Endesa Financiaci\u00f3n Filiales
\n
SAU
\n
Madrid ES 4.621.003.006 EUR
\n
Integrale Endesa SA 100,00% 70,12%
\n
Endesa Generaci\u00f3n II SAU Siviglia ES 63.107 EUR
\n
Integrale Endesa SA 100,00% 70,12%
\n
\n\n
Denominazione societ\u00e0 Sede legale Nazione Capitale sociale Valuta Settore di attivit\u00e0
\n
Metodo di
\n
consolidamento Detenuta da
\n
% possesso
\n
azioni
\n
ordinarie
\n
% possesso
\n
Gruppo
\n
Endesa Generaci\u00f3n Nuclear
\n
SAU
\n
Siviglia ES 60.000 EUR
\n
Integrale
\n
Endesa Generaci\u00f3n
\n
SAU
\n
100,00% 70,12%
\n
Endesa Generaci\u00f3n Portugal
\n
SA
\n
Lisbona PT 50.000 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
Endesa Generaci\u00f3n SAU Siviglia ES 1.940.379.735 EUR
\n
Integrale Endesa SA 100,00% 70,12%
\n
Endesa Ingenier\u00eda SLU Siviglia ES 965.305 EUR
\n
Integrale Endesa SA 100,00% 70,12%
\n
Endesa Medios y Sistemas
\n
SLU
\n
Madrid ES 89.999.790 EUR
\n
Integrale Endesa SA 100,00% 70,12%
\n
Endesa Mobility SLU Madrid ES 10.000.000 EUR
\n
Integrale Endesa SA 100,00% 70,12%
\n
Endesa Operaciones y
\n
Servicios Comerciales SLU
\n
Madrid ES 10.138.580 EUR
\n
Integrale Endesa Energ\u00eda SAU 100,00% 70,12%
\n
Endesa X Servicios SLU Madrid ES 32.396 EUR
\n
Integrale Endesa SA 100,00% 70,12%
\n
Endesa X Way SL Madrid ES 600.000 EUR
\n
Integrale
\n
Endesa Mobility SLU 49,00%
\n
85,36%
\n
Enel X Way Srl 51,00%
\n
Endesa SA Madrid ES 1.270.502.540 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 CAD
\n
Integrale
\n
Enel Green Power
\n
Canada Inc.
\n
100,00% 100,00%
\n
Enel Alberta Storage Inc. Calgary CA 1 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 CAD
\n
Integrale
\n
Enel Green Power
\n
Canada Inc.
\n
100,00% 100,00%
\n
Enel Am\u00e9ricas SA Santiago del Cile CL 15.799.226.825 USD
\n
Integrale Enel SpA 82,27% 82,27%
\n
Enel Argentina SA Buenos Aires AR 2.297.711.908 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 SA Niter\u00f3i BR 43.393.413.243 BRL
\n
Integrale
\n
Enel Am\u00e9ricas SA 99,61%
\n
82,27%
\n
Enel Brasil SA 0,39%
\n
Enel Chile SA Santiago del Cile CL 3.882.103.470.184 CLP
\n
Integrale Enel SpA 64,93% 64,93%
\n
Enel CIEN SA Rio de Janeiro BR 285.044.682 BRL
\n
Integrale Enel Brasil SA 100,00% 82,27%
\n
Enel Colina SA Santiago del Cile CL 82.222.000 CLP
\n
Integrale
\n
Enel Chile SA 0,00%
\n
64,34%
\n
Enel Distribuci\u00f3n
\n
Chile SA
\n
100,00%
\n
Enel Colombia SA ESP Bogot\u00e0 CO 655.222.312.800 COP
\n
Integrale Enel Am\u00e9ricas SA 57,34% 47, 18 %
\n
Enel Costa Rica CAM SA San Jos\u00e9 CR 27.500.000 USD
\n
Integrale
\n
Enel Colombia SA
\n
ESP
\n
100,00% 47, 1 8 %
\n
Enel Cove Fort II LLC Wilmington US - USD
\n
Held for sale
\n
Enel Green Power
\n
North America Inc.
\n
100,00% 100,00%
\n
Enel Cove Fort LLC Beaver US - USD
\n
Held for sale Enel Geothermal LLC 100,00% 100,00%
\n
\n\n
Denominazione societ\u00e0 Sede legale Nazione Capitale sociale Valuta Settore di attivit\u00e0
\n
Metodo di
\n
consolidamento Detenuta da
\n
% possesso
\n
azioni
\n
ordinarie
\n
% possesso
\n
Gruppo
\n
Enel Distribuci\u00f3n Chile SA Santiago del Cile CL 177.568.664.063 CLP
\n
Integrale Enel Chile SA 99,09% 64,34%
\n
Enel Distribuci\u00f3n Per\u00fa SAA San Miguel PE 3.033.046.862 SOL
\n
Held for sale Enel Per\u00fa SAC 83,15% 68,41%
\n
Enel Energia SpA Roma IT 10.000.000 EUR
\n
Integrale Enel Italia SpA 100,00% 100,00%
\n
Enel Energia SA de Cv Citt\u00e0 del Messico MX 25.000.100 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
Enel Energy Australia (Pty) Ltd Sydney AU 200.100 AUD
\n
Equity
\n
Enel Green Power
\n
Australia (Pty) Ltd
\n
100,00% 50,00%
\n
Enel Energy North America
\n
Illinois LLC
\n
Andover US 1 USD
\n
Integrale
\n
Enel Energy North
\n
America LLC
\n
100,00% 100,00%
\n
Enel Energy North America
\n
Ohio LLC
\n
Andover US 1 USD
\n
Integrale
\n
Enel Energy North
\n
America LLC
\n
100,00% 100,00%
\n
Enel Energy North America
\n
Pennsylvania LLC
\n
Andover US 1 USD
\n
Integrale
\n
Enel Energy North
\n
America LLC
\n
100,00% 100,00%
\n
Enel Energy North America
\n
Texas LLC
\n
Andover US 1 USD
\n
Integrale
\n
Enel Energy North
\n
America LLC
\n
100,00% 100,00%
\n
Enel Energy North America
\n
LLC
\n
Andover US 1 USD
\n
Integrale
\n
Enel X North America
\n
Inc.
\n
100,00% 100,00%
\n
Enel Energy South Africa Wilmington ZA 100 ZAR
\n
Integrale
\n
Enel X International
\n
Srl
\n
100,00% 100,00%
\n
Enel Energy Storage
\n
Holdings LLC (ex EGP Energy
\n
Storage Holdings LLC)
\n
Andover US 100 USD
\n
Integrale
\n
Enel Green Power
\n
North America Inc.
\n
100,00% 100,00%
\n
Enel Erre SpA Roma IT 3.000.000 EUR
\n
Integrale Enel SpA 100,00% 100,00%
\n
Enel Finance America LLC Wilmington US 200.000.000 USD
\n
Integrale
\n
Enel North America
\n
Inc.
\n
100,00% 100,00%
\n
Enel Finance International NV Amsterdam NL 1.478.810.371 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 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
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
\n\n
Denominazione societ\u00e0 Sede legale Nazione Capitale sociale Valuta Settore di attivit\u00e0
\n
Metodo di
\n
consolidamento Detenuta da
\n
% possesso
\n
azioni
\n
ordinarie
\n
% possesso
\n
Gruppo
\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 CLP
\n
Integrale Enel Chile SA 93,55% 60,74%
\n
Enel Generaci\u00f3n El Choc\u00f3n
\n
SA
\n
Buenos Aires AR 18.321.776.559 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 3.134.886.677 SOL
\n
Held for sale
\n
Enel Am\u00e9ricas SA 20,46%
\n
71,54%
\n
Enel Per\u00fa SAC 66,49%
\n
Enel Generaci\u00f3n Piura SA San Miguel PE 249.202.667 SOL
\n
Held for sale Enel Per\u00fa SAC 96,50% 79,39%
\n
Enel Generaci\u00f3n SA de Cv Citt\u00e0 del Messico MX 7.100.100 MXN 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
Enel Geothermal LLC Wilmington US - USD
\n
Held for sale
\n
Enel Green Power
\n
North America Inc.
\n
100,00% 100,00%
\n
Enel Global Services Srl Roma IT 10.000 EUR
\n
Integrale Enel SpA 100,00% 100,00%
\n
Enel Global Trading SpA Roma IT 90.885.000 EUR
\n
Integrale Enel SpA 100,00% 100,00%
\n
Enel Green Power
\n
25RoseFarms Holdings LLC
\n
Andover US 1 USD
\n
Integrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%
\n
Enel Green Power Argentina Buenos Aires AR 463.577.761 ARS
\n
Integrale Enel Am\u00e9ricas SA 100,00% 82,27%
\n
Enel Green Power Aroeira
\n
01 SA
\n
Rio de Janeiro BR 334.518.402 BRL
\n
Integrale
\n
Enel Brasil SA 100,00%
\n
82,27%
\n
Enel Green Power
\n
Desenvolvimento
\n
Ltda
\n
0,00%
\n
\n\n
Denominazione societ\u00e0 Sede legale Nazione Capitale sociale Valuta Settore di attivit\u00e0
\n
Metodo di
\n
consolidamento Detenuta da
\n
% possesso
\n
azioni
\n
ordinarie
\n
% possesso
\n
Gruppo
\n
Enel Green Power Aroeira
\n
02 SA
\n
Rio de Janeiro BR 284.501.000 BRL
\n
Integrale
\n
Enel Brasil SA 100,00%
\n
82,27%
\n
Enel Green Power
\n
Desenvolvimento
\n
Ltda
\n
0,00%
\n
Enel Green Power Aroeira
\n
03 SA
\n
Rio de Janeiro BR 284.501.000 BRL
\n
Integrale
\n
Enel Brasil SA 100,00%
\n
82,27%
\n
Enel Green Power
\n
Desenvolvimento
\n
Ltda
\n
0,00%
\n
Enel Green Power Aroeira
\n
04 SA
\n
Rio de Janeiro BR 430.299.146 BRL
\n
Integrale
\n
Enel Brasil SA 99,97%
\n
82,27%
\n
Enel Green Power
\n
Desenvolvimento
\n
Ltda
\n
0,03%
\n
Enel Green Power Aroeira
\n
05 SA
\n
Rio de Janeiro BR 284.501.000 BRL
\n
Integrale
\n
Enel Brasil SA 100,00%
\n
82,27%
\n
Enel Green Power
\n
Desenvolvimento
\n
Ltda
\n
0,00%
\n
Enel Green Power Aroeira
\n
06 SA
\n
Rio de Janeiro BR 284.511.002 BRL
\n
Integrale
\n
Enel Brasil SA 100,00%
\n
82,27%
\n
Enel Green Power
\n
Desenvolvimento
\n
Ltda
\n
0,00%
\n
Enel Green Power Aroeira
\n
07 SA
\n
Rio de Janeiro BR 284.501.000 BRL
\n
Integrale
\n
Enel Brasil SA 100,00%
\n
82,27%
\n
Enel Green Power
\n
Desenvolvimento
\n
Ltda
\n
0,00%
\n
Enel Green Power Aroeira
\n
08 SA
\n
Rio de Janeiro BR 284.501.000 BRL
\n
Integrale
\n
Enel Brasil SA 100,00%
\n
82,27%
\n
Enel Green Power
\n
Desenvolvimento
\n
Ltda
\n
0,00%
\n
Enel Green Power Australia
\n
(Pty) Ltd
\n
Sydney AU 100 AUD
\n
Equity
\n
Enel Green Power
\n
SpA
\n
50,00% 50,00%
\n
Enel Green Power Australia
\n
Trust
\n
Sydney AU 100 AUD
\n
Equity
\n
Enel Green Power
\n
SpA
\n
50,00% 50,00%
\n
Enel Green Power Azure Blue
\n
Jay Solar Holdings LLC
\n
Andover US 1 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
Enel Green Power
\n
AzureRanchII Wind Holdings
\n
LLC
\n
Andover US 1 USD
\n
Integrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%
\n
Enel Green Power Blanche
\n
Holding (Pty) Ltd
\n
Sydney AU 100 AUD
\n
Equity EGP Australia (Pty) Ltd 100,00% 50,00%
\n
Enel Green Power Blanche
\n
Holding Trust
\n
Sydney AU 100 AUD
\n
Equity
\n
Enel Green Power
\n
Australia Trust
\n
100,00% 50,00%
\n
Enel Green Power Boa Vista
\n
01 Ltda
\n
Salvador BR 3.554.607 BRL
\n
Integrale
\n
Enel Brasil SA 100,00%
\n
82,27%
\n
Enel Green Power
\n
Desenvolvimento
\n
Ltda
\n
0,00%
\n
Enel Green Power Boa Vista
\n
E\u00f3lica SA
\n
Rio de Janeiro BR 42.890.000 BRL
\n
Integrale Enel Brasil SA 100,00% 82,27%
\n
Enel Green Power
\n
Bouldercombe Holding
\n
(Pty) Ltd
\n
Sydney AU 100 AUD
\n
Equity
\n
Enel Green Power
\n
Australia (Pty) Ltd
\n
100,00% 50,00%
\n
Enel Green Power
\n
Bouldercombe Trust
\n
Sydney AU 10 AUD
\n
Equity
\n
Enel Green Power
\n
Australia Trust
\n
100,00% 50,00%
\n
Enel Green Power Bungala
\n
(Pty) Ltd
\n
Sydney AU 100 AUD
\n
Equity
\n
Enel Green Power
\n
Australia (Pty) Ltd
\n
100,00% 50,00%
\n
Enel Green Power Bungala
\n
Trust
\n
Sydney AU - AUD
\n
Equity
\n
Enel Green Power
\n
Australia (Pty) Ltd
\n
100,00% 50,00%
\n
Enel Green Power Cabe\u00e7a
\n
de Boi SA
\n
Niter\u00f3i BR 270.114.539 BRL
\n
Integrale Enel Brasil SA 100,00% 82,27%
\n
\n\n
Denominazione societ\u00e0 Sede legale Nazione Capitale sociale Valuta Settore di attivit\u00e0
\n
Metodo di
\n
consolidamento Detenuta da
\n
% possesso
\n
azioni
\n
ordinarie
\n
% possesso
\n
Gruppo
\n
Enel Green Power Cachoeira
\n
Dourada SA
\n
Cachoeira
\n
Dourada
\n
BR 64.339.836 BRL
\n
Integrale
\n
Enel Brasil SA 99,61%
\n
82,07%
\n
Enel Green Power
\n
Cachoeira Dourada
\n
SA
\n
0,15%
\n
Enel Green Power Canada
\n
Inc.
\n
Montreal CA 85.681.857 CAD
\n
Integrale
\n
Enel Green Power
\n
North America Inc.
\n
100,00% 100,00%
\n
Enel Green Power Cerrado
\n
Solar SA
\n
Rio de Janeiro BR 1.000 BRL
\n
Integrale
\n
Enel Brasil SA 99,90%
\n
82,27%
\n
Enel Green Power
\n
Desenvolvimento
\n
Ltda
\n
0,10%
\n
Enel Green Power Chile SA Santiago del Cile CL 842.121.531 USD
\n
Integrale
\n
Enel Chile SA 99,99%
\n
64,93%
\n
Enel SpA 0,01%
\n
Enel Green Power Cimarron
\n
Bend Wind Holdings III LLC
\n
Andover US 1 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 AUD
\n
Equity
\n
Enel Green Power
\n
Australia (Pty) Ltd
\n
100,00% 50,00%
\n
Enel Green Power Cohuna
\n
Trust
\n
Sydney AU - AUD
\n
Equity
\n
Enel Green Power
\n
Australia Trust
\n
100,00% 50,00%
\n
Enel Green Power Cove Fort
\n
Solar LLC
\n
Wilmington US 1 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 BRL
\n
Integrale
\n
Enel Brasil SA 98,63%
\n
82,27%
\n
Enel Green Power
\n
Desenvolvimento
\n
Ltda
\n
1,37%
\n
Enel Green Power Cumaru
\n
01 SA
\n
Niter\u00f3i BR 204.653.591 BRL
\n
Integrale
\n
Enel Brasil SA 99,90%
\n
82,27%
\n
Enel Green Power
\n
Desenvolvimento
\n
Ltda
\n
0,00%
\n
Enel Green Power Cumaru
\n
02 SA
\n
Niter\u00f3i BR 107.601.273 BRL
\n
Integrale
\n
Enel Brasil SA 100,00%
\n
82,27%
\n
Enel Green Power
\n
Desenvolvimento
\n
Ltda
\n
0,00%
\n
Enel Green Power Cumaru
\n
03 SA
\n
Rio de Janeiro BR 225.021.296 BRL
\n
Integrale
\n
Enel Brasil SA 100,00%
\n
82,27%
\n
Enel Green Power
\n
Desenvolvimento
\n
Ltda
\n
0,00%
\n
Enel Green Power Cumaru
\n
04 SA
\n
Rio de Janeiro BR 230.869.708 BRL
\n
Integrale
\n
Enel Brasil SA 100,00%
\n
82,27%
\n
Enel Green Power
\n
Desenvolvimento
\n
Ltda
\n
0,00%
\n
Enel Green Power Cumaru
\n
05 SA
\n
Rio de Janeiro BR 180.208.001 BRL
\n
Integrale
\n
Enel Brasil SA 99,94%
\n
82,27%
\n
Enel Green Power
\n
Desenvolvimento
\n
Ltda
\n
0,00%
\n
Enel Green Power Cumaru
\n
Participa\u00e7\u00f5es SA
\n
Rio de Janeiro BR 1.000 BRL
\n
Integrale
\n
Enel Brasil SA 99,90%
\n
82,27%
\n
Enel Green Power
\n
Desenvolvimento
\n
Ltda
\n
0,10%
\n
Enel Green Power Cumaru
\n
Solar 01 SA
\n
Rio de Janeiro BR 1.000 BRL
\n
Integrale
\n
Enel Brasil SA 99,90%
\n
82,27%
\n
Enel Green Power
\n
Desenvolvimento
\n
Ltda
\n
0,10%
\n
Enel Green Power Cumaru
\n
Solar 02 SA
\n
Rio de Janeiro BR 1.000 BRL
\n
Integrale
\n
Enel Brasil SA 99,90%
\n
82,27%
\n
Enel Green Power
\n
Desenvolvimento
\n
Ltda
\n
0,10%
\n
Enel Green Power
\n
Damascena E\u00f3lica SA
\n
Rio de Janeiro BR 83.709.003 BRL
\n
Integrale
\n
Enel Brasil SA 99,16%
\n
82,27%
\n
Enel Green Power
\n
Desenvolvimento
\n
Ltda
\n
0,84%
\n
Enel Green Power Delfina A
\n
E\u00f3lica SA
\n
Rio de Janeiro BR 284.062.483 BRL
\n
Integrale Enel Brasil SA 100,00% 82,27%
\n
\n\n
Denominazione societ\u00e0 Sede legale Nazione Capitale sociale Valuta Settore di attivit\u00e0
\n
Metodo di
\n
consolidamento Detenuta da
\n
% possesso
\n
azioni
\n
ordinarie
\n
% possesso
\n
Gruppo
\n
Enel Green Power Delfina B
\n
E\u00f3lica SA
\n
Rio de Janeiro BR 93.068.000 BRL
\n
Integrale Enel Brasil SA 100,00% 82,27%
\n
Enel Green Power Delfina C
\n
E\u00f3lica SA
\n
Rio de Janeiro BR 31.105.000 BRL
\n
Integrale Enel Brasil SA 100,00% 82,27%
\n
Enel Green Power Delfina D
\n
E\u00f3lica SA
\n
Rio de Janeiro BR 105.864.000 BRL
\n
Integrale Enel Brasil SA 100,00% 82,27%
\n
Enel Green Power Delfina E
\n
E\u00f3lica SA
\n
Niter\u00f3i BR 105.936.000 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 BRL
\n
Integrale Enel Brasil SA 100,00% 82,27%
\n
Enel Green Power
\n
Development Srl
\n
Roma IT 20.000 EUR
\n
Integrale
\n
Enel Green Power
\n
SpA
\n
100,00% 100,00%
\n
Enel Green Power Diamond
\n
Vista Wind Project LLC
\n
Wilmington US 1 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 BRL
\n
Integrale Enel Brasil SA 100,00% 82,27%
\n
Enel Green Power Egypt SAE Cairo EG 250.000 EGP
\n
Integrale
\n
Enel Green Power
\n
SpA
\n
100,00% 100,00%
\n
Enel Green Power El Salvador
\n
SA de Cv
\n
El Salvador SV 22.860 USD
\n
Integrale
\n
Enel Am\u00e9ricas SA 0,04%
\n
99,99%
\n
Enel Green Power
\n
SpA
\n
99,96%
\n
Enel Green Power Elkwater
\n
Wind Limited Partnership
\n
Alberta CA 1.000 CAD
\n
Integrale
\n
Enel Alberta Wind
\n
Inc.
\n
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 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 Emeroo
\n
Holding (Pty) Ltd
\n
Sydney AU 100 AUD
\n
Equity EGP Australia (Pty) Ltd 100,00% 50,00%
\n
Enel Green Power Emiliana
\n
E\u00f3lica SA
\n
Rio de Janeiro BR 97.191.530 BRL
\n
Integrale
\n
Enel Brasil SA 98,35%
\n
82,27%
\n
Enel Green Power
\n
Desenvolvimento
\n
Ltda
\n
1,65%
\n
Enel Green Power Espa\u00f1a
\n
Solar 1 SLU
\n
Madrid ES 3.000 EUR
\n
Integrale
\n
Enel Green Power
\n
Espa\u00f1a SLU
\n
100,00% 70,12%
\n
Enel Green Power Espa\u00f1a
\n
SLU
\n
Madrid ES 11.153 EUR
\n
Integrale
\n
Endesa Generaci\u00f3n
\n
SAU
\n
100,00% 70,12%
\n
Enel Green Power Esperan\u00e7a
\n
E\u00f3lica SA
\n
Rio de Janeiro BR 99.418.174 BRL
\n
Integrale
\n
Enel Brasil SA 98,89%
\n
82,27%
\n
Enel Green Power
\n
Desenvolvimento
\n
Ltda
\n
1,11%
\n
Enel Green Power Estonian
\n
Solar Project LLC
\n
Andover US 1 USD
\n
Integrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%
\n
Enel Green Power Fazenda
\n
SA
\n
Niter\u00f3i BR 264.141.174 BRL
\n
Integrale Enel Brasil SA 100,00% 82,27%
\n
Enel Green Power Fence Post
\n
Solar Holdings LLC
\n
Andover US 1 USD
\n
Integrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%
\n
Enel Green Power Flat Rocks
\n
One Holding (Pty) Ltd
\n
Sydney AU 100 AUD
\n
Equity EGP Australia (Pty) Ltd 100,00% 50,00%
\n
Enel Green Power Flat Rocks
\n
One Holding Trust
\n
Sydney AU 100 AUD
\n
Equity
\n
Enel Green Power
\n
Australia Trust
\n
100,00% 50,00%
\n
\n\n
Denominazione societ\u00e0 Sede legale Nazione Capitale sociale Valuta Settore di attivit\u00e0
\n
Metodo di
\n
consolidamento Detenuta da
\n
% possesso
\n
azioni
\n
ordinarie
\n
% possesso
\n
Gruppo
\n
Enel Green Power Fontes dos
\n
Ventos 2 SA
\n
Rio de Janeiro BR 183.315.219 BRL
\n
Integrale
\n
Enel Brasil SA 100,00%
\n
82,27%
\n
Enel Green Power
\n
Desenvolvimento
\n
Ltda
\n
0,00%
\n
Enel Green Power Fontes dos
\n
Ventos 3 SA
\n
Rio de Janeiro BR 221.001.000 BRL
\n
Integrale
\n
Enel Brasil SA 100,00%
\n
82,27%
\n
Enel Green Power
\n
Desenvolvimento
\n
Ltda
\n
0,00%
\n
Enel Green Power Fontes II
\n
Participa\u00e7\u00f5es SA
\n
Rio de Janeiro BR 1.000 BRL
\n
Integrale
\n
Enel Brasil SA 99,90%
\n
82,27%
\n
Enel Green Power
\n
Desenvolvimento
\n
Ltda
\n
0,10%
\n
Enel Green Power Fontes
\n
Solar SA
\n
Rio de Janeiro BR 1.000 BRL
\n
Integrale
\n
Enel Brasil SA 99,90%
\n
82,27%
\n
Enel Green Power
\n
Desenvolvimento
\n
Ltda
\n
0,10%
\n
Enel Green Power Ganado
\n
Solar Holdings LLC
\n
Andover US 1 USD
\n
Integrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%
\n
Enel Green Power Germany
\n
GmbH
\n
Berlino DE 25.000 EUR
\n
Integrale
\n
Enel Green Power
\n
SpA
\n
100,00% 100,00%
\n
Enel Green Power Girgarre
\n
Holdings (Pty) Ltd
\n
Sydney AU 100 AUD
\n
Equity
\n
Enel Green Power
\n
Australia (Pty) Ltd
\n
100,00% 50,00%
\n
Enel Green Power Girgarre
\n
Trust
\n
Sydney AU 10 AUD
\n
Equity
\n
Enel Green Power
\n
Australia Trust
\n
100,00% 50,00%
\n
Enel Green Power Global
\n
Investment BV
\n
Amsterdam NL 10.000 EUR
\n
Integrale
\n
Enel Green Power
\n
SpA
\n
100,00% 100,00%
\n
Enel Green Power Hadros
\n
Wind Limited Partnership
\n
- CA 1.000 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 SA Maroussi GR 40.187.850 EUR
\n
Equity
\n
Hellas Res Holdings
\n
Single Member
\n
Societe Anonyme
\n
100,00% 50,00%
\n
Enel Green Power Hellas
\n
Supply Single Member SA
\n
Maroussi GR 13.357.770 EUR
\n
Equity
\n
Hella Res Societe
\n
Anonyme
\n
100,00% 50,00%
\n
Enel Green Power Hellas
\n
Wind Parks South Evia Single
\n
Member SA
\n
Maroussi GR 140.669.641 EUR
\n
Equity
\n
Enel Green Power
\n
Hellas SA
\n
100,00% 50,00%
\n
Enel Green Power HF101
\n
GmbH & Co. KG
\n
Berlino DE 50.000 EUR
\n
Integrale
\n
Enel Green Power
\n
Germany GmbH
\n
100,00% 100,00%
\n
Enel Green Power Hilltopper
\n
Wind LLC (ex Hilltopper Wind
\n
Power LLC)
\n
Dover US 1 USD
\n
Integrale
\n
Hilltopper Wind
\n
Holdings LLC
\n
100,00% 100,00%
\n
Enel Green Power Holding
\n
Crocodile Creek (Pty) Ltd
\n
Sydney AU 100 AUD
\n
Equity EGP Australia (Pty) Ltd 100,00% 50,00%
\n
Enel Green Power Horizonte
\n
MP Solar SA
\n
Rio de Janeiro BR 431.566.053 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 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 EUR
\n
Integrale Enel Italia SpA 100,00% 100,00%
\n
Enel Green Power Ituverava
\n
Norte Solar SA
\n
Rio de Janeiro BR 219.806.646 BRL
\n
Integrale
\n
Bondia Energia Ltda 0,08%
\n
82,27%
\n
Enel Brasil SA 99,92%
\n
Enel Green Power Ituverava
\n
Solar SA
\n
Rio de Janeiro BR 227.810.333 BRL
\n
Integrale
\n
Bondia Energia Ltda 0,00%
\n
82,27%
\n
Enel Brasil SA 100,00%
\n
Enel Green Power Ituverava
\n
Sul Solar SA
\n
Rio de Janeiro BR 408.949.643 BRL
\n
Integrale
\n
Bondia 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 Settore di attivit\u00e0
\n
Metodo di
\n
consolidamento Detenuta da
\n
% possesso
\n
azioni
\n
ordinarie
\n
% possesso
\n
Gruppo
\n
Enel Green Power Joana
\n
E\u00f3lica SA
\n
Rio de Janeiro BR 90.259.530 BRL
\n
Integrale
\n
Enel Brasil SA 98,33%
\n
82,27%
\n
Enel Green Power
\n
Desenvolvimento
\n
Ltda
\n
1,67%
\n
Enel Green Power Kenya
\n
Limited
\n
Nairobi KE 100.000 KES
\n
Integrale
\n
Enel Green Power
\n
SpA
\n
99,00%
\n
100,00%
\n
Enel Green Power
\n
South Africa (Pty) Ltd
\n
1,00%
\n
Enel Green Power Korea LLC Seoul KR 7.880.000.000 KRW
\n
Integrale
\n
Enel Green Power
\n
SpA
\n
100,00% 100,00%
\n
Enel Green Power Lagoa do
\n
Sol 01 SA
\n
Teresina BR 1.000 BRL
\n
Integrale
\n
Enel Brasil SA 99,90%
\n
82,27%
\n
Enel Green Power
\n
Desenvolvimento
\n
Ltda
\n
0,10%
\n
Enel Green Power Lagoa do
\n
Sol 02 SA
\n
Teresina BR 1.000 BRL
\n
Integrale
\n
Enel Brasil SA 99,90%
\n
82,27%
\n
Enel Green Power
\n
Desenvolvimento
\n
Ltda
\n
0,10%
\n
Enel Green Power Lagoa do
\n
Sol 03 SA
\n
Teresina BR 1.000 BRL
\n
Integrale
\n
Enel Brasil SA 99,90%
\n
82,27%
\n
Enel Green Power
\n
Desenvolvimento
\n
Ltda
\n
0,10%
\n
Enel Green Power Lagoa do
\n
Sol 04 SA
\n
Teresina BR 1.000 BRL
\n
Integrale
\n
Enel Brasil SA 99,90%
\n
82,27%
\n
Enel Green Power
\n
Desenvolvimento
\n
Ltda
\n
0,10%
\n
Enel Green Power Lagoa do
\n
Sol 05 SA
\n
Teresina BR 1.000 BRL
\n
Integrale
\n
Enel Brasil SA 99,90%
\n
82,27%
\n
Enel Green Power
\n
Desenvolvimento
\n
Ltda
\n
0,10%
\n
Enel Green Power Lagoa do
\n
Sol 06 SA
\n
Teresina BR 1.000 BRL
\n
Integrale
\n
Enel Brasil SA 99,90%
\n
82,27%
\n
Enel Green Power
\n
Desenvolvimento
\n
Ltda
\n
0,10%
\n
Enel Green Power Lagoa do
\n
Sol 07 SA
\n
Teresina BR 1.000 BRL
\n
Integrale
\n
Enel Brasil SA 99,90%
\n
82,27%
\n
Enel Green Power
\n
Desenvolvimento
\n
Ltda
\n
0,10%
\n
Enel Green Power Lagoa do
\n
Sol 08 SA
\n
Teresina BR 1.000 BRL
\n
Integrale
\n
Enel Brasil SA 99,90%
\n
82,27%
\n
Enel Green Power
\n
Desenvolvimento
\n
Ltda
\n
0,10%
\n
Enel Green Power Lagoa do
\n
Sol 09 SA
\n
Teresina BR 1.000 BRL
\n
Integrale
\n
Enel Brasil SA 99,90%
\n
82,27%
\n
Enel Green Power
\n
Desenvolvimento
\n
Ltda
\n
0,10%
\n
Enel Green Power Lagoa do
\n
Sol 10 SA
\n
Rio de Janeiro BR 1.000 BRL
\n
Integrale
\n
Enel Brasil SA 99,90%
\n
82,27%
\n
Enel Green Power
\n
Desenvolvimento
\n
Ltda
\n
0,10%
\n
Enel Green Power Lagoa do
\n
Sol 11 SA
\n
Rio de Janeiro BR 1.000 BRL
\n
Integrale
\n
Enel Brasil SA 99,90%
\n
82,27%
\n
Enel Green Power
\n
Desenvolvimento
\n
Ltda
\n
0,10%
\n
Enel Green Power Lagoa do
\n
Sol 12 SA
\n
Rio de Janeiro BR 1.000 BRL
\n
Integrale
\n
Enel Brasil SA 99,90%
\n
82,27%
\n
Enel Green Power
\n
Desenvolvimento
\n
Ltda
\n
0,10%
\n
Enel Green Power Lagoa do
\n
Sol 13 SA
\n
Rio de Janeiro BR 1.000 BRL
\n
Integrale
\n
Enel Brasil SA 99,90%
\n
82,27%
\n
Enel Green Power
\n
Desenvolvimento
\n
Ltda
\n
0,10%
\n
Enel Green Power Lagoa II
\n
Participa\u00e7\u00f5es SA
\n
Rio de Janeiro BR 1.000 BRL
\n
Integrale
\n
Enel Brasil SA 99,90%
\n
82,27%
\n
Enel Green Power
\n
Desenvolvimento
\n
Ltda
\n
0,10%
\n
\n\n
Denominazione societ\u00e0 Sede legale Nazione Capitale sociale Valuta Settore di attivit\u00e0
\n
Metodo di
\n
consolidamento Detenuta da
\n
% possesso
\n
azioni
\n
ordinarie
\n
% possesso
\n
Gruppo
\n
Enel Green Power Lagoa III
\n
Participa\u00e7\u00f5es SA
\n
Rio de Janeiro BR 1.000 BRL
\n
Integrale
\n
Enel Brasil SA 99,90%
\n
82,27%
\n
Enel Green Power
\n
Desenvolvimento
\n
Ltda
\n
0,10%
\n
Enel Green Power Lagoa
\n
Participa\u00e7\u00f5es SA (ex Enel
\n
Green Power Projetos 45 SA)
\n
Rio de Janeiro BR 1.000 BRL
\n
Integrale
\n
Enel Brasil SA 99,90%
\n
82,27%
\n
Enel Green Power
\n
Desenvolvimento
\n
Ltda
\n
0,10%
\n
Enel Green Power Lily Solar
\n
Holdings LLC
\n
Andover US 1 USD
\n
Integrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%
\n
Enel Green Power Mani\u00e7oba
\n
E\u00f3lica SA
\n
Rio de Janeiro BR 90.722.530 BRL
\n
Integrale
\n
Enel Brasil SA 99,20%
\n
82,27%
\n
Enel Green Power
\n
Desenvolvimento
\n
Ltda
\n
0,80%
\n
Enel Green Power Matimba
\n
Srl in liquidazione
\n
Roma IT 10.000 EUR
\n
Equity
\n
Enel Green Power
\n
SpA
\n
50,00% 50,00%
\n
Enel Green Power Metehara
\n
Solar Private Limited
\n
Company
\n
- ET 5.600.000 ETB
\n
Integrale
\n
Enel Green Power
\n
Solar Metehara SpA
\n
80,00% 80,00%
\n
Enel Green Power M\u00e9xico S
\n
de RL de Cv
\n
Citt\u00e0 del Messico MX 10.595.218.475 MXN
\n
Integrale
\n
Enel Green Power
\n
SpA
\n
66,67%
\n
100,00%
\n
Enel Rinnovabile SA
\n
de Cv
\n
33,33%
\n
Enel Green Power MM GmbH
\n
& Co. KG
\n
Berlino DE 50.000 EUR
\n
Integrale
\n
Enel Green Power
\n
Germany GmbH
\n
100,00% 100,00%
\n
Enel Green Power Modelo I
\n
E\u00f3lica SA
\n
Rio de Janeiro BR 70.842.000 BRL
\n
Integrale Enel Brasil SA 100,00% 82,27%
\n
Enel Green Power Modelo II
\n
E\u00f3lica SA
\n
Rio de Janeiro BR 63.742.000 BRL
\n
Integrale Enel Brasil SA 100,00% 82,27%
\n
Enel Green Power Morocco
\n
S\u00e0rl
\n
Casablanca MA 839.000.000 MAD
\n
Integrale
\n
Enel Green Power
\n
Development Srl
\n
0,00%
\n
100,00%
\n
Enel Green Power
\n
SpA
\n
100,00%
\n
Enel Green Power Morro do
\n
Chap\u00e9u I E\u00f3lica SA
\n
Rio de Janeiro BR 248.138.287 BRL
\n
Integrale Enel Brasil SA 100,00% 82,27%
\n
Enel Green Power Morro do
\n
Chap\u00e9u II E\u00f3lica SA
\n
Rio de Janeiro BR 206.050.114 BRL
\n
Integrale Enel Brasil SA 100,00% 82,27%
\n
Enel Green Power Morro do
\n
Chap\u00e9u Solar 01 SA (ex Enel
\n
Green Power S\u00e3o Gon\u00e7alo III
\n
Participa\u00e7\u00f5es SA)
\n
Rio de Janeiro BR 1.000 BRL
\n
Integrale
\n
Enel Brasil SA 99,90%
\n
82,27%
\n
Enel Green Power
\n
Desenvolvimento
\n
Ltda
\n
0,10%
\n
Enel Green Power Morro
\n
Norte 02 SA
\n
Rio de Janeiro BR 1.000 BRL
\n
Integrale
\n
Enel Brasil SA 99,90%
\n
82,27%
\n
Enel Green Power
\n
Desenvolvimento
\n
Ltda
\n
0,10%
\n
Enel Green Power Morro
\n
Norte 03 SA
\n
Rio de Janeiro BR 1.000 BRL
\n
Integrale
\n
Enel Brasil SA 99,90%
\n
82,27%
\n
Enel Green Power
\n
Desenvolvimento
\n
Ltda
\n
0,10%
\n
Enel Green Power Morro
\n
Norte 04 SA
\n
Rio de Janeiro BR 1.000 BRL
\n
Integrale
\n
Enel Brasil SA 99,90%
\n
82,27%
\n
Enel Green Power
\n
Desenvolvimento
\n
Ltda
\n
0,10%
\n
Enel Green Power Mour\u00e3o SA Rio de Janeiro BR 25.600.100 BRL
\n
Integrale Enel Brasil SA 100,00% 82,27%
\n
Enel Green Power Namibia
\n
(Pty) Ltd
\n
Windhoek NA 10.000 NAD
\n
Integrale
\n
Enel Green Power
\n
SpA
\n
100,00% 100,00%
\n
Enel Green Power North
\n
America Development LLC
\n
Wilmington US - USD
\n
Integrale
\n
Enel North America
\n
Inc.
\n
100,00% 100,00%
\n
\n\n
Denominazione societ\u00e0 Sede legale Nazione Capitale sociale Valuta Settore di attivit\u00e0
\n
Metodo di
\n
consolidamento Detenuta da
\n
% possesso
\n
azioni
\n
ordinarie
\n
% possesso
\n
Gruppo
\n
Enel Green Power North
\n
America Inc.
\n
Andover US - USD
\n
Integrale
\n
Enel North America
\n
Inc.
\n
100,00% 100,00%
\n
Enel Green Power Nova
\n
Olinda 01 SA
\n
Teresina BR 1.000 BRL
\n
Integrale
\n
Enel Brasil SA 99,90%
\n
82,27%
\n
Enel Green Power
\n
Desenvolvimento
\n
Ltda
\n
0,10%
\n
Enel Green Power Nova
\n
Olinda 02 SA
\n
Teresina BR 1.000 BRL
\n
Integrale
\n
Enel Brasil SA 99,90%
\n
82,27%
\n
Enel Green Power
\n
Desenvolvimento
\n
Ltda
\n
0,10%
\n
Enel Green Power Nova
\n
Olinda 03 SA
\n
Teresina BR 1.000 BRL
\n
Integrale
\n
Enel Brasil SA 99,90%
\n
82,27%
\n
Enel Green Power
\n
Desenvolvimento
\n
Ltda
\n
0,10%
\n
Enel Green Power Nova
\n
Olinda 04 SA
\n
Teresina BR 1.000 BRL
\n
Integrale
\n
Enel Brasil SA 99,90%
\n
82,27%
\n
Enel Green Power
\n
Desenvolvimento
\n
Ltda
\n
0,10%
\n
Enel Green Power Nova
\n
Olinda 05 SA
\n
Teresina BR 1.000 BRL
\n
Integrale
\n
Enel Brasil SA 99,90%
\n
82,27%
\n
Enel Green Power
\n
Desenvolvimento
\n
Ltda
\n
0,10%
\n
Enel Green Power Nova
\n
Olinda 06 SA
\n
Teresina BR 1.000 BRL
\n
Integrale
\n
Enel Brasil SA 99,90%
\n
82,27%
\n
Enel Green Power
\n
Desenvolvimento
\n
Ltda
\n
0,10%
\n
Enel Green Power Nova
\n
Olinda 07 SA
\n
Teresina BR 1.000 BRL
\n
Integrale
\n
Enel Brasil SA 99,90%
\n
82,27%
\n
Enel Green Power
\n
Desenvolvimento
\n
Ltda
\n
0,10%
\n
Enel Green Power Nova
\n
Olinda 08 SA
\n
Teresina BR 1.000 BRL
\n
Integrale
\n
Enel Brasil SA 99,90%
\n
82,27%
\n
Enel Green Power
\n
Desenvolvimento
\n
Ltda
\n
0,10%
\n
Enel Green Power Nova
\n
Olinda 09 SA
\n
Teresina BR 1.000 BRL
\n
Integrale
\n
Enel Brasil SA 99,90%
\n
82,27%
\n
Enel Green Power
\n
Desenvolvimento
\n
Ltda
\n
0,10%
\n
Enel Green Power Nova
\n
Olinda 10 SA
\n
Rio de Janeiro BR 1.000 BRL
\n
Integrale
\n
Enel Brasil SA 99,90%
\n
82,27%
\n
Enel Green Power
\n
Desenvolvimento
\n
Ltda
\n
0,10%
\n
Enel Green Power Nova
\n
Olinda 11 SA (ex Enel Green
\n
Power Aroeira 09 SA)
\n
Rio de Janeiro BR 1.000 BRL
\n
Integrale
\n
Enel Brasil SA 99,90%
\n
82,27%
\n
Enel Green Power
\n
Desenvolvimento
\n
Ltda
\n
0,10%
\n
Enel Green Power Nova
\n
Olinda 12 SA
\n
Rio de Janeiro BR 1.000 BRL
\n
Integrale
\n
Enel Brasil SA 99,90%
\n
82,27%
\n
Enel Green Power
\n
Desenvolvimento
\n
Ltda
\n
0,10%
\n
Enel Green Power Nova
\n
Olinda 13 SA (ex Enel Brasil
\n
Central SA)
\n
Rio de Janeiro BR 10.000 BRL
\n
Integrale Enel Brasil SA 100,00% 82,27%
\n
Enel Green Power Novo Lapa
\n
01 SA
\n
Rio de Janeiro BR 1.000 BRL
\n
Integrale
\n
Enel Brasil SA 99,90%
\n
82,27%
\n
Enel Green Power
\n
Desenvolvimento
\n
Ltda
\n
0,10%
\n
Enel Green Power Novo Lapa
\n
02 SA
\n
Rio de Janeiro BR 1.000 BRL
\n
Integrale
\n
Enel Brasil SA 99,90%
\n
82,27%
\n
Enel Green Power
\n
Desenvolvimento
\n
Ltda
\n
0,10%
\n
Enel Green Power Novo Lapa
\n
03 SA
\n
Rio de Janeiro BR 1.000 BRL
\n
Integrale
\n
Enel Brasil SA 99,90%
\n
82,27%
\n
Enel Green Power
\n
Desenvolvimento
\n
Ltda
\n
0,10%
\n
\n\n
Denominazione societ\u00e0 Sede legale Nazione Capitale sociale Valuta Settore di attivit\u00e0
\n
Metodo di
\n
consolidamento Detenuta da
\n
% possesso
\n
azioni
\n
ordinarie
\n
% possesso
\n
Gruppo
\n
Enel Green Power Novo Lapa
\n
04 SA
\n
Rio de Janeiro BR 1.000 BRL
\n
Integrale
\n
Enel Brasil SA 99,90%
\n
82,27%
\n
Enel Green Power
\n
Desenvolvimento
\n
Ltda
\n
0,10%
\n
Enel Green Power Novo Lapa
\n
05 SA
\n
Rio de Janeiro BR 1.000 BRL
\n
Integrale
\n
Enel Brasil SA 99,90%
\n
82,27%
\n
Enel Green Power
\n
Desenvolvimento
\n
Ltda
\n
0,10%
\n
Enel Green Power Novo Lapa
\n
06 SA
\n
Rio de Janeiro BR 1.000 BRL
\n
Integrale
\n
Enel Brasil SA 99,90%
\n
82,27%
\n
Enel Green Power
\n
Desenvolvimento
\n
Ltda
\n
0,10%
\n
Enel Green Power Novo Lapa
\n
07 SA
\n
Rio de Janeiro BR 1.000 BRL
\n
Integrale
\n
Enel Brasil SA 99,90%
\n
82,27%
\n
Enel Green Power
\n
Desenvolvimento
\n
Ltda
\n
0,10%
\n
Enel Green Power Novo Lapa
\n
08 SA
\n
Rio de Janeiro BR 1.000 BRL
\n
Integrale
\n
Enel Brasil SA 99,90%
\n
82,27%
\n
Enel Green Power
\n
Desenvolvimento
\n
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 BRL
\n
Integrale Enel Brasil SA 100,00% 82,27%
\n
Enel Green Power
\n
Partecipazioni Speciali Srl
\n
Roma IT 10.000 EUR
\n
Integrale
\n
Enel Green Power
\n
SpA
\n
100,00% 100,00%
\n
Enel Green Power Pau Ferro
\n
E\u00f3lica SA
\n
Rio de Janeiro BR 74.124.000 BRL
\n
Integrale
\n
Enel Brasil SA 97,92%
\n
82,27%
\n
Enel Green Power
\n
Desenvolvimento
\n
Ltda
\n
2,08%
\n
Enel Green Power Pedra do
\n
Ger\u00f4nimo E\u00f3lica SA
\n
Rio de Janeiro BR 119.319.528 BRL
\n
Integrale
\n
Enel Brasil SA 98,25%
\n
82,27%
\n
Enel Green Power
\n
Desenvolvimento
\n
Ltda
\n
1,75%
\n
Enel Green Power PO11
\n
GmbH & Co. KG
\n
Berlino DE 50.000 EUR
\n
Integrale
\n
Enel Green Power
\n
Germany GmbH
\n
100,00% 100,00%
\n
Enel Green Power PO133
\n
GmbH & Co. KG
\n
Berlino DE 50.000 EUR
\n
Integrale
\n
Enel Green Power
\n
Germany GmbH
\n
100,00% 100,00%
\n
Enel Green Power PO25
\n
GmbH & Co. KG
\n
Berlino DE 50.000 EUR
\n
Integrale
\n
Enel Green Power
\n
Germany GmbH
\n
100,00% 100,00%
\n
Enel Green Power Primavera
\n
E\u00f3lica SA
\n
Rio de Janeiro BR 95.674.900 BRL
\n
Integrale
\n
Enel Brasil SA 98,50%
\n
82,27%
\n
Enel Green Power
\n
Desenvolvimento
\n
Ltda
\n
1,50%
\n
Enel Green Power Puglia Srl Roma IT 1.000.000 EUR
\n
Integrale
\n
Enel Green Power
\n
Italia Srl
\n
100,00% 100,00%
\n
Enel Green Power Quorn
\n
Holding (Pty) Ltd
\n
Sydney AU 100 AUD
\n
Equity EGP Australia (Pty) Ltd 100,00% 50,00%
\n
Enel Green Power Quorn
\n
Holding Trust
\n
Sydney AU 100 AUD
\n
Equity
\n
Enel Green Power
\n
Australia Trust
\n
100,00% 50,00%
\n
Enel Green Power RA SAE in
\n
liquidazione
\n
Cairo EG 15.000.000 EGP
\n
Integrale
\n
Enel Green Power
\n
Egypt SAE
\n
100,00% 100,00%
\n
Enel Green Power
\n
Rattlesnake Creek Wind
\n
Project LLC (ex Rattlesnake
\n
Creek Wind Project LLC)
\n
Delaware US 1 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
\n\n
Denominazione societ\u00e0 Sede legale Nazione Capitale sociale Valuta Settore di attivit\u00e0
\n
Metodo di
\n
consolidamento Detenuta da
\n
% possesso
\n
azioni
\n
ordinarie
\n
% possesso
\n
Gruppo
\n
Enel Green Power
\n
Roadrunner Solar Project
\n
II LLC
\n
Dover US 100 USD
\n
Integrale
\n
Enel Roadrunner
\n
Solar Project
\n
Holdings II LLC
\n
100,00% 100,00%
\n
Enel Green Power Rockhaven
\n
Ranchland Holdings LLC
\n
Andover US 1 USD
\n
Integrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%
\n
Enel Green Power Roseland
\n
Solar LLC
\n
Andover US 1 USD
\n
Integrale
\n
25RoseFarms
\n
Holdings LLC
\n
100,00% 100,00%
\n
Enel Green Power RSA
\n
(Pty) Ltd
\n
Johannesburg ZA 1.000 ZAR
\n
Equity
\n
EGP Matimba NewCo
\n
1 Srl
\n
100,00% 50,00%
\n
Enel Green Power RSA 2 (RF)
\n
(Pty) Ltd
\n
Johannesburg ZA 120 ZAR
\n
Equity
\n
Enel Green Power
\n
RSA (Pty) Ltd
\n
100,00% 50,00%
\n
Enel Green Power Rus
\n
Limited Liability Company
\n
Mosca RU 60.500.000 RUB
\n
Integrale
\n
Enel Green Power
\n
Partecipazioni
\n
Speciali Srl
\n
1,00%
\n
100,00%
\n
Enel Green Power
\n
SpA
\n
99,00%
\n
Enel Green Power SpA Roma IT 272.000.000 EUR
\n
Integrale Enel SpA 100,00% 100,00%
\n
Enel Green Power Salto
\n
Apiac\u00e1s SA (ex Enel Green
\n
Power Damascena E\u00f3lica SA)
\n
Rio de Janeiro BR 274.420.832 BRL
\n
Integrale Enel Brasil SA 100,00% 82,27%
\n
Enel Green Power Sannio Srl Roma IT 750.000 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 BRL
\n
Integrale Enel Brasil SA 100,00% 82,27%
\n
Enel Green Power S\u00e3o Cirilo
\n
02 SA
\n
Rio de Janeiro BR 1.000 BRL
\n
Integrale
\n
Enel Brasil SA 99,90%
\n
82,27%
\n
Enel Green Power
\n
Desenvolvimento
\n
Ltda
\n
0,10%
\n
Enel Green Power S\u00e3o Cirilo
\n
03 SA
\n
Rio de Janeiro BR 1.000 BRL
\n
Integrale
\n
Enel Brasil SA 99,90%
\n
82,27%
\n
Enel Green Power
\n
Desenvolvimento
\n
Ltda
\n
0,10%
\n
Enel Green Power S\u00e3o
\n
Gon\u00e7alo 01 SA (ex Enel Green
\n
Power Projetos 10)
\n
Teresina BR 81.960.397 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 82.268.019 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 Green
\n
Power Projetos 42 SA)
\n
Teresina BR 114.522.005 BRL
\n
Integrale
\n
Enel Brasil SA 100,00%
\n
82,27%
\n
Enel Green Power
\n
Desenvolvimento
\n
Ltda
\n
0,00%
\n
Enel Green Power S\u00e3o
\n
Gon\u00e7alo 08 SA (ex Enel
\n
Green Power Projetos 43 SA)
\n
Teresina BR 109.281.818 BRL
\n
Integrale
\n
Enel Brasil SA 100,00%
\n
82,27%
\n
Enel Green Power
\n
Desenvolvimento
\n
Ltda
\n
0,00%
\n
Enel Green Power S\u00e3o
\n
Gon\u00e7alo 10 SA (ex Enel Green
\n
Power Projetos 15)
\n
Teresina BR 82.871.484 BRL
\n
Integrale Enel Brasil SA 100,00% 82,27%
\n
Enel Green Power S\u00e3o
\n
Gon\u00e7alo 11 SA (ex Enel Green
\n
Power Projetos 44 SA)
\n
Teresina BR 114.475.155 BRL
\n
Integrale Enel Brasil SA 100,00% 82,27%
\n
Enel Green Power S\u00e3o
\n
Gon\u00e7alo 12 SA (ex Enel Green
\n
Power Projetos 22 SA)
\n
Teresina BR 108.022.915 BRL
\n
Integrale
\n
Enel Brasil SA 100,00%
\n
82,27%
\n
Enel Green Power
\n
Desenvolvimento
\n
Ltda
\n
0,00%
\n
Enel Green Power S\u00e3o
\n
Gon\u00e7alo 14
\n
Teresina BR 147.279. 288 BRL
\n
Integrale
\n
Enel Brasil SA 100,00%
\n
82,27%
\n
Enel Green Power
\n
Desenvolvimento
\n
Ltda
\n
0,00%
\n
Enel Green Power S\u00e3o
\n
Gon\u00e7alo 15
\n
Teresina BR 120.057.469 BRL
\n
Integrale Enel Brasil SA 100,00% 82,27%
\n
\n\n
Denominazione societ\u00e0\u00a0Sede legale\u00a0Nazione\u00a0Capitale sociale\u00a0Valuta\u00a0Settore di attivit\u00e0
\n
Metodo di
\n
consolidamento\u00a0Detenuta da
\n
% possesso
\n
azioni
\n
ordinarie
\n
% possesso
\n
Gruppo
\n
Enel Green Power S\u00e3o
\n
Gon\u00e7alo 17 SA
\n
Teresina\u00a0BR\u00a0122.007.043 \u00a0\u00a0BRL
\n
Integrale
\n
Enel Brasil SA\u00a0100,00%
\n
82,27%
\n
Enel Green Power
\n
Desenvolvimento
\n
Ltda
\n
0,00%
\n
Enel Green Power S\u00e3o
\n
Gon\u00e7alo 18 SA (ex Enel Green
\n
Power Ventos de Santa\u00a0
\n
\u00c2ngela 13 SA)
\n
Teresina\u00a0BR\u00a0120.981.744 \u00a0\u00a0BRL
\n
Integrale
\n
Enel Brasil SA\u00a0100,00%
\n
82,27%
\n
Enel Green Power
\n
Desenvolvimento
\n
Ltda
\n
0,00%
\n
Enel Green Power S\u00e3o
\n
Gon\u00e7alo 19 SA
\n
Teresina\u00a0BR\u00a0122.467.789\u00a0\u00a0\u00a0BRL
\n
Integrale
\n
Enel Brasil SA\u00a0100,00%
\n
82,27%
\n
Enel Green Power
\n
Desenvolvimento
\n
Ltda
\n
0,00%
\n
Enel Green Power S\u00e3o
\n
Gon\u00e7alo 21 SA (ex Enel Green
\n
Power Projetos 16)
\n
Teresina\u00a0BR\u00a099.994.198 \u00a0\u00a0BRL
\n
Integrale
\n
Alba Energia Ltda\u00a00,00%
\n
82,27%
\n
Enel Brasil SA\u00a0100,00%
\n
Enel Green Power S\u00e3o
\n
Gon\u00e7alo 22 SA
\n
Teresina\u00a0BR\u00a099.787.960 \u00a0\u00a0BRL\u00a0
\n
Integrale
\n
Alba Energia Ltda\u00a00,00%
\n
82,27%
\n
Enel Brasil SA\u00a0100,00%
\n
Enel Green Power S\u00e3o
\n
Gon\u00e7alo 3 SA (ex Enel Green
\n
Power Projetos 12)
\n
Teresina\u00a0BR\u00a091.324.686\u00a0\u00a0\u00a0BRL
\n
Integrale
\n
Alba Energia Ltda\u00a00,00%
\n
82,27%
\n
Enel Brasil SA\u00a0100,00%
\n
Enel Green Power S\u00e3o
\n
Gon\u00e7alo 4 SA (ex Enel Green
\n
Power Projetos 13)
\n
Teresina\u00a0BR\u00a090.925.258\u00a0\u00a0\u00a0BRL\u00a0
\n
Integrale
\n
Alba Energia Ltda\u00a00,00%
\n
82,27%
\n
Enel Brasil SA\u00a0100,00%
\n
Enel Green Power S\u00e3o
\n
Gon\u00e7alo 5 SA (ex Enel Green
\n
Power Projetos 15)
\n
Teresina\u00a0BR\u00a098.230.525\u00a0\u00a0\u00a0BRL\u00a0
\n
Integrale
\n
Alba Energia Ltda\u00a00,00%
\n
82,27%
\n
Enel Brasil SA\u00a0100,00%
\n
Enel Green Power S\u00e3o
\n
Gon\u00e7alo 6 SA (ex Enel Green
\n
Power Projetos 19 SA)
\n
Teresina\u00a0BR\u00a0183.602.691 \u00a0\u00a0BRL
\n
Integrale\u00a0Enel Brasil SA\u00a0100,00%\u00a082,27%
\n
Enel Green Power S\u00e3o Judas
\n
E\u00f3lica SA
\n
Niter\u00f3i\u00a0BR\u00a082.674.900 \u00a0\u00a0BRL\u00a0
\n
Integrale
\n
Enel Brasil SA\u00a098,26%
\n
82,27%
\n
Enel Green Power
\n
Desenvolvimento
\n
Ltda
\n
1,74%
\n
Enel Green Power S\u00e3o Micael
\n
01 SA (ex Enel Green Power
\n
S\u00e3o Gon\u00e7alo 9 SA)
\n
Teresina\u00a0BR\u00a01.000 \u00a0\u00a0BRL\u00a0
\n
Integrale
\n
Alba Energia Ltda\u00a00,10%
\n
82,27%
\n
Enel Brasil SA\u00a099,90%
\n
Enel Green Power S\u00e3o Micael
\n
02 SA (ex Enel Green Power
\n
S\u00e3o Gon\u00e7alo 13)
\n
Teresina\u00a0BR\u00a01.000 \u00a0\u00a0BRL\u00a0
\n
Integrale
\n
Alba Energia Ltda\u00a00,10%
\n
82,27%
\n
Enel Brasil SA\u00a099,90%
\n
Enel Green Power S\u00e3o Micael
\n
03 SA (ex Enel Green Power
\n
S\u00e3o Gon\u00e7alo 16 SA)
\n
Teresina\u00a0BR\u00a01.000 \u00a0\u00a0BRL\u00a0
\n
Integrale
\n
Alba Energia Ltda\u00a00,10%
\n
82,27%
\n
Enel Brasil SA\u00a099,90%
\n
Enel Green Power S\u00e3o Micael
\n
04 SA (ex Enel Green Power
\n
S\u00e3o Gon\u00e7alo 20 SA)
\n
Teresina\u00a0BR\u00a01.000 \u00a0\u00a0BRL\u00a0
\n
Integrale
\n
Enel Brasil SA\u00a099,90%
\n
82,27%
\n
Enel Green Power
\n
Desenvolvimento
\n
Ltda
\n
0,10%
\n
Enel Green Power S\u00e3o Micael
\n
05 SA
\n
Teresina\u00a0BR\u00a01.000 \u00a0\u00a0BRL\u00a0
\n
Integrale
\n
Enel Brasil SA\u00a099,90%
\n
82,27%
\n
Enel Green Power
\n
Desenvolvimento
\n
Ltda
\n
0,10%
\n
Enel Green Power Services
\n
LLC
\n
Wilmington\u00a0US\u00a0100\u00a0\u00a0\u00a0USD
\n
Integrale
\n
Enel Green Power
\n
North America Inc.
\n
100,00%\u00a0100,00%
\n
Enel Green Power Shu SAE in
\n
liquidazione
\n
Cairo\u00a0EG\u00a015.000.000\u00a0\u00a0\u00a0EGP\u00a0
\n
Integrale
\n
Enel Green Power
\n
Egypt SAE
\n
100,00%\u00a0100,00%
\n
Enel Green Power Singapore
\n
Pte Ltd
\n
Singapore\u00a0SG\u00a08.000.000\u00a0\u00a0\u00a0SGD\u00a0
\n
Integrale
\n
Enel Green Power
\n
SpA
\n
100,00%\u00a0100,00%
\n
Enel Green Power Solar
\n
Energy Srl
\n
Roma\u00a0IT\u00a010.000 \u00a0\u00a0EUR
\n
Integrale
\n
Enel Green Power
\n
Italia Srl
\n
100,00%\u00a0100,00%
\n
Enel Green Power Solar
\n
Metehara SpA
\n
Roma\u00a0IT\u00a050.000\u00a0\u00a0\u00a0EUR\u00a0
\n
Integrale
\n
Enel Green Power
\n
SpA
\n
100,00%\u00a0100,00%
\n
Enel Green Power Solar
\n
Ngonye SpA (ex Enel Green
\n
Power Africa Srl)
\n
Roma\u00a0IT\u00a050.000\u00a0\u00a0\u00a0EUR\u00a0
\n
Held for sale
\n
EGP Matimba NewCo\u00a0
\n
2 Srl
\n
100,00%\u00a0100,00%
\n
\n\n
Denominazione societ\u00e0\u00a0Sede legale\u00a0Nazione\u00a0Capitale sociale\u00a0Valuta\u00a0Settore di attivit\u00e0
\n
Metodo di
\n
consolidamento\u00a0Detenuta da
\n
% possesso
\n
azioni
\n
ordinarie
\n
% possesso
\n
Gruppo
\n
Enel Green Power South
\n
Africa (Pty) Ltd
\n
Johannesburg\u00a0ZA\u00a01.000 \u00a0\u00a0ZAR\u00a0
\n
Integrale
\n
Enel Green Power
\n
SpA
\n
100,00%\u00a0100,00%
\n
Enel Green Power South
\n
Africa 3 (Pty) Ltd
\n
Gauteng \u00a0ZA\u00a01.000 \u00a0\u00a0ZAR\u00a0
\n
Integrale
\n
Enel Green Power
\n
SpA
\n
100,00%\u00a0100,00%
\n
Enel Green Power Stampede
\n
Solar Holdings LLC
\n
Andover\u00a0US\u00a01 \u00a0\u00a0USD\u00a0
\n
Integrale\u00a0Enel Kansas LLC\u00a0100,00%\u00a0100,00%
\n
Enel Green Power Swift
\n
Wind LP
\n
Calgary\u00a0CA\u00a01.000 \u00a0\u00a0CAD
\n
Integrale
\n
Enel Alberta Wind Inc.\u00a00,10%
\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\u00a0BR\u00a050.034.360\u00a0\u00a0\u00a0BRL
\n
Integrale
\n
Enel Brasil SA\u00a097,\u00a087\u00a0%
\n
82,27%
\n
Enel Green Power
\n
Desenvolvimento
\n
Ltda
\n
2,13%
\n
Enel Green Power Tefnut SAE
\n
in liquidazione
\n
Cairo\u00a0EG\u00a015.000.000\u00a0\u00a0\u00a0EGP\u00a0
\n
Integrale
\n
Enel Green Power
\n
Egypt SAE
\n
100,00%\u00a0100,00%
\n
Enel Green Power Turkey
\n
Enerj\u00ed Yatirimlari Anon\u00edm\u00a0
\n
\u015e\u00edrket\u00ed
\n
Istanbul\u00a0TR\u00a037.141.108 \u00a0\u00a0TRY\u00a0
\n
Integrale
\n
Enel Green Power
\n
SpA
\n
100,00%\u00a0100,00%
\n
Enel Green Power UB33
\n
GmbH & Co. KG
\n
Berlino\u00a0DE\u00a075.000 \u00a0\u00a0EUR
\n
Integrale
\n
Enel Green Power
\n
Germany GmbH
\n
100,00%\u00a0100,00%
\n
Enel Green Power UB43
\n
GmbH & Co. KG
\n
Berlino\u00a0DE\u00a050.000 \u00a0\u00a0EUR
\n
Integrale
\n
Enel Green Power
\n
Germany GmbH
\n
100,00%\u00a0100,00%
\n
Enel Green Power Ventos de
\n
Santa \u00c2ngela 1 SA
\n
Teresina\u00a0BR\u00a0182.273.006\u00a0\u00a0\u00a0BRL\u00a0
\n
Integrale
\n
Enel Brasil SA\u00a0100,00%
\n
82,27%
\n
Ventos de Santa
\n
\u00c2ngela Energias
\n
Renov\u00e1veis SA
\n
0,00%
\n
Enel Green Power Ventos de
\n
Santa \u00c2ngela 10 SA (ex Enel
\n
Green Power Projetos 21)
\n
Teresina\u00a0BR\u00a0122.100.849\u00a0\u00a0\u00a0BRL
\n
Integrale
\n
Enel Brasil SA\u00a0100,00%
\n
82,27%
\n
Ventos de Santa
\n
\u00c2ngela Energias
\n
Renov\u00e1veis SA
\n
0,00%
\n
Enel Green Power Ventos de
\n
Santa \u00c2ngela 11 SA (ex Enel
\n
Green Power Projetos 23)
\n
Teresina\u00a0BR\u00a0132.786.606 \u00a0\u00a0BRL
\n
Integrale
\n
Enel Brasil SA\u00a0100,00%
\n
82,27%
\n
Ventos de Santa
\n
\u00c2ngela Energias
\n
Renov\u00e1veis SA
\n
0,00%
\n
Enel Green Power Ventos de
\n
Santa \u00c2ngela 14 SA (ex Enel
\n
Green Power Projetos 24)
\n
Teresina\u00a0BR\u00a0198.554.956 \u00a0\u00a0BRL\u00a0
\n
Integrale
\n
Enel Brasil SA\u00a0100,00%
\n
82,27%
\n
Ventos de Santa
\n
\u00c2ngela Energias
\n
Renov\u00e1veis SA
\n
0,00%
\n
Enel Green Power Ventos de
\n
Santa \u00c2ngela 15 SA (ex Enel
\n
Green Power Projetos 25)
\n
Teresina\u00a0BR\u00a0125.100.849\u00a0\u00a0\u00a0BRL
\n
Integrale
\n
Enel Brasil SA\u00a0100,00%
\n
82,27%
\n
Ventos de Santa
\n
\u00c2ngela Energias
\n
Renov\u00e1veis SA
\n
0,00%
\n
Enel Green Power Ventos de
\n
Santa \u00c2ngela 17 SA (ex Enel
\n
Green Power Projetos 26)
\n
Teresina\u00a0BR\u00a0152.022.288\u00a0\u00a0\u00a0BRL
\n
Integrale
\n
Enel Brasil SA\u00a0100,00%
\n
82,27%
\n
Ventos de Santa
\n
\u00c2ngela Energias
\n
Renov\u00e1veis SA
\n
0,00%
\n
Enel Green Power Ventos de
\n
Santa \u00c2ngela 19 SA (ex Enel
\n
Green Power Projetos 27)
\n
Teresina\u00a0BR\u00a095.587.248 \u00a0\u00a0BRL
\n
Integrale
\n
Enel Brasil SA\u00a0100,00%
\n
82,27%
\n
Ventos de Santa
\n
\u00c2ngela Energias
\n
Renov\u00e1veis SA
\n
0,00%
\n
Enel Green Power Ventos de
\n
Santa \u00c2ngela 2 SA
\n
Teresina\u00a0BR\u00a0299.922.006 \u00a0\u00a0BRL
\n
Integrale
\n
Enel Brasil SA\u00a0100,00%
\n
82,27%
\n
Ventos de Santa
\n
\u00c2ngela Energias
\n
Renov\u00e1veis SA
\n
0,00%
\n
Enel Green Power Ventos de
\n
Santa \u00c2ngela 20 SA (ex Enel
\n
Green Power Projetos 28)
\n
Teresina\u00a0BR\u00a092.895.409 \u00a0\u00a0BRL\u00a0
\n
Integrale
\n
Enel Brasil SA\u00a0100,00%
\n
82,27%
\n
Ventos de Santa
\n
\u00c2ngela Energias
\n
Renov\u00e1veis SA
\n
0,00%
\n
Enel Green Power Ventos de
\n
Santa \u00c2ngela 21 SA (ex Enel
\n
Green Power Projetos 29)
\n
Teresina\u00a0BR\u00a085.179.410 \u00a0\u00a0BRL
\n
Integrale
\n
Enel Brasil SA\u00a0100,00%
\n
82,27%
\n
Ventos de Santa
\n
\u00c2ngela Energias
\n
Renov\u00e1veis SA
\n
0,00%
\n
\n\n
Denominazione societ\u00e0\u00a0Sede legale\u00a0Nazione\u00a0Capitale sociale\u00a0Valuta\u00a0Settore di attivit\u00e0
\n
Metodo di
\n
consolidamento\u00a0Detenuta da
\n
% possesso
\n
azioni
\n
ordinarie
\n
% possesso
\n
Gruppo
\n
Enel Green Power Ventos de
\n
Santa \u00c2ngela 3 SA (ex Enel
\n
Green Power Projetos 4)
\n
Teresina\u00a0BR\u00a099.786.606\u00a0\u00a0\u00a0BRL
\n
Integrale
\n
Enel Brasil SA\u00a0100,00%
\n
82,27%
\n
Ventos de Santa
\n
\u00c2ngela Energias
\n
Renov\u00e1veis SA
\n
0,00%
\n
Enel Green Power Ventos de
\n
Santa \u00c2ngela 4 SA (ex Enel
\n
Green Power Projetos 6)
\n
Teresina\u00a0BR\u00a0100.732.205 \u00a0\u00a0BRL
\n
Integrale
\n
Enel Brasil SA\u00a0100,00%
\n
82,27%
\n
Ventos de Santa
\n
\u00c2ngela Energias
\n
Renov\u00e1veis SA
\n
0,00%
\n
Enel Green Power Ventos de
\n
Santa \u00c2ngela 5 SA (ex Enel
\n
Green Power Projetos 7)
\n
Teresina\u00a0BR\u00a084.786.606 \u00a0\u00a0BRL
\n
Integrale
\n
Enel Brasil SA\u00a0100,00%
\n
82,27%
\n
Ventos de Santa
\n
\u00c2ngela Energias
\n
Renov\u00e1veis SA
\n
0,00%
\n
Enel Green Power Ventos de
\n
Santa \u00c2ngela 6 SA (ex Enel
\n
Green Power Projetos 8)
\n
Teresina\u00a0BR\u00a083.786.606\u00a0\u00a0\u00a0BRL
\n
Integrale
\n
Enel Brasil SA\u00a0100,00%
\n
82,27%
\n
Ventos de Santa
\n
\u00c2ngela Energias
\n
Renov\u00e1veis SA
\n
0,00%
\n
Enel Green Power Ventos de
\n
Santa \u00c2ngela 7 SA (ex Enel
\n
Green Power Projetos 9)
\n
Teresina\u00a0BR\u00a081.245.806\u00a0\u00a0\u00a0BRL
\n
Integrale
\n
Enel Brasil SA\u00a0100,00%
\n
82,27%
\n
Ventos de Santa
\n
Esperan\u00e7a Energias
\n
Renov\u00e1veis SA
\n
0,00%
\n
Enel Green Power Ventos de
\n
Santa \u00c2ngela 8 SA (ex Enel
\n
Green Power Projetos 18)
\n
Teresina\u00a0BR\u00a091.786.606\u00a0\u00a0\u00a0BRL\u00a0
\n
Integrale
\n
Enel Brasil SA\u00a0100,00%
\n
82,27%
\n
Ventos de Santa
\n
\u00c2ngela Energias
\n
Renov\u00e1veis SA
\n
0,00%
\n
Enel Green Power Ventos de
\n
Santa \u00c2ngela 9 SA (ex Enel
\n
Green Power Projetos 20)
\n
Teresina\u00a0BR\u00a0118.786.606 \u00a0\u00a0BRL
\n
Integrale
\n
Enel Brasil SA\u00a0100,00%
\n
82,27%
\n
Ventos de Santa
\n
\u00c2ngela Energias
\n
Renov\u00e1veis SA
\n
0,00%
\n
Enel Green Power Ventos de
\n
Santa \u00c2ngela ACL 12 (ex Enel\u00a0
\n
Green Power Projetos 36)
\n
Teresina\u00a0BR\u00a094.727.364 \u00a0\u00a0BRL\u00a0
\n
Integrale
\n
Enel Brasil SA\u00a0100,00%
\n
82,27%
\n
Enel Green Power
\n
Desenvolvimento
\n
Ltda
\n
0,00%
\n
Enel Green Power Ventos de
\n
Santa \u00c2ngela ACL 13 SA (ex
\n
Enel Green Power Projetos
\n
17 SA)
\n
Teresina\u00a0BR\u00a077.496.725\u00a0\u00a0\u00a0BRL\u00a0
\n
Integrale
\n
Enel Brasil SA\u00a0100,00%
\n
82,27%
\n
Enel Green Power
\n
Desenvolvimento
\n
Ltda
\n
0,00%
\n
Enel Green Power Ventos de
\n
Santa \u00c2ngela ACL 16 SA (ex
\n
Enel Green Power Projetos
\n
38 SA)
\n
Teresina\u00a0BR\u00a089.917.563 \u00a0\u00a0BRL\u00a0
\n
Integrale
\n
Enel Brasil SA\u00a0100,00%
\n
82,27%
\n
Enel Green Power
\n
Desenvolvimento
\n
Ltda
\n
0,00%
\n
Enel Green Power Ventos de
\n
Santa \u00c2ngela ACL 18 SA (ex
\n
Enel Green Power Projetos
\n
47 SA)
\n
Teresina\u00a0BR\u00a086.496.703 \u00a0\u00a0BRL\u00a0
\n
Integrale
\n
Enel Brasil SA\u00a0100,00%
\n
82,27%
\n
Enel Green Power
\n
Desenvolvimento
\n
Ltda
\n
0,00%
\n
Enel Green Power Ventos de
\n
Santa Esperan\u00e7a 08 SA (ex
\n
Enel Green Power Projetos
\n
34 SA)
\n
Rio de Janeiro\u00a0BR\u00a0173.154.501\u00a0\u00a0\u00a0BRL
\n
Integrale
\n
Enel Brasil SA\u00a0100,00%
\n
82,27%
\n
Enel Green Power
\n
Desenvolvimento
\n
Ltda
\n
0,00%
\n
Enel Green Power Ventos
\n
de Santa Esperan\u00e7a 1 SA (ex
\n
Enel Green Power Fonte dos
\n
Ventos 1 SA)
\n
Rio de Janeiro\u00a0BR\u00a01.000 \u00a0\u00a0BRL
\n
Integrale
\n
Enel Brasil SA\u00a099,90%
\n
82,27%
\n
Enel Green Power
\n
Desenvolvimento
\n
Ltda
\n
0,10%
\n
Enel Green Power Ventos de
\n
Santa Esperan\u00e7a 13 (ex Enel
\n
Green Power Projetos 33 SA)
\n
Rio de Janeiro\u00a0BR\u00a0221.832.010 \u00a0\u00a0BRL
\n
Integrale
\n
Enel Brasil SA\u00a0100,00%
\n
82,27%
\n
Enel Green Power
\n
Desenvolvimento
\n
Ltda
\n
0,00%
\n
Enel Green Power Ventos de
\n
Santa Esperan\u00e7a 15 SA
\n
Rio de Janeiro\u00a0BR\u00a0152.494.014\u00a0\u00a0\u00a0BRL
\n
Integrale
\n
Enel Brasil SA\u00a0100,00%
\n
82,27%
\n
Enel Green Power
\n
Desenvolvimento
\n
Ltda
\n
0,00%
\n
Enel Green Power Ventos de
\n
Santa Esperan\u00e7a 16 SA (ex
\n
Enel Green Power Projetos
\n
35 SA)
\n
Rio de Janeiro\u00a0BR\u00a0252.240.013 \u00a0\u00a0BRL
\n
Integrale
\n
Enel Brasil SA\u00a0100,00%
\n
82,27%
\n
Enel Green Power
\n
Desenvolvimento
\n
Ltda
\n
0,00%
\n
Enel Green Power Ventos de
\n
Santa Esperan\u00e7a 17 SA (ex
\n
Enel Green Power Projetos
\n
31 SA)
\n
Rio de Janeiro\u00a0BR\u00a0252.240.013 \u00a0\u00a0BRL
\n
Integrale
\n
Enel Brasil SA\u00a0100,00%
\n
82,27%
\n
Enel Green Power
\n
Desenvolvimento
\n
Ltda
\n
0,00%
\n
\n\n
Denominazione societ\u00e0\u00a0Sede legale\u00a0Nazione\u00a0Capitale sociale\u00a0Valuta\u00a0Settore di attivit\u00e0
\n
Metodo di
\n
consolidamento\u00a0Detenuta da
\n
% possesso
\n
azioni
\n
ordinarie
\n
% possesso
\n
Gruppo
\n
Enel Green Power Ventos de
\n
Santa Esperan\u00e7a 21 SA (ex
\n
Enel Green Power Projetos
\n
37 SA)
\n
Rio de Janeiro\u00a0BR\u00a0225.898.777\u00a0\u00a0\u00a0BRL
\n
Integrale
\n
Enel Brasil SA\u00a098,67%
\n
81,18%
\n
Enel Green Power
\n
Desenvolvimento
\n
Ltda
\n
0,00%
\n
Enel Green Power Ventos de
\n
Santa Esperan\u00e7a 22 SA (ex
\n
Enel Green Power Projetos
\n
39 SA)
\n
Rio de Janeiro\u00a0BR\u00a0124.625.154\u00a0\u00a0\u00a0BRL
\n
Integrale
\n
Enel Brasil SA\u00a0100,00%
\n
82,27%
\n
Enel Green Power
\n
Desenvolvimento
\n
Ltda
\n
0,00%
\n
Enel Green Power Ventos de
\n
Santa Esperan\u00e7a 25 SA (ex
\n
Enel Green Power Projetos
\n
40 SA)
\n
Rio de Janeiro\u00a0BR\u00a0171.324.008\u00a0\u00a0\u00a0BRL
\n
Integrale
\n
Enel Brasil SA\u00a0100,00%
\n
82,27%
\n
Enel Green Power
\n
Desenvolvimento
\n
Ltda
\n
0,00%
\n
Enel Green Power Ventos de
\n
Santa Esperan\u00e7a 26 SA (ex
\n
Enel Green Power Projetos
\n
41 SA)
\n
Rio de Janeiro\u00a0BR\u00a0344.251.126 \u00a0\u00a0BRL
\n
Integrale
\n
Enel Brasil SA\u00a0100,00%
\n
82,27%
\n
Enel Green Power
\n
Desenvolvimento
\n
Ltda
\n
0,00%
\n
Enel Green Power Ventos de
\n
Santa Esperan\u00e7a 3 SA
\n
Rio de Janeiro\u00a0BR\u00a01.000 \u00a0\u00a0BRL
\n
Integrale
\n
Enel Brasil SA\u00a099,90%
\n
82,27%
\n
Enel Green Power
\n
Desenvolvimento
\n
Ltda
\n
0,10%
\n
Enel Green Power Ventos de
\n
Santa Esperan\u00e7a 7 SA (ex
\n
Enel Green Power Lagedo
\n
Alto SA)
\n
Rio de Janeiro\u00a0BR\u00a01.000 \u00a0\u00a0BRL
\n
Integrale
\n
Enel Brasil SA\u00a099,90%
\n
82,27%
\n
Enel Green Power
\n
Desenvolvimento
\n
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 06 SA)
\n
Rio de Janeiro\u00a0BR\u00a01.000 \u00a0\u00a0BRL
\n
Integrale
\n
Enel Brasil SA\u00a099,90%
\n
82,27%
\n
Enel Green Power
\n
Desenvolvimento
\n
Ltda
\n
0,10%
\n
Enel Green Power Ventos de
\n
Santo Orestes 1 SA
\n
Rio de Janeiro\u00a0BR\u00a01.000 \u00a0\u00a0BRL
\n
Integrale
\n
Enel Brasil SA\u00a099,90%
\n
82,27%
\n
Enel Green Power
\n
Desenvolvimento
\n
Ltda
\n
0,10%
\n
Enel Green Power Ventos de
\n
Santo Orestes 2 SA
\n
Rio de Janeiro\u00a0BR\u00a01.000 \u00a0\u00a0BRL
\n
Integrale
\n
Enel Brasil SA\u00a099,90%
\n
82,27%
\n
Enel Green Power
\n
Desenvolvimento
\n
Ltda
\n
0,10%
\n
Enel Green Power Ventos de
\n
S\u00e3o Roque 01 SA
\n
Teresina\u00a0BR\u00a0383.436.551\u00a0\u00a0\u00a0BRL\u00a0
\n
Integrale
\n
Enel Brasil SA\u00a0100,00%
\n
82,27%
\n
Enel Green Power
\n
Desenvolvimento
\n
Ltda
\n
0,00%
\n
Enel Green Power Ventos de
\n
S\u00e3o Roque 02 SA
\n
Teresina\u00a0BR\u00a0369.758.651 \u00a0\u00a0BRL\u00a0
\n
Integrale
\n
Enel Brasil SA\u00a0100,00%
\n
82,27%
\n
Enel Green Power
\n
Desenvolvimento
\n
Ltda
\n
0,00%
\n
Enel Green Power Ventos de
\n
S\u00e3o Roque 03 SA
\n
Teresina\u00a0BR\u00a0262.576.701 \u00a0\u00a0BRL
\n
Integrale
\n
Enel Brasil SA\u00a0100,00%
\n
82,27%
\n
Enel Green Power
\n
Desenvolvimento
\n
Ltda
\n
0,00%
\n
Enel Green Power Ventos de
\n
S\u00e3o Roque 04 SA
\n
Teresina\u00a0BR\u00a0379.980.531 \u00a0\u00a0BRL
\n
Integrale
\n
Enel Brasil SA\u00a0100,00%
\n
82,27%
\n
Enel Green Power
\n
Desenvolvimento
\n
Ltda
\n
0,00%
\n
Enel Green Power Ventos de
\n
S\u00e3o Roque 05 SA
\n
Teresina\u00a0BR\u00a0362.501.000 \u00a0\u00a0BRL
\n
Integrale
\n
Enel Brasil SA\u00a0100,00%
\n
82,27%
\n
Enel Green Power
\n
Desenvolvimento
\n
Ltda
\n
0,00%
\n
Enel Green Power Ventos de
\n
S\u00e3o Roque 06 SA
\n
Teresina\u00a0BR\u00a0262.501.000\u00a0\u00a0\u00a0BRL
\n
Integrale
\n
Enel Brasil SA\u00a099,96%
\n
82,27%
\n
Enel Green Power
\n
Desenvolvimento
\n
Ltda
\n
0,04%
\n
Enel Green Power Ventos de
\n
S\u00e3o Roque 07 SA
\n
Teresina\u00a0BR\u00a0262.501.000\u00a0\u00a0\u00a0BRL
\n
Integrale
\n
Enel Brasil SA\u00a0100,00%
\n
82,27%
\n
Enel Green Power
\n
Desenvolvimento
\n
Ltda
\n
0,00%
\n
Enel Green Power Ventos de
\n
S\u00e3o Roque 08 SA
\n
Teresina\u00a0BR\u00a0337.473.758 \u00a0\u00a0BRL
\n
Integrale
\n
Enel Brasil SA\u00a0100,00%
\n
82,27%
\n
Enel Green Power
\n
Desenvolvimento
\n
Ltda
\n
0,00%
\n
\n\n
Denominazione societ\u00e0\u00a0Sede legale\u00a0Nazione\u00a0Capitale sociale\u00a0Valuta\u00a0Settore di attivit\u00e0
\n
Metodo di
\n
consolidamento\u00a0Detenuta da
\n
% possesso
\n
azioni
\n
ordinarie
\n
% possesso
\n
Gruppo
\n
Enel Green Power Ventos de
\n
S\u00e3o Roque 11 SA
\n
Teresina\u00a0BR\u00a0318.740.451 \u00a0\u00a0BRL
\n
Integrale
\n
Enel Brasil SA\u00a0100,00%
\n
82,27%
\n
Enel Green Power
\n
Desenvolvimento
\n
Ltda
\n
0,00%
\n
Enel Green Power Ventos de
\n
S\u00e3o Roque 13 SA
\n
Teresina\u00a0BR\u00a0262.501.000\u00a0\u00a0\u00a0BRL
\n
Integrale
\n
Enel Brasil SA\u00a0100,00%
\n
82,27%
\n
Enel Green Power
\n
Desenvolvimento
\n
Ltda
\n
0,00%
\n
Enel Green Power Ventos de
\n
S\u00e3o Roque 16 SA
\n
Teresina\u00a0BR\u00a0353.284.551 \u00a0\u00a0BRL
\n
Integrale
\n
Enel Brasil SA\u00a0100,00%
\n
82,27%
\n
Enel Green Power
\n
Desenvolvimento
\n
Ltda
\n
0,00%
\n
Enel Green Power Ventos de
\n
S\u00e3o Roque 17 SA
\n
Teresina\u00a0BR\u00a0298.952.101 \u00a0\u00a0BRL\u00a0
\n
Integrale
\n
Enel Brasil SA\u00a0100,00%
\n
82,27%
\n
Enel Green Power
\n
Desenvolvimento
\n
Ltda
\n
0,00%
\n
Enel Green Power Ventos de
\n
S\u00e3o Roque 18 SA
\n
Teresina\u00a0BR\u00a0332.473.759\u00a0\u00a0\u00a0BRL
\n
Integrale
\n
Enel Brasil SA\u00a0100,00%
\n
82,27%
\n
Enel Green Power
\n
Desenvolvimento
\n
Ltda
\n
0,00%
\n
Enel Green Power Ventos de
\n
S\u00e3o Roque 19 SA
\n
Teresina\u00a0BR\u00a0262.501.000\u00a0\u00a0\u00a0BRL
\n
Integrale
\n
Enel Brasil SA\u00a0100,00%
\n
82,27%
\n
Enel Green Power
\n
Desenvolvimento
\n
Ltda
\n
0,00%
\n
Enel Green Power Ventos de
\n
S\u00e3o Roque 22 SA
\n
Teresina\u00a0BR\u00a0262.501.000\u00a0\u00a0\u00a0BRL
\n
Integrale
\n
Enel Brasil SA\u00a0100,00%
\n
82,27%
\n
Enel Green Power
\n
Desenvolvimento
\n
Ltda
\n
0,00%
\n
Enel Green Power Ventos de
\n
S\u00e3o Roque 26 SA
\n
Teresina\u00a0BR\u00a0262.501.000\u00a0\u00a0\u00a0BRL
\n
Integrale
\n
Enel Brasil SA\u00a0100,00%
\n
82,27%
\n
Enel Green Power
\n
Desenvolvimento
\n
Ltda
\n
0,00%
\n
Enel Green Power Ventos de
\n
S\u00e3o Roque 29 SA
\n
Teresina\u00a0BR\u00a0262.501.000\u00a0\u00a0\u00a0BRL
\n
Integrale
\n
Enel Brasil SA\u00a0100,00%
\n
82,27%
\n
Enel Green Power
\n
Desenvolvimento
\n
Ltda
\n
0,00%
\n
Enel Green Power
\n
Verwaltungs GmbH
\n
Berlino\u00a0DE\u00a025.000\u00a0\u00a0\u00a0EUR\u00a0
\n
Integrale
\n
Enel Green Power
\n
Germany GmbH
\n
100,00%\u00a0100,00%
\n
Enel Green Power Vietnam
\n
LLC (C\u00f4ng ty TNHH Enel
\n
Green Power Vi\u1ec7t Nam)
\n
Ho Chi Minh City\u00a0VN\u00a02.431.933 \u00a0\u00a0USD
\n
Integrale
\n
Enel Green Power
\n
SpA
\n
100,00%\u00a0100,00%
\n
Enel Green Power Villoresi Srl\u00a0Roma\u00a0IT\u00a01.200.000 \u00a0\u00a0EUR
\n
Integrale
\n
Enel Green Power
\n
Italia Srl
\n
51,00%\u00a051,00%
\n
Enel Green Power Volta
\n
Grande SA (ex Enel Green
\n
Power Projetos 1 SA)
\n
Niter\u00f3i\u00a0BR\u00a0565.756.528 \u00a0\u00a0BRL\u00a0
\n
Integrale\u00a0Enel Brasil SA\u00a0100,00%\u00a082,27%
\n
Enel Green Power Zambia
\n
Limited
\n
Lusaka\u00a0ZM\u00a015.000 \u00a0\u00a0ZMW
\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 II -\u00a0
\n
Delfina 8 SA
\n
Rio de Janeiro\u00a0BR\u00a077.939.980 \u00a0\u00a0BRL\u00a0
\n
Integrale\u00a0Enel Brasil SA\u00a0100,00%\u00a082,27%
\n
Enel Green Power Zeus Sul\u00a0
\n
1 Ltda
\n
Rio de Janeiro\u00a0BR\u00a06.986.993 \u00a0\u00a0BRL\u00a0
\n
Integrale
\n
Enel Brasil SA\u00a0100,00%
\n
82,27%
\n
Enel Green Power
\n
Desenvolvimento
\n
Ltda
\n
0,00%
\n
Enel Grids Srl\u00a0Roma\u00a0IT\u00a010.100.000\u00a0\u00a0\u00a0EUR
\n
Integrale\u00a0Enel SpA\u00a0100,00%\u00a0100,00%
\n
Enel Guatemala SA
\n
Citt\u00e0 del
\n
Guatemala
\n
GT\u00a067.208.000 \u00a0\u00a0GTQ\u00a0
\n
Integrale
\n
Enel Am\u00e9ricas SA\u00a00,00%
\n
47,\u00a018\u00a0%
\n
Enel Colombia SA
\n
ESP
\n
100,00%
\n
\n\n
Denominazione societ\u00e0\u00a0Sede legale\u00a0Nazione\u00a0Capitale sociale\u00a0Valuta\u00a0Settore di attivit\u00e0
\n
Metodo di
\n
consolidamento\u00a0Detenuta da
\n
% possesso
\n
azioni
\n
ordinarie
\n
% possesso
\n
Gruppo
\n
Enel Holding Finance Srl\u00a0Roma\u00a0IT\u00a010.000\u00a0\u00a0\u00a0EUR
\n
Integrale\u00a0Enel SpA\u00a0100,00%\u00a0100,00%
\n
Enel Iberia SRLU\u00a0Madrid\u00a0ES\u00a0336.142.500 \u00a0\u00a0EUR
\n
Integrale\u00a0Enel SpA\u00a0100,00%\u00a0100,00%
\n
Enel Innovation Hubs Srl\u00a0Roma\u00a0IT\u00a01.100.000\u00a0\u00a0\u00a0EUR
\n
Integrale\u00a0Enel SpA\u00a0100,00%\u00a0100,00%
\n
Enel Insurance NV\u00a0Amsterdam\u00a0NL\u00a060.000\u00a0\u00a0\u00a0EUR
\n
Integrale\u00a0Enel SpA\u00a0100,00%\u00a0100,00%
\n
Enel Investment Holding BV\u00a0Amsterdam\u00a0NL\u00a01.000.000\u00a0\u00a0\u00a0EUR\u00a0
\n
Integrale\u00a0Enel SpA\u00a0100,00%\u00a0100,00%
\n
Enel Italia SpA\u00a0Roma\u00a0IT\u00a0100.000.000 \u00a0\u00a0EUR
\n
Integrale\u00a0Enel SpA\u00a0100,00%\u00a0100,00%
\n
Enel Kansas Development
\n
Holdings LLC
\n
Andover\u00a0US\u00a0- \u00a0\u00a0USD
\n
Integrale\u00a0Enel Kansas LLC\u00a0100,00%\u00a0100,00%
\n
Enel Kansas LLC\u00a0Wilmington\u00a0US\u00a0- \u00a0\u00a0USD
\n
Integrale
\n
Enel Green Power
\n
North America Inc.
\n
100,00%\u00a0100,00%
\n
Enel Land HoldCo LLC\u00a0Andover\u00a0US\u00a0- \u00a0\u00a0USD
\n
Integrale\u00a0Enel Kansas LLC\u00a0100,00%\u00a0100,00%
\n
Enel Logistics Srl\u00a0Roma\u00a0IT\u00a01.000.000 \u00a0\u00a0EUR
\n
Integrale\u00a0Enel Italia SpA\u00a0100,00%\u00a0100,00%
\n
Enel Minnesota Holdings LLC\u00a0Minneapolis\u00a0US\u00a0- \u00a0\u00a0USD
\n
Integrale
\n
EGP Geronimo
\n
Holding Company
\n
Inc.
\n
100,00%\u00a0100,00%
\n
Enel Mobility Chile SpA\u00a0Santiago del Cile\u00a0CL\u00a0504.094.780\u00a0\u00a0\u00a0CLP\u00a0
\n
Integrale\u00a0Enel Chile SA\u00a0100,00%\u00a064,93%
\n
Enel Nevkan Inc.\u00a0Wilmington\u00a0US\u00a0- \u00a0\u00a0USD\u00a0
\n
Integrale
\n
Enel Green Power
\n
North America Inc.
\n
100,00%\u00a0100,00%
\n
Enel North America Inc.\u00a0Andover\u00a0US\u00a050 \u00a0\u00a0USD
\n
Integrale\u00a0Enel SpA\u00a0100,00%\u00a0100,00%
\n
Enel Operations Canada Ltd\u00a0Alberta\u00a0CA\u00a01.000 \u00a0\u00a0CAD
\n
Integrale
\n
Enel Green Power
\n
Canada Inc.
\n
100,00%\u00a0100,00%
\n
Enel Panam\u00e1 CAM Srl\u00a0Panama City\u00a0PA\u00a03.001 \u00a0\u00a0USD
\n
Integrale
\n
Enel Am\u00e9ricas SA\u00a00,03%
\n
47,\u00a019\u00a0%
\n
Enel Colombia SA
\n
ESP
\n
99,97%
\n
Enel Per\u00fa SAC\u00a0San Miguel\u00a0PE\u00a05.361.789.105 \u00a0\u00a0SOL
\n
Integrale\u00a0Enel Am\u00e9ricas SA\u00a0100,00%\u00a082,27%
\n
Enel Produzione SpA\u00a0Roma\u00a0IT\u00a01.800.000.000 \u00a0\u00a0EUR
\n
Integrale\u00a0Enel Italia SpA\u00a0100,00%\u00a0100,00%
\n
Enel QPSF (Pty) Ltd\u00a0Sydney\u00a0AU\u00a0100\u00a0\u00a0\u00a0AUD\u00a0
\n
Equity
\n
Enel Green Power
\n
Australia Trust
\n
100,00%\u00a050,00%
\n
Enel Renovable Srl\u00a0Panama City\u00a0PA\u00a040.320\u00a0\u00a0\u00a0USD
\n
Integrale
\n
Enel Colombia SA
\n
ESP
\n
0,79%
\n
47,\u00a019\u00a0%
\n
Enel Panam\u00e1 CAM Srl\u00a099,21%
\n
Enel Rinnovabile SA de Cv\u00a0Citt\u00e0 del Messico\u00a0MX\u00a012.645.490.022\u00a0\u00a0\u00a0MXN
\n
Integrale
\n
Enel Green Power
\n
Global Investment BV
\n
100,00%
\n
100,00%
\n
Enel Green Power
\n
M\u00e9xico S de RL de Cv
\n
0,00%
\n
Enel Roadrunner Solar
\n
Project Holdings II LLC
\n
Andover\u00a0US\u00a0- \u00a0\u00a0USD
\n
Integrale
\n
Enel Green Power
\n
Roadrunner Solar
\n
Project Holdings
\n
II LLC
\n
100,00%\u00a0100,00%
\n
Enel Roadrunner Solar
\n
Project Holdings LLC
\n
Dover\u00a0US\u00a0100\u00a0\u00a0\u00a0USD
\n
Integrale
\n
Enel Green Power
\n
Roadrunner Solar
\n
Project Holdings LLC
\n
100,00%\u00a0100,00%
\n
Enel Salt Wells LLC\u00a0Fallon\u00a0US\u00a0- \u00a0\u00a0USD\u00a0
\n
Held for sale\u00a0Enel Geothermal LLC\u00a0100,00%\u00a0100,00%
\n
\n\n
Denominazione societ\u00e0\u00a0Sede legale\u00a0Nazione\u00a0Capitale sociale\u00a0Valuta\u00a0Settore di attivit\u00e0
\n
Metodo di
\n
consolidamento\u00a0Detenuta da
\n
% possesso
\n
azioni
\n
ordinarie
\n
% possesso
\n
Gruppo
\n
Enel Services M\u00e9xico SA
\n
de Cv
\n
Citt\u00e0 del Messico\u00a0MX\u00a06.339.849 \u00a0\u00a0MXN
\n
Integrale
\n
Enel Green Power
\n
M\u00e9xico S de RL de Cv
\n
46,27%
\n
100,00%
\n
Enel Green Power
\n
SpA
\n
53,73%
\n
Enel Guatemala SA\u00a00,00%
\n
Enel Rinnovabile SA
\n
de Cv
\n
0,00%
\n
Enel Sole Srl\u00a0Roma\u00a0IT\u00a04.600.000 \u00a0\u00a0EUR\u00a0
\n
Integrale\u00a0Enel Italia SpA\u00a0100,00%\u00a0100,00%
\n
Enel Solu\u00e7\u00f5es Energ\u00e9ticas
\n
Ltda
\n
Rio de Janeiro\u00a0BR\u00a042.863.000\u00a0\u00a0\u00a0BRL
\n
Integrale
\n
Enel Brasil SA\u00a0100,00%
\n
82,27%
\n
Enel Green Power
\n
Desenvolvimento
\n
Ltda
\n
0,00%
\n
Enel Stillwater LLC\u00a0Wilmington\u00a0US\u00a0- \u00a0\u00a0USD
\n
Held for sale\u00a0Enel Geothermal LLC\u00a0100,00%\u00a0100,00%
\n
Enel Surprise Valley LLC\u00a0Wilmington\u00a0US\u00a0- \u00a0\u00a0USD
\n
Held for sale\u00a0Enel Kansas LLC\u00a0100,00%\u00a0100,00%
\n
Enel Texkan Inc.\u00a0Wilmington\u00a0US\u00a0100\u00a0\u00a0\u00a0USD
\n
Integrale\u00a0Chi Power Inc.\u00a0100,00%\u00a0100,00%
\n
Enel Trading Argentina Srl\u00a0Buenos Aires\u00a0AR\u00a014.012.000\u00a0\u00a0\u00a0ARS
\n
Integrale
\n
Enel Am\u00e9ricas SA\u00a055,00%
\n
82,26%
\n
Enel Argentina SA\u00a045,00%
\n
Enel Trading Brasil SA\u00a0Rio de Janeiro\u00a0BR\u00a054.280.312\u00a0\u00a0\u00a0BRL
\n
Integrale\u00a0Enel Brasil SA\u00a0100,00%\u00a082,27%
\n
Enel Trading North America
\n
LLC
\n
Wilmington\u00a0US\u00a010.000.000\u00a0\u00a0\u00a0USD\u00a0
\n
Integrale
\n
Enel North America
\n
Inc.
\n
100,00%\u00a0100,00%
\n
Enel Uruguay SA\u00a0Montevideo\u00a0UY\u00a020.000\u00a0\u00a0\u00a0UYU
\n
Integrale\u00a0Enel Brasil SA\u00a0100,00%\u00a082,27%
\n
Enel Vayu (Project 2) Private\u00a0
\n
Limited
\n
Gurugram\u00a0IN\u00a045.000.000\u00a0\u00a0\u00a0INR\u00a0
\n
Integrale
\n
Enel Green Power
\n
India Private Limited
\n
100,00%\u00a0100,00%
\n
Enel Wind Project (Amberi)
\n
Private Limited
\n
Nuova Delhi\u00a0IN\u00a05.000.000\u00a0\u00a0\u00a0INR
\n
Integrale
\n
Enel Green Power
\n
India Private Limited
\n
100,00%\u00a0100,00%
\n
Enel X Advisory Services
\n
Germany GmbH
\n
Francoforte\u00a0DE\u00a050.000 \u00a0\u00a0EUR\u00a0
\n
Integrale
\n
Enel X Advisory
\n
Services Srl
\n
100,00%\u00a0100,00%
\n
Enel X Advisory Services
\n
Japan GK
\n
Tokyo\u00a0JP\u00a0100.000.000 \u00a0\u00a0JPY
\n
Integrale
\n
Enel X Advisory
\n
Services Srl
\n
100,00%\u00a0100,00%
\n
Enel X Advisory Services
\n
North America Inc.
\n
Boston\u00a0US\u00a0- \u00a0\u00a0USD
\n
Integrale
\n
Enel X Advisory
\n
Services Srl
\n
100,00%\u00a0100,00%
\n
Enel X Advisory Services Srl\u00a0Roma\u00a0IT\u00a0- \u00a0\u00a0EUR
\n
Integrale\u00a0Enel X Srl\u00a0100,00%\u00a0100,00%
\n
Enel X Advisory Services UK
\n
Limited
\n
Londra\u00a0GB\u00a030.000 \u00a0\u00a0GBP
\n
Integrale
\n
Enel X Advisory
\n
Services Srl
\n
100,00%\u00a0100,00%
\n
Enel X Advisory Services
\n
USA LLC
\n
Boston\u00a0US\u00a0- \u00a0\u00a0USD
\n
Integrale
\n
Enel X Advisory
\n
Services North
\n
America Inc.
\n
100,00%\u00a0100,00%
\n
Enel X Arecibo LLC\u00a0Boston\u00a0US\u00a0- \u00a0\u00a0USD
\n
Integrale
\n
Enel X Project MP
\n
Holdings LLC
\n
100,00%\u00a0100,00%
\n
Enel X Argentina SAU\u00a0Buenos Aires\u00a0AR\u00a0127.800.000\u00a0\u00a0\u00a0ARS
\n
Integrale
\n
Enel X International
\n
Srl
\n
100,00%\u00a0100,00%
\n
Enel X Asputeck Ave. Project
\n
LLC
\n
Boston\u00a0US\u00a0- \u00a0\u00a0USD
\n
Integrale
\n
Enel X Finance
\n
Partner LLC\u00a0
\n
100,00%\u00a0100,00%
\n
Enel X Australia Holding
\n
(Pty) Ltd
\n
Melbourne\u00a0AU\u00a045.424.578 \u00a0\u00a0AUD\u00a0
\n
Integrale
\n
Enel X International
\n
Srl
\n
100,00%\u00a0100,00%
\n
Enel X Australia (Pty) Ltd\u00a0Melbourne\u00a0AU\u00a024.209.880 \u00a0\u00a0AUD\u00a0
\n
Integrale
\n
Energy Response
\n
Holdings (Pty) Ltd
\n
100,00%\u00a0100,00%
\n
Enel X Battery Storage\u00a0
\n
Limited Partnership
\n
Oakville\u00a0CA\u00a010.000\u00a0\u00a0\u00a0CAD\u00a0
\n
Integrale
\n
Enel X Canada
\n
Holding Inc.
\n
0,01%
\n
100,00%
\n
Enel X Canada Ltd\u00a099,99%
\n
Enel X Beech Road Project
\n
LLC
\n
Dover\u00a0US\u00a0100\u00a0\u00a0\u00a0USD
\n
Integrale
\n
Enel X Finance
\n
Partner LLC\u00a0
\n
100,00%\u00a0100,00%
\n
\n\n
Denominazione societ\u00e0\u00a0Sede legale\u00a0Nazione\u00a0Capitale sociale\u00a0Valuta\u00a0Settore di attivit\u00e0
\n
Metodo di
\n
consolidamento\u00a0Detenuta da
\n
% possesso
\n
azioni
\n
ordinarie
\n
% possesso
\n
Gruppo
\n
Enel X Brasil Gerenciamento
\n
de Energia Ltda
\n
Sorocaba\u00a0BR\u00a05.538.403 \u00a0\u00a0BRL
\n
Integrale
\n
Enel X Advisory
\n
Services Srl
\n
100,00%\u00a0100,00%
\n
Enel X Brasil SA\u00a0San Paolo\u00a0BR\u00a0766.725.892 \u00a0\u00a0BRL
\n
Integrale\u00a0Enel Brasil SA\u00a0100,00%\u00a082,27%
\n
Enel X Canada Holding Inc.\u00a0Oakville\u00a0CA\u00a01.000 \u00a0\u00a0CAD
\n
Integrale\u00a0Enel X Canada Ltd\u00a0100,00%\u00a0100,00%
\n
Enel X Canada Ltd\u00a0Mississauga\u00a0CA\u00a01.000 \u00a0\u00a0CAD
\n
Integrale
\n
Enel North America
\n
Inc.
\n
100,00%\u00a0100,00%
\n
Enel X Chile SpA\u00a0Santiago del Cile\u00a0CL\u00a02.837.737.149\u00a0\u00a0\u00a0CLP\u00a0
\n
Integrale\u00a0Enel Chile SA\u00a0100,00%\u00a064,93%
\n
Enel X College Ave. Project
\n
LLC
\n
Boston\u00a0US\u00a0- \u00a0\u00a0USD
\n
Integrale
\n
Enel X MA Holdings
\n
LLC
\n
100,00%\u00a0100,00%
\n
Enel X Colombia SAS ESP\u00a0Bogot\u00e0\u00a0CO\u00a0230.368.000\u00a0\u00a0\u00a0COP
\n
Integrale
\n
Enel Colombia SA
\n
ESP
\n
100,00%\u00a047,\u00a01\u00a08\u00a0%
\n
Enel X Cosgray Road Project
\n
LLC
\n
Dover\u00a0US\u00a0100\u00a0\u00a0\u00a0USD
\n
Integrale
\n
Enel X Finance
\n
Partner LLC\u00a0
\n
100,00%\u00a0100,00%
\n
Enel X Demand Response SA\u00a0San Paolo\u00a0BR\u00a02.000.000 \u00a0\u00a0BRL
\n
Integrale\u00a0Enel X Brasil SA\u00a0100,00%\u00a082,27%
\n
Enel X Demand Response
\n
LLC
\n
Boston\u00a0US\u00a0100\u00a0\u00a0\u00a0USD
\n
Integrale
\n
Enel X North America
\n
Inc.
\n
100,00%\u00a0100,00%
\n
Enel X Federal LLC\u00a0Boston\u00a0US\u00a05.000\u00a0\u00a0\u00a0USD
\n
Integrale
\n
Enel X North America
\n
Inc.
\n
100,00%\u00a0100,00%
\n
Enel X Finance Partner LLC \u00a0Boston\u00a0US\u00a0100\u00a0\u00a0\u00a0USD
\n
Integrale
\n
Enel X North America
\n
Inc.
\n
100,00%\u00a0100,00%
\n
Enel X Germany GmbH\u00a0Berlino\u00a0DE\u00a025.000 \u00a0\u00a0EUR
\n
Integrale
\n
Enel X International
\n
Srl
\n
100,00%\u00a0100,00%
\n
Enel X Hayden Rowe St.
\n
Project LLC
\n
Boston\u00a0US\u00a0100\u00a0\u00a0\u00a0USD
\n
Integrale
\n
Enel X MA Holdings
\n
LLC
\n
100,00%\u00a0100,00%
\n
Enel X International Srl\u00a0Roma\u00a0IT\u00a0100.000\u00a0\u00a0\u00a0EUR
\n
Integrale\u00a0Enel X Srl\u00a0100,00%\u00a0100,00%
\n
Enel X Ireland Limited\u00a0Dublino\u00a0IE\u00a010.841 \u00a0\u00a0EUR\u00a0
\n
Integrale
\n
Enel X International
\n
Srl
\n
100,00%\u00a0100,00%
\n
Enel X Italia Srl\u00a0Roma\u00a0IT\u00a0200.000\u00a0\u00a0\u00a0EUR
\n
Integrale\u00a0Enel Italia SpA\u00a0100,00%\u00a0100,00%
\n
Enel X Japan KK\u00a0Tokyo\u00a0JP\u00a01.030.000.000\u00a0\u00a0\u00a0JPY\u00a0
\n
Integrale
\n
Enel X International
\n
Srl
\n
100,00%\u00a0100,00%
\n
Enel X KOMIPO Solar Limited\u00a0Seoul\u00a0KR\u00a011.054.000.000 \u00a0\u00a0KRW\u00a0
\n
Integrale\u00a0Enel X Korea Limited\u00a080,00%\u00a080,00%
\n
Enel X Korea Limited\u00a0Seoul\u00a0KR\u00a011.800.000.000 \u00a0\u00a0KRW\u00a0
\n
Integrale
\n
Enel X International
\n
Srl
\n
100,00%\u00a0100,00%
\n
Enel X Las Piedras LLC\u00a0Boston\u00a0US\u00a0- \u00a0\u00a0USD
\n
Integrale
\n
Enel X Pr Holdings
\n
LLC
\n
100,00%\u00a0100,00%
\n
Enel X MA Holdings LLC\u00a0Boston\u00a0US\u00a0100\u00a0\u00a0\u00a0USD
\n
Integrale
\n
Enel X Finance
\n
Partner LLC\u00a0
\n
100,00%\u00a0100,00%
\n
Enel X MA PV Portfolio 1 LLC\u00a0Boston\u00a0US\u00a0- \u00a0\u00a0USD\u00a0
\n
Integrale
\n
Enel X MA Holdings
\n
LLC
\n
100,00%\u00a0100,00%
\n
Enel X MA PV Portfolio 2 LLC\u00a0Boston\u00a0US\u00a0- \u00a0\u00a0USD
\n
Integrale
\n
Enel X Project MP
\n
Holdings LLC
\n
100,00%\u00a0100,00%
\n
Enel X MA PV Portfolio 3 LLC\u00a0Boston\u00a0US\u00a0- \u00a0\u00a0USD
\n
Integrale
\n
Enel X Project MP
\n
Holdings LLC
\n
100,00%\u00a0100,00%
\n
Enel X M\u00e9xico S de RL de Cv\u00a0Citt\u00e0 del Messico\u00a0MX\u00a0264.303.595\u00a0\u00a0\u00a0MXN
\n
Integrale
\n
Enel Green Power
\n
M\u00e9xico S de RL de Cv
\n
0,00%
\n
100,00%
\n
Enel X International
\n
Srl
\n
100,00%
\n
Enel X Mobilidade Urbana SA\u00a0San Paolo\u00a0BR\u00a0163.642.000 \u00a0\u00a0BRL
\n
Integrale\u00a0Enel X Brasil SA\u00a0100,00%\u00a082,27%
\n
Enel X Morrissey Blvd. Project
\n
LLC
\n
Boston\u00a0US\u00a0100\u00a0\u00a0\u00a0USD
\n
Integrale
\n
Enel X MA Holdings
\n
LLC
\n
100,00%\u00a0100,00%
\n
Enel X New Zealand Limited\u00a0Wellington\u00a0NZ\u00a0313.606\u00a0\u00a0\u00a0AUD\u00a0
\n
Integrale
\n
Energy Response
\n
Holdings (Pty) Ltd
\n
100,00%\u00a0100,00%
\n
\n\n
Denominazione societ\u00e0\u00a0Sede legale\u00a0Nazione\u00a0Capitale sociale\u00a0Valuta\u00a0Settore di attivit\u00e0
\n
Metodo di
\n
consolidamento\u00a0Detenuta da
\n
% possesso
\n
azioni
\n
ordinarie
\n
% possesso
\n
Gruppo
\n
Enel X Newton Court Project\u00a0
\n
LLC
\n
Boston\u00a0US\u00a010.000\u00a0\u00a0\u00a0USD
\n
Integrale
\n
Enel X Finance
\n
Partner LLC\u00a0
\n
100,00%\u00a0100,00%
\n
Enel X North America Inc.\u00a0Boston\u00a0US\u00a01.000 \u00a0\u00a0USD
\n
Integrale
\n
Enel North America
\n
Inc.
\n
100,00%\u00a0100,00%
\n
Enel X Per\u00fa SAC\u00a0San Miguel\u00a0PE\u00a01.020.815 \u00a0\u00a0SOL\u00a0
\n
Held for sale\u00a0Enel Per\u00fa SAC\u00a0100,00%\u00a082,27%
\n
Enel X Polska Sp. Zo.o.\u00a0Varsavia\u00a0PL\u00a012.275.150\u00a0\u00a0\u00a0PLN
\n
Integrale\u00a0Enel X Ireland Limited\u00a0100,00%\u00a0100,00%
\n
Enel X Pr Holdings LLC\u00a0Boston\u00a0US\u00a0- \u00a0\u00a0USD
\n
Integrale
\n
Enel X Finance
\n
Partner LLC\u00a0
\n
100,00%\u00a0100,00%
\n
Enel X Project MP Holdings
\n
LLC
\n
Boston\u00a0US\u00a0- \u00a0\u00a0USD
\n
Integrale
\n
Enel X Project MP
\n
Sponsor LLC
\n
100,00%\u00a0100,00%
\n
Enel X Project MP Sponsor
\n
LLC
\n
Boston\u00a0US\u00a0- \u00a0\u00a0USD
\n
Integrale
\n
Enel X North America
\n
Inc.
\n
100,00%\u00a0100,00%
\n
Enel X Rus LLC\u00a0Mosca\u00a0RU\u00a08.000.000\u00a0\u00a0\u00a0RUB\u00a0
\n
Integrale
\n
Enel X International
\n
Srl
\n
99,00%\u00a099,00%
\n
Enel X Srl\u00a0Roma\u00a0IT\u00a01.050.000 \u00a0\u00a0EUR
\n
Integrale\u00a0Enel SpA\u00a0100,00%\u00a0100,00%
\n
Enel X Services India Private
\n
Limited
\n
Mumbai\u00a0IN\u00a01.497.290\u00a0\u00a0\u00a0INR\u00a0
\n
Integrale
\n
Enel X International
\n
Srl
\n
100,00%
\n
100,00%
\n
Enel X North America
\n
Inc.
\n
0,00%
\n
Enel X Storage LLC\u00a0Boston\u00a0US\u00a0100\u00a0\u00a0\u00a0USD
\n
Integrale
\n
Enel X North America
\n
Inc.
\n
100,00%\u00a0100,00%
\n
Enel X Taiwan Co. Ltd\u00a0Taipei\u00a0TW\u00a0271.100.000 \u00a0\u00a0TWD\u00a0
\n
Integrale\u00a0Enel X Ireland Limited\u00a0100,00%\u00a0100,00%
\n
Enel X UK Limited\u00a0Londra\u00a0GB\u00a032.626 \u00a0\u00a0GBP
\n
Integrale
\n
Enel X International
\n
Srl
\n
100,00%\u00a0100,00%
\n
Enel X Warner Road Project
\n
LLC
\n
Dover\u00a0US\u00a0100\u00a0\u00a0\u00a0USD
\n
Integrale
\n
Enel X Finance
\n
Partner LLC\u00a0
\n
100,00%\u00a0100,00%
\n
Enel X Way (Shanghai) Co. Ltd\u00a0Shanghai\u00a0CN\u00a010.500.000\u00a0\u00a0\u00a0CNY
\n
Integrale\u00a0Enel X Way Srl\u00a0100,00%\u00a0100,00%
\n
Enel X Way Brasil SA\u00a0Rio de Janeiro\u00a0BR\u00a020.045.337 \u00a0\u00a0BRL\u00a0
\n
Integrale
\n
Enel Brasil SA\u00a020,00%
\n
96,45%
\n
Enel X Way Srl\u00a080,00%
\n
Enel X Way Canada Holding
\n
Ltd
\n
Vancouver\u00a0CA\u00a0- \u00a0\u00a0CAD
\n
Integrale\u00a0Enel X Way Srl\u00a0100,00%\u00a0100,00%
\n
Enel X Way Chile SpA\u00a0Santiago del Cile\u00a0CL\u00a014.229.030.071 \u00a0\u00a0CLP
\n
Integrale
\n
Enel Chile SA\u00a049,00%
\n
82,81%
\n
Enel X Way Srl\u00a051,00%
\n
Enel X Way Colombia SAS\u00a0Bogot\u00e0\u00a0CO\u00a015.036.000.000 \u00a0\u00a0COP
\n
Integrale
\n
Enel Colombia SA
\n
ESP
\n
40,00%
\n
78,87%
\n
Enel X Way Srl\u00a060,00%
\n
Enel X Way France SAS\u00a0Parigi\u00a0FR\u00a06.101.000 \u00a0\u00a0EUR
\n
Integrale\u00a0Enel X Way Srl\u00a0100,00%\u00a0100,00%
\n
Enel X Way Germany GmbH\u00a0Berlino\u00a0DE\u00a025.000\u00a0\u00a0\u00a0EUR\u00a0
\n
Integrale\u00a0Enel X Way Srl\u00a0100,00%\u00a0100,00%
\n
Enel X Way Italia Srl\u00a0Roma\u00a0IT\u00a05.000.000\u00a0\u00a0\u00a0EUR\u00a0
\n
Integrale\u00a0Enel X Way Srl\u00a0100,00%\u00a0100,00%
\n
Enel X Way M\u00e9xico SA de Cv\u00a0Citt\u00e0 del Messico\u00a0MX\u00a06.479.171\u00a0\u00a0\u00a0MXN
\n
Integrale
\n
Enel Green Power
\n
M\u00e9xico S de RL de Cv
\n
0,00%
\n
100,00%
\n
Enel X Way Srl\u00a0100,00%
\n
Enel X Way North America
\n
Inc.
\n
San Carlos\u00a0US\u00a0- \u00a0\u00a0USD
\n
Integrale\u00a0Enel X Way Srl\u00a0100,00%\u00a0100,00%
\n
Enel X Way Per\u00fa SAC\u00a0Lima\u00a0PE\u00a01.561.900 \u00a0\u00a0SOL
\n
Integrale
\n
Enel Per\u00fa SAC\u00a020,00%
\n
96,45%
\n
Enel X Way Srl\u00a080,00%
\n
Enel X Way Srl\u00a0Roma\u00a0IT\u00a06.026.000 \u00a0\u00a0EUR
\n
Integrale\u00a0Enel SpA\u00a0100,00%\u00a0100,00%
\n
Enel X Way UK Limited\u00a0Londra\u00a0GB\u00a01 \u00a0\u00a0GBP
\n
Integrale\u00a0Enel X Way Srl\u00a0100,00%\u00a0100,00%
\n
Enel X Way USA LLC\u00a0San Carlos\u00a0US\u00a0- \u00a0\u00a0USD
\n
Integrale
\n
Enel X Way North
\n
America Inc.
\n
100,00%\u00a0100,00%
\n
\n\n
Denominazione societ\u00e0\u00a0Sede legale\u00a0Nazione\u00a0Capitale sociale\u00a0Valuta\u00a0Settore di attivit\u00e0
\n
Metodo di
\n
consolidamento\u00a0Detenuta da
\n
% possesso
\n
azioni
\n
ordinarie
\n
% possesso
\n
Gruppo
\n
Enel X Wood St. Project LLC\u00a0Boston\u00a0US\u00a0- \u00a0\u00a0USD
\n
Integrale
\n
Enel X Finance
\n
Partner LLC\u00a0
\n
100,00%\u00a0100,00%
\n
Enel X Woodland Solar
\n
Project LLC
\n
Boston\u00a0US\u00a0- \u00a0\u00a0USD
\n
Integrale
\n
Enel X Project MP
\n
Holdings LLC
\n
100,00%\u00a0100,00%
\n
Enelpower Contractor and
\n
Development Saudi Arabia
\n
Ltd
\n
Riyadh\u00a0SA\u00a05.000.000\u00a0\u00a0\u00a0SAR
\n
Integrale\u00a0Enelpower Srl\u00a051,00%\u00a051,00%
\n
Enelpower do Brasil Ltda\u00a0Rio de Janeiro\u00a0BR\u00a05.689.000 \u00a0\u00a0BRL
\n
Integrale\u00a0Enel Brasil SA\u00a0100,00%\u00a082,27%
\n
Enelpower Srl\u00a0Milano\u00a0IT\u00a02.000.000\u00a0\u00a0\u00a0EUR\u00a0
\n
Integrale\u00a0Enel SpA\u00a0100,00%\u00a0100,00%
\n
Energ\u00e9tica Monz\u00f3n SAC\u00a0San Miguel\u00a0PE\u00a0118.321.846 \u00a0\u00a0SOL
\n
Held for sale
\n
Enel Generaci\u00f3n
\n
Per\u00fa SAA
\n
100,00%
\n
71,54%
\n
Enel Per\u00fa SAC\u00a00,00%
\n
Energ\u00eda Base Natural SLU\u00a0Madrid\u00a0ES\u00a03.000\u00a0\u00a0\u00a0EUR
\n
Integrale
\n
Enel Green Power
\n
Espa\u00f1a SLU
\n
100,00%\u00a070,12%
\n
Energ\u00eda Ceuta XXI
\n
Comercializadora de
\n
Referencia SAU
\n
Ceuta\u00a0ES\u00a065.000 \u00a0\u00a0EUR
\n
Integrale\u00a0Endesa Energ\u00eda SAU\u00a0100,00%\u00a070,12%
\n
Energ\u00eda E\u00f3lica \u00c1brego SLU\u00a0Madrid\u00a0ES\u00a03.576\u00a0\u00a0\u00a0EUR
\n
Integrale
\n
Enel Green Power
\n
Espa\u00f1a SLU
\n
100,00%\u00a070,12%
\n
Energ\u00eda E\u00f3lica Galerna SLU\u00a0Madrid\u00a0ES\u00a03.413\u00a0\u00a0\u00a0EUR
\n
Integrale
\n
Enel Green Power
\n
Espa\u00f1a SLU
\n
100,00%\u00a070,12%
\n
Energ\u00eda E\u00f3lica Gregal SLU\u00a0Madrid\u00a0ES\u00a03.250 \u00a0\u00a0EUR\u00a0
\n
Integrale
\n
Enel Green Power
\n
Espa\u00f1a SLU
\n
100,00%\u00a070,12%
\n
Energ\u00eda Global de M\u00e9xico
\n
(Enermex) SA de Cv
\n
Citt\u00e0 del Messico\u00a0MX\u00a050.000\u00a0\u00a0\u00a0MXN
\n
Integrale
\n
Enel Green Power
\n
SpA
\n
99,00%\u00a099,00%
\n
Energ\u00eda Limpia de Amistad\u00a0
\n
SA de Cv
\n
Citt\u00e0 del Messico\u00a0MX\u00a033.452.769\u00a0\u00a0\u00a0MXN
\n
Equity
\n
Tenedora de Energ\u00eda
\n
Renovable Sol y
\n
Viento SAPI de Cv
\n
60,80%\u00a020,00%
\n
Energ\u00eda Limpia de Palo Alto
\n
SA de Cv
\n
Citt\u00e0 del Messico\u00a0MX\u00a0673.583.489\u00a0\u00a0\u00a0MXN
\n
Equity
\n
Tenedora de Energ\u00eda
\n
Renovable Sol y
\n
Viento SAPI de Cv
\n
60,80%\u00a020,00%
\n
Energ\u00eda Limpia de Puerto\u00a0
\n
Libertad S de RL de Cv
\n
Citt\u00e0 del Messico\u00a0MX\u00a02.953.980 \u00a0\u00a0MXN
\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\u00a0Santiago del Cile\u00a0CL\u00a02.404.240.000 \u00a0\u00a0CLP
\n
Equity
\n
Enel Green Power
\n
Chile SA
\n
25,00%\u00a016,23%
\n
Energ\u00eda Neta Sa Caseta
\n
Llucmajor SLU
\n
Palma de Mallorca\u00a0ES\u00a09.000 \u00a0\u00a0EUR
\n
Integrale
\n
Enel Green Power
\n
Espa\u00f1a SLU
\n
100,00%\u00a070,12%
\n
Energ\u00eda XXI Comercializadora
\n
de Referencia SLU
\n
Madrid\u00a0ES\u00a02.000.000 \u00a0\u00a0EUR
\n
Integrale\u00a0Endesa Energ\u00eda SAU\u00a0100,00%\u00a070,12%
\n
Energ\u00eda y Naturaleza SLU\u00a0Madrid\u00a0ES\u00a03.000\u00a0\u00a0\u00a0EUR\u00a0
\n
Integrale
\n
Enel Green Power
\n
Espa\u00f1a SLU
\n
100,00%\u00a070,12%
\n
Energ\u00edas Alternativas del
\n
Sur SL
\n
Las Palmas de
\n
Gran Canaria
\n
ES\u00a0546.919 \u00a0\u00a0EUR
\n
Integrale
\n
Enel Green Power
\n
Espa\u00f1a SLU
\n
54,95%\u00a038,53%
\n
Energ\u00eda de Arag\u00f3n I SLU\u00a0Saragozza\u00a0ES\u00a03.200.000 \u00a0\u00a0EUR
\n
Integrale\u00a0Endesa SA\u00a0100,00%\u00a070,12%
\n
Energ\u00eda de Graus SL\u00a0Saragozza\u00a0ES\u00a01.298.160\u00a0\u00a0\u00a0EUR\u00a0
\n
Integrale
\n
Enel Green Power
\n
Espa\u00f1a SLU
\n
66,67%\u00a046,74%
\n
Energ\u00edas Especiales de
\n
Care\u00f3n SA
\n
Santiago de
\n
Compostela
\n
ES\u00a0270.450 \u00a0\u00a0EUR
\n
Integrale
\n
Enel Green Power
\n
Espa\u00f1a SLU
\n
97,00%\u00a068,01%
\n
Energ\u00edas Especiales del Alto\u00a0
\n
Ulla SAU
\n
Madrid\u00a0ES\u00a09.210.840\u00a0\u00a0\u00a0EUR\u00a0
\n
Integrale
\n
Enel Green Power
\n
Espa\u00f1a SLU
\n
100,00%\u00a070,12%
\n
\n\n
Denominazione societ\u00e0 Sede legale Nazione Capitale sociale Valuta Settore di attivit\u00e0
\n
Metodo di
\n
consolidamento Detenuta da
\n
% possesso
\n
azioni
\n
ordinarie
\n
% possesso
\n
Gruppo
\n
Energ\u00edas Especiales del
\n
Bierzo SA
\n
Torre del Bierzo ES 1.635.000 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 EUR
\n
Equity
\n
Enviatos Promoci\u00f3n
\n
I SLU
\n
6,25%
\n
13,15%
\n
Enviatos Promoci\u00f3n
\n
II SLU
\n
6,25%
\n
Enviatos Promoci\u00f3n
\n
III SLU
\n
6,25%
\n
Energ\u00edas Renovables La Mata
\n
SA de Cv
\n
Citt\u00e0 del Messico MX 3.011.133.575 MXN
\n
Integrale
\n
Enel Green Power
\n
M\u00e9xico S de RL de Cv
\n
99,50%
\n
100,00%
\n
Enel Rinnovabile SA
\n
de Cv
\n
0,50%
\n
Energie Electrique de
\n
Tahaddart SA
\n
Tangeri MA 306.160.000 MAD Equity
\n
Endesa Generaci\u00f3n
\n
SAU
\n
32,00% 22,44%
\n
Energotel AS Bratislava SK 2.191.200 EUR
\n
-
\n
Slovensk\u00e9 elektr\u00e1rne
\n
AS
\n
20,00% 6,60%
\n
Energy Podium Private
\n
Company
\n
Katerini Pieria GR 4.001 EUR
\n
-
\n
Enel Green Power
\n
Hellas Supply Single
\n
Member SA
\n
0,02% 0,01%
\n
Energy Response Holdings
\n
(Pty) Ltd
\n
Melbourne AU 52.128.517 AUD
\n
Integrale
\n
Enel X Australia
\n
Holding (Pty) Ltd
\n
100,00% 100,00%
\n
EnergyQ1BESS Srl Roma IT 10.000 EUR
\n
Integrale
\n
Enel Green Power
\n
Italia Srl
\n
100,00% 100,00%
\n
EnerNOC GmbH Monaco DE 25.000 EUR
\n
Integrale
\n
Enel X North America
\n
Inc.
\n
100,00% 100,00%
\n
EnerNOC Ireland Limited Dublino IE 10.589 EUR
\n
Integrale Enel X Ireland Limited 100,00% 100,00%
\n
EnerNOC UK II Limited Londra GB 21.000 GBP
\n
Integrale Enel X UK Limited 100,00% 100,00%
\n
Enigma Green Power 1 SLU Madrid ES 3.000 EUR
\n
Integrale Shark Power SLU 100,00% 70,12%
\n
Entech Utility Service Bureau
\n
Inc.
\n
Lutherville US 1.500 USD
\n
Integrale
\n
Enel X North America
\n
Inc.
\n
100,00% 100,00%
\n
Enviatos Promoci\u00f3n I SLU Madrid ES 3.000 EUR
\n
Integrale
\n
Enel Green Power
\n
Espa\u00f1a SLU
\n
100,00% 70,12%
\n
Enviatos Promoci\u00f3n II SLU Madrid ES 3.000 EUR
\n
Integrale
\n
Enel Green Power
\n
Espa\u00f1a SLU
\n
100,00% 70,12%
\n
Enviatos Promoci\u00f3n III SLU Madrid ES 3.000 EUR
\n
Integrale
\n
Enel Green Power
\n
Espa\u00f1a SLU
\n
100,00% 70,12%
\n
Enviatos Promoci\u00f3n XX SLU Madrid ES 3.000 EUR
\n
Integrale
\n
Enel Green Power
\n
Espa\u00f1a SLU
\n
100,00% 70,12%
\n
Eojin Wind Power Co. Ltd Seoul KR 301.000.000 KRW
\n
Integrale
\n
Enel Green Power
\n
SpA
\n
100,00% 100,00%
\n
E\u00f3lica Valle del Ebro SA Saragozza ES 3.561.343 EUR
\n
Integrale
\n
Enel Green Power
\n
Espa\u00f1a SLU
\n
50,50% 35,41%
\n
E\u00f3lica Zopiloapan SA de Cv Citt\u00e0 del Messico MX 1.877.201.544 MXN
\n
Integrale
\n
Enel Green Power
\n
M\u00e9xico S de RL de Cv
\n
56,98%
\n
100,00%
\n
Enel Green Power
\n
Partecipazioni
\n
Speciali Srl
\n
43,02%
\n
E\u00f3licas de Agaete SL
\n
Las Palmas de
\n
Gran Canaria
\n
ES 240.400 EUR
\n
Integrale
\n
Enel Green Power
\n
Espa\u00f1a SLU
\n
80,00% 56,09%
\n
E\u00f3licas de Fuencaliente SA
\n
Las Palmas de
\n
Gran Canaria
\n
ES 216.360 EUR
\n
Integrale
\n
Enel Green Power
\n
Espa\u00f1a SLU
\n
55,00% 38,56%
\n
E\u00f3licas de Fuerteventura AIE
\n
Puerto del
\n
Rosario
\n
ES 4.558.427 EUR
\n
Equity
\n
Enel Green Power
\n
Espa\u00f1a SLU
\n
40,00% 28,05%
\n
\n\n
Denominazione societ\u00e0 Sede legale Nazione Capitale sociale Valuta Settore di attivit\u00e0
\n
Metodo di
\n
consolidamento Detenuta da
\n
% possesso
\n
azioni
\n
ordinarie
\n
% possesso
\n
Gruppo
\n
E\u00f3licas de la Patagonia SA Buenos Aires AR 480.930 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 1.758.226 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 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 EUR
\n
Integrale
\n
Enel Green Power
\n
Espa\u00f1a SLU
\n
60,00% 42,07%
\n
Epresa Energ\u00eda SA Puerto Real ES 2.500.000 EUR
\n
Equity Endesa SA 50,00% 35,06%
\n
Ermis 2 Energeiaki Private
\n
Company
\n
Grevena GR 1.002 EUR
\n
Equity
\n
Enel Green Power
\n
Hellas SA
\n
0,10% 0,05%
\n
E-Solar 2 Srl Roma IT 2.500 EUR
\n
Integrale
\n
Enel Green Power
\n
Italia Srl
\n
100,00% 100,00%
\n
E-Solar Srl Roma IT 2.500 EUR
\n
Integrale
\n
Enel Green Power
\n
Italia Srl
\n
100,00% 100,00%
\n
Essaouira Wind Farm Casablanca MA 300.000 MAD
\n
Equity
\n
Nareva Enel Green
\n
Power Morocco SA
\n
70,00% 35,00%
\n
Estonian Solar PPA LLC Andover US 1 USD
\n
Integrale
\n
EGP North America
\n
PPA LLC
\n
100,00% 100,00%
\n
European Energy Exchange
\n
AG
\n
Lipsia DE 40.050.000 EUR
\n
-
\n
Enel Global Trading
\n
SpA
\n
2,38% 2,38%
\n
EV Gravitational Energy
\n
Storage LLC
\n
Andover US 1 USD
\n
Integrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%
\n
Evacuaci\u00f3n Carmona 400-
\n
220 kV Renovables SL
\n
Siviglia ES 10.003 EUR
\n
Equity
\n
Enviatos Promoci\u00f3n
\n
I SLU
\n
3,13%
\n
6,58%
\n
Enviatos Promoci\u00f3n
\n
II SLU
\n
3,13%
\n
Enviatos Promoci\u00f3n
\n
III SLU
\n
3,13%
\n
Evolution Wind Project LLC Andover US 1 USD
\n
Integrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%
\n
Ewiva Srl Milano IT 1.000.000 EUR
\n
Equity Enel X Way Srl 50,00% 50,00%
\n
Expedition Solar Project LLC Andover US 1 USD
\n
Integrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%
\n
Explorer Solar Project LLC Andover US 1 USD
\n
Integrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%
\n
Explorer Wind Project LLC Andover US 1 USD
\n
Integrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%
\n
Explotaciones E\u00f3licas de
\n
Escucha SA
\n
Saragozza ES 3.505.000 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 EUR
\n
Integrale
\n
Enel Green Power
\n
Espa\u00f1a SLU
\n
73,60% 51,61%
\n
Explotaciones E\u00f3licas Santo
\n
Domingo de Luna SA
\n
Saragozza ES 100.000 EUR
\n
Integrale
\n
Enel Green Power
\n
Espa\u00f1a SLU
\n
51,00% 35,76%
\n
Explotaciones E\u00f3licas Saso
\n
Plano SA
\n
Saragozza ES 5.488.500 EUR
\n
Integrale
\n
Enel Green Power
\n
Espa\u00f1a SLU
\n
65,00% 45,58%
\n
Explotaciones E\u00f3licas Sierra
\n
Costanera SA
\n
Saragozza ES 8.046.800 EUR
\n
Integrale
\n
Enel Green Power
\n
Espa\u00f1a SLU
\n
90,00% 63,10%
\n
Explotaciones E\u00f3licas Sierra
\n
la Virgen SA
\n
Saragozza ES 4.200.000 EUR
\n
Integrale
\n
Enel Green Power
\n
Espa\u00f1a SLU
\n
90,00% 63,10%
\n
\n\n
Denominazione societ\u00e0 Sede legale Nazione Capitale sociale Valuta Settore di attivit\u00e0
\n
Metodo di
\n
consolidamento Detenuta da
\n
% possesso
\n
azioni
\n
ordinarie
\n
% possesso
\n
Gruppo
\n
Falls Park Energy Storage
\n
Project LLC
\n
Andover US 1 USD
\n
Integrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%
\n
Farrier Station Energy
\n
Storage Project LLC
\n
Andover US 1 USD
\n
Integrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%
\n
Fayette Solar I LLC Andover US 1 USD
\n
Integrale
\n
Brick Road Solar
\n
Holdings LLC
\n
100,00% 100,00%
\n
Fazenda Aroeira
\n
Empreendimento de Energia
\n
Ltda
\n
Rio de Janeiro BR 2.362.046 BRL
\n
Integrale Enel Brasil SA 100,00% 82,27%
\n
Fence Post Solar Holdings
\n
LLC
\n
Andover US 1 USD
\n
Integrale
\n
Enel Green Power
\n
Fence Post Solar
\n
Holdings LLC
\n
100,00% 100,00%
\n
Fence Post Solar Project LLC Andover US - USD
\n
Integrale
\n
Fence Post Solar
\n
Holdings LLC
\n
100,00% 100,00%
\n
Fenner Wind Holdings LLC Dover US 100 USD
\n
Integrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%
\n
Field Day Solar Project LLC Andover US 1 USD
\n
Integrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%
\n
Finocchiara Solar Srl Roma IT 10.000 EUR
\n
Integrale
\n
Enel Green Power
\n
Italia Srl
\n
100,00% 100,00%
\n
Finsec Lab Ltd Tel Aviv IL 100 ILS
\n
Held for sale Enel X Srl 30,00% 30,00%
\n
Flagpay Srl Milano IT 10.000 EUR
\n
Equity Mooney SpA 100,00% 50,00%
\n
Flat Rock Wind Project LLC Andover US 1 USD
\n
Integrale Tradewind Energy Inc. 100,00% 100,00%
\n
Flat Rocks Girgarre Cohuna
\n
Finco (Pty) Ltd
\n
Sydney AU 120 AUD
\n
Equity
\n
Cohuna Solar Farm
\n
Trust
\n
33,33%
\n
50,00%
\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 Farm
\n
(Pty) Ltd
\n
Sydney AU 100 AUD
\n
Equity
\n
Enel Green Power
\n
Flat Rocks One
\n
Holding (Pty) Ltd
\n
100,00% 50,00%
\n
Flat Rocks One Wind Farm
\n
Trust
\n
Sydney AU 100 AUD
\n
Equity
\n
Enel Green Power
\n
Flat Rocks One
\n
Holding Trust
\n
100,00% 50,00%
\n
Flat Top Solar Project LLC Andover US - USD
\n
Integrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%
\n
Flint Rock Solar Project LLC 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
100,00% 100,00%
\n
Flowing Spring Farms LLC Andover US 1 USD
\n
Integrale
\n
Brick Road Solar
\n
Holdings LLC
\n
100,00% 100,00%
\n
Fontib\u00f3n ZE SAS Bogot\u00e0 CO 434.359.750 COP
\n
Equity Bogot\u00e1 ZE SAS 100,00% 9,44%
\n
F\u00f3tons de Santo Anchieta
\n
Energias Renov\u00e1veis SA
\n
Rio de Janeiro BR 577.000 BRL
\n
Integrale Enel Brasil SA 100,00% 82,27%
\n
Fotovoltaica Yunclillos SLU Madrid ES 3.000 EUR
\n
Integrale
\n
Enel Green Power
\n
Espa\u00f1a SLU
\n
100,00% 70,12%
\n
Fourmile Wind Project LLC Andover US 1 USD
\n
Integrale Tradewind Energy Inc. 100,00% 100,00%
\n
Fox Run Energy Project LLC Andover US 1 USD
\n
Integrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%
\n
\n\n
Denominazione societ\u00e0 Sede legale Nazione Capitale sociale Valuta Settore di attivit\u00e0
\n
Metodo di
\n
consolidamento Detenuta da
\n
% possesso
\n
azioni
\n
ordinarie
\n
% possesso
\n
Gruppo
\n
Franklintown Farm LLC Andover US 1 USD
\n
Integrale
\n
Brick Road Solar
\n
Holdings LLC
\n
100,00% 100,00%
\n
Freedom 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
Front Mar\u00edtim del Bes\u00f2s SL Barcellona ES 9.000 EUR
\n
Equity
\n
Endesa Generaci\u00f3n
\n
SAU
\n
61,37% 43,03%
\n
Frontiersman Solar Project
\n
LLC
\n
Andover US 1 USD
\n
Integrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%
\n
FRV Corchitos I SLU Madrid ES 75.800 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 EUR
\n
Integrale
\n
Enel Green Power
\n
Espa\u00f1a SLU
\n
100,00% 70,12%
\n
FRV Gibalb\u00edn - Jerez SLU Madrid ES 23.000 EUR
\n
Integrale
\n
Enel Green Power
\n
Espa\u00f1a SLU
\n
100,00% 70,12%
\n
FRV Tarifa SLU Madrid ES 3.000 EUR
\n
Integrale
\n
Enel Green Power
\n
Espa\u00f1a SLU
\n
100,00% 70,12%
\n
FRV Villalobillos SLU Madrid ES 3.000 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 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 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 AUD
\n
Equity
\n
Enel Green Power
\n
Australia (Pty) Ltd
\n
100,00% 50,00%
\n
Fundamental Recognized
\n
Systems SLU
\n
Andorra ES 3.000 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 EUR
\n
Integrale
\n
Enel Green Power
\n
Espa\u00f1a SLU
\n
100,00% 70,12%
\n
Ganado Solar Holdings LLC Andover US 1 USD
\n
Integrale
\n
Enel Green Power
\n
Ganado Solar
\n
Holdings LLC
\n
100,00% 100,00%
\n
Ganado Solar LLC Andover US - USD
\n
Integrale
\n
Ganado Solar
\n
Holdings LLC
\n
100,00% 100,00%
\n
Ganado Storage LLC Andover US 1 USD
\n
Integrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%
\n
Garob Wind Farm (RF)
\n
(Pty) Ltd
\n
Johannesburg ZA 100 ZAR
\n
Equity
\n
Enel Green Power
\n
RSA 2 (RF) (Pty) Ltd
\n
55,00% 27,50%
\n
Gas y Electricidad
\n
Generaci\u00f3n SAU
\n
Palma de Mallorca ES 213.775.700 EUR
\n
Integrale
\n
Endesa Generaci\u00f3n
\n
SAU
\n
100,00% 70,12%
\n
Gauley Hydro LLC Wilmington US - USD Equity GRPP Holdings LLC 100,00% 50,00%
\n
Gauley River Management
\n
LLC
\n
Willison US 1 USD
\n
Integrale
\n
Enel Green Power
\n
North America Inc.
\n
100,00% 100,00%
\n
Generadora de Occidente SA
\n
Citt\u00e0 del
\n
Guatemala
\n
GT 16.262.000 GTQ
\n
Integrale
\n
Enel Colombia SA
\n
ESP
\n
99,00%
\n
47, 18 %
\n
Enel Guatemala SA 1,00%
\n
Generadora Montecristo SA
\n
Citt\u00e0 del
\n
Guatemala
\n
GT 3.820.000 GTQ
\n
Integrale
\n
Enel Colombia SA
\n
ESP
\n
100,00%
\n
47, 18 %
\n
Enel Guatemala SA 0,00%
\n
Generadora Solar Austral SA Panama City PA 10.000 USD
\n
Integrale Enel Panam\u00e1 CAM Srl 100,00% 47, 19 %
\n
\n\n
Denominazione societ\u00e0 Sede legale Nazione Capitale sociale Valuta Settore di attivit\u00e0
\n
Metodo di
\n
consolidamento Detenuta da
\n
% possesso
\n
azioni
\n
ordinarie
\n
% possesso
\n
Gruppo
\n
Generadora Solar de
\n
Occidente SA
\n
Panama City PA 10.000 USD
\n
Integrale Enel Panam\u00e1 CAM Srl 100,00% 47, 19 %
\n
Generadora Solar El Puerto
\n
SA
\n
Panama City PA 10.000 USD
\n
Integrale Enel Panam\u00e1 CAM Srl 100,00% 47, 19 %
\n
Geot\u00e9rmica del Norte SA Santiago del Cile CL 326.577.419.702 CLP
\n
Integrale
\n
Enel Green Power
\n
Chile SA
\n
84,59% 54,92%
\n
Gibson Bay Wind Farm (RF)
\n
(Pty) Ltd
\n
Johannesburg ZA 1.000 ZAR
\n
Integrale
\n
Enel Green Power
\n
South Africa (Pty) Ltd
\n
60,00% 60,00%
\n
Girgarre Solar Farm (Pty) Ltd Sydney AU - AUD
\n
Equity
\n
Enel Green Power
\n
Girgarre Holdings
\n
(Pty) Ltd
\n
100,00% 50,00%
\n
Girgarre Solar Farm Trust Sydney AU 10 AUD
\n
Equity
\n
Enel Green Power
\n
Girgarre Trust
\n
100,00% 50,00%
\n
Glass Top Solar Project LLC Andover US 1 USD
\n
Integrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%
\n
Global Commodities
\n
Holdings Limited
\n
Londra GB 4.042.375 GBP
\n
-
\n
Enel Global Trading
\n
SpA
\n
4,68% 4,68%
\n
Globyte SA San Jos\u00e9 CR 910.000 CRC
\n
-
\n
Enel Costa Rica
\n
CAM SA
\n
10,00% 4,72%
\n
Gloucester Solar I LLC Andover US 1 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 USD
\n
Equity
\n
Enel Generaci\u00f3n
\n
Chile SA
\n
33,33% 20,25%
\n
Golden Terrace Solar Project
\n
LLC
\n
Andover US 1 USD
\n
Integrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%
\n
Goodwell Wind Project LLC Wilmington US - USD
\n
Equity
\n
Origin Goodwell
\n
Holdings LLC
\n
100,00% 10,00%
\n
Goose Foot Energy Storage
\n
Project LLC
\n
Andover US 1 USD
\n
Integrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%
\n
Gooseneck Solar Project LLC Andover US 1 USD
\n
Integrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%
\n
Gorona del Viento El Hierro
\n
SA
\n
Santa Cruz de
\n
Tenerife
\n
ES 30.936.736 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 EUR
\n
Equity Gridspertise Srl 100,00% 50,00%
\n
Gridspertise India Private
\n
Limited
\n
Gurugram IN 19.759.130 INR
\n
Equity Gridspertise Srl 100,00% 50,00%
\n
Gridspertise Latam SA San Paolo BR 2.010.000 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 EUR
\n
Equity Enel Grids Srl 50,00% 50,00%
\n
Gridspertise LLC Dover US 160.000 USD
\n
Equity Gridspertise Srl 100,00% 50,00%
\n
Grineo Gesti\u00f3n Circular SL Ponferrada ES 3.000 EUR
\n
Equity
\n
Endesa Generaci\u00f3n
\n
SAU
\n
35,00% 24,54%
\n
GRPP Holdings LLC Andover US 2 USD
\n
Equity
\n
EGPNA REP Holdings
\n
LLC
\n
50,00% 50,00%
\n
Guadarranque Solar 4 SLU Siviglia ES 3.006 EUR
\n
Integrale
\n
Endesa Generaci\u00f3n
\n
II SAU
\n
100,00% 70,12%
\n
\n\n
Denominazione societ\u00e0 Sede legale Nazione Capitale sociale Valuta Settore di attivit\u00e0
\n
Metodo di
\n
consolidamento Detenuta da
\n
% possesso
\n
azioni
\n
ordinarie
\n
% possesso
\n
Gruppo
\n
Guayepo Solar SAS Bogot\u00e0 CO 1.000.000 COP
\n
Integrale
\n
Enel Colombia SA
\n
ESP
\n
100,00% 47, 1 8 %
\n
Guir Wind Farm Casablanca MA 10.000 MAD
\n
Integrale
\n
Enel Green Power
\n
Morocco S\u00e0rl
\n
99,90% 99,90%
\n
GulfStar Power LLC Andover US 1 USD
\n
Integrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%
\n
Gusty Hill Wind Project LLC Andover US 1 USD
\n
Integrale Tradewind Energy Inc. 100,00% 100,00%
\n
Hadley Ridge LLC Minneapolis US - USD
\n
Integrale
\n
Chi Minnesota Wind
\n
LLC
\n
100,00% 100,00%
\n
Hamilton County Solar
\n
Project LLC
\n
Andover US 1 USD
\n
Integrale Tradewind Energy Inc. 100,00% 100,00%
\n
Hamlet Mill Storage Project
\n
LLC
\n
Andover US 1 USD
\n
Integrale Enel Kansas LLC 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 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 USD
\n
Integrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%
\n
Hellas Res Holdings Single
\n
Member Societe Anonyme
\n
Maroussi GR 478.746.698 EUR
\n
Equity
\n
Hella Res Societe
\n
Anonyme
\n
100,00% 50,00%
\n
Hella Res Societe Anonyme Maroussi GR 491.738.436 EUR
\n
Equity
\n
Enel Green Power
\n
SpA
\n
50,00% 50,00%
\n
Hidroel\u00e9ctrica de Catalunya
\n
SLU
\n
Barcellona ES 126.210 EUR
\n
Integrale Endesa SA 100,00% 70,12%
\n
Hidroel\u00e9ctrica de Ourol SL La Coru\u00f1a ES 1.608.200 EUR
\n
Equity
\n
Enel Green Power
\n
Espa\u00f1a SLU
\n
30,00% 21,03%
\n
Hidroelectricidad del Pac\u00edfico
\n
S de RL de Cv
\n
Colima MX 100.000.000.000 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 EUR
\n
Integrale
\n
Hidroel\u00e9ctrica de
\n
Catalunya SLU
\n
75,00% 52,59%
\n
Hidroinvest SA Buenos Aires AR 55.312.093 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 USD
\n
Equity
\n
Enel Green Power
\n
Chile SA
\n
50,00% 32,46%
\n
High Chaparral Solar Project
\n
LLC
\n
Andover US - USD
\n
Integrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%
\n
High Lonesome Storage LLC Andover US 1 USD
\n
Integrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%
\n
High Lonesome Wind
\n
Holdings LLC
\n
Wilmington US 100 USD
\n
Integrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%
\n
High Lonesome Wind Power
\n
LLC
\n
Boston US 100 USD
\n
Integrale
\n
High Lonesome Wind
\n
Holdings LLC
\n
100,00% 100,00%
\n
High Noon Solar Project 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 Settore di attivit\u00e0
\n
Metodo di
\n
consolidamento Detenuta da
\n
% possesso
\n
azioni
\n
ordinarie
\n
% possesso
\n
Gruppo
\n
High Street Corporation
\n
(Pty) Ltd
\n
Melbourne AU 2 AUD
\n
Equity
\n
Enel Green Power
\n
Australia (Pty) Ltd
\n
100,00% 50,00%
\n
Hilltopper Wind Holdings LLC Wilmington US 1.000 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 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 LLC Andover US - USD
\n
Integrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%
\n
Hope Creek LLC Crestview US - USD
\n
Integrale
\n
Chi Minnesota Wind
\n
LLC
\n
100,00% 100,00%
\n
Hope Ridge Wind Project
\n
LLC
\n
Andover US 1 USD
\n
Integrale Tradewind Energy Inc. 100,00% 100,00%
\n
Horse Run Solar I LLC Andover US 1 USD
\n
Integrale
\n
Brick Road Solar
\n
Holdings LLC
\n
100,00% 100,00%
\n
Horse Wrangler Solar Project
\n
LLC
\n
Andover US 1 USD
\n
Integrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%
\n
Hubject GmbH Berlino DE 65.943 EUR
\n
- Enel X Way Srl 12,50% 12,50%
\n
Ice Tudela SL
\n
Pozuelo de
\n
Alarc\u00f3n
\n
ES 3.000 EUR
\n
-
\n
Enel Green Power
\n
Espa\u00f1a SLU
\n
5,12% 3,59%
\n
Idalia Park Solar Project LLC Andover US - USD
\n
Integrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%
\n
Idrosicilia SpA Milano IT 22.520.000 EUR
\n
Equity Enel SpA 1,00% 1,00%
\n
IIK Energ\u00eda de Dzemul SA
\n
de Cv
\n
Citt\u00e0 del Messico MX 6.204.259 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
Ilary Energia Srl Roma IT 10.000 EUR
\n
Integrale
\n
Enel Green Power
\n
Italia Srl
\n
100,00% 100,00%
\n
Impofu Cluster Investment
\n
SPV (RF) (Pty) Ltd
\n
Gauteng ZA 2.000.000 ZAR
\n
Equity
\n
Enel Green Power
\n
RSA (Pty) Ltd
\n
100,00% 50,00%
\n
Infinitesun Srl Roma IT 10.000 EUR
\n
Integrale
\n
Enel Green Power
\n
Italia Srl
\n
96,74%
\n
100,00%
\n
Enel Green Power
\n
SpA
\n
3,26%
\n
Infraestructura de
\n
Evacuaci\u00f3n Pe\u00f1aflor 220
\n
kV SL
\n
Madrid ES 3.500 EUR
\n
Equity
\n
Enel Green Power
\n
Espa\u00f1a SLU
\n
41,14% 28,85%
\n
Infraestructuras Puerto Santa
\n
Mar\u00eda 220 SL
\n
Madrid ES 3.000 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 Serv\u00e1n
\n
220 SL
\n
Madrid ES 12.000 EUR
\n
Equity
\n
Enel Green Power
\n
Espa\u00f1a SLU
\n
30,80% 21,60%
\n
Infraestructuras San Serv\u00e1n
\n
Set 400 SL
\n
Madrid ES 90.000 EUR
\n
Equity
\n
Aranort Desarrollos
\n
SLU
\n
6,41%
\n
13,48%
\n
Baylio Solar SLU 6,41%
\n
Furatena Solar 1 SLU 6,41%
\n
Ingwe Solar Power Plant (RF)
\n
(Pty) Ltd
\n
Gauteng ZA 1.000 ZAR
\n
Integrale
\n
Enel Green Power
\n
SpA
\n
100,00% 100,00%
\n
Inkolan Informaci\u00f3n y
\n
Coordinaci\u00f3n de Obras AIE
\n
Bilbao ES 84. 142 EUR
\n
-
\n
Edistribuci\u00f3n Redes
\n
Digitales SLU
\n
14,29% 10,02%
\n
\n\n
Denominazione societ\u00e0 Sede legale Nazione Capitale sociale Valuta Settore di attivit\u00e0
\n
Metodo di
\n
consolidamento Detenuta da
\n
% possesso
\n
azioni
\n
ordinarie
\n
% possesso
\n
Gruppo
\n
Instalaciones San Serv\u00e1n II
\n
400 SL
\n
Madrid ES 11.026 EUR
\n
Equity
\n
Aranort Desarrollos
\n
SLU
\n
7,94%
\n
16,69%
\n
Baylio Solar SLU 7,94%
\n
Furatena Solar 1 SLU 7,94%
\n
International Multimedia
\n
University Srl in fallimento
\n
- IT 24.000 EUR
\n
- Enel Italia SpA 13,04% 13,04%
\n
Ipsomata DPGU Private
\n
Company
\n
Heraklion, Creta GR 5.000 EUR
\n
-
\n
Enel Green Power
\n
Hellas SA
\n
0,02% 0,02%
\n
Iris Bloom Solar Project LLC Andover US 1 USD
\n
Integrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%
\n
Iron Belt Energy Storage
\n
Project LLC
\n
Andover US 1 USD
\n
Integrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%
\n
Iron Bull Solar Project LLC Andover US 1 USD
\n
Integrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%
\n
Isamu Ikeda Energia SA Niter\u00f3i BR 16.474.476 BRL
\n
Integrale Enel Brasil SA 100,00% 82,27%
\n
Italgest Energy (Pty) Ltd Johannesburg ZA 1.000 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
100,00% 100,00%
\n
Jackrabbit Energy Storage
\n
Project LLC
\n
Andover US 1 USD
\n
Integrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%
\n
Jade Energia Ltda Rio de Janeiro BR 4.107.097 BRL
\n
Integrale Enel Brasil SA 100,00% 82,27%
\n
Jaguito Solar 10 MW SA Panama City PA 10.000 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
100,00% 100,00%
\n
Julia Hills LLC Minneapolis US - USD
\n
Integrale
\n
Chi Minnesota Wind
\n
LLC
\n
100,00% 100,00%
\n
Junia Insurance Srl
\n
Mosciano
\n
Sant\u2019Angelo
\n
IT 10.000 EUR
\n
Equity Mooney Group SpA 100,00% 50,00%
\n
Juniper Canyon Energy
\n
Storage Project LLC
\n
Andover US 1 USD
\n
Integrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%
\n
Keeneys Creek Solar I LLC Andover US 1 USD
\n
Integrale
\n
Brick Road Solar
\n
Holdings LLC
\n
100,00% 100,00%
\n
Ken Renewables India Private
\n
Limited
\n
Gurugram IN 12.100.000 INR
\n
Integrale
\n
Enel Green Power
\n
India Private Limited
\n
100,00% 100,00%
\n
King Branch Solar I LLC Andover US 1 USD
\n
Integrale
\n
Brick Road Solar
\n
Holdings LLC
\n
100,00% 100,00%
\n
Kingston Energy Storage LLC 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 1.000.100 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
Knickerbocker Energy
\n
Storage Project LLC
\n
Andover US 1 USD
\n
Integrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%
\n
Kokkinari DPGU Private
\n
Company
\n
Heraklion, Creta GR 15.000 EUR
\n
-
\n
Enel Green Power
\n
Hellas SA
\n
0,01% 0,01%
\n
Korea Line Corporation Seoul KR 122.132.520.000 KRW
\n
-
\n
Enel Global Trading
\n
SpA
\n
0,25% 0,25%
\n
\n\n
Denominazione societ\u00e0 Sede legale Nazione Capitale sociale Valuta Settore di attivit\u00e0
\n
Metodo di
\n
consolidamento Detenuta da
\n
% possesso
\n
azioni
\n
ordinarie
\n
% possesso
\n
Gruppo
\n
Koukos Energy Private
\n
Company
\n
Atene GR 4.003 EUR
\n
-
\n
Enel Green Power
\n
Hellas SA
\n
0,07%
\n
0,01%
\n
Enel Green Power
\n
Hellas Supply Single
\n
Member SA
\n
0,02%
\n
Kromschroeder SA
\n
L\u2019Hospitalet de
\n
Llobregat
\n
ES 627.126 EUR
\n
Equity
\n
Endesa Medios y
\n
Sistemas SLU
\n
29,26% 20,52%
\n
Kutlwano Solar Power Plant
\n
(RF) (Pty) Ltd
\n
Gauteng ZA 1.000 ZAR
\n
Integrale
\n
Enel Green Power
\n
SpA
\n
100,00% 100,00%
\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 LLC Andover US 1 USD
\n
Integrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%
\n
Land Run Wind Project LLC Dover US 100 USD
\n
Integrale
\n
Sundance Wind
\n
Project LLC
\n
100,00% 100,00%
\n
Lantana Springs Hydrogen
\n
Project LLC
\n
Andover US 1 USD
\n
Integrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%
\n
Lantern Trail Solar Project
\n
LLC
\n
Andover US 1 USD
\n
Integrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%
\n
Lariat Energy Storage Project
\n
LLC
\n
Andover US 1 USD
\n
Integrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%
\n
Lasso Solar Project LLC Andover US 1 USD
\n
Integrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%
\n
Latamsolar Energ\u00edas
\n
Renovables SAS
\n
Bogot\u00e0 CO 8.000.000 COP
\n
Integrale
\n
Enel Colombia SA
\n
ESP
\n
100,00% 47, 1 8 %
\n
Latamsolar Fotovoltaica
\n
Fundaci\u00f3n SAS
\n
Bogot\u00e0 CO 8.000.000 COP
\n
Integrale
\n
Enel Colombia SA
\n
ESP
\n
100,00% 47, 1 8 %
\n
Latamsolar Fotovoltaica
\n
Sahagun SAS
\n
Bogot\u00e0 CO 8.000.000 COP
\n
Integrale
\n
Enel Colombia SA
\n
ESP
\n
100,00% 47, 1 8 %
\n
Lathrop Solar I LLC Andover US 1 USD
\n
Integrale
\n
Brick Road Solar
\n
Holdings LLC
\n
100,00% 100,00%
\n
Lava Solar Project LLC Andover US 1 USD
\n
Integrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%
\n
Lawrence Creek Solar LLC Minneapolis US - USD
\n
Integrale
\n
Aurora Distributed
\n
Solar LLC
\n
100,00% 74, 13 %
\n
Layerx Security Ltd Tel Aviv IL 20.112 ILS
\n
- Finsec Lab Ltd 3,00% 0,90%
\n
Lebanon Solar I LLC Andover US 1 USD
\n
Integrale
\n
Brick Road Solar
\n
Holdings LLC
\n
100,00% 100,00%
\n
Legacy Blossom Storage
\n
Project Limited 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 LLC Andover US - USD
\n
Integrale Tradewind Energy Inc. 100,00% 100,00%
\n
Lerato Solar Power Plant (RF)
\n
(Pty) Ltd
\n
Gauteng ZA 1.000 ZAR
\n
Integrale
\n
Enel Green Power
\n
SpA
\n
100,00% 100,00%
\n
Liberty 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
\n\n
Denominazione societ\u00e0 Sede legale Nazione Capitale sociale Valuta Settore di attivit\u00e0
\n
Metodo di
\n
consolidamento Detenuta da
\n
% possesso
\n
azioni
\n
ordinarie
\n
% possesso
\n
Gruppo
\n
Libyan Italian Joint Company
\n
- Azienda Libico-Italiana
\n
(A.L.I.)
\n
Tripoli LY 1.350.000 EUR
\n
- Enelpower Srl 0,33% 0,33%
\n
Libra Flexsys Srl Roma IT 10.000 EUR
\n
Integrale Enel Italia SpA 100,00% 100,00%
\n
Light Cirrus Solar Project LLC Andover US 1 USD
\n
Integrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%
\n
Lily Solar Holdings LLC Andover US 1 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
Lily Solar Holdings
\n
LLC
\n
100,00% 100,00%
\n
Lindahl Wind Holdings LLC Wilmington US - USD
\n
Integrale
\n
EGPNA Preferred
\n
Wind Holdings LLC
\n
100,00% 100,00%
\n
Lindahl Wind Project LLC Wilmington US - USD
\n
Integrale
\n
Lindahl Wind
\n
Holdings LLC
\n
100,00% 100,00%
\n
Little Elk Wind Holdings LLC 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 LLC 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
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 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 14.304.790 BRL
\n
Integrale Enel X Brasil SA 51,00% 41,96%
\n
Luz de Caruaru Energia SA Rio de Janeiro BR 21.027.600 BRL
\n
Integrale Enel X Brasil SA 51,00% 41,96%
\n
Luz de Cataguases SA Cataguases BR 4.800.000 BRL
\n
Integrale Enel X Brasil SA 60,00% 49,36%
\n
Luz de Caxias do Sul SA Rio de Janeiro BR 31.017.000 BRL
\n
Integrale Enel X Brasil SA 80,00% 65,82%
\n
Luz de Itanha\u00e9m SA Itanha\u00e9m BR 22.700.000 BRL
\n
Integrale Enel X Brasil SA 60,00% 49,36%
\n
Luz de Jaboat\u00e3o Energia SA Rio de Janeiro BR 21.114.200 BRL
\n
Integrale Enel X Brasil SA 51,00% 41,96%
\n
Luz de Macap\u00e1 Energia SA Rio de Janeiro BR 24.338.000 BRL
\n
Integrale Enel X Brasil SA 51,00% 41,96%
\n
Luz de Ponta Grossa SA Rio de Janeiro BR 17.889.000 BRL
\n
Integrale Enel X Brasil SA 80,00% 65,82%
\n
Maicor Wind Srl Roma IT 20.850.000 EUR
\n
Integrale
\n
Enel Green Power
\n
Italia Srl
\n
100,00% 100,00%
\n
Mansar Renewable Energy
\n
Private Limited
\n
Gurgaon IN 100.000 INR
\n
Integrale
\n
Enel Green Power
\n
India 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
\n\n
Denominazione societ\u00e0 Sede legale Nazione Capitale sociale Valuta Settore di attivit\u00e0
\n
Metodo di
\n
consolidamento Detenuta da
\n
% possesso
\n
azioni
\n
ordinarie
\n
% possesso
\n
Gruppo
\n
Maple Energy Solutions LP - CA - CAD
\n
Equity
\n
Enel X Canada
\n
Holding Inc.
\n
20,00% 20,00%
\n
Maple Run Solar Project LLC Andover US 1 USD
\n
Integrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%
\n
Mar\u00eda Renovables SL Saragozza ES 3.000 EUR
\n
Equity
\n
Enel Green Power
\n
Espa\u00f1a SLU
\n
45,36% 31,80%
\n
Marshoy Energy Advisory
\n
Services Private Limited
\n
Mumbai IN 313.709.000 INR
\n
Integrale
\n
Enel X Advisory
\n
Services Srl
\n
100,00% 100,00%
\n
Marte Srl Roma IT 6.100.000 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 INR
\n
Integrale
\n
Enel Green Power
\n
India Private Limited
\n
100,00% 100,00%
\n
M\u00e1s Energ\u00eda S de RL de Cv Citt\u00e0 del Messico MX 61.873.926 MXN
\n
Integrale
\n
Enel Green Power
\n
M\u00e9xico S de RL de Cv
\n
66,67%
\n
100,00%
\n
Enel Rinnovabile SA
\n
de Cv
\n
33,33%
\n
Mason Jar Solar Project LLC Andover US 1 USD
\n
Integrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%
\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 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 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 USD
\n
Integrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%
\n
Merit Wind Project LLC Andover US 1 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
100,00% 100,00%
\n
Mexicana de
\n
Hidroelectricidad Mexhidro S
\n
de RL de Cv
\n
Citt\u00e0 del Messico MX 181.728.901 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 EUR
\n
- Endesa SA 1,35% 0,95%
\n
Midelt Wind Farm SA Casablanca MA 145.000.000 MAD
\n
Equity
\n
Nareva Enel Green
\n
Power Morocco SA
\n
70,00% 35,00%
\n
Millstone Junction Solar
\n
Project LLC
\n
Andover US 1 USD
\n
Integrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%
\n
Minglanilla Renovables 400
\n
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
\n
\u00c1brego SLU
\n
7,98%
\n
Energ\u00eda E\u00f3lica
\n
Galerna 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 Cinco
\n
Villas AIE
\n
Ejea de los
\n
Caballeros
\n
ES 3.346.993 EUR
\n
-
\n
Enel Green Power
\n
Espa\u00f1a SLU
\n
5,39% 3,78%
\n
Minicentrales del Canal de las
\n
B\u00e1rdenas AIE
\n
Ejea de los
\n
Caballeros
\n
ES 1.202.000 EUR
\n
-
\n
Enel Green Power
\n
Espa\u00f1a SLU
\n
15,00% 10,52%
\n
\n\n
Denominazione societ\u00e0 Sede legale Nazione Capitale sociale Valuta Settore di attivit\u00e0
\n
Metodo di
\n
consolidamento Detenuta da
\n
% possesso
\n
azioni
\n
ordinarie
\n
% possesso
\n
Gruppo
\n
Minicentrales del Canal
\n
Imperial-Gallur SL
\n
Saragozza ES 1.820.000 EUR
\n
Equity
\n
Enel Green Power
\n
Espa\u00f1a SLU
\n
36,50% 25,59%
\n
Mira Energy (Pty) Ltd Johannesburg ZA 100 ZAR
\n
Integrale
\n
Enel Green Power
\n
South Africa (Pty) Ltd
\n
100,00% 100,00%
\n
Miranda Plataforma Log\u00edstica
\n
SA
\n
Miranda de Ebro ES 1.800.000 EUR
\n
- Nuclenor SA 0,22% 0,08%
\n
MO Land Holdings 1358 LLC Andover US 1 USD
\n
Integrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%
\n
Monte Reina Renovables SL Madrid ES 4.000 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 LLC Andover US 1 USD
\n
Integrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%
\n
Mooney Group SpA Milano IT 10.050.000 EUR
\n
Equity Enel X Srl 50,00% 50,00%
\n
Mooney SpA Milano IT 87.833.331 EUR
\n
Equity Mooney Group SpA 100,00% 50,00%
\n
Mooney Servizi SpA Milano IT 8.549.999 EUR
\n
Equity Mooney Group SpA 100,00% 50,00%
\n
Morgan Branch Solar I LLC Andover US 1 USD
\n
Integrale
\n
Brick Road Solar
\n
Holdings LLC
\n
100,00% 100,00%
\n
Morning Light Energy
\n
Storage Project LLC
\n
Andover US 1 USD
\n
Integrale Enel Kansas LLC 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 LLC Andover US 1 USD
\n
Integrale Tradewind Energy Inc. 100,00% 100,00%
\n
MPG Solar I LLC Andover US 1 USD
\n
Integrale
\n
Brick Road Solar
\n
Holdings LLC
\n
100,00% 100,00%
\n
Mucho Viento Wind Project
\n
LLC
\n
Andover US 1 USD
\n
Integrale Tradewind Energy Inc. 100,00% 100,00%
\n
Mule Bit Wind Project LLC Andover US 1 USD
\n
Integrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%
\n
Muskegon County Solar
\n
Project LLC
\n
Andover US 1 USD
\n
Integrale Tradewind Energy Inc. 100,00% 100,00%
\n
Muskegon Green Wind
\n
Project LLC
\n
Andover US 1 USD
\n
Integrale Tradewind Energy Inc. 100,00% 100,00%
\n
Mustang Run Wind Project
\n
LLC
\n
Andover US 1 USD
\n
Integrale Tradewind Energy Inc. 100,00% 100,00%
\n
MyCicero Srl Senigallia IT 1.142.857 EUR
\n
Equity
\n
Mooney Servizi SpA 30,00%
\n
39,50%
\n
Pluservice Srl 70,00%
\n
Nabb Solar I LLC Andover US 1 USD
\n
Integrale
\n
Brick Road Solar
\n
Holdings LLC
\n
100,00% 100,00%
\n
Napolean Wind Project LLC Andover US 1 USD
\n
Integrale Tradewind Energy Inc. 100,00% 100,00%
\n
Nareva Enel Green Power
\n
Morocco SA
\n
Casablanca MA 98.750.000 MAD
\n
Equity
\n
Enel Green Power
\n
Morocco S\u00e0rl
\n
50,00% 50,00%
\n
Neugemacht GmbH Francoforte DE 25.000 EUR
\n
Equity Gridspertise Srl 51,00% 25,50%
\n
\n\n
Denominazione societ\u00e0 Sede legale Nazione Capitale sociale Valuta Settore di attivit\u00e0
\n
Metodo di
\n
consolidamento Detenuta da
\n
% possesso
\n
azioni
\n
ordinarie
\n
% possesso
\n
Gruppo
\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 ZMW
\n
Held for sale
\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) (Pty)
\n
Ltd
\n
Johannesburg ZA 10.000.000 ZAR
\n
Integrale
\n
Enel Green Power
\n
South Africa (Pty) Ltd
\n
60,00% 60,00%
\n
North English Wind Project
\n
LLC
\n
Andover US 1 USD
\n
Integrale Tradewind Energy Inc. 100,00% 100,00%
\n
North Rock Wind LLC Andover US 1 USD
\n
Integrale Tradewind Energy Inc. 100,00% 100,00%
\n
Northland Wind Project LLC Andover US 1 USD
\n
Integrale Tradewind Energy Inc. 100,00% 100,00%
\n
Northstar Wind Project LLC Andover US - USD
\n
Integrale Tradewind Energy Inc. 100,00% 100,00%
\n
Northwest Hydro LLC Wilmington US - USD
\n
Integrale Chi West LLC 100,00% 100,00%
\n
Notch Butte Hydro Company
\n
Inc.
\n
Wilmington US 100 USD
\n
Integrale
\n
Enel Green Power
\n
North America Inc.
\n
100,00% 100,00%
\n
Novolitio Recuperaci\u00f3n de
\n
Bater\u00edas SL
\n
Ponferrada ES 180.000 EUR
\n
Equity
\n
Endesa Generaci\u00f3n
\n
SAU
\n
45,00% 31,55%
\n
Nuclenor SA Valle de Tobalina ES 5.406.000 EUR Equity
\n
Endesa Generaci\u00f3n
\n
SAU
\n
50,00% 35,06%
\n
Nuove Energie Srl Porto Empedocle IT 5.204.029 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 ZAR
\n
Equity
\n
Enel Green Power
\n
RSA 2 (RF) (Pty) Ltd
\n
51,00% 25,50%
\n
NYC Storage (353 Chester)
\n
SPE LLC
\n
Wilmington US 1 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 33.194 EUR
\n
Equity
\n
Slovensk\u00e9 elektr\u00e1rne
\n
AS
\n
100,00% 33,00%
\n
Olathe Solar I LLC Andover US 1 USD
\n
Integrale
\n
Brick Road Solar
\n
Holdings LLC
\n
100,00% 100,00%
\n
Old Sport Wind Project LLC Andover US 1 USD
\n
Integrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%
\n
Olivum PV Farm 01 SLU Madrid ES 3.000 EUR
\n
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 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 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 EUR
\n
- Endesa SA 5,00% 3,51%
\n
Operadora Distrital de
\n
Transporte SAS
\n
Bogot\u00e0 CO 12.500.000.000 COP
\n
Equity
\n
Enel Colombia SA
\n
ESP
\n
20,00% 9,44%
\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
\n
Holdings 1 LLC
\n
100,00% 10,00%
\n
\n\n
Denominazione societ\u00e0 Sede legale Nazione Capitale sociale Valuta Settore di attivit\u00e0
\n
Metodo di
\n
consolidamento Detenuta da
\n
% possesso
\n
azioni
\n
ordinarie
\n
% possesso
\n
Gruppo
\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 USD
\n
Integrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%
\n
Osage Wind LLC Wilmington US - USD
\n
Integrale
\n
Osage Wind Holdings
\n
LLC
\n
100,00% 100,00%
\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
Oxagesa AIE in liquidazione Alca\u00f1iz ES 6.010 EUR
\n
Equity
\n
Enel Green Power
\n
Espa\u00f1a SLU
\n
33,33% 23,37%
\n
Oyster Bay Wind Farm (RF)
\n
(Pty) Ltd
\n
Johannesburg ZA 1.000 ZAR
\n
Equity
\n
Enel Green Power
\n
RSA 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 USD
\n
Integrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%
\n
Palo Alto Farms Wind Project
\n
LLC
\n
Dallas US - USD
\n
Integrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%
\n
Pampinus PV Farm 01 SLU Madrid ES 3.000 EUR
\n
Integrale
\n
Enel Green Power
\n
Espa\u00f1a SLU
\n
100,00% 70,12%
\n
Paradise Creek Wind Project
\n
LLC
\n
Andover US 1 USD
\n
Integrale Tradewind Energy Inc. 100,00% 100,00%
\n
Paravento SL Paradela ES 3.006 EUR
\n
Integrale
\n
Enel Green Power
\n
Espa\u00f1a SLU
\n
90,00% 63,10%
\n
Parc E\u00f2lic La Tossa-La Mola
\n
d\u2019en Pascual SL
\n
Madrid ES 1.183.100 EUR
\n
Equity
\n
Enel Green Power
\n
Espa\u00f1a SLU
\n
30,00% 21,03%
\n
Parc E\u00f2lic Los Aligars SL Madrid ES 1.313.100 EUR
\n
Equity
\n
Enel Green Power
\n
Espa\u00f1a SLU
\n
30,00% 21,03%
\n
Parco Eolico Monti Sicani Srl Roma IT 10.000 EUR
\n
Integrale
\n
Enel Green Power
\n
Italia Srl
\n
100,00% 100,00%
\n
Parque Amistad II SA de Cv Citt\u00e0 del Messico MX 2.589.177.005 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 III SA de Cv Citt\u00e0 del Messico MX 1.706.287.200 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 de Cv Citt\u00e0 del Messico MX 2.728.499.160 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
Santiago de
\n
Compostela
\n
ES 5.857.704 EUR
\n
Integrale
\n
Enel Green Power
\n
Espa\u00f1a SLU
\n
100,00% 70,12%
\n
Parque E\u00f3lico Belmonte SA Madrid ES 120.400 EUR
\n
Integrale
\n
Enel Green Power
\n
Espa\u00f1a SLU
\n
50,17% 35,17%
\n
Parque E\u00f3lico BR-1 SA de Cv Citt\u00e0 del Messico MX 50.000 MXN
\n
Integrale
\n
Enel Green Power
\n
M\u00e9xico S de RL de Cv
\n
0,00%
\n
25,50%
\n
Enel Rinnovabile SA
\n
de Cv
\n
100,00%
\n
Parque E\u00f3lico Carretera de
\n
Arigana SA
\n
Las Palmas de
\n
Gran Canaria
\n
ES 1.007.000 EUR
\n
Integrale
\n
Enel Green Power
\n
Espa\u00f1a SLU
\n
80,00% 56,09%
\n
Parque E\u00f3lico de Barbanza
\n
SA
\n
Santiago de
\n
Compostela
\n
ES 3.606.073 EUR
\n
Integrale
\n
Enel Green Power
\n
Espa\u00f1a SLU
\n
75,00% 52,59%
\n
\n\n
Denominazione societ\u00e0 Sede legale Nazione Capitale sociale Valuta Settore di attivit\u00e0
\n
Metodo di
\n
consolidamento Detenuta da
\n
% possesso
\n
azioni
\n
ordinarie
\n
% possesso
\n
Gruppo
\n
Parque E\u00f3lico de San Andr\u00e9s
\n
SA
\n
Santiago de
\n
Compostela
\n
ES 552.920 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 EUR
\n
Integrale
\n
Enel Green Power
\n
Espa\u00f1a SLU
\n
65,67%
\n
46,51%
\n
Parque E\u00f3lico de
\n
Santa 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 EUR
\n
Integrale
\n
Enel Green Power
\n
Espa\u00f1a SLU
\n
90,00% 63,10%
\n
Parque E\u00f3lico Montes de las
\n
Navas SA
\n
Madrid ES 6.540.000 EUR
\n
Integrale
\n
Enel Green Power
\n
Espa\u00f1a SLU
\n
75,50% 52,94%
\n
Parque E\u00f3lico Muniesa SLU Madrid ES 3.006 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 BRL
\n
Integrale
\n
Enel Brasil SA 100,00%
\n
82,27%
\n
Enel Green Power
\n
Desenvolvimento
\n
Ltda
\n
0,00%
\n
Parque E\u00f3lico Pampa SA Buenos Aires AR 477.139.364 ARS
\n
Integrale
\n
Enel Green Power
\n
SpA
\n
100,00% 100,00%
\n
Parque E\u00f3lico Punta de
\n
Teno SA
\n
Santa Cruz de
\n
Tenerife
\n
ES 528.880 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 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 MXN
\n
Equity
\n
Tenedora de Energ\u00eda
\n
Renovable Sol y
\n
Viento SAPI de Cv
\n
60,80% 20,00%
\n
Parque Solar Cauchari IV SA
\n
San Salvador de
\n
Jujuy
\n
AR 500.000 ARS
\n
Integrale
\n
Enel Green Power
\n
Argentina
\n
100,00% 82,27%
\n
Parque Solar Don Jos\u00e9 SA
\n
de Cv
\n
Citt\u00e0 del Messico MX 100 MXN
\n
Equity
\n
Tenedora de Energ\u00eda
\n
Renovable Sol y
\n
Viento SAPI de Cv
\n
60,80% 20,00%
\n
Parque Solar Villanueva Tres
\n
SA de Cv
\n
Citt\u00e0 del Messico MX 306.024.631 MXN
\n
Equity
\n
Tenedora de Energ\u00eda
\n
Renovable Sol y
\n
Viento SAPI de Cv
\n
60,80% 20,00%
\n
Parque Talinay Oriente SA Santiago del Cile CL 66.092.165.173 CLP
\n
Integrale
\n
Enel Green Power
\n
Chile SA
\n
60,91%
\n
78,64%
\n
Enel Green Power
\n
SpA
\n
39,09%
\n
Pastis - Centro Nazionale per
\n
la ricerca e lo sviluppo dei
\n
materiali SCPA in liquidazione
\n
Brindisi IT 2.065.000 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 EUR
\n
Equity Mooney SpA 100,00% 50,00%
\n
PDP Technologies Ltd Kfar Saba IL 1.129.252 ILS
\n
- Enel Grids Srl 4,75% 4,75%
\n
Pearl Star Wind Limited
\n
Partnership
\n
Calgary CA 100 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 Project
\n
LLC
\n
Andover US 1 USD
\n
Integrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%
\n
Pegop - Energia El\u00e9ctrica SA Pego PT 50.000 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 Chuc\u00e1s SA San Jos\u00e9 CR 100.000 CRC
\n
Integrale
\n
Enel Costa Rica
\n
CAM SA
\n
65,00% 30,67%
\n
\n\n
Denominazione societ\u00e0 Sede legale Nazione Capitale sociale Valuta Settore di attivit\u00e0
\n
Metodo di
\n
consolidamento Detenuta da
\n
% possesso
\n
azioni
\n
ordinarie
\n
% possesso
\n
Gruppo
\n
PH Don Pedro SA
\n
San Jos\u00e9 CR 100.001 CRC
\n
Integrale
\n
Enel Costa Rica
\n
CAM 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 CRC
\n
Integrale
\n
Enel Costa Rica
\n
CAM SA
\n
34,32%
\n
19,29%
\n
Globyte SA 65,66%
\n
Piebald Hill Energy Storage
\n
Project LLC
\n
Andover US 1 USD
\n
Integrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%
\n
Pike Den Solar Project LLC Andover US 1 USD
\n
Integrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%
\n
Pilesgrove Solar I LLC Andover US 1 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 Green Power
\n
Canada Inc.
\n
50,50%
\n
51,01%
\n
Pincher Creek
\n
Management Inc.
\n
1,00%
\n
Pincher Creek Management
\n
Inc.
\n
Calgary CA 100 CAD
\n
Integrale
\n
Enel Green Power
\n
Canada Inc.
\n
51,00% 51,00%
\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
Playa Flat Energy Storage
\n
Project LLC
\n
Andover US 1 USD
\n
Integrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%
\n
Pluservice Srl Senigallia IT 450.000 EUR
\n
Equity Mooney Servizi SpA 70,00% 35,00%
\n
Point Bar Solar Project LLC Andover US 1 USD
\n
Integrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%
\n
Point Rider Solar Project LLC Andover US - USD
\n
Integrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%
\n
Polka Dot Wind Project LLC Andover US 1 USD
\n
Integrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%
\n
Pomerado Energy Storage
\n
LLC
\n
Wilmington US 1 USD
\n
Integrale
\n
Enel Energy Storage
\n
Holdings LLC (ex
\n
EGP Energy Storage
\n
Holdings LLC)
\n
100,00% 100,00%
\n
PowerCrop Macchiareddu Srl Russi IT 100.000 EUR
\n
Equity
\n
PowerCrop SpA (ex
\n
PowerCrop Srl)
\n
100,00% 50,00%
\n
PowerCrop Russi Srl Russi IT 100.000 EUR
\n
Equity
\n
PowerCrop SpA (ex
\n
PowerCrop Srl)
\n
100,00% 50,00%
\n
PowerCrop SpA (ex
\n
PowerCrop Srl)
\n
Russi IT 4.000.000 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
\n
Prairie Rose Wind
\n
LLC
\n
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 36.965.445 BRL
\n
Integrale Enel Brasil SA 100,00% 82,27%
\n
Productive Solar Systems
\n
SLU
\n
Andorra ES 3.000 EUR
\n
Integrale
\n
Enel Green Power
\n
Espa\u00f1a SLU
\n
100,00% 70,12%
\n
Productora de Energ\u00edas SA Barcellona ES 60.101 EUR
\n
Equity
\n
Enel Green Power
\n
Espa\u00f1a SLU
\n
30,00% 21,03%
\n
Productora El\u00e9ctrica
\n
Urgellenca SA
\n
La Seu d\u2019Urgell ES 8.400.000 EUR
\n
- Endesa SA 8,43% 5,91%
\n
\n\n
Denominazione societ\u00e0 Sede legale Nazione Capitale sociale Valuta Settore di attivit\u00e0
\n
Metodo di
\n
consolidamento Detenuta da
\n
% possesso
\n
azioni
\n
ordinarie
\n
% possesso
\n
Gruppo
\n
Progreso Solar 20 MW SA Panama City PA 10.000 USD
\n
Integrale Enel Panam\u00e1 CAM Srl 100,00% 47, 19 %
\n
Promociones Energ\u00e9ticas del
\n
Bierzo SLU
\n
Madrid ES 12.020 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 EUR
\n
Equity
\n
Enel Green Power
\n
Espa\u00f1a SLU
\n
24,75%
\n
26,08%
\n
Renovables La
\n
Pedrera SLU
\n
6,75%
\n
Renovables Mediavilla
\n
SLU
\n
5,69%
\n
Proveedora de Electricidad
\n
de Occidente S de RL de Cv
\n
Citt\u00e0 del Messico MX 89.708.835 MXN
\n
Integrale
\n
Enel Green Power
\n
M\u00e9xico S de RL de Cv
\n
99,99% 99,99%
\n
Proyectos Universitarios de
\n
Energ\u00edas Renovables SL
\n
Alicante ES 27.000 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 SOL
\n
Integrale
\n
Enel Green Power
\n
Partecipazioni
\n
Speciali Srl
\n
99,90%
\n
99,98%
\n
Enel Per\u00fa SAC 0,10%
\n
PSG Energy Private Limited - IN 100.000 INR
\n
Integrale
\n
Enel Green Power
\n
India Private Limited
\n
100,00% 100,00%
\n
PT Enel Green Power Optima
\n
Way Ratai
\n
Jakarta ID 10.002.740 USD
\n
Integrale
\n
Enel Green Power
\n
SpA
\n
90,00% 90,00%
\n
Puerto Santa Mar\u00eda Energ\u00eda
\n
I SLU
\n
Madrid ES 3.000 EUR
\n
Integrale
\n
Enel Green Power
\n
Espa\u00f1a SLU
\n
100,00% 70,12%
\n
Puerto Santa Mar\u00eda Energ\u00eda
\n
II SLU
\n
Madrid ES 3.000 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 ZAR
\n
Integrale
\n
Enel Green Power
\n
South Africa (Pty) Ltd
\n
52,70% 52,70%
\n
Pumpkin Vine Wind Project
\n
LLC
\n
Andover US - USD
\n
Integrale Tradewind Energy Inc. 100,00% 100,00%
\n
Quatiara Energia SA Niter\u00f3i BR 13.766.119 BRL
\n
Integrale Enel Brasil SA 100,00% 82,27%
\n
Queens 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
Quorn Park Solar Farm
\n
(Pty) Ltd
\n
Sydney AU 100 AUD
\n
Equity
\n
Enel Green Power
\n
Quorn Holding
\n
(Pty) Ltd
\n
100,00% 50,00%
\n
Quorn Park Solar Farm Trust Sydney AU 100 AUD
\n
Equity
\n
Enel Green Power
\n
Quorn Holding Trust
\n
100,00% 50,00%
\n
Raleigh Solar I LLC Andover US 1 USD
\n
Integrale
\n
Brick Road Solar
\n
Holdings LLC
\n
100,00% 100,00%
\n
Ranchland Solar Project LLC Andover US 1 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 USD
\n
Integrale
\n
AzureRanchII Wind
\n
Holdings LLC
\n
100,00% 100,00%
\n
Ranchland Wind Project LLC Andover US - USD
\n
Integrale
\n
Rockhaven
\n
Ranchland Holdings
\n
LLC
\n
100,00% 100,00%
\n
Ranchland Wind Storage 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 Settore di attivit\u00e0
\n
Metodo di
\n
consolidamento Detenuta da
\n
% possesso
\n
azioni
\n
ordinarie
\n
% possesso
\n
Gruppo
\n
Rattlesnake Creek Holdings
\n
LLC
\n
Delaware US 1 USD
\n
Integrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%
\n
Rausch Creek Wind Project
\n
LLC
\n
Andover US 1 USD
\n
Integrale Tradewind Energy Inc. 100,00% 100,00%
\n
RC Wind Srl Milano IT 10.000 EUR
\n
-
\n
Enel Green Power
\n
Italia Srl
\n
0,50% 0,50%
\n
RE Arroyo LLC Andover US 1 USD
\n
Integrale Tradewind Energy Inc. 100,00% 100,00%
\n
Reaktortest Sro Trnava SK 66.389 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 EUR
\n
Equity
\n
Endesa X Servicios
\n
SLU
\n
50,00% 35,06%
\n
Red Cap Impofu (Pty) Ltd Sandton ZA 20.000.000 ZAR
\n
Equity
\n
Impofu Cluster
\n
Investment SPV (RF)
\n
(Pty) Ltd
\n
100,00% 50,00%
\n
Red Cap Impofu East (Pty)
\n
Ltd
\n
Gauteng ZA 35.059.068 ZAR
\n
Equity
\n
Impofu Cluster
\n
Investment SPV (RF)
\n
(Pty) Ltd
\n
100,00% 50,00%
\n
Red Cap Impofu West
\n
(Pty) Ltd
\n
Gauteng ZA 10.000 ZAR
\n
Equity
\n
Impofu Cluster
\n
Investment SPV (RF)
\n
(Pty) Ltd
\n
100,00% 50,00%
\n
Red Cardinal Solar Project
\n
LLC
\n
Andover US 1 USD
\n
Integrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%
\n
Red Centroamericana de
\n
Telecomunicaciones SA
\n
Panama City PA 2.700.000 USD
\n
- Enel SpA 11,11% 11,11%
\n
Red Dirt Wind Holdings I LLC Dover US 100 USD
\n
Integrale
\n
Enel Green Power
\n
North America Inc.
\n
100,00% 100,00%
\n
Red Dirt Wind Holdings LLC Wilmington US - USD
\n
Integrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%
\n
Red Dirt Wind Project LLC Dover US 1 USD
\n
Integrale
\n
Red Dirt Wind
\n
Holdings LLC
\n
100,00% 100,00%
\n
Red Fox Wind Project LLC Wilmington US 1 USD
\n
Integrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%
\n
Red Stag Energy Storage
\n
Project LLC
\n
Andover US 1 USD
\n
Integrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%
\n
Red Top Solar Project LLC Andover US 1 USD
\n
Integrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%
\n
Red Yucca Energy Storage
\n
Project LLC
\n
Andover US 1 USD
\n
Integrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%
\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 LLC Andover US 1 USD
\n
Integrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%
\n
Renovables Andorra SLU Madrid ES 3.000 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 EUR
\n
Equity
\n
Baylio Solar SLU 6,24%
\n
44,98%
\n
Dehesa de los
\n
Guadalupes Solar
\n
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
\n\n
Denominazione societ\u00e0 Sede legale Nazione Capitale sociale Valuta Settore di attivit\u00e0
\n
Metodo di
\n
consolidamento Detenuta da
\n
% possesso
\n
azioni
\n
ordinarie
\n
% possesso
\n
Gruppo
\n
Renovables Brovales Segura
\n
de Le\u00f3n 400 kV SL
\n
Siviglia ES 5.000 EUR
\n
Equity
\n
Emintegral Cycle SLU 33,02%
\n
44,91%
\n
Enel Green Power
\n
Espa\u00f1a SLU
\n
31,03%
\n
Renovables de Guatemala SA
\n
Citt\u00e0 del
\n
Guatemala
\n
GT 1.924.465.600 GTQ
\n
Integrale
\n
Enel Colombia SA
\n
ESP
\n
100,00%
\n
47, 18 %
\n
Enel Guatemala SA 0,00%
\n
Renovables La Pedrera SLU Saragozza ES 3.000 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 EUR
\n
Equity
\n
Enel Green Power
\n
Espa\u00f1a SLU
\n
27,86%
\n
30,84%
\n
Stonewood
\n
Desarrollos SLU
\n
16,12%
\n
Renovables Mediavilla SLU Saragozza ES 3.000 EUR
\n
Integrale
\n
Enel Green Power
\n
Espa\u00f1a SLU
\n
100,00% 70,12%
\n
Renovables Teruel SLU Madrid ES 3.000 EUR
\n
Integrale
\n
Enel Green Power
\n
Espa\u00f1a SLU
\n
100,00% 70,12%
\n
Reservoir Falls Energy
\n
Storage Project LLC
\n
Andover US 1 USD
\n
Integrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%
\n
Rhinestone Solar Project LLC Andover US 1 USD
\n
Integrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%
\n
Ribina Renovables 400 SL
\n
Pozuelo de
\n
Alarc\u00f3n
\n
ES 3.000 EUR
\n
Equity
\n
Enel Green Power
\n
Espa\u00f1a SLU
\n
40,21% 28,19%
\n
River Mill Solar Project LLC Andover US 1 USD
\n
Integrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%
\n
River Point Wind Project LLC Andover US 1 USD
\n
Integrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%
\n
Riverbend Farms Wind
\n
Project LLC
\n
Andover US 1 USD
\n
Integrale Tradewind Energy Inc. 100,00% 100,00%
\n
Riverview LP Alberta CA - CAD
\n
Integrale
\n
Enel Green Power
\n
Canada Inc.
\n
50,50%
\n
51,01%
\n
Riverview
\n
Management Inc.
\n
1,00%
\n
Riverview Management Inc. Calgary CA 100 CAD
\n
Integrale
\n
Enel Green Power
\n
Canada Inc.
\n
51,00% 51,00%
\n
Riverview Solar I LLC Andover US 1 USD
\n
Integrale
\n
Brick Road Solar
\n
Holdings LLC
\n
100,00% 100,00%
\n
Roadrunner Solar Project
\n
LLC
\n
Andover US 100 USD
\n
Integrale
\n
Enel Roadrunner
\n
Solar Project
\n
Holdings LLC
\n
100,00% 100,00%
\n
Roadrunner Storage LLC Andover US - USD
\n
Integrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%
\n
Rock Creek Wind Holdings
\n
I LLC
\n
Dover US 100 USD
\n
Integrale
\n
Enel Green Power
\n
North America Inc.
\n
100,00% 100,00%
\n
Rock Creek Wind Holdings
\n
II LLC
\n
Dover US 100 USD
\n
Integrale
\n
Rock Creek Wind
\n
Holdings LLC
\n
100,00% 100,00%
\n
Rock Creek Wind Holdings
\n
LLC
\n
Wilmington US - USD
\n
Integrale
\n
EGPNA Preferred
\n
Wind Holdings II LLC
\n
100,00% 100,00%
\n
Rock Creek Wind Project LLC Clayton US 1 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 USD
\n
Integrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%
\n
Rockhaven Ranchland
\n
Holdings LLC
\n
Andover US 1 USD
\n
Integrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%
\n
\n\n
Denominazione societ\u00e0 Sede legale Nazione Capitale sociale Valuta Settore di attivit\u00e0
\n
Metodo di
\n
consolidamento Detenuta da
\n
% possesso
\n
azioni
\n
ordinarie
\n
% possesso
\n
Gruppo
\n
Rockhaven Wind Project LLC Andover US 1 USD
\n
Integrale
\n
Rockhaven
\n
Ranchland Holdings
\n
LLC
\n
100,00% 100,00%
\n
Rocky Caney Holdings LLC Oklahoma City US 1 USD
\n
Equity Enel Kansas LLC 10,00% 10,00%
\n
Rocky Caney Wind LLC Albany US - USD
\n
Equity
\n
Rocky Caney
\n
Holdings LLC
\n
100,00% 10,00%
\n
Rocky Ridge Wind Project
\n
LLC
\n
Oklahoma City US - USD
\n
Equity
\n
Rocky Caney Wind
\n
LLC
\n
100,00% 10,00%
\n
Rodnikovskaya WPS Mosca RU 6.010.000 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 INR
\n
Integrale
\n
Enel Green Power
\n
India Private Limited
\n
100,00% 100,00%
\n
Rolling Farms Wind Project
\n
LLC
\n
Andover US 1 USD
\n
Integrale Tradewind Energy Inc. 100,00% 100,00%
\n
Rosy Range Solar Project LLC Andover US 1 USD
\n
Integrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%
\n
Ruthton Ridge LLC Minneapolis US - USD
\n
Integrale
\n
Chi Minnesota Wind
\n
LLC
\n
100,00% 100,00%
\n
S4ma Developments
\n
Sp\u00f3\u0142ka z Ograniczon\u0105
\n
Odpowiedzialno\u015b\u0105
\n
Wroc\u0142aw PL 5.000 PLN
\n
Integrale
\n
Enel Green Power
\n
SpA
\n
100,00% 100,00%
\n
Sacme SA Buenos Aires AR 12.000 ARS
\n
Equity
\n
Empresa
\n
Distribuidora Sur SA
\n
- Edesur
\n
50,00% 29,66%
\n
Saddle House Solar Project
\n
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 462.186 EUR
\n
Equity
\n
Enel Green Power
\n
Espa\u00f1a SLU
\n
50,00% 35,06%
\n
San Francisco de Borja SA Saragozza ES 60.000 EUR
\n
Integrale
\n
Enel Green Power
\n
Espa\u00f1a SLU
\n
66,67% 46,74%
\n
San Juan Mesa Wind Project
\n
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 INR
\n
Integrale
\n
Enel Green Power
\n
India Private Limited
\n
100,00% 100,00%
\n
Santo Rostro Cogeneraci\u00f3n
\n
SA in liquidazione
\n
Siviglia ES 207.340 EUR
\n
Equity
\n
Enel Green Power
\n
Espa\u00f1a SLU
\n
45,00% 31,55%
\n
Sardhy Green Hydrogen Srl Sarroch IT 10.000 EUR
\n
Equity
\n
Enel Green Power
\n
Italia Srl
\n
50,00% 50,00%
\n
Saugus River Energy Storage
\n
LLC
\n
Dover US 100 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 10 SLU Madrid ES 3.000 EUR
\n
Integrale
\n
Enel Green Power
\n
Espa\u00f1a SLU
\n
100,00% 70,12%
\n
Savanna Power Solar 12 SLU Madrid ES 3.000 EUR
\n
Integrale
\n
Enel Green Power
\n
Espa\u00f1a SLU
\n
100,00% 70,12%
\n
Savanna Power Solar 13 SLU Siviglia ES 3.000 EUR
\n
Integrale
\n
Enel Green Power
\n
Espa\u00f1a SLU
\n
100,00% 70,12%
\n
Savanna Power Solar 4 SLU Madrid ES 3.000 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 Settore di attivit\u00e0
\n
Metodo di
\n
consolidamento Detenuta da
\n
% possesso
\n
azioni
\n
ordinarie
\n
% possesso
\n
Gruppo
\n
Savanna Power Solar 5 SLU Madrid ES 3.000 EUR
\n
Integrale
\n
Enel Green Power
\n
Espa\u00f1a SLU
\n
100,00% 70,12%
\n
Savanna Power Solar 6 SLU Madrid ES 3.000 EUR
\n
Integrale
\n
Enel Green Power
\n
Espa\u00f1a SLU
\n
100,00% 70,12%
\n
Savanna Power Solar 9 SLU Madrid ES 3.000 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 EUR
\n
Equity
\n
Slovensk\u00e9 elektr\u00e1rne
\n
AS
\n
100,00% 33,00%
\n
Seaway Landing Solar Project
\n
LLC
\n
Andover US 1 USD
\n
Integrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%
\n
Seccionadora Almod\u00f3var
\n
Renovables SL
\n
Malaga ES 5.000 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 EUR
\n
Integrale
\n
Enel Green Power
\n
Espa\u00f1a SLU
\n
100,00% 70,12%
\n
Servizio Elettrico Nazionale
\n
SpA
\n
Roma IT 10.000.000 EUR
\n
Integrale Enel Italia SpA 100,00% 100,00%
\n
Set Carmona 400 kV
\n
Renovables SL
\n
Siviglia ES 10.000 EUR
\n
Equity
\n
Enel Green Power
\n
Espa\u00f1a SLU
\n
16,00% 11,22%
\n
Setyl Srl Bergamo IT 100.000 EUR
\n
Equity Enel X Italia Srl 27,50% 27,50%
\n
Seven Cowboy PPA LLC Andover US 1 USD
\n
Integrale
\n
EGP North America
\n
PPA LLC
\n
100,00% 100,00%
\n
Seven Cowboy Wind Project
\n
Holdings LLC
\n
Andover US 1 USD
\n
Integrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%
\n
Seven Cowboy Wind Project
\n
II LLC
\n
Andover US 1 USD
\n
Integrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%
\n
Seven Cowboy Wind Project
\n
LLC
\n
Andover US 1 USD
\n
Integrale
\n
Seven Cowboy Wind
\n
Project Holdings LLC
\n
100,00% 100,00%
\n
Seven Cowboys Solar Project
\n
LLC
\n
Andover US - USD
\n
Integrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%
\n
Shark Power 10 SLU Madrid ES 3.000 EUR
\n
Integrale Shark Power SLU 100,00% 70,12%
\n
Shark Power 4 SLU Madrid ES 3.000 EUR
\n
Integrale Shark Power SLU 100,00% 70,12%
\n
Shark Power 5 SLU Madrid ES 3.000 EUR
\n
Integrale Shark Power SLU 100,00% 70,12%
\n
Shark Power 6 SLU Madrid ES 3.000 EUR
\n
Integrale Shark Power SLU 100,00% 70,12%
\n
Shark Power 7 SLU Madrid ES 3.000 EUR
\n
Integrale Shark Power SLU 100,00% 70,12%
\n
Shark Power 8 SLU Madrid ES 3.000 EUR
\n
Integrale Shark Power SLU 100,00% 70,12%
\n
Shark Power 9 SLU Madrid ES 3.000 EUR
\n
Integrale Shark Power SLU 100,00% 70,12%
\n
Shark Power SLU Madrid ES 143.000 EUR
\n
Integrale
\n
Enel Green Power
\n
Espa\u00f1a SLU
\n
100,00% 70,12%
\n
Shepherd Pass Wind Project
\n
LLC
\n
Andover US 1 USD
\n
Integrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%
\n
Shiawassee Wind Project
\n
LLC
\n
Wilmington US 1 USD
\n
Integrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%
\n

\n\n\n
Denominazione societ\u00e0 Sede legale Nazione Capitale sociale Valuta Settore di attivit\u00e0
\n
Metodo di
\n
consolidamento Detenuta da
\n
% possesso
\n
azioni
\n
ordinarie
\n
% possesso
\n
Gruppo
\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) Private
\n
Limited
\n
Gurugram IN 340.100.000 INR
\n
Integrale
\n
Enel Green Power
\n
India Private Limited
\n
100,00% 100,00%
\n
Sicilhy Srl Roma IT 10.000 EUR
\n
Integrale
\n
Enel Green Power
\n
Italia Srl
\n
100,00% 100,00%
\n
SIET - Societ\u00e0 Informazioni
\n
Esperienze Termoidrauliche
\n
SpA
\n
Piacenza IT 697.820 EUR
\n
Equity
\n
Enel Innovation
\n
Hubs Srl
\n
41,55% 41,55%
\n
Silt Solar I LLC Andover US 1 USD
\n
Integrale
\n
Brick Road Solar
\n
Holdings LLC
\n
100,00% 100,00%
\n
Silver Dollar Solar Project LLC Andover US 1 USD
\n
Integrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%
\n
Silverware Solar Project LLC Andover US 1 USD
\n
Integrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%
\n
Sinergia EWR4 Roma IT 10.000 EUR
\n
Integrale
\n
Enel Green Power
\n
Italia Srl
\n
100,00% 100,00%
\n
Sinergia GP6 Srl Roma IT 10.000 EUR
\n
Integrale
\n
Enel Green Power
\n
Italia Srl
\n
100,00% 100,00%
\n
Sinergia GP7 Srl Roma IT 10.000 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 EUR
\n
Equity
\n
Enel Green Power
\n
Espa\u00f1a SLU
\n
28,13% 19,72%
\n
Sistemas Energ\u00e9ticos Ma\u00f1\u00f3n
\n
Ortigueira SA
\n
Santiago de
\n
Compostela
\n
ES 2.007.750 EUR
\n
Integrale
\n
Enel Green Power
\n
Espa\u00f1a SLU
\n
96,00% 67,31%
\n
Skyview Solar Project LLC Andover US 1 USD
\n
Integrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%
\n
Skyview Wind Project LLC Andover US 1 USD
\n
Integrale Tradewind Energy Inc. 100,00% 100,00%
\n
SL Energy SAC Lima PE 1.000 SOL
\n
Held for sale
\n
Enel Generaci\u00f3n
\n
Per\u00fa SAA
\n
99,90%
\n
71,55%
\n
Enel Per\u00fa SAC 0,10%
\n
Sleep Hollow Solar I LLC Andover US 1 USD
\n
Integrale
\n
Brick Road Solar
\n
Holdings LLC
\n
100,00% 100,00%
\n
Slovak Power Holding BV Amsterdam NL 25.010.000 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 EUR
\n
Equity
\n
Slovensk\u00e9 elektr\u00e1rne
\n
AS
\n
100,00% 33,00%
\n
Slovensk\u00e9 elektr\u00e1rne AS Bratislava SK 1.269.295.725 EUR
\n
Equity
\n
Slovak Power Holding
\n
BV
\n
66,00% 33,00%
\n
Slovensk\u00e9 elektr\u00e1rne \u010cesk\u00e1
\n
Republika Sro
\n
Moravsk\u00e1 Ostrava CZ 295.819 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 LLC Topeka US - USD
\n
Integrale
\n
EGPNA Project
\n
HoldCo 1 LLC
\n
100,00% 100,00%
\n
Smoky Hills Wind Project
\n
II LLC
\n
Lenexa US - USD
\n
Integrale
\n
EGPNA Project
\n
HoldCo 1 LLC
\n
100,00% 100,00%
\n
Snowy Knoll Wind Project
\n
LLC
\n
Andover US 1 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

\n\n\n
Denominazione societ\u00e0 Sede legale Nazione Capitale sociale Valuta Settore di attivit\u00e0
\n
Metodo di
\n
consolidamento Detenuta da
\n
% possesso
\n
azioni
\n
ordinarie
\n
% possesso
\n
Gruppo
\n
Socibe Energia SA Niter\u00f3i BR 12.969.032 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 CLP
\n
Integrale Enel Chile SA 57,50% 37,33%
\n
Sociedad E\u00f3lica de Andaluc\u00eda
\n
SA
\n
Siviglia ES 4.507.591 EUR
\n
Integrale
\n
Enel Green Power
\n
Espa\u00f1a SLU
\n
64,75% 45,40%
\n
Sociedad E\u00f3lica el Puntal SL Siviglia ES 1.643.000 EUR
\n
Equity
\n
Enel Green Power
\n
Espa\u00f1a SLU
\n
50,00% 35,06%
\n
Sociedad E\u00f3lica Los Lances
\n
SA
\n
Siviglia ES 2.404.048 EUR
\n
Integrale
\n
Enel Green Power
\n
Espa\u00f1a SLU
\n
60,00% 42,07%
\n
Societ\u00e0 Elettrica Trigno Srl Roma IT 100.000 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 ZAR
\n
Equity
\n
Enel Green Power
\n
RSA 2 (RF) (Pty) Ltd
\n
55,00% 27,50%
\n
Solana Renovables SL Madrid ES 6.246 EUR
\n
Equity
\n
Enel Green Power
\n
Espa\u00f1a SLU
\n
39,90% 27,97%
\n
Soliloquoy Ridge LLC Minneapolis US - USD
\n
Integrale
\n
Chi Minnesota Wind
\n
LLC
\n
100,00% 100,00%
\n
Sona Enerj\u00ed \u00dcret\u00edm Anon\u00edm
\n
\u015e\u00edrket\u00ed
\n
Istanbul TR 50.000 TRY
\n
Integrale
\n
Enel Green Power
\n
Turkey Enerj\u00ed
\n
Yatirimlari Anon\u00edm
\n
\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
Sone Renewable Energy
\n
Private Limited
\n
Gurgaon IN 100.000 INR
\n
Integrale
\n
Enel Green Power
\n
India Private Limited
\n
100,00% 100,00%
\n
Sotavento Galicia SA
\n
Santiago de
\n
Compostela
\n
ES 601.000 EUR
\n
Equity
\n
Enel Green Power
\n
Espa\u00f1a SLU
\n
36,00% 25,24%
\n
South Italy Green Hydrogen
\n
Srl
\n
Roma IT 10.000 EUR
\n
Equity
\n
Enel Green Power
\n
Italia Srl
\n
50,00% 50,00%
\n
South Rock Wind Project LLC Andover US 1 USD
\n
Integrale Tradewind Energy Inc. 100,00% 100,00%
\n
South Sky Solar Project LLC Andover US 1 USD
\n
Integrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%
\n
Southern Star Solar Project
\n
LLC
\n
Andover US 1 USD
\n
Integrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%
\n
Southwest Transmission LLC 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 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
100,00% 100,00%
\n
Spinazzola SPV Srl Roma IT 10.000 EUR
\n
Integrale
\n
Enel Green Power
\n
Italia Srl
\n
100,00% 100,00%
\n
Spring Wheat Solar Project
\n
LLC
\n
Andover US 1 USD
\n
Integrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%
\n
Square Dance Solar Project
\n
LLC
\n
Andover US 1 USD
\n
Integrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%
\n
Sreeja Infrastructure Private
\n
Limited
\n
Hyderabad IN 100.000 INR
\n
Integrale
\n
Enel Green Power
\n
India Private Limited
\n
100,00% 100,00%
\n
\n\n
Denominazione societ\u00e0 Sede legale Nazione Capitale sociale Valuta Settore di attivit\u00e0
\n
Metodo di
\n
consolidamento Detenuta da
\n
% possesso
\n
azioni
\n
ordinarie
\n
% possesso
\n
Gruppo
\n
Stable Brook Storage Project
\n
Limited 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 USD
\n
Integrale
\n
Enel Green Power
\n
Stampede Solar
\n
Holdings LLC
\n
100,00% 100,00%
\n
Stampede Solar Project LLC Andover US - USD
\n
Integrale
\n
Fence Post Solar
\n
Holdings LLC
\n
100,00% 100,00%
\n
Star Catcher Solar Project
\n
LLC
\n
Andover US 1 USD
\n
Integrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%
\n
Star Energy Single Member
\n
PC
\n
Maroussi GR 63.010 EUR
\n
Equity
\n
Enel Green Power
\n
Hellas SA
\n
100,00% 50,00%
\n
Station Tales Solar Limited
\n
Partnership
\n
Calgary CA 100 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 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 USD
\n
Held for sale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%
\n
Stipa Naya\u00e1 SA de Cv Citt\u00e0 del Messico MX 1.811.016.347 MXN
\n
Integrale
\n
Enel Green Power
\n
M\u00e9xico S de RL de Cv
\n
55,21%
\n
99,99%
\n
Enel Green Power
\n
Partecipazioni
\n
Speciali Srl
\n
44,79%
\n
Stockyard Solar Project LLC Andover US - USD
\n
Integrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%
\n
Stone Belt Solar Project LLC Andover US 1 USD
\n
Integrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%
\n
Stonewood Desarrollos SLU Madrid ES 4.053.000 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 USD
\n
Integrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%
\n
Stormy Hills Wind Project
\n
LLC
\n
Andover US 1 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 de Cv Citt\u00e0 del Messico MX 1.000 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 ZAR
\n
Integrale
\n
Enel Green Power
\n
South Africa (Pty) Ltd
\n
57,00% 57,00%
\n
Sugar Pine Solar Project LLC Andover US 1 USD
\n
Integrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%
\n
Suggestion Power
\n
Unipessoal Ltda
\n
Pa\u00e7o de Arcos PT 50.000 EUR
\n
Integrale
\n
Endesa Generaci\u00f3n
\n
Portugal SA
\n
100,00% 70,12%
\n
Suministradora El\u00e9ctrica de
\n
C\u00e1diz SA
\n
Cadice ES 12.020.240 EUR
\n
Equity Endesa SA 33,50% 23,49%
\n
Suministro de Luz y Fuerza
\n
SL
\n
Barcellona ES 2.800.000 EUR
\n
Integrale
\n
Hidroel\u00e9ctrica de
\n
Catalunya SLU
\n
60,00% 42,07%
\n
Summit Energy Storage Inc. Wilmington US 1.000 USD
\n
Integrale
\n
Enel Green Power
\n
North America Inc.
\n
75,00% 75,00%
\n
\n\n
Denominazione societ\u00e0 Sede legale Nazione Capitale sociale Valuta Settore di attivit\u00e0
\n
Metodo di
\n
consolidamento Detenuta da
\n
% possesso
\n
azioni
\n
ordinarie
\n
% possesso
\n
Gruppo
\n
Sun River LLC Bend US - USD
\n
Integrale
\n
Chi Minnesota Wind
\n
LLC
\n
100,00% 100,00%
\n
Sun Rock Solar 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
Sun Up Solar Project LLC Andover US 1 USD
\n
Integrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%
\n
Sun4 Koryta Sp\u00f3\u0142ka
\n
z Ograniczon\u0105
\n
Odpowiedzialno\u015bci\u0105
\n
Wroc\u0142aw PL 5.750 PLN
\n
Integrale
\n
S4ma Developments
\n
Sp\u00f3\u0142ka z Ograniczon\u0105
\n
Odpowiedzialno\u015b\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 PLN
\n
Integrale
\n
S4ma Developments
\n
Sp\u00f3\u0142ka z Ograniczon\u0105
\n
Odpowiedzialno\u015b\u0105
\n
80,00% 80,00%
\n
Sundance Wind Project LLC Dover US 100 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 USD
\n
Integrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%
\n
Sweet Apple Solar Project
\n
LLC
\n
Andover US 1 USD
\n
Integrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%
\n
TAE Technologies Inc. Pauling US 53.207.936 USD
\n
- Enel Produzione SpA 1,02% 1,02%
\n
Tasseling Jewel Wind Project
\n
LLC
\n
Andover US 1 USD
\n
Integrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%
\n
Tauste Energ\u00eda Distribuida SL Saragozza ES 60.508 EUR
\n
Integrale
\n
Enel Green Power
\n
Espa\u00f1a SLU
\n
51,00% 35,76%
\n
Teal Canoe Solar Project LLC Andover US 1 USD
\n
Integrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%
\n
Tecnoguat SA
\n
Citt\u00e0 del
\n
Guatemala
\n
GT 30.948.000 GTQ
\n
Integrale
\n
Enel Colombia SA
\n
ESP
\n
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 EUR
\n
Equity
\n
Endesa Generaci\u00f3n
\n
SAU
\n
43,75% 30,68%
\n
Tenedora de Energ\u00eda
\n
Renovable Sol y Viento SAPI
\n
de Cv
\n
Citt\u00e0 del Messico MX 2.892.643.576 MXN
\n
Equity
\n
Enel Green Power
\n
SpA
\n
32,90% 32,90%
\n
Tera Renewables India Private
\n
Limited
\n
Gurugram IN 100.000 INR
\n
Integrale
\n
Enel Green Power
\n
India Private Limited
\n
100,00% 100,00%
\n
Termica Colleferro SpA Bologna IT 6.100.000 EUR
\n
Equity Cogenio Srl 60,00% 12,00%
\n
Termoel\u00e9ctrica Jos\u00e9 de San
\n
Mart\u00edn SA
\n
Buenos Aires AR 7.078.298 ARS
\n
-
\n
Enel Generaci\u00f3n El
\n
Choc\u00f3n SA
\n
5,60% 3,03%
\n
Termoel\u00e9ctrica Manuel
\n
Belgrano SA
\n
Buenos Aires AR 7.078.307 ARS
\n
-
\n
Enel Generaci\u00f3n El
\n
Choc\u00f3n SA
\n
6,23% 3,37%
\n
Termotec Energ\u00eda AIE in
\n
liquidazione
\n
La Pobla de
\n
Vallbona
\n
ES 481.000 EUR
\n
Equity
\n
Enel Green Power
\n
Espa\u00f1a SLU
\n
45,00% 31,55%
\n
Terrer Renovables SL Madrid ES 5.000 EUR
\n
Equity
\n
Baylio Solar SLU 11,66%
\n
20,73%
\n
Dehesa de los
\n
Guadalupes Solar
\n
SLU
\n
8,83%
\n
Seguidores Solares
\n
Planta 2 SLU
\n
9,08%
\n
Texas Sage Solar Project LLC Andover US 1 USD
\n
Integrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%
\n

\n\n\n
Denominazione societ\u00e0 Sede legale Nazione Capitale sociale Valuta Settore di attivit\u00e0
\n
Metodo di
\n
consolidamento Detenuta da
\n
% possesso
\n
azioni
\n
ordinarie
\n
% possesso
\n
Gruppo
\n
Texkan Wind LLC Andover US - USD
\n
Integrale Enel Texkan Inc. 100,00% 100,00%
\n
Thar Surya 1 Private Limited Gurgaon IN 1.127.840 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 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 Project
\n
LLC
\n
Dover US 1 USD
\n
Integrale
\n
Thunder Ranch Wind
\n
Holdings LLC
\n
100,00% 100,00%
\n
Thunderegg Storage Project
\n
LLC
\n
Andover US 1 USD
\n
Integrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%
\n
Thunderegg Wind Project
\n
LLC
\n
Andover US 1 USD
\n
Integrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%
\n
Tico Solar 1 SLU Saragozza ES 3.000 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 EUR
\n
Integrale
\n
Enel Green Power
\n
Espa\u00f1a SLU
\n
100,00% 70,12%
\n
Tieton Storage Project LLC Andover US 1 USD
\n
Integrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%
\n
Tobivox (RF) (Pty) Ltd Johannesburg ZA 10.000.000 ZAR
\n
Integrale
\n
Enel Green Power
\n
South Africa (Pty) Ltd
\n
60,00% 60,00%
\n
Toledo PV AIE Madrid ES 26.888 EUR
\n
Equity
\n
Enel Green Power
\n
Espa\u00f1a SLU
\n
33,33% 23,37%
\n
Toro Renovables 400 kV SL Madrid ES 3.000 EUR
\n
Equity
\n
FRV Zamora Solar
\n
1 SLU
\n
8,28% 5,81%
\n
Torrepalma Energy 1 SLU Madrid ES 3.100 EUR
\n
Integrale
\n
Enel Green Power
\n
Espa\u00f1a SLU
\n
100,00% 70,12%
\n
Tradewind Energy Inc. Wilmington US 1.000 USD
\n
Integrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%
\n
Trading Post Solar Project
\n
LLC
\n
Andover US 1 USD
\n
Integrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%
\n
Trail Ride Canyon Wind
\n
Project LLC
\n
Andover US 1 USD
\n
Integrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%
\n
Transformadora Almod\u00f3var
\n
Renovables SL
\n
Siviglia ES 5.000 EUR
\n
Equity
\n
Enel Green Power
\n
Espa\u00f1a SLU
\n
60,53% 42,44%
\n
Transportadora de Energ\u00eda
\n
SA - TESA
\n
Buenos Aires AR 2.584.473.416 ARS
\n
Held for sale
\n
Enel Argentina SA 0,00%
\n
82,27%Enel Brasil SA 60,15%
\n
Enel CIEN SA 39,85%
\n
Transportes y Distribuciones
\n
El\u00e9ctricas SA in liquidazione
\n
Olot ES 72.121 EUR
\n
Integrale
\n
Edistribuci\u00f3n Redes
\n
Digitales SLU
\n
73,33% 51,42%
\n
Tr\u00e9vago Renovables SL Madrid ES 3.000 EUR
\n
Equity
\n
Furatena Solar 1 SLU 17,7 3 %
\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
100,00% 100,00%
\n
Tulip Grove Solar Project LLC Andover US - USD
\n
Integrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%
\n
Tumbleweed Flat Solar
\n
Project LLC
\n
Andover US 1 USD
\n
Integrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%
\n

\n\n\n
Denominazione societ\u00e0 Sede legale Nazione Capitale sociale Valuta Settore di attivit\u00e0
\n
Metodo di
\n
consolidamento Detenuta da
\n
% possesso
\n
azioni
\n
ordinarie
\n
% possesso
\n
Gruppo
\n
Tunga Renewable Energy
\n
Private Limited
\n
Gurugram IN 96.300.000 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 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
100,00% 100,00%
\n
Twin Saranac Holdings LLC 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 EUR
\n
Equity Enel X Italia Srl 50,00% 50,00%
\n
Uni\u00f3n El\u00e9ctrica de Canarias
\n
Generaci\u00f3n SAU
\n
Las Palmas de
\n
Gran Canaria
\n
ES 190.171.521 EUR
\n
Integrale
\n
Endesa Generaci\u00f3n
\n
SAU
\n
100,00% 70,12%
\n
Upington Solar (Pty) Ltd Johannesburg ZA 1.000 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 286.427.454 BRL
\n
Integrale Enel Brasil SA 100,00% 82,27%
\n
Usina E\u00f3lica Pedra Pintada
\n
B Ltda
\n
Rio de Janeiro BR 135.748.697 BRL
\n
Integrale Enel Brasil SA 100,00% 82,27%
\n
Usina E\u00f3lica Pedra Pintada
\n
C Ltda
\n
Rio de Janeiro BR 135.805.024 BRL
\n
Integrale Enel Brasil SA 100,00% 82,27%
\n
Usina E\u00f3lica Pedra Pintada
\n
D Ltda
\n
Rio de Janeiro BR 135.653.327 BRL
\n
Integrale Enel Brasil SA 100,00% 82,27%
\n
Usina E\u00f3lica Pedra Pintada
\n
E Ltda
\n
Rio de Janeiro BR 653 BRL
\n
Integrale Enel Brasil SA 100,00% 82,27%
\n
Usina E\u00f3lica Pedra Pintada
\n
F Ltda
\n
Rio de Janeiro BR 653.327 BRL
\n
Integrale Enel Brasil SA 100,00% 82,27%
\n
Usina E\u00f3lica Pedra Pintada
\n
G Ltda
\n
Rio de Janeiro BR 653.327 BRL
\n
Integrale Enel Brasil SA 100,00% 82,27%
\n
Usina Fotovoltaica Arinos E
\n
11 Ltda
\n
Rio de Janeiro BR 249.033.267 BRL
\n
Integrale Enel Brasil SA 100,00% 82,27%
\n
Usina Fotovoltaica Arinos E
\n
12 Ltda
\n
Rio de Janeiro BR 221.724.006 BRL
\n
Integrale Enel Brasil SA 100,00% 82,27%
\n
Usina Fotovoltaica Arinos E
\n
13 Ltda
\n
Rio de Janeiro BR 221.724.006 BRL
\n
Integrale Enel Brasil SA 100,00% 82,27%
\n
Usina Fotovoltaica Arinos E
\n
14 Ltda
\n
Rio de Janeiro BR 221.724.006 BRL
\n
Integrale Enel Brasil SA 100,00% 82,27%
\n
Usina Fotovoltaica Arinos E
\n
15 Ltda
\n
Rio de Janeiro BR 221.724.006 BRL
\n
Integrale Enel Brasil SA 100,00% 82,27%
\n
Usina Fotovoltaica Arinos E
\n
16 Ltda
\n
Rio de Janeiro BR 221.724.006 BRL
\n
Integrale Enel Brasil SA 100,00% 82,27%
\n
Usina Fotovoltaica Arinos E
\n
17 Ltda
\n
Rio de Janeiro BR 221.724.006 BRL
\n
Integrale Enel Brasil SA 100,00% 82,27%
\n
Usina Fotovoltaica Arinos E
\n
21 Ltda
\n
Rio de Janeiro BR 221.724.006 BRL
\n
Integrale Enel Brasil SA 100,00% 82,27%
\n
Usina Fotovoltaica Arinos E
\n
22 Ltda
\n
Rio de Janeiro BR 221.724.006 BRL
\n
Integrale Enel Brasil SA 100,00% 82,27%
\n
Usina Fotovoltaica Arinos E
\n
23 Ltda
\n
Rio de Janeiro BR 221.724.006 BRL
\n
Integrale Enel Brasil SA 100,00% 82,27%
\n

\n\n\n
Denominazione societ\u00e0 Sede legale Nazione Capitale sociale Valuta Settore di attivit\u00e0
\n
Metodo di
\n
consolidamento Detenuta da
\n
% possesso
\n
azioni
\n
ordinarie
\n
% possesso
\n
Gruppo
\n
Usina Fotovoltaica Arinos E
\n
24 Ltda
\n
Rio de Janeiro BR 221.724.006 BRL
\n
Integrale Enel Brasil SA 100,00% 82,27%
\n
USME ZE SAS Bogot\u00e0 CO 739.653.977 COP
\n
Equity Bogot\u00e1 ZE SAS 100,00% 9,44%
\n
Ustav Jadern\u00e9ho V\u00fdzkumu
\n
Rez AS
\n
\u0158e\u017e CZ 524.139.000 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 INR
\n
Integrale
\n
Enel Green Power
\n
India 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 TRY
\n
Integrale Enel SpA 100,00% 100,00%
\n
Velvet Wheat Solar Project
\n
LLC
\n
Andover US 1 USD
\n
Integrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%
\n
Ventos de Santa \u00c2ngela
\n
Energias Renov\u00e1veis SA
\n
Rio de Janeiro BR 7.315.000 BRL
\n
Integrale Enel Brasil SA 100,00% 82,27%
\n
Ventos de Santa Esperan\u00e7a
\n
Energias Renov\u00e1veis SA
\n
Rio de Janeiro BR 4.727.414 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 BRL
\n
Integrale Enel Brasil SA 100,00% 82,27%
\n
Ventos de S\u00e3o Cirilo Energias
\n
Renov\u00e1veis SA
\n
Rio de Janeiro BR 2.572.010 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 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 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 MXN
\n
Equity
\n
Tenedora de Energ\u00eda
\n
Renovable Sol y
\n
Viento SAPI de Cv
\n
60,80% 20,00%
\n
Villanueva Solar SA de Cv Citt\u00e0 del Messico MX 205.316.027 MXN
\n
Equity
\n
Tenedora de Energ\u00eda
\n
Renovable Sol y
\n
Viento SAPI de Cv
\n
60,80% 20,00%
\n
Viruleiros SL
\n
Santiago de
\n
Compostela
\n
ES 160.000 EUR
\n
Integrale
\n
Enel Green Power
\n
Espa\u00f1a SLU
\n
67,00% 46,98%
\n
Viva Labs AS Oslo NO 1.250.000 NOK
\n
Integrale
\n
Enel X International
\n
Srl
\n
100,00% 100,00%
\n
Wagon Train Solar Project
\n
LLC
\n
Andover US 1 USD
\n
Integrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%
\n
Walking Horse Wind Project
\n
LLC
\n
Andover US 1 USD
\n
Integrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%
\n
Wapella Bluffs Wind Project
\n
LLC
\n
Andover US 1 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 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
West Faribault Solar LLC Wilmington US - USD
\n
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 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 Settore di attivit\u00e0
\n
Metodo di
\n
consolidamento Detenuta da
\n
% possesso
\n
azioni
\n
ordinarie
\n
% possesso
\n
Gruppo
\n
Western Trails Solar Project
\n
LLC
\n
Andover US 1 USD
\n
Integrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%
\n
Wharton-El Campo Solar
\n
Project LLC
\n
Andover US 1 USD
\n
Integrale Tradewind Energy Inc. 100,00% 100,00%
\n
White Cloud Wind Holdings
\n
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 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 USD
\n
Integrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%
\n
Whitetail Trails Solar Project
\n
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 USD
\n
Integrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%
\n
Whitney Hill Wind Power LLC Andover US - USD
\n
Integrale
\n
Whitney Hill Wind
\n
Power Holdings LLC
\n
100,00% 100,00%
\n
Whittle\u2019s Ferry Solar Project
\n
LLC
\n
Andover US 1 USD
\n
Integrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%
\n
Wild Ox Solar Project LLC Andover US 1 USD
\n
Integrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%
\n
Wild Run LP Alberta CA 10 CAD
\n
Integrale
\n
Enel Alberta Wind Inc. 0,10%
\n
100,00%
\n
Enel Green Power
\n
Canada Inc.
\n
99,90%
\n
Wild Six Solar Project LLC Andover US 1 USD
\n
Integrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%
\n
Wildcat Flats Wind Project
\n
LLC
\n
Andover US 1 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 USD
\n
Integrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%
\n
Wildflower Flats Solar Project
\n
LLC
\n
Andover US 1 USD
\n
Integrale Enel Kansas LLC 100,00% 100,00%
\n
Wind Belt Transco LLC Andover US 1 USD
\n
Integrale Tradewind Energy Inc. 100,00% 100,00%
\n
Wind Parks Anatolis - Prinias
\n
Single Member SA
\n
Maroussi GR 15.803.388 EUR
\n
Equity
\n
Enel Green Power
\n
Hellas Wind Parks
\n
South Evia Single
\n
Member SA
\n
100,00% 50,00%
\n
Wind Parks Katharas Single
\n
Member SA
\n
Maroussi GR 19.932.048 EUR
\n
Equity
\n
Enel Green Power
\n
Hellas Wind Parks
\n
South Evia Single
\n
Member SA
\n
100,00% 50,00%
\n
Wind Parks Kerasias Single
\n
Member SA
\n
Maroussi GR 26.107.790 EUR
\n
Equity
\n
Enel Green Power
\n
Hellas Wind Parks
\n
South Evia Single
\n
Member SA
\n
100,00% 50,00%
\n
Wind Parks Milias Single
\n
Member SA
\n
Maroussi GR 19.909.374 EUR
\n
Equity
\n
Enel Green Power
\n
Hellas Wind Parks
\n
South Evia Single
\n
Member SA
\n
100,00% 50,00%
\n
Wind Parks Mitikas Single
\n
Member SA
\n
Maroussi GR 22.268.039 EUR
\n
Equity
\n
Enel Green Power
\n
Hellas Wind Parks
\n
South Evia Single
\n
Member SA
\n
100,00% 50,00%
\n
\n\n
Denominazione societ\u00e0 Sede legale Nazione Capitale sociale Valuta Settore di attivit\u00e0
\n
Metodo di
\n
consolidamento Detenuta da
\n
% possesso
\n
azioni
\n
ordinarie
\n
% possesso
\n
Gruppo
\n
Wind Parks Platanos Single
\n
Member SA
\n
Maroussi GR 13.342.867 EUR
\n
Equity
\n
Enel Green Power
\n
Hellas Wind Parks
\n
South Evia Single
\n
Member SA
\n
100,00% 50,00%
\n
Wind Parks Spilias Single
\n
Member SA
\n
Maroussi GR 28.267.490 EUR
\n
Equity
\n
Enel Green Power
\n
Hellas Wind Parks
\n
South Evia Single
\n
Member SA
\n
100,00% 50,00%
\n
Windbreaker Storage Project
\n
LLC
\n
Andover US 1 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
100,00% 100,00%
\n
Wkn Basilicata Development
\n
PE1 Srl
\n
Roma IT 10.000 EUR
\n
Integrale
\n
Enel Green Power
\n
Italia Srl
\n
100,00% 100,00%
\n
Woods Hill Solar LLC Wilmington US - USD
\n
Held for sale
\n
Stillwater Woods Hill
\n
Holdings LLC
\n
100,00% 100,00%
\n
X-bus Italia Srl Milano IT 15.000 EUR
\n
Equity Enel X Italia Srl 20,00% 20,00%
\n
Yacylec SA Buenos Aires AR 20.000.000 ARS
\n
Held for sale Enel Am\u00e9ricas SA 33,33% 27,4 2 %
\n
Yedesa Cogeneraci\u00f3n SA in
\n
liquidazione
\n
Almeria ES 234.395 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 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 Topco S\u00e0rl Lussemburgo LU 29.970.000 EUR
\n
-
\n
Enel X International
\n
Srl
\n
19,50% 19,50%
\n
Zoo Solar Project LLC Andover US - USD
\n
Integrale Tradewind Energy Inc. 100,00% 100,00%
\n

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(2) Di cui \u201cDisponibilit\u00e0 liquide e mezzi equivalenti\u201d per 11.041 milioni di euro al 1\u00b0 gennaio 2023 (8.315 milioni di euro al 1\u00b0 gennaio 2022), \u201cTitoli a breve\u201d pari a
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78 milioni di euro al 1\u00b0 gennaio 2023 (88 milioni di euro al 1\u00b0 gennaio 2022), \u201cDisponibilit\u00e0 liquide e mezzi equivalenti\u201d delle \u201cAttivit\u00e0 possedute per la vendita\u201d
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pari a 98 milioni di euro al 1\u00b0 gennaio 2023 (44 milioni di euro al 1\u00b0 gennaio 2022) e \u201cDisponibilit\u00e0 liquide e mezzi equivalenti\u201d delle \u201cDiscontinued operation\u201d
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pari a 326 milioni di euro al 1\u00b0 gennaio 2023 (543 milioni di euro al 1\u00b0 gennaio 2022).
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(1) Il dato riferito all\u2019esercizio 2022 \u00e8 stato rideterminato per tener conto della classificazione tra le \u201cdiscontinued operation\u201d della \u201cVariazione della riserva di
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traduzione\u201d riferita a Rusenergosbyt LLC, societ\u00e0 russa ceduta a dicembre 2023.
", "dimensions": { "concept": "xbrl:note", "noteId": "footnote2", "language": "it" } }, "footnote5": { "value": "
(1) Per una migliore rappresentazione, ai soli fini comparativi, sono stati riclassificati i proventi e oneri finanziari realizzati riferiti ai soli finanziamenti dalla voce
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\u201cIncassi/(Pagamenti) legati a derivati connessi a finanziamenti\u201d, inclusa nella sezione del cash flow da attivit\u00e0 di finanziamento, alle voci \u201cInteressi attivi e altri
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proventi finanziari incassati\u201d e \u201cInteressi passivi e altri finanziari oneri pagati\u201d incluse nel cash flow da attivit\u00e0 operativa.
", "dimensions": { "concept": "xbrl:note", "noteId": "footnote5", "language": "it" } }, "footnote3": { "value": "
(1) I dati relativi al 31 dicembre 2022 sono stati rideterminati per tenere conto degli effetti dell\u2019Amendment allo IAS 12, in vigore successivamente al 1\u00b0 gennaio
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2023. Per maggiori dettagli si rimanda alla nota 8 \u201cRideterminazione dei dati comparativi\u201d.
", "dimensions": { "concept": "xbrl:note", "noteId": "footnote3", "language": "it" } }, "footnote7": { "value": "
(3) Di cui \u201cDisponibilit\u00e0 liquide e mezzi equivalenti\u201d per 6.801 milioni di euro al 31 dicembre 2023 (11.041 milioni di euro al 31 dicembre 2022), \u201cTitoli a breve\u201d
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pari a 81 milioni di euro al 31 dicembre 2023 (78 milioni di euro al 31 dicembre 2022), \u201cDisponibilit\u00e0 liquide e mezzi equivalenti\u201d delle \u201cAttivit\u00e0 possedute per
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la vendita\u201d pari a 261 milioni di euro al 31 dicembre 2023 (98 milioni di euro al 31 dicembre 2022) e \u201cDisponibilit\u00e0 liquide e mezzi equivalenti\u201d delle \u201cDiscon-
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tinued operation\u201d pari a 326 milioni di euro al 31 dicembre 2022.
", "dimensions": { "concept": "xbrl:note", "noteId": "footnote7", "language": "it" } }, "footnote4": { "value": "
(1) I dati relativi al 31 dicembre 2022 sono stati rideterminati per tenere conto degli effetti dell\u2019Amendment allo IAS 12, in vigore successivamente al 1\u00b0 gennaio
\n
2023. Per maggiori dettagli si rimanda alla nota 8 \u201cRideterminazione dei dati comparativi\u201d
", "dimensions": { "concept": "xbrl:note", "noteId": "footnote4", "language": "it" } }, "footnote1": { "value": "
(1) Il dato riferito all\u2019esercizio 2022 \u00e8 stato rideterminato per tener conto della classificazione tra le \u201cdiscontinued operation\u201d della \u201cQuota dei proventi/(oneri)
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derivanti da partecipazioni valutate con il metodo del patrimonio netto\u201d riferita a Rusenergosbyt LLC, societ\u00e0 russa ceduta a dicembre 2023.
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